Header Page 1 of 134.

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
--------------------------------------

Nguyễn Minh Hải

NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG, ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG TỈNH THÁI NGUYÊN, ĐỀ
XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI ĐIỆN
TRUNG ÁP TỈNH THÁI NGUYÊN
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện hướng Hệ thống điện
LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT ĐIỆN
NGƯỜI HƯỚNG DẪN: PGS.TS. Trần Bách

Hà Nội – 2014

Footer Page 1 of 134.


Header Page 2 of 134.

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân. Các nghiên cứu và
kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong
bất kỳ một bản luận văn nào trước đây.

Tác giả luận văn

Nguyễn Minh Hải

Kinh nghiệm

LF

Load Factor (Hệ số phụ tải)

LsF

Loss Factor (Hệ số tổn thất)

LĐPP

Lưới điện phân phối

LĐTT

Lưới điện truyền tải

MBA

Máy biến áp

TBA

Trạm biến áp

TTCS

Tổn thất công suất


2.2 Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện.......................... 13
2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ2. ...................................................13
2.3.2. Phương pháp hệ số tổn hao điện năng .................................................20
2.3.3. Xác định tổn thất điện năng theo cường độ dòng điện thực tế ...............23
2.3.4. Xác định tổn thất điện năng theo đồ thị phụ tải ......................................24
2.3.5. Xác định tổn thất điện năng theo thời gian tổn thất công suất cực đại ...26
2.3.6. Xác định tổn thất điện năng theo dòng điện trung bình bình phương ....29
2.4. Nhận xét về các phương pháp tính tổn thất điện năng ...................................... 31
2.5 Lựa chọn phương pháp tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối tỉnh
Thái Nguyên. ............................................................................................................ 32
CHƯƠNG III: .......................................................................................................... 37
ỨNG DỤNG TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TỈNH THÁI NGUYÊN. ........................................................................................... 37
3.1. Đánh giá hiện trạng tổn thất điện năng lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên 37
3.1.1. Hiện trạng ................................................................................................37
3.1.2. Nguyên nhân ...........................................................................................37
3.1.3. Nhận định những đường dây có tổn thất kỹ thuật lớn ............................38
3.2. Ứng dụng tính toán tổn thất điện năng của lộ đường dây 971-TG Phú Bình ... 40
3.2.1. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa đông ..........................................................40
3.2.2. Xây dựng đồ thị phụ tải mùa hè ..............................................................42
3.2.3. Xây dựng đồ thị phụ tải năm ...................................................................44
3.2.4. Tính toán hệ số cos  của lộ: ..................................................................46

1
Footer Page 5 of 134.


Header Page 6 of 134.

3.2.5. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-TG Phú Bình ......................47

5.3.3. Bù công suất phản kháng tại các phụ tải điện, trạm biến áp và trên đường
dây nhằm nâng cao hệ số cos  .........................................................................91
5.4. Nhận xét ............................................................................................................ 93
KẾT LUẬN .............................................................................................................. 95

2
Footer Page 6 of 134.


Header Page 7 of 134.

PHẦN MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài
Cùng với sự phát triển của kinh tế và xã hội trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên
kéo theo nhu cầu về sử dụng điện năng trên địa bàn tỉnh cũng tăng vọt. Trong khi
khả năng tải của lưới điện trung áp trên địa bàn tỉnh còn nhiều hạn chế gây nên tổn
thất điện năng lớn và chất lượng điện năng giảm sút so với yêu cầu của phụ tải.
Trong khi hàng năm có rất nhiều các phương pháp tính toán và cải tạo nhưng vẫn
chưa đem lại hiệu quả cao và còn bộc lộ nhiều nhược điểm. Vì vậy vấn đề cấp thiết
đối với lưới điện Thái Nguyên hiện nay là phải nghiên cứu và tìm ra phương pháp
tính toán có độ chính xác cao từ đó đánh giá chất lượng điện năng lưới điện phân
phối và đề ra những biện pháp cải tạo và nâng cấp phù hợp cho lưới điện tỉnh Thái
Nguyên.
Vì vậy luận văn em lựa chọn đề tài “ Nghiên cứu các phương pháp tính
toán tổn thất điện năng, đánh giá chất lượng điện năng tỉnh Thái Nguyên. Đề
xuất các phương án cải tạo và nâng cấp lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên”.
Nhằm mục đích giải quyết những vấn đề trên.
Mục đích nghiên cứu của luận văn, đối tượng, phạm vi nghiên cứu
Tìm hiểu thông tin về dữ liệu tổn thất điện năng và chất lượng điện năng hiện
nay trong lưới điện tỉnh Thái Nguyên cũng như ảnh hưởng của chúng đến sự phát

