ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM PHÚ HUÂN

CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
CHO LƯỚI ĐIỆN TRÀ MY TỈNH QUẢNG NAM

LUẬN VĂN THẠC SĨ
KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2022


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHẠM PHÚ HUÂN

CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
CHO LƯỚI ĐIỆN TRÀ MY TỈNH QUẢNG NAM

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Người hướng dẫn khoa học:
TS. TRẦN VINH TỊNH

Đà Nẵng - Năm 2022

i

LỜI CẢM ƠN
Để hoàn thành luận văn này ngoài sự tìm tịi nghiên cứu của bản thân qua sách
vở tài liệu, tôi đã nhận được sự quan tâm hỗ trợ rất lớn từ phía gia đình, các thầy cơ và
Trường Đại học Bách Khoa - Đại học Đà Nẵng.
Tôi xin chân thành cảm ơn Tiến sĩ Trần Vinh Tịnh đã luôn sát cánh động viên
hướng dẫn và giúp đỡ cho tơi trong suốt q trình học tập, nghiên cứu để tơi thực hiện
và hồn thành bản luận văn này.
Tiếp theo tôi xin gửi lời cảm đến Ban Giám hiệu Trường Đại học Bách Khoa Đại học Đà Nẵng, Phòng Đào tạo Trường Đại học Bách Khoa, các quý thầy cô Trường
Đại học Bách Khoa - Đại học Đà Nẵng đã tận tâm chỉ dạy giúp đỡ, tạo mọi điều kiện
cho tôi học tập và nghiên cứu và hướng dẫn cho tơi trong suốt q trình học tập nghiên
cứu tại nhà trường.
Do bản thân còn nhiều hạn chế nên dù rất cố gắng đầu tư thời gian và công sức
song kết quả nghiên cứu khơng tránh khỏi cịn nhiều thiết sót. Rất mong nhận được
nhiều ý kiến đóng góp của quý thầy cô và bạn bè, đồng nghiệp.
Trân trọng!
Người thực hiện

Phạm Phú Huân

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


ii


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan luận văn này là cơng trình nghiên cứu khoa học của riêng tơi
với sự hướng dẫn của TS Trần Vinh Tịnh.
Các thông tin, số liệu, kết quả tính tốn trong luận văn là trung thực và chưa
từng được ai công bố trong bất cứ cơng trình nào.

Tác giả

Phạm Phú Hn

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


iii

MỤC LỤC
LỜI CẢM ƠN .................................................................................................................i
LỜI CAM ĐOAN ......................................................................................................... ii
MỤC LỤC .................................................................................................................... iii
TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT, TIẾNG ANH ....................................................vi
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU ............................................... vii
DANH MỤC CÁC BẢNG......................................................................................... viii
DANH MỤC CÁC HÌNH ............................................................................................ix
DANH MỤC CÁC ĐỒ THỊ ..........................................................................................x
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài ................................................................................................1
2. Mục đích nghiên cứu ..........................................................................................1
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ......................................................................2

4. Phương pháp nghiên cứu ....................................................................................2
5. Bố cục của luận văn ............................................................................................2
CHƯƠNG 1. TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ............................................................................................3
1.1. Khái niệm lưới điện phân phối .................................................................................3
1.2. Nhiệm vụ, đặc thù của lưới điện phân phối ..............................................................3
1.2.1. Nhiệm vụ của lưới điện phân phối................................................................3
1.2.2. Đặc thù của lưới điện phân phối ...................................................................3
1.3. Ý nghĩa của vấn đề TTCS và TTĐN ........................................................................5
1.4. Các thành phần tổn thất công suất trên lưới điện phân phối.....................................6
1.4.1. Tổn thất công suất trên dây dẫn lưới phân phối ...........................................6
1.4.2. Tổn thất công suất trong MBA phân phối ....................................................6
1.5. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối .............................................................7
1.5.1. Tổn thất điện năng trên đường dây lưới phân phối ......................................7
1.5.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp ..........................................................7
1.6. Các nguyên nhân chính gây tổn thất điện năng trên lưới phân phối ........................8
1.6.1. Các nguyên nhân tổn thất kỹ thuật ...............................................................8
1.6.2. Các nguyên nhân tổn thất phi kỹ thuật .........................................................9
1.7. Các phương pháp xác định tổn thất điện năng ..........................................................9
1.7.1. Phương pháp xác định TTĐN theo đồ thị phụ tải.........................................9
1.7.2. Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất: ...................................10
1.7.3. Phương pháp đường cong tổn thất ..............................................................11
1.7.4. Phương pháp dịng điện trung bình bình phương .......................................13
1.7.5. Phương pháp xác định điện năng tiêu thụ...................................................14
1.7.6. Phương pháp sử dụng phần mềm ứng dụng. ..............................................14

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ



iv

1.7.7. Phương pháp tính theo quy định của EVN .................................................15
1.8. Kết luận chương 1 ...................................................................................................15
CHƯƠNG 2. CÁC PHƯƠNG PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ KINH TẾ
17LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ......................................................................................17
2.1. Lưới điện phân phối ................................................................................................ 17
2.2. Các biện pháp nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành LĐPP .....................................17
2.3. Tối ưu hóa lắp đặt thiết bị bù ..................................................................................18
2.3.1. Khái niệm cơng suất phản kháng ................................................................ 18
2.3.2. Sự tiêu thụ công suất phản kháng ...............................................................19
2.3.3. Các biện pháp giảm thấp nhu cầu CSPK ....................................................20
2.3.4. Các lợi ích thu được khi lắp đặt thiết bị bù.................................................21
2.3.5. Bù kỹ thuật và bù kinh tế CSPK .................................................................21
2.4. Tính tốn TTCS, TTĐN trong hệ thống cung cấp điện ..........................................22
2.5. Kết luận chương 2 ...................................................................................................22
CHƯƠNG 3. TRUYỀN TẢI CÔNG SUẤT HIỆN NAY CỦA LƯỚI ĐIỆN TRÀ MY
- CÁC VẤN ĐỀ ẢNH HƯỞNG ĐẾN TTĐN TRÊN LƯỚI KHU VỰC TRÀ MY .... 24
3.1. Hiện trạng nguồn và lưới điện huyện Trà My ........................................................24
3.1.1. Nguồn điện ..................................................................................................24
3.1.2. Lưới điện .....................................................................................................25
3.1.3. Phụ tải điện .................................................................................................26
3.2. Tình hình thực hiện chỉ tiêu TTĐN 5 năm 2016-2020 ...........................................26
3.2.1. Thực hiện chỉ tiêu TTĐN giai đoạn 2016-2020 .........................................26
3.2.2. Kết quả giảm TTĐN 11 tháng đầu năm 2021 ............................................27
3.2.3. Các nguyên nhân ảnh hưởng đến TTĐN ....................................................27
3.3. Các giải pháp đã thực hiện tại Điện lực giảm TTĐN .............................................28
3.3.1. Các giải pháp quản lý kinh doanh...............................................................28
3.3.2. Các giải pháp về QLVH, QLKT .................................................................29

