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


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


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

CX


LĐPP

Lưới điện phân phối

LĐTT

Lưới điện truyền tải

MBA

Máy biến áp

TBA

Trạm biến áp

TTCS

Tổn thất công suất

TTĐN

Tổn thất điện năng


NỘI DUNG LUẬN VĂN


MỤC LỤC
PHẦN MỞ ĐẦU ........................................................................................................ 3

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


3.2.5. Tổn thất trong máy biến áp tiêu thụ lộ 971-TG Phú Bình ......................47
3.2.5. Tổn thất trên đường dây của lộ 971-TG Phú Bình..................................52
CHƯƠNG IV ........................................................................................................... 58
ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI
NGUYÊN ................................................................................................................. 58
4.1 Lý thuyết chung về chất lượng điện năng và điều chỉnh chất lượng điện năng: 58
4.1.1 Chất lượng điện năng ..............................................................................58
4.1.2 Độ lệch điện áp ........................................................................................59
4.2. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có cấp điện áp định mức 10 kV ....... 60
4.3. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 22 kV ............. 62
4.3.1. Thông số các máy biến áp của lộ đường dây 471 – E6.6: ......................62
4.3.2. Công suất tính toán và tổn thất điện của lộ đường dây 471 – E6.6 ........63
4.3.3. Tổn thất trên đường dây của lộ 471-E6.6 ...............................................65
4.4. Đánh giá chất lượng điện năng lưới điện có điện áp định mức 35 kV ............. 68
4.4.1. Thông số các máy biến áp của lộ 376-E6.3: ...........................................69
4.4.2. Công suất tính toán của các trạm trong lộ 376-E6.3: ..............................71
4.4.3. Tổn thất trên đường dây của lộ 376-E6.3 ...............................................74
CHƯƠNG V............................................................................................................. 79
ĐỀ XUẤT CÁC BIỆN PHÁP CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP .................................... 79
5.1. Các nguyên nhân gây tổn thất công suất và tổn thất điện năng trên lưới điện. 79
5.1.1.Tổn thất kỹ thuật: .....................................................................................79
5.1.2.Tổn thất phi kỹ thuật: ...............................................................................80

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
triển kinh tế trên địa bàn tỉnh Thái Nguyên.
Tìm hiểu, đánh giá các phương pháp và quy trình tính toán tổn thất điện năng
kỹ thuật hiện có và lựa chọn phương pháp phù hợp ứng dụng vào tính toán lưới điện
phân phối tỉnh Thái Nguyên. Phân tích các nguyên nhân và đề ra những biện pháp
cải tạo và nâng cấp một một số lộ đường dây trung áp tỉnh Thái Nguyên, đồng thời
tính toán, so sánh trước và sau cải tạo cho mỗi phương án.
Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Đánh giá được tổn thất điện năng và tối ưu hóa lưới điện trên cơ sở điện năng
tổn thất dự kiến là một trong những yêu cầu cần thiết trong các công tác vận hành,

3


quy hoạch thiết kế và quản lý lưới điện tỉnh Thái Nguyên. Các phương pháp và quy
trình tính toán đánh giá tổn thất điện năng kỹ thuật trong lưới điện Thái Nguyên
hiện nay chủ yếu dựa trên cơ sở lý thuyết tính toán và số liệu thống kê theo kinh
nghiệm của nước ngoài, do đó còn rất nhiều hạn chế cũng như chưa thể có căn cứ
để quyết định độ chính xác đối với điều kiện lưới điện Thái Nguyên. Vì vậy việc
xây dựng phương pháp tính tổn thất điện phù hợp với điều kiện thực tế có ý nghĩa
rất quan trọng và cần thiết.
Luận văn thực hiện các tính toán so sánh nhằm kiểm nghiệm một số bước tính
toán cũng như kết quả tính toán theo các quy trình chuẩn khi tính tổn thất điện năng.
Kết quả được sử dụng để so sánh là xử lý từ số liệu điện năng tiêu thụ thực của lưới
điện tỉnh Thái Nguyên gần đây. Qua đó nhằm đưa ra một đánh giá về các quy trình

CHƯƠNG III: TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN.
CHƯƠNG IV: ĐÁNH GIÁ CHẤT LƯỢNG ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN.
CHƯƠNG V: ĐỀ XUẤT CÁC PHƯƠNG ÁN CẢI TẠO VÀ NÂNG CẤP LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN
KẾT LUẬN CHUNG