Tìm hiểu và nghiên cứu các phương pháp tính toán tổn thất điện năng hiện có.
Qua đó đánh giá so sánh và lựa chọn phương pháp tính tổn thất điện năng theo thời
gian tổn thất công suất cực đại. Và áp dụng tính toán cho một số lộ đường dây có
tổn thất cao của tỉnh Thái Nguyên. Sau đó so sánh với kết quả đo đếm thực tế và
đưa ra những biện pháp nâng cấp và cải tạo phù hợp.
Nội dung chính của luận văn :
Hiện nay LĐPP tỉnh Thái Nguyên có nhiều đường dây có tổn thất điện năng
cao và chất lượng điện năng ngày một giảm sút so với yêu cầu ngày càng cao của
phụ tải trên địa bàn tỉnh, chủ yếu tồn tại ở những đường dây và MBA vận hành lâu
năm và có cấp điện áp trung áp thấp như 6 kV và 10 kV.
Vì vậy nội dung chính của đề tài là tìm ra những phương pháp tính toán tổn
thất phù hợp với LĐPP tỉnh Thái Nguyên. Qua đó đánh giá chung về tổn thất điện
năng và chất lượng điện năng trên địa bàn tỉnh. Đồng thời đề xuất một số phương án
cải tạo và nâng cấp những lộ đường dây điển hình về tổn thất cao và chất lượng

4
Footer Page 8 of 134.


Header Page 9 of 134.

điện năng không đảm bảo nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao chất lượng
điện năng của tỉnh Thái Nguyên.
 Luận văn được thực hiện thành các phần như sau:
MỞ ĐẦU
CHƯƠNG I: GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC
TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN
CHƯƠNG II: NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT
ĐIỆN NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN

Nhận điện của Trung Quốc thông qua đường dây 220 kV 272 (Thái Nguyên - Hà
Giang) vào máy biến áp AT2. Trạm 220 kV Thái Nguyên ngoài việc cung cấp điện
cho tỉnh Thái Nguyên còn cung cấp cho một số tỉnh lân cận như Bắc Kạn, Cao
Bằng. Từ thanh cái 110kV có 6 xuất tuyến:
+ Lộ 171: Thái Nguyên - Sóc Sơn, AC-400 & AC-85, dài 39,25 km
+ Lộ 172: Thái Nguyên - Gò Đầm, AC-400, dài 28,46 km
+ Lộ 173: Thái Nguyên - Tuyên Quang, AC-185, dài 90 km trong đó điện
lực Thái Nguyên quản lý 56 km
+ Lộ 174: Thái Nguyên - Cao Bằng, AC-185, dài 82,2 km
+ Đường dây 110kV Sóc Sơn - Gò Đầm, dài 22 km, dây dẫn AC-185.
+ Lộ 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km
+ Lộ 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

6
Footer Page 10 of 134.


Header Page 11 of 134.