3.3.3. Các giải pháp về ĐTXD-SCL .....................................................................30
3.3.4. Thay đổi cấu trúc lưới nâng cao độ tin cậy giảm TTĐN: ...........................32
3.4. Kết luận chương 3 ...................................................................................................32
CHƯƠNG 4. TÍNH TỐN BÙ TỐI ƯU XUẤT TUYẾN ĐỂ ĐẢM BẢO TỔN
THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN TRÀ MY ................................................33
4.1. Giới thiệu sơ lược về phần mềm PSS/ADEPT .......................................................33
4.2. Phương pháp tìm vị trí bù tối ưu của phần mềm PSS/ADEPT ...............................33
4.2.1. Cách PSS/ADEPT tính các vấn đề kinh tế trong CAPO ............................33
4.2.2. Cách PSS/ADEPT tìm vị trí đặt tụ bù tối ưu ..............................................34
4.3. Xây dựng cơ sở dữ liệu LĐPP cho chương trình PSS/ADEPT ..............................36
4.3.1. Xây dựng cơ sở dữ liệu dây dẫn .................................................................36
4.3.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu MBA .....................................................................36

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


v

4.3.3. Xây dựng cơ sở dữ liệu thông số cấu trúc LĐPP .......................................39
4.4. Lựa chọn các chỉ số kinh tế lưới phân phối cài đặt vào chương trình PSS/ADEPT .....41
4.4.1. Giá điện năng tác dụng tiêu thụ (cP) ..........................................................43
4.4.2. Giá điện năng tác dụng tiêu thụ (cQ) ..........................................................43
4.4.3. Chi phí công suất tác dụng lắp đặt NMĐ (dP) ...........................................43
4.4.4. Chi phí cơng suất phản kháng lắp đặt nhà NMĐ (dQ) ...............................43
4.4.5. Tỷ lệ chiết khấu (r)......................................................................................43
4.4.6. Tỷ số lạm phát (i) ........................................................................................43
4.4.7. Tỷ số lạm phát (N) ......................................................................................44
4.4.8. Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù ứng động (cQ) ...............................44

4.4.9. Chi phí bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù ứng động (mS) .......................44
4.5. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù tối ưu xuất tuyến 471T44 .............44
4.5.1. Mô phỏng LĐPP khu vực Trà My ..............................................................44
4.5.2. Tính tốn phân bố cơng suất .......................................................................45
4.5.3. Lựa chọn các phương án tính bù tối ưu ......................................................51
4.5.4. Trình tự tính tốn các phương án bù ...........................................................52
4.6. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù tối ưu cho các xuất tuyến còn lại của
khu vực Trà My .............................................................................................................54
4.7. Thay đổi cấu trúc lưới để tối ưu hóa tổn thất khu vực Trà My...............................55
4.7.1. Hiện trạng lưới điện và phương án đầu tư ..................................................55
4.7.2. Tính tốn tổn thất điện năng trước và sau đầu tư .......................................55
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .....................................................................................59
TÀI LIỆU THAM KHẢO
PHỤ LỤC

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


vi

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT, TIẾNG ANH
ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC TRÀ MY, CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG NAM
Học viên: Phạm Phú Huân
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: Khóa: K39KTĐ.QN Trường Đại học Bách Khoa - ĐHĐN
Tóm tắt
Trong các năm qua, nhờ được quan tâm đầu tư cải tạo cùng với sự nỗ lực trong công tác quản lý

vận hành lưới điện phân phối, các chỉ tiêu chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện cho khách
hàng sử dụng điện ngày càng được nâng cao, tỷ lệ tổn thất điện năng cũng đã được cải thiện rõ rệt.
Tổn thất điện năng của Công ty Điện lực Quảng Nam nói chung và của Điện lực Trà My nói riêng đã
đạt mức khá thấp, tại Điện lực Trà My tỷ lệ tổn thất điện năng năm 2020 thực hiện là 5.99%. Theo lộ
trình của Cơng ty Điện lực Quảng Nam giao cho Điện lực Trà My đến năm 2025 tỷ lệ tổn thất điện
năng chỉ cịn 4,3%, trung bình mỗi năm giảm 0,35% để Cơng ty hồn thành kế hoạch giao của Tổng
công ty Điện lực miền Trung. Việc nghiên cứu các giải pháp giảm tổn thất công suất, tổn thất điện
năng nhằm đạt được chỉ tiêu giao, nâng cao hiệu quả kinh tế là những vấn đề đang được Cơng ty Điện
lực Quảng Nam nói riêng Ngành điện nói chung quan tâm ưu tiên thực hiện hàng đầu. Trong luận văn
này, tôi đã sử dụng các thông tin dữ liệu từ các chương trình ứng dụng như RF Spider, DSPM, CMIS,
PMIS và phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng, đánh giá, phân tích nguyên nhân ảnh hưởng tới tổn
thất điện năng trên lưới 22kV, đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả kinh tế trên lưới 22kV, 35kV
khu vực Trà My, tỉnh Quảng Nam.