5


CHƯƠNG I
GIỚI THIỆU VỀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH THÁI NGUYÊN, THỰC TRẠNG SỬ
DỤNG ĐIỆN NĂNG CỦA TỈNH THÁI NGUYÊN
1.1 Giới thiệu về lưới điện tỉnh Thái Nguyên.
1.1.1 Nguồn điện:
1.1.1.1 Nhà máy điện:
Nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn (mới), công suất (2x57,4 MVA).
Nhà máy thủy điện Hồ Núi Cốc, công suất lắp máy là 1,89 MW gồm 3
tuabin thủy lực, công suất mỗi máy là 630kW, mỗi năm sản xuất được hơn 8 triệu
kWh.
1.1.1.2 Các trạm nguồn từ lưới quốc gia:
Tỉnh Thái Nguyên hiện tại được cấp từ lưới điện quốc gia & điện Trung
Quốc thông qua trạm biến áp Thái Nguyên 220/110/22 kV - (2x250 MVA) &
110/35/22 kV - (2x63 MVA) tại thành phố Thái Nguyên. Trạm 220kV Thái Nguyên
nhận điện từ lưới điện quốc gia bằng các đường 171 & 172 nối trạm 220 kV Sóc
Sơn, 173 nối với Thác bà, 175 & 176 lấy điện từ nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn.
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

đi Phú Lương.
 Lưới 10 kV hiện có ở hầu hết các huyện, sau các BA trung gian 35/10 kV Phố
Cò (huyện Phổ Yên), các trung gian Phú Bình (huyện Pú Bình), TG Phú
Lương (huyện Phú Lương), TG Quán Vuông (huyện Định Hoá), TG Đại Từ
(huyện Đại Từ), TG Võ Nhai (huyện Võ Nhai).
 Lưới 6 kV còn có ở một số huyện: huyện Phú Lương (còn 1 lộ 667), thị xã
Sông Công (một số xuất tuyến 6 kV sau trạm 110 kV Gò Đầm), huyện Phổ
Yên (Sau TG Vòng Bi).

7


1.1.2.2 Các trạm biến áp
- Trạm 220 kV Thái Nguyên : có 4 lộ 110 kV, công suất Sđm = 626 MVA. Gồm 2
máy AT1, AT2 có Sđm = 2x250 MVA điện áp định mức 220/110/22 kV. Và 2 Máy
T3,T4 có Sđm = 2x63 MVA điện áp định mức 110/35/6 kV.
- Trạm 110 kV Lưu Xá (E6.5) : 3 lộ 35 kV, 3 lộ 22 kV, có 1 máy T1 Sđm = 40
MVA điện áp định mức 110/35/22 kV.
- Trạm 110 kV Đán (E6.4 :) Có 4 lộ 22kV, Sđm = 2x25 MVA, Uđm= 110/22 kV.
- Trạm 110 kV Gò Đầm (E6.3) gồm 3 lộ 35 kV, 4 lộ 22 kV, 8 lộ 6 kV có
Sđm = 136,5 MVA, có 2 MBA T1,T2 có Sđm = 2x63 MVA Uđm= 110/35/22 kV và
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.

nghiệp đóng vai trò chủ yếu & những tháng cuối năm sản lượng sản xuất thường
cao hơn những tháng khác.

9


Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Thái Nguyên cho thấy phụ tải cực đại
ngày rơi vào 18-19 h (cao điểm tối) là thời điểm nhu cầu sử dụng điện cho chiếu
sáng sinh hoạt & các thiết bị gia dụng rất lớn tròn các hộ dân cư. Phụ tải cực tiểu rơi
vào ban đêm (0-1 giờ đêm). Chênh lệch giữa cao / thấp điểm (Pmax/Pmin) trong biểu
đồ ngày điển hình của toàn tỉnh là 2,0 lần, điều này cho thấy điện năng tiêu thụ của
thành phần phụ tải công nghiệp chiếm tỷ trọng lớn hơn nhiều so với các thành phần
phụ tải khác nên biểu đồ phụ tải ngày đêm của tỉnh Thái Nguyên ít nhọn hơn so với
các tỉnh khác.

24

Hình 1.2: ĐTPT ngày điển hình của tỉnh Thái Nguyên

10


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.