1.1.2. Lưới điện
Lưới điện trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên bao gồm các cấp điện áp 220, 110,
35, 22, 10, 6 kV.
1.1.2.1 Đường dây:
 Đường dây 171 E6.2-174 E1.19 : Đường trục AC-400 dài 39,258 km
 Đường dây 172 E6.2 – 175 E1.19 : Đường trục AC-400 – 43,179 km
 Đường dây 172 E6.19 – DCL 172-7 E6.3 : Đường trục AC 185- 24,7 km
 Đường dây 173 E6.2 cột 148 : Đường trục AC 185 dài 48,12 km
 Đường dây 174 E6.2 cột 104 : Đường trục AC 185 dài 20,91 km
 Đường dây 177 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km
 Đường dây 178 E6.2 – Quang sơn : Đường trục AC 185 dài 17,1 km

một MBA T3 có Sđm = 10,5 MVA Uđm= 35/6 kV.
- Trạm 110 kV Gia Sàng (E6.1) : Sđm = 70 MVA Uđm= 110/35/6 kV. Gồm MBA
T1 có Sđm = 50 MVA, MBA T2 Sđm = 20 MVA.
- Trạm Phú Lương (E6.6): 2 lộ 35 kV có một MBA T1 Sđm = 25 MVA, có điện áp
Uđm= 110/35/22 kV.
- Trạm Sông Công (E6.7) : Gồm 2 lộ 35 kV, có 1 MBA T1 với Sđm = 40 MVA, có
điện áp Uđm= 110/35/22 kV.
- Trạm Gang thép (E6.9) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1, T2 với công
suất mỗi máy Sđm = 63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV.
- Trạm Quang Sơn (E6.8) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với
Sđm = 2x25 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/6 kV.
- Trạm Yên Bình (E6.13) : Gồm 2 lộ 35 kV, 2 lộ 22 kV có 2 MBA T1,T2 với
Sđm = 2x63 MVA, có điện áp Uđm= 110/35/22 kV.
- Trạm XM Quán Triều (E6.11) : Gồm có 1 Lộ 6 kV có 2 MBA T1,T2 với
Sđm = 2x20 MVA, có điện áp Uđm= 110/6 kV, trong đó T2 chưa sử dụng.
- Trạm Núi Pháo (E6.12) : Gồm 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x40 MVA, có điện áp
Uđm= 110/35/10 kV.
1.2. Đánh giá hiện trạng sử dụng điện năng lưới điện tỉnh Thái Nguyên
- Trong 3 năm qua từ 2011 đến 2013 điện năng thương phẩm của tỉnh có
mức tăng trưởng bình quân 16,53%/năm, trong khi tốc độ tăng trưởng điện thương

8
Footer Page 12 of 134.


Header Page 13 of 134.

phẩm dự báo 2010 - 2015 trong đề án quy hoạch là 12,0%/năm. Năm 2013 điện
thương phẩm đạt 1.599,95 tr KWh, tăng 6,86% so với năm 2012, tỷ lệ tổn thất
5,91%, giảm 0,4% so với kế hoạch giao; giá bán bình quân 1.374,01 đ/KWh, tăng

24

Hình 1.2: ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên

10
Footer Page 14 of 134.


Header Page 15 of 134.

CHƯƠNG II
NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG. LỰA CHỌN PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN
NĂNG CHO LĐPP TỈNH THÁI NGUYÊN.
2.1. Cơ sở tính toán TTĐN trên lưới điện.
Từ định nghĩa về TTĐN ta thấy rằng khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà
máy điện đến phụ tải. Khi có dòng điện chạy qua, do có điện trở và điện kháng trên
đường dây nên nó đã gây ra tổn thất công suất dẫn đến tổn thất về điện năng.
Trị số tổn thất điện năng trong bất kỳ một phần tử nào của mạng điện phụ
thuộc chủ yếu vào tính chất của phụ tải và sự thay đổi của phụ tải trong thời gian
khảo sát.
Nếu phụ tải của đường dây không thay đổi và xác định được tổn thất công suất
tác dụng trên đường dây là ∆P thì khi đó tổn thất điện năng trong thời gian t sẽ là:
S2
P 2  Q2
A   P  t  dt  3R  I dt  R  t2 dt  R  t 2 t dt
Ut
Ut
0
0

Header Page 16 of 134.

A1Giao

A1Nhận

Lưới điện
(ΔA)

...

...