PROPOSED SOLUTIONS TO REDUCE POWER LOSS ON ELECTRICAL
DISTRIBUTION NETWORK TRA MY, QUANG NAM ELECTRICAL COMPANY
Summary
In the past years, thanks to the attention to investment in renovation together with the efforts in
the management and operation of the distribution grid, the power quality indicators, the reliability of
power supply for electricity users. has been increasingly improved, the rate of power loss has also
improved markedly. Power loss of Quang Nam Power Company in general and Tra My electricity in
particular has reached a fairly low level, at Tra My electricity, the rate of power loss in 2020 is 5.99%.
According to the roadmap of Quang Nam electricity Company, which assigns Tra My electricity to
2025, the power loss rate is only 4.3%, an average reduction of 0.35% per year for the Company to
complete its assignment plan. Central Power Corporation. The study of solutions to reduce capacity
loss and power loss in order to achieve assigned targets and improve economic efficiency are issues
that are being prioritized by Quang Nam Power Company in particular. leading implementation. In
this thesis, I have used information and data from application programs such as RF Spider, DSPM,
CMIS, PMIS and PSS/ADEPT software to simulate, evaluate and analyze the causes affecting the
damage. power loss on 22kV grid, propose solutions to improve economic efficiency on 22kV and

35kV grids in Tra My area, Quang Nam province.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


vii

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU
- CSPK
- CSTD
- EVN
- EVNCPC
- HSTCC
- HTCCĐ
- HTĐ
- KDDV
- KTKT
- LĐHA
- LĐPP
- LĐTA
- MBA
- QLKD
- QLVH
- QNaPC
- SXKD
- TBA
- TTCS
- TTĐN

- ΔA
- ΔP
- ΔQ

: Công suất phản kháng.
: Công suất tác dụng
: Tập đồn Điện lực Việt Nam.
: Tổng cơng ty Điện lực miền Trung
: Hiệu suất trạm công cộng.
: Hệ thống cung cấp điện.
: Hệ thống điện.
: Kinh doanh dịch vụ.
: Kinh tế kỹ thuật
: Lưới điện hạ áp.
: Lưới điện phân phối.
: Lưới điện trung áp.
: Máy biến áp.
: Quản lý kinh doanh.
: Quản lý vận hành.
: Công ty Điện lực Quảng Nam
: Sản xuất kinh doanh
: Trạm biến áp
: Tổn thất công suất
: Tổn thất điện năng
: Tổn thất điện năng
: Tổn thất công suất tác dụng.
: Tổn thất công suất phản kháng.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.


Lưu hành nội bộ


viii

DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu
bảng
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.5.
4.6.
4.7.

Tên bảng

Trang

Thông số kỹ thuật và mang tải các trạm biến áp 35KV
Khối lượng quản lý vận hành qua các năm

Thống kê các đường dây 35kV sau các trạm 110kV
Tăng trưởng sản lượng qua các năm 2016 – 2020
Chỉ tiêu TTĐN giai đoạn 2016-2020
Kế hoạch và kết quả thực hiện TTĐN giai đoạn 2016-2020
TTĐN theo cấp điện áp từ 2016-2020
TTĐN theo cấp điện áp từng tháng năm 2021
Cấu trúc file PTI.con
File từ điển dữ liệu PTI.con
Định nghĩa các chỉ số kinh tế trong PSS/ADEPT
Tổn thất công suất ban đầu của xuất tuyến
Tổn thất công suất sau khi lắp đặt tụ bù của xuất tuyến
Tổn thất khu vực Trà My trước khi thực hiện đầu tư cải tạo
Tổn thất khu vực Trà My sau khi thực hiện đầu tư cải tạo

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

24
25
25
26
27
27
27
27
39
40
42
51
54
57

58

Lưu hành nội bộ


ix

DANH MỤC CÁC HÌNH
Số hiệu
hình
1.1.
1.2.
1.3.a.
1.3.b.
1.4.
2.1.
2.2.
4.1.
4.2.
4.3.
4.4.
4.5.
4.6.
4.7.
4.8.
4.9.
4.10.
4.11.
4.12.
4.13.

4.14.
4.15.
4.16.

Tên hình

Trang

Sơ đồ hệ thống phân phối mạch vịng
Sơ đồ hệ lưới điện phối hình tia
Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa
Đồ thị phụ tải hình thang hóa
Xác định TTĐN bằng đường cong tổn thất
Tam giác tổng trở
Tam giác cơng suất
Lưu đồ thuật tốn tối ưu hóa lắp đặt tụ bù của PSS/ADEPT
Hộp thoại tính thơng số máy biến áp của chương trình Possip
Hộp thoại hiện kết quả tính tốn thơng số cấu trúc đường dây
Hộp thoại cài đặt các chi số kinh tế của PSS/ADEP
Sơ đồ áp dụng triển khai của PSS/ADEPT
Hộp thoại Program Setting
Hộp thoại Network Properties
Hộp thoại Defaulf Diagram Properties
Thẻ Load Flow của hộp thoại Anlysis Options
Hiển thị chi tiết từng bước lặp của PSS/ADEPT
Hộp thoại tạm ngừng tính tốn của PSS/ADEPT
Hộp thoại thiết đặt các thông số kinh tế trung áp hộp thoại
Economics
Thẻ Genneral của hộp thoại Analysis Options
Các thẻ Load Flow và CAPO của hộp thoại Analysis Options

Sơ đồ kết lưới hiện trạng khu vực Trà My
Sơ đồ kết lưới đề xuất thay đổi khu vực Trà My

4
5
9
9
13
18
19
34
38
41
42
45
46
47
47
48
49
49

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

52
53
54
56
56


Lưu hành nội bộ


x

DANH MỤC CÁC ĐỒ THỊ
Số hiệu
đồ thị
4.1.

Tên đồ thị
Phụ tải ngày đặc trưng của tuyến 471T44 ngày 01/3/2021

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Trang
51

Lưu hành nội bộ


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Mục tiêu đến năm 2025 tổn thất điện năng Công ty Điện lực Quảng Nam phải
thực hiện đạt:
- Mục tiêu TTĐN chung tồn Cơng ty đạt 3,98%.
- Tổn thất lưới điện trung áp nhỏ hơn 2,0%;
- Tổn thất lưới điện hạ áp nhỏ hơn 3,5% (khơng có TBA CC tổn thất >4%, trừ

các TBA có cơng suất <75kVA khu vực miền núi, địa bàn hiểm trở).
- Bán kính cấp điện TBA phân phối khu vực đô thị không quá 400m (trừ khu vực
chật hẹp khơng đủ diện tích đặt trạm); bán kính cấp điện TBA phân phối khu vực cịn
lại khơng q 600m (trừ khu vực miền núi, địa bàn hiểm trở).
Đây là nhiệm vụ và thách thức to lớn cho Công ty Điện lực Quảng Nam trong
quá trình giảm tổn thất điện năng trong thời gian đến.
Do đặc điểm của lưới điện phân phối khu vực huyện Trà My thuộc Công ty Điện
lực Quảng Nam đều cách xa các trạm biến áp 110 kV. Chủ yếu được cấp điện qua các
trạm biến áp trung gian 35/22 kV. Do đó bán kính cung cấp điện lớn, khả năng cung
cấp điện liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện trên địa bàn huyện Trà My còn
nhiều hạn chế. Với yêu cầu ngày càng cao của khách hàng dùng điện, cũng như áp lực
về thực hiện tổn thất điện năng trong thời gian đến của Điện lực Trà My là ưu tiên
hàng đầu trong việc thực hiện các chỉ tiêu của Công ty Điện lực Quảng Nam giao. Do
đó việc nghiên cứu đánh giá cụ thể tổn thất của lưới điện phân phối huyện Trà My do
Điện lực Trà My thuộc Công ty Điện lực Quảng Nam dựa trên các số liệu thực tế vận
hành, để từ đó đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm giảm tổn thất điện năng, nâng cao
độ tin cậy của lưới điện phân phối đáp ứng các yêu cầu ngày càng cao về cung cấp
điện và đảm bảo thực hiện được lộ trình, mục tiêu giảm tổn thất điện năng hằng năm là
thật sự cần thiết. Vì vậy tơi đã chọn đề tài “Các giải pháp giảm tổn thất điện năng cho
lưới điện Trà My tỉnh Quảng Nam” là nội dung nghiên cứu cho luận văn tốt nghiệp
của tôi nhằm góp phần đẩy nhanh việc thực hiện giảm tổn thất điện năng và nâng cao
độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện khu vực huyện Trà My.
2. Mục đích nghiên cứu
Trong luận văn của mình tơi sử dụng phần mềm MDMS, PSS/ADEPT 5.0 kết
hợp với khảo sát thực tế tại đơn vị để thực hiện các bài toán phân tích sau:
- Các giải pháp về quản lý vận hành.
- Các giản pháp về đầu tư.
- Load Flow Culculation: Kiểm tra phân bố công suất khi lưới điện ở trạng thái
ổn định.
- CAPO Analysis: Nhằm xác định điểm bù tối ưu.


THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


2

Từ đó đề xuất các giải pháp để giảm TTĐN nâng cao hiệu quả vận hành cho lưới
điện phân phối Huyện Trà My.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
- Lý thuyết và thực tiễn các vấn đề liên quan đến bù CSPK cho LĐPP.
- Hiện trạng LĐPP 35 kV, 22kV Điện lực Trà My quản lý
- Phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn các điểm bù
3.2. Phạm vi nghiên cứu
Đề tài xem xét nguyên cứu về lý thuyết các giải pháp bù tối ưu công suất phản
kháng cho lưới điện phân phối.
Đề tài tập trung nghiên cứu, phân tích phân bố cơng suất, chỉ tiêu tổn thất điện
năng của lưới điện phân phối 35 kV, 22 kV Điện lực Trà My, nghiên cứu thực trạng
phân bố công suất, xem xét các điểm bù để lưới điện vận hành hiệu quả, giảm tổn thất
điện năng, nâng cao hiệu quả vận hành cho lưới điện phân phối khu vực Trà My.
4. Phương pháp nghiên cứu
Trong luận văn sử dụng phương pháp nghiên cứu là phương pháp phân tích và
tổng hợp lý thuyết, kết hợp phương pháp mơ hình hóa để xem xét và tính tốn. Dùng
phần mềm để xác định phân bố công suất trên lưới, xác định nút đặt tụ bù, phương án
bù, qua đó đề xuất các giải pháp giảm tổn thất điện năng trên lưới.
- Nguyên cứu cơ sở lý thuyết và phương pháp tính tốn bù cơng suất phản kháng
cho lưới điện phân phối.
- Thu thập, phân tích các số liệu vận hành của lưới điện phân phối 35 kV, 22kV

và các thiết bị bù hiện có trên lưới phân phối khu vực Trà My.
- Áp dụng phân tích tài chính các phương án lắp đặt bù trên lưới phân phối và lựa
chọn phương án tối ưu nhất.
5. Bố cục của luận văn
Trong luận văn ngoài các phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, danh mục tài liệu
tham khảo, nội dung chính của luận văn được chia thành 4 chương như sau:
5.1. Chương 1: Tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối
5.2. Chương 2: Các phương pháp nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện phân phối.
5.3. Chương 3. Phân tích tình hình truyền tải cơng suất hiện nay của lưới điện
Điện lực Trà My - các vấn đề ảnh hưởng đến TTĐN trên lưới điện khu vực Trà My.
5.4. Chương 4. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù tối ưu cho các xuất tuyến.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


3

CHƯƠNG 1
TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1. Khái niệm lưới điện phân phối
Để đáp ứng nhu cầu điện năng của phụ tải, các nhà máy điện có cơng suất lớn
được đầu tư xây dựng, để đảm bảo lợi ích kinh tế và mơi trường, các nhà máy thường
được xây dựng ở những nơi gần nguồn nguyên liệu hoặc những nơi việc chuyên chở
nhiên liệu thuận lợi, ít tốn kém và việc vận hành nhà máy hạn chế thấp nhất ảnh hưởng
đến môi trường. Các trung tâm phụ tải lại thường ở xa, cần phải dùng lưới truyền tải
để truyền tải điện năng đến các hộ tiêu thụ. Vì lý do kinh tế cũng như an tồn, người ta
khơng thể cung cấp trực tiếp cho các hộ tiêu thụ bằng lưới truyền tải có điện áp cao mà

phải dùng lưới điện có cấp điện áp thấp hơn để cấp điện cho các khu vực, đó chính là
lưới điện phân phối.
Lưới điện phân phối là một phần quan trọng của hệ thống điện thống nhất, là
mạng lưới nối dài của lưới truyền tải, để phân phối điện năng từ nơi sản xuất tập trung
gần các nguồn nguyên liệu đến các hộ tiêu thụ rải rác khắp mọi miền từ các trung tâm
đô thị đến các vùng sâu vùng xa hay các vùng kinh tế tập trung.
1.2. Nhiệm vụ, đặc thù của lưới điện phân phối
1.2.1. Nhiệm vụ của lưới điện phân phối
Nhiệm vụ chính của lưới phân phối là cấp điện liên tục cho hộ tiêu thụ, đảm bảo
chất lượng điện năng nằm trong phạm vi cho phép, đảm bảo an toàn cho con người và
thiết bị, vận hành kinh tế, tổn thất điện năng phù hợp, chi phí xây dựng hợp lý nhất.
1.2.2. Đặc thù của lưới điện phân phối
Lưới điện phân bố trên diện rộng, thường vận hành khơng đối xứng và có tổn thất
điện năng lớn. Tổn thất điện năng trên lưới phân phối liên quan đến các vấn đề kỹ
thuật của lưới điện từ giai đoạn thiết kế, thi công đến quá trình quản lý vận hành. Từ
các số liệu về tổn thất có thể đánh giá chất lượng của lưới điện phân phối.
Lưới phân phối thơng dụng gồm có các loại như sau:
1.2.2.1. Lưới phân phối mạch vịng kín
Lưới phân phối có cấu trúc là những mạch vịng kín để đảm bảo liên lạc thường
xuyên và chắc chắn giữa các nhà máy điện với nhau và với phụ tải. Lưới có nhiều
mạch vịng kín để khi ngắt điện bảo vệ đường dây hoặc sự cố 1 đến 2 đường dây vẫn
đảm bảo liên lạc hệ thống.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