AnGiao

AmNhận

Hình 2.1. Sơ đồ xác định tổn thất điện năng trên lưới điện bằng thiết bị đo
Phương pháp đo: Sử dụng các thiết bị đo đếm điện năng được đồng bộ trong
cùng thời gian khảo sát tại tất cả các mạch vào và ra (tại ranh giới giao và nhận điện
năng) khỏi khu vực lưới điện cần xác định TTĐN. Khi đó:
m

n

i 1

k 1

(k)

số liệu, nhất là đối với LPP trung áp.
2.2 Một số phương pháp gần đúng tính toán TTĐN cho lưới điện
2.2.1 Phương pháp Phương sai dòng điện σ2.
Như ta đã biết biểu thức giải tích tính TTĐN thực tế là:
t

∆A=3R  i 2 dt.10 3 (kWh)

(2-3)

0
t

3
Do khi tính toán  i 2 dt.10
gặp
nhiều khó khăn cho nên một số nước trên thế giới
0

đã biến đổi từ công thức (2.3) sang những công thức đơn giản hơn, và chủ yếu là sử
dụng công thức kinh nghiệm do thống kê tính toán.
Ta thấy trong công thức (2.3) nếu ta coi trên lưới điện truyền tải liên tục một
dòng Itbbp và gây ra tổn thất năng lượng bằng tổn thất thực tế do truyển tải một dòng
điện i gây ra thì ta có thể dựa vào dòng điện trung bình bình phương để tính tổn thất
điện năng. Khi đó có thể viết lại công thức (2.3) thành
∆A=3RđtI2tbbp.t.10-3 (kWh)
*

(2-4)


t

D(i) =

t

1 2
1 2
1
i dt -  2i.itb dt +  itb dt

t0
t0
t0

(2-6)

Vì itb là một giá trị trung bình không đổi vậy ta có thể viết:
t

D(i) =

t

t

Ta có

1
itb =  idt

i dt (theo định nghĩa về itbbp)
t 0

Thay vào ta có:
D(i) = i2tbbp – 2i2tb + i2tb = i2tbbp – i2tb
i2tbbp = i2tb + D(i) = i2tb + σ2

(2.7)

imin = itb - 3σ ≤ i ≤ itb + 3σ = imax

(2.8)

Vậy từ biểu thức ta có thể tính σ theo imax hoặc imin nhưng trong quá trình tìm
hiểu và khảo sát thông kê với một số lưới đơn giản thì tác giả thấy rằng để tăng sự
chính xác khi tính σ nên kết hợp cả dòng imax và imin . Công thức tính σ gần đúng
như sau:
imax - imin = 6σ



I I
  max min
6

 D(i) = σ =
2

I max  I min 2
36


I4
I6

d

id

g

ig
I5

f

if

Hình: 2.2: sơ đồ lưới điện phân phối đơn giản
Từ hình vẽ ta có:

I5 = Ii ; I6 = ig;  6 =  g ;  5 =  f
I2tbbp5 = I25 +  52 ; I2tbbp6 = I26 +  62

Cuối đoạn trục 4 là nút d do 3 dòng id, I5, I6 nên dòng trên đoạn này:
I2tbbp4 = I24 +  42 ; I4 = id + I5 + I 6 ;  42 =  d2 +  52 +  62

(2 - 10)

Vậy (2 - 10) có thể viết là:
I2tbbp4 = (I5 + I6 + id )2 +  52 +  62 +  d2 ;


Tổng trở đẳng trị toàn mạng:
Rđt = Rđtd + Rđtb
Rđt 

n

1  2 n 2 Pkj 3
2

U
I
10

b
I tbbpi
Ri 

n  tbbpj
2
2

I tbbp 
Sn
j 1
i 1


15
Footer Page 19 of 134.

AC-35
S2
0

1

AC-95
3Km

3Km
AC-70

S1
2Km

3
AC-35
S3

4Km

4
S4

Hình 2.3 Sơ đồ luới phân phối 10 kV
Đường dây phân phối có điện áp định mức Un = 10kV. Sơ đồ gồm có 4 máy
biến áp có công suất định mức:
S1 = S4 = 560kVA-10/0,4kV; S2 = S3 = 320kVA-10/0,4kV;
Thông số của các máy biến áp do Việt Nam sản xuất được cho trong bảng sau
Công suất Sn

Header Page 21 of 134.