4


Hình 1.1. Sơ đồ hệ thống phân phối mạch vịng
Các xuất tuyến được cấp điện trực tiếp từ các trạm khác nhau và trên mỗi
tuyến đều có 2 máy cắt đặt ở hai đầu. Các trạm biến áp phân phối được đấu liên
thơng, mỗi máy biến áp đều có 2 dao cách ly đặt ở hai phía. Đối với các hộ tiêu thụ
đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện cao thì sơ đồ lưới phân phối thường được áp dụng
kiểu sơ đồ dạng này.
1.2.2.2. Lưới phân phối hình tia
Lưới phân phối này chủ yếu được dùng rộng rãi ở những khu vực có mật độ phụ
tải trung bình hay thấp như ngoại ô và đô thị nông thôn hay các thị trấn nhỏ. Nó có chi
phí xây dựng thấp, nhưng tính linh hoạt và liên tục cung cấp điện bị hạn chế. Từ trạm
truyền tải có nhiều xuất tuyến đi ra cấp điện cho từng trạm phân phối. Trục chính của
các xuất tuyến này được phân đoạn để tăng độ tin cậy cung cấp điện. Thiết bị phân
đoạn có thể là LBS, Dao cách ly, cầu chì, hoặc các Recloser có thể tự đóng lập lại.
Giữa các trục chính của một trạm nguồn hoặc giữa các trạm nguồn khác nhau thường
được nối liên thông với nhau qua các thiết bị đóng cắt như REC, LBS hay DCL để dự
phịng khi sự cố, cắt điện công tác trên đường trục hay các trạm biến áp nguồn. REC,
LBS hay DCL liên lạc được mở trong khi làm việc để lưới vận hành hở.
Phụ tải điện sinh hoạt nhận điện từ lưới hạ áp 0,2kV - 0,4kV được cung cấp từ
các trạm biến áp phân phối. Mỗi trạm biến áp phân phối là một cụm thiết bị cầu chì,
máy biến áp và tủ điện phân phối hạ áp. Lưới điện hạ áp 0,2kV - 0,4kV của các trạm
biến áp phân phối thường có cấu trúc hình tia.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


Xuất tuyến

Xuất tuyến phụ


5

Xuất tuyến

Xuất tuyến phụ

Xuất tuyến phụ

Đến xuất tuyến khác

Hình 1.2. Sơ đồ hệ lưới điện phối hình tia
1.3. Ý nghĩa của vấn đề TTCS và TTĐN
Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta phải
dùng dây dẫn và máy biến áp, vì chúng có điện trở và điện kháng nên một phần điện
năng bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng
khác. Lượng điện năng tiêu hao đó biến thành nhiệt làm nóng dây dẫn và máy biến áp,
cuối cùng tỏa ra khơng khí, khơng mang lại một hiệu quả nào. Phần tiêu hao đó gọi là
tổn thất điện năng. Nhưng lượng điện năng tổn thất đó cũng phải do nhà máy điện
cung cấp nên cần đầu tư nhà máy điện lớn hơn nhu cầu của phụ tải, làm vốn đầu tư
nguồn phát cao. Ngoài ra, tổn thất càng lớn thì phải thêm chi phí nhiên liệu, than, dầu,
nước… do đó giá thành sản xuất điện cao;
Khi có dịng điện chạy qua dây dẫn và máy biến áp, vì chúng có điện trở và điện
kháng nên bao giờ cũng có một tổn thất nhất định về cơng suất tác dụng ∆P và công
suất phản kháng ∆Q. Tổn thất phản kháng ∆Q tuy khơng ảnh hưởng trực tiếp đến phí
tổn về nhiên liệu, nhưng gây ra tình trạng khơng đủ công suất phản kháng để cung cấp
cho các hộ dùng điện. Như vậy lại phải trang bị thêm một số các thiết bị khác để phát
công suất phản kháng như tụ điện, máy bù đồng bộ. Kết quả là chi phí đầu tư về thiết
bị tăng cao, làm giá thành tải điện cũng tăng cao lên.
Khi chi phí sản xuất và truyền tải điện tăng cao dẫn đến giá bán điện cao gây bất

lợi cho việc phát triển kinh tế và xã hội.
Để có giải pháp phù hợp nâng cao hiệu quả kinh tế trong việc sản xuất vận hành
hệ thống điện cần nghiên cứu một cách đầy đủ về tổn thất công suất và tổn thất điện

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


6

năng trong hệ thống điện điện, xác định chính xác được tỷ lệ cơng suất và điện năng
tổn thất, tính toán đầy đủ được giá thành điện năng từ thiết kế đến vận hành. Đây luôn
là vấn đề quan trọng, cấp thiết đối với công tác thiết kế, sản xuất cũng như công tác
quản lý vận hành hệ thống điện.
1.4. Các thành phần tổn thất công suất trên lưới điện phân phối
1.4.1. Tổn thất công suất trên dây dẫn lưới phân phối
Các thành phần tổn thất công suất trên dây dẫn lưới điện phân phối bao gồm tổn
thất công suất tác dụng và tổn thất công suất phản kháng.
Tổn thất công suất tác dụng trên đường dây dẫn điện xoay chiều 3 pha được xác
định theo công thức:

P2 + Q2
S2
−3
P = 3RI =
R *10 = 2 R *10−3 (kW)
2
U
U

2

(1.1)

Trong đó:
I là dịng điện tồn phần chạy trên đường dây;
R là điện trở của dây dẫn.
Tổn thất công suất phản kháng trên đường dây được xác định:

P2 + Q2
S2
−3
(1.2)
Q = 3 XI =
X *10 = 2 X *10−3 (kVAr)
2
U
U
Trong đó:
P: là cơng suất tác dụng, đơn vị tính là: kW
Q: là cơng suất phản kháng, đơn vị tính là: kVAr
S: là cơng suất tồn phần của đường dây, đơn vị tính là: kVA.
U: điện áp dây của mạng điện (kV).
R, X: điện trở và điện kháng của đường dây ().
Nếu P, Q lấy bằng MW, MVAr thì bỏ 10-3 trong cơng thức trên.
1.4.2. Tổn thất công suất trong MBA phân phối
Các thành phần TTCS trong MBA gồm:
+ Thành phần tổn thất khơng tải, cịn gọi là tổn thất sắt (Fe), là tổn thất trong lõi
thép của MBA. Tổn thất này không phụ thuộc vào phụ tải, chỉ phụ thuộc vào cấu tạo
của MBA, được xác định theo các số liệu kỹ thuật của MBA:

2

S0 = P0 + jQ0

(1.3)

Trong đó: Q0 = i0 % * S dm
100

i0%: dịng điện khơng tải tính theo %.
P0, Q0: TTCS tác dụng, tổn thất CSPK khi không tải.
+ Thành phần tổn thất phụ thuộc vào phụ tải, còn gọi là tổn thất đồng (Cu) hay
tổn hao ngắn mạch, là tổn thất công suất tải qua MBA.
Với MBA hai cuộn dây, tổn thất đồng được xác định:

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


7

 S 
P2 + Q2


PCu = 3I RB =
R
=


P
B
n
U2
S
 dm 

2

2

QCu = 3I 2 X B =

P2 + Q2
Un % * S 2
X
=
B
U2
100 * S dm

(1.4)

(1.5)

Nếu trường hợp có n MBA giống nhau vận hành song song thì TTCS trong n
MBA được xác định:
2
(1.6)
Pn  S 


 + n * P0
P =
n  S dm 
(1.7)
Un % * S 2
Q =

100 * n * S dm

+ n * Q0

Trong đó:
S là công suất tải qua MBA (kVA).
Pn là tổn thất ngắn mạch MBA (kW).
P0 là tổn thất không tải MBA (kW).
1.5. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối
Mạng lưới điện phân phối thường phân bố trên diện rộng và vận hành ở chế độ
khơng đối xứng, ln có tỷ lệ tổn thất điện năng cao hơn lưới truyền tải vì vậy ảnh
hưởng lớn đến chất lượng điện năng và gây ra tổn thất lớn về kinh tế. Trên lưới điện
phân phối tổn thất điện năng là lượng điện năng tiêu hao trong quá trình phân phối
điện khi nhận điện từ các trạm biến áp 110kV chuyển đến các khách hàng sử dụng
điện. Tổn thất điện năng bị tác động bởi khả năng mang tải của lưới điện, lượng điện
năng phải truyền tải, và hiệu quả của công tác quản lý. Tổn thất điện năng trên lưới
phân phối gọi là điện năng dùng để phân phối điện.
1.5.1. Tổn thất điện năng trên đường dây lưới phân phối
Năng lượng điện bị mất đi trong quá trình phân phối điện gọi là TTĐN. Trên
đường dây với giả thiết có tổn thất tác dụng P khi phụ tải cố định, TTĐN A trên
đường dây trong thời gian t bằng:
(1.8)

A = Pxt = 3RI2t (kWh)
Ngồi thực tế, dịng điện phụ tải ln thay đổi theo thời gian, nên TTCS P cũng
thay đổi theo. Nếu phụ tải thay đổi theo thời gian thì TTĐN A được tính theo cơng
thức:
t
(1.9)
A = 3R  I 2 dt (kWh)
0

TTĐN cả năm: 8760 giờ.
8760

A = 3R

I

2

dt (kWh)

(1.10)

0

1.5.2. Tổn thất điện năng trong máy biến áp

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ



8

Các thành phần TTĐN trong MBA gồm: Phần tổn thất sắt xác định theo thời gian
làm việc của MBA và tổn thất đồng xác định theo thời gian TTCS cực đại τ.
2
(1.11)
S max
A = P0 * t + Pmax * = P0 * t + Pn 2 
S dm

Trong đó:
- t là thời gian làm việc của MBA, cả năm thì t = 8760 h.
- Smax là phụ tải cực đại của MBA.
Khi có n MBA như nhau vận hành song song thì TTĐN trong n máy là:
An = nP0 * t + Pn

2
Smax

2
n * S dm

(1.12)

1.6. Các nguyên nhân chính gây tổn thất điện năng trên lưới phân phối
1.6.1. Các nguyên nhân tổn thất kỹ thuật
Các tổn thất này sinh ra do tính chất vật lý trong q trình phân phối điện, tổn
thất này phụ thuộc vào tính chất của dây dẫn và vật liệu cách điện, điều kiện mơi
trường vận hành, dịng điện và điện áp, do cơng tác quản lý vận hành…

Quá tải dây dẫn: Làm tăng nhiệt độ, tăng trở kháng của dây dẫn
Tổn thất dòng rị: Cách điện của các thiết bị khơng đảm bảo, khơng được kiểm
tra bảo dưỡng định kỳ dẫn đến phóng điện qua cách điện của thiết bị gây ra tổn thất
điện năng.
Vận hành không cân bằng: Làm tăng tổn thất trên dây trung tính, trên dây pha,
làm tăng tổn thất trong máy biến áp; Có thể gây quá tải trên dây pha có dịng điện lớn,
gây tổn thất trên pha này.
Máy biến áp quá tải: Dòng điện tăng cao làm phát nóng cuộn dây gây nên tổn
thất đồng và gây sụt áp làm tăng tổn thất trên lưới điện hạ áp.
Lắp đặt dung lượng bù không hợp lý, vận hành cosφ thấp dẫn đến làm tăng dịng
điện truyền tải cơng suất phản kháng.
Các thành phần sóng hài bậc cao, dịng thứ tự nghịch, thứ tự khơng gây phát
nóng thiết vị làm tăng tổn thất điện năng.
Nối đất: Nối đất làm việc và nối đất lặp lại không đảm bảo gây tổn thất do khơng
hạn chế được dịng điện trên dây trung tính.
Tiếp xúc xấu: Các mối nối khơng đảm bảo làm phát nhiệt gây tổn thất điện năng,
Dây dẫn và các mối nối khơng được bọc hóa tạo điều kiện cho khách hàng sử
dụng điện bất hợp pháp.
Phương thức vận hành chưa hợp lý, buộc phải vận hành phương thức bất lợi khi
sự cố lưới điện…
Sụt áp: Bán kính cấp điện dài, tiết diện dây dẫn nhỏ, nấc phân áp máy biến áp
chưa phù hợp dẫn đến tăng dòng điện tải trên dây dẫn làm tăng tổn thất điện năng.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