Điện trở riêng
r0 (  /km)
x0 (  /km)

AC35
0,850
0,379

AC70
0,460
0,353

AC 95
0,330
0,343

Bảng 2.5 : Thông số của đường dây
Thời gian tính tổn thất t = 24 h. Đồ thị phụ tải thanh cái A trên hình vẽ
I (A)

I (A)

20

20

15



20

8

12

16

20

24

24

Hình 2.4. Đồ thị phụ tải trạm 1 và trạm 4
I (A)
70
60
50
40
30
20
10

t (h)

0
0



I2A1

I12

I212

I13

I213

I34

I234

0-4
4-8
8 - 12

35
50
65

1225
2500
4225

7,5
10
12,5


55
50
35

3025
2500
1225

15
7,5
10

225
56,25
100

27,5
25
17,5

756,25
625
306,25

12,5
17,5
7,5

156,25


+ ΔApΣ = 16641 (kWh)

j 1

ΔA% =

A
710,5
100 =
100 = 4,26%
Ap
16641

* Tính theo phương pháp dòng trung bình bình phương:
Xác định dòng điện trung bình ở đầu nguồn cung cấp A dựa vào giá trị đo

-

được:
Itb =

I

2 

I max  I min 2

i



 4,34

18
Footer Page 22 of 134.


Header Page 23 of 134.

2
2
2
2
2
2
I tbbp
1  I tbbp4  I tb1    13,75  4,34  193,4 (A )

- Dòng trung bình trạm 2, 3:

Itb2 = Itb3 =
2 

(7,5  10  12,5  15  7,5  10).4
 10,416 (A)
24

15 - 7,52
36



1  2 n 2 Pkj 3
2

U
I
10

b
I tbbpi
Ri  =

n  tbbpj
2
2

I tbbp 
Sn
j 1
i 1


9,4
1
[1,07. (2347,8 + 589,9.0,92 +110.2,55 +193,4.3,4) + 02.103.(2.193,4
+
2360,8
560 2

+2.110


ΔA = (3. 2360,8. 2,79. 10-3 + 8,8). 24 = 685,4 (kWh)
ΔA% =

A
685,4
100 =
100 = 4,12%
Ap
16641

Nếu lấy phương pháp giải tích làm chuẩn thì sai số tương đói của phương pháp
giải tích so với phương pháp dòng trung bình bình phương và điện trở đẳng trị là:


710,48 - 685,4
.100= 3,5%
710,48

Như vậy sự sai khác giữa hai phương pháp là nhỏ (  < 5%), đảm bảo độ chính
xác cho phép.
Nhận xét :

19
Footer Page 23 of 134.


Header Page 24 of 134.

Qua ví dụ ta nhận thấy phương pháp cho ta kết quả tính tổn thất nhanh chóng

Hình 2.6 : Đồ thị xác định dòng điện trung bình bình phương I2tb.
Ta có :
8760

2
A  3R  I t2 dt  3R. I tbt
.8760
0

20
Footer Page 24 of 134.

(2.13)


Header Page 25 of 134.

8760

I

2

tb

là dòng điện trung bình bình phương trong năm. I 
2
tb

I

(2.16)

Hệ số tổn thất điện năng : là tỷ số giữa tổn hao công suất trung bình (∆Ptb) và
tổn hao công suất khi phụ tải cực đại (∆Pmax) trong một khoảng thời gian xác định.
Ngoài ra ta có hệ số tải LF :
LF 

Ptb
Pmax

(2.17)

Nếu ta xét trong khoảng thời gian T xác định (ngày, tuần, tháng, năm) thì các
công thức (2.16), (2.17) có thể biểu diễn dưới dạng điện năng như sau:
LF 
LsF 

Ptb
A

Pmax Pmax  T

(2.18)

Ptb
A

Pmax Pmax  T

(2.19)

= 115,56 A2
24
306,25.4  625.4  1056,25.4  756,25.4  625.4  306,25.4
= 612,56 A2
24

100.4  225.4  400.4  156,25.4  306,25.4  56,25.4
= 207,36 A2
24

21
Footer Page 25 of 134.