9


Sứ cách điện, các thiết bị đo đếm, bảo vệ… khơng được bảo dưỡng dẫn đến
phóng điện qua cách điện gây tổn thất điện năng.
Hành lang lưới điện bị vi phạm, cây cối va quẹt vào đường dây gây ra dòng rò
hoặc sự cố gây ra tổn điện năng
Máy biến áp non tải: Máy biến áp vận hành non tải gây lãng phí cơng suất đặt,
gây tổn hao khơng tải lớn hơn nhu cầu điện năng sử dụng.
1.6.2. Các nguyên nhân tổn thất phi kỹ thuật
Còn gọi là tổn thất thương mại, bao gồm các dạng tổn thất như sau: Hệ thống đo
đếm thiếu chính xác, khơng hồn chỉnh; sai sót do khâu quản lý, nghiệp vụ kinh
doanh; khách hàng sử dụng điện khơng đúng hợp đồng, mục đích sử dụng điện,vi
phạm quy định sử dụng điện… Nếu lưới điện có tỷ lệ tổn thất điện năng trên 15%
thường nguyên nhân chủ yếu là thành phần TTĐN phi kỹ thuật, phải tiến hành tính
tốn thành phần tổn thất kỹ thuật để đánh giá mức độ của tổn thất kinh doanh.
1.7. Các phương pháp xác định tổn thất điện năng
1.7.1. Phương pháp xác định TTĐN theo đồ thị phụ tải
Giả sử quy luật biến thiên của dịng điện như Hình 1.3a và 1.3b, hệ tọa độ I-t.
Chia trục hoành (t) thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t. Như vậy việc xác định
TTĐN được thay bằng việc tính diện tích các hình chữ nhật (Hình 1.3a) hay hình
thang (Hình 1.3b).
Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng:
T
n
t n 2
2
2
I
.
dt
=
I

.

t
=
(1.13)
 t
 It .t
 t
n 1
t =1
o

Hình 1.3.a. Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa

Hình 1.3.b. Đồ thị phụ tải hình thang hóa

Trường hợp thứ hai:
T

t 

n −1



t 
 t .dt = 2n  o +  n + 2
t =1

2


2

2

2

(1.14)

o

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


10

Khi I0 = In công thức (1.14) sẽ nhận được dạng (1.13)
Theo phương pháp này TTĐN (kWh) được xác định theo công thức:

t n 2 −3
A = 3R.  It .10
n t =1

(1.15)

Hoặc:
A = 3R.


n −1
t  2
2
2
−3
 I 0 + I n + 2 I t .10
2n 
t −1


(1.16)

Trong đó thứ ngun của I (A), S(kVA), U(kV)
Phương pháp tích phân đồ thị có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện. Khi
tính tốn thực tế khơng sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ tải ngày đặc
trưng. Việc tính tốn TTĐN khơng đảm bảo được chính xác vì trong hệ thống ln có
sự thay đổi thường xuyên và không thường xuyên của những ngày khảo sát.
1.7.2. Phương pháp thời gian tổn thất công suất lớn nhất:
1.7.2.1. Phương pháp τ
Đây là một trong các phương pháp đơn giản và sử dụng thuận tiện nhất. Trong
các trạng thái, ta chọn trạng thái có tổn thất cơng suất lớn nhất, và ta tính tổn thất cơng
suất ở trạng thái này gọi là ∆Pmax. Tổn thất điện năng trong một năm bằng tích số của
∆Pmax với thời gian tổn thất công suất lớn nhất .
Thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax là thời gian mà hộ tiêu thụ làm việc
với phụ tải cực đại Pmax thì điện năng nó tiêu thụ bằng điện năng tiêu thụ thực tế trong
năm.
8760

A = PmaxTmax =


 P dt

(1.17)

t

0

Trong đó:
8760

 P dt
2

t

Tmax =

(h)

0

Pmax

(1.18)

Thời gian TTCS lớn nhất τ: là thời gian mà trong đó nếu mạng điện liên tục tải
một lượng cơng suất lớn nhất Pmax (hay Imax) thì sẽ gây TTĐN trong mạng điện vừa
đúng bằng TTĐN thực tế của mạng điện sau một năm vận hành.


A = P1.t1 + P2 .t 2 + ...+ Pn .t n = Pmax.
= 3RI

 = 3R

2
max

8760

2
 I t dt

(1.19)

0

Trong đó:
8760

=

I

2
t

dt

0


I

(1.20 )

2
max

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


11

Giá trị τ phụ thuộc vào đồ thị phụ tải và tính chất hộ tiêu dùng điện.
Để xác định  người ta thường áp dụng các công thức sau:
- Công thức kinh điển:

 = (0,124 + Tmax10 −4 ) 2 8760

(1.21)

- Công thức Valander:
=

Tmax
T 
+ 0,87 max 
8760

 8760 

2

(1.22)

- Công thức Kenzevits:
 = Tmax +

8760.Tmax
T
2P
1 + max − min
8760 Pmax


P 
1 − min 
Pmax 


(1.23)

- Để nâng cao độ chính xác khi thời gian tính tốn bé ta dùng công thức:
 = 2Tmax − T +

T − Tmax
Tmax 2 Pmin
1+
−

T
Pmax


P 
1 − min 
 Pmax 

2

(1.24)

Tra đường cong  = f(Tmax, cos), các đường cong này đã được tính tốn với một
số biểu đồ điển hình của phụ tải, với những Tmax, cos khác nhau (thắp sáng, phụ tải
công nghiệp, phụ tải sinh hoạt, …). Trong đó quy ước là cos suốt năm không thay
đổi, điện trở đường dây không phụ thuộc vào nhiệt độ.
- Các công thức để xác định τ đều là gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận
hoá, và nhất là xác định được dựa trên cơ sở lưới điển hình, có cấu trúc tiêu chuẩn. Với
lưới điện Việt Nam sẽ không phù hợp. Ngoài ra nhận thấy rằng, cơ sở để xác định  lại
là Tmax và cos cũng rất bất định. Cos trong lưới rất khơng đồng nhất nên chỉ có thể
chấp nhận trị số trung bình. Cịn Tmax = A/Pmax lại càng bị phụ thuộc nhiều vào cách
lấy mẫu thống kê.
1.7.2.2. Phương pháp p và q
Thời gian tổn thất công suất lớn nhất được tách ra làm hai phần p và q. Phương
pháp này làm chính xác hơn trị số tổn thất điện năng cần tìm, nhưng phải có thêm
thơng tin về đồ thị của công suất phản kháng Q.
A = Pp . p + Pq . q
(1.25)
∆Pp, ∆Pq là thành phần tổn thất công suất tác dụng do P và do Q gây ra.
p và q là thời gian tổn thất do công suất tác dụng và công suất phản kháng đi qua

1.7.3. Phương pháp đường cong tổn thất
Hoạt động của hệ thống cung cấp điện ít nhiều mang tính ngẫu nhiên và bất
định. Tuy nhiên tính quy luật và có điều khiển là chủ đạo. Chẳng hạn đồ thị phụ tải
mang tính ngẫu nhiên nhưng hình dáng khá ổn định. Vì vậy, một phương thức vận
hành tương ứng với một cấu trúc, một phương án điều khiển đã lựa chọn thì các đặc

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


12

trưng tổn thất cũng có thể coi là xác định. Nói riêng, có thể xét đường cong quan hệ:
∆P∑ = f(P∑)
Trong đó:
▪ ∆P∑: Tổng TTCS trong lưới.
▪ P∑: Tổng cơng suất thanh cái của mạng lưới cung cấp điện.
Đường cong tổn thất có thể xây dựng bằng đo đạc hoặc tính tốn. Tuy nhiên
phép đo thực tế rất phức tạp, bởi đòi hỏi phải xác định đồng thời trị số công suất
của tất cả các nút phụ tải và nguồn cung cấp. Bằng tính tốn, đường cong có thể
xây dựng như sau:
Giả thiết biết dạng biểu đồ phụ tải và cosφ của tất cả các nút (hoặc nhóm nút)
phụ tải. Coi thanh cái cung cấp là nút cân bằng, tính tốn phân bố dịng và xác định
TTCS tổng ΔPΣ ứng với mỗi thời điểm của biểu đồ phụ tải (ví dụ theo giờ trong ngày).
Kết quả nhận được cho phép xây dựng đoạn đường cong TTCS từ PΣmin đến PΣmax của
biểu đồ phụ tải thanh cái. Rõ ràng đường cong xây dựng được có tính xác định cao nếu
thực tế cosφ và tỷ lệ cơng suất giữa các nút ít thay đổi. Đây là giả thiết duy nhất và có
thể chấp nhận được với phương pháp xây dựng đường cong tổn thất. Khi cấu trúc lưới
và phương thức vận hành thay đổi, một họ đường cong tương ứng cần được xây dựng.

Với một cấu trúc lưới và một phương thức vận hành hồn tồn xác định (khi đó
sẽ tồn tại một đường cong tổn thất duy nhất) dễ dàng có thể xác định được TTĐN tổng
trong ngày thông qua biểu đồ tổng cơng suất thanh cái. Diện tích của biểu đồ TTCS
chính là TTĐN và có thể tính theo phương pháp tích phân đồ thị:
n

A =  Pi .ti

(1.26)

i =1

Hoặc có thể xác định TTĐN bằng phương pháp tính tốn. Do TTCS gồm có 2
thành phần là tổn thất tải và tổn thất không tải, tại mỗi thời điểm vận hành ta có biểu
thức xác định TTCS:
ΔPi = ΔPkt +ΔPt
(1.27)
Từ đó TTĐN được tính như sau:
t

A =  Poi + Pti (t ).dt =  (Poi + Pti ).t
o

(1.28)

TTĐN trong 1 ngày (24h) sẽ là:
24

A = Ao +  Ati
i =o


(1.29)
▪ ΔA0: TTĐN không tải, không phụ thuộc vào sự biến động của phụ tải, phụ
thuộc vào tổn hao không tải của các máy biến áp trong lưới là chính.
▪ ΔAt: TTĐN tải, phụ thuộc vào sự biến thiên công suất tiêu thụ của tải theo thời
gian cũng như cấu trúc của lưới điện.

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

Lưu hành nội bộ


13

Độ chính xác của đường cong hay nói đúng hơn là độ phù hợp của đường cong
với thực tế phụ thuộc vào mức độ đầy đủ của các thông tin có được. Chẳng hạn, khi
khơng có biểu đồ phụ tải các nút mà chỉ biết phân bố phụ tải các nút ở một vài thời
điểm quan sát. Khi có đường cong vẫn có thể xây dựng được bằng cách thay đổi tỷ lệ
công suất các nút và giữ nguyên cosφ phép tính khá đơn giản, nhưng độ chính xác chỉ
đủ cao khi dạng của biểu đồ phụ tải các nút và cosφ ít thay đổi.
Sự quan sát thống kê lâu năm tại một lưới cung cấp điện có thể cho phép chính
xác hóa dần đường cong tổn thất xây dựng cho lưới. Cần lưu ý rằng điểm khởi đầu của
đường cong tổn thất không đi qua gốc tọa độ, bởi vì ngay cả khi khơng tải trong lưới
điện đã tồn tại một lượng tổn hao khơng tải nhất định.

Hình 1.4. Xác định TTĐN bằng đường cong tổn thất
1.7.4. Phương pháp dịng điện trung bình bình phương
Itb là dịng điện quy ước có giá trị khơng đổi chạy trên đường dây trong suốt thời
gian T và gây nên lượng TTĐN ∆A bằng lượng TTĐN do dòng điện biến thiên thực tế
gây ra.

T

A =  3RI t2 dt = 3RI tb2 .T

(1.30)

o

Với thời gian một năm ta có:
T

I =
2
tb

I

2
(t )

dt

0

(1.31)

8760

Dịng điện Itb có thể xác địnhđược nếu biết đồ thị phụ tải năm theo thời gian t.
Nếu đồ thị phụ tải dưới dạng cơng suất thì

A =

S tn2
.R.t
U2

THƯ VIỆN TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA – ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG.

(1.32)

Lưu hành nội bộ