Ngoài ra còn có thể sử dụng một số phương pháp khác như sử dụng công tơ, tính
theo đồ thị phụ tải, theo đặc tính xác suất của phụ tải,…
Tính chính xác TTĐN theo số liệu đo đếm.
Việc đánh giá TTĐN bằng các thiết bị đo đếm cho kết quả chính xác trên cơ sở
định nghĩa của EVN, xác định theo công thức (1.1), kết quả xác định được sẽ bao
gồm cả TTĐN kỹ thuật và TTĐN phi kỹ thuật. Tổng TTĐN được xác định bằng
cách đo như sau:

11


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:

Nếu có đầy đủ số liệu ta hoàn toàn có thể xác định TTĐN một cách chính xác.
Từ đó ta có một số nhận xét về cách xác định tổng TTĐN trong lưới điện bằng các
thông số đo lường như sau:
Kết quả xác định TTĐN phụ thuộc vào độ chính xác của số liệu đo và thống
kê, yêu cầu các số liệu từ thiết bị đo lường phải được đồng bộ tuyệt đối về thời gian
ghi lại dữ liệu. Đối với HTĐ Việt Nam, ta thường gặp khó khăn trong khâu thu thập
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

Theo lí thuyết xác suất thống kê, phương sai của dòng điện
t

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

itbbp2 =

1 2
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


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



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
560 kVA
320 kVA


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

15

10

10



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

4

8

12



I13

I213

I34

I234

0-4
4-8
8 - 12

35
50
65

1225
2500
4225

7,5
10
12,5

56,25
100
156,25

17,5

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
306,25
56,25

Thay số ta có:
ΔAđd = 3.1,07.4 (14700 + 1769,05 + 3381 + 4228,75).10-3 = 309 kWh.
2

I 
Tổn thất trong máy biến áp: ΔAba =  P0 j .t + t  Pkj .  ij  t (kWh)

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

n

=

(35  50  65  55  50  35).4
 48,33 (A)
24

36

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

2
2
2
2
2
2
 1,56  I tbbp
2  I tbbp3  I tb 2    10,416  1,51  110 (A )

- Xác định dòng trung bình:
2
2

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

6,2
)] = 2,79(  ).
320 2

m

 P

0j

= 2.(2,5 + l,9) = 8,8 (kW)

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


Qua ví dụ ta nhận thấy phương pháp cho ta kết quả tính tổn thất nhanh chóng
nếu ta thu thập được điện năng tiêu thụ của các trạm biến áp và điện năng cung cấp
từ thanh cái trạm trung gian. Tuy nhiên đối với lưới thực tế thì ta cần phải phát triển
và nghiên cứu thêm để phương pháp này phù hợp hơn do tính chất của LĐPP ở Việt
Nam nói chung và LĐPP tỉnh Thái Nguyên nói riêng còn nhiều phức tạp.
Trong quá trình thu thập số liệu, để đảm bảo cho kết quả của tính toán được
chính xác, ta cần phải lấy được số liệu về năng lượng tiêu thụ trong cùng một thời
điểm tính tổn thất.
Đối với lưới điện trong tương lai khi tính toán thiết kế lưới thì số liệu I min, Itb
gần như không có cho nên việc tính toán thiết kế lưới điện với phương pháp này
gặp nhiều khó khăn và chưa có tính khả thi, vì vậy cần phải nghiên cứu và đề ra các
giải pháp phát triển phương pháp cũng như đơn giản hóa số liệu đầu vào.
2.3.2. Phương pháp hệ số tổn hao điện năng:
Xét đồ thị I2 trên hình 2.5 còn có thể hiểu là sự thay đổi của tổn thất công suất
tác dụng ΔP theo thời gian trên đường dây nối với hộ phụ tải đã cho.
Với khoảng thời gian tính toán tổn thất điện năng thường lấy trong 1 năm nên


I

2

tb

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

I

2
t

dt

0

8760

(2.14)

Nếu nhân và chia vào công thức tính (2.14) I2 max ta có
2
I tbt
2
A  3I .R.8760  2 .3. I max
t .R.8760  LsF.Pmax t .8760

A

Pmax Pmax  T

(2.18)

Ptb
A

Pmax Pmax  T

(2.19)

Trong đó : A, ΔA lần lượt là điện năng tiêu thụ và tổn thất điện năng trong
khoảng thời gian T.
Xét ví dụ trong một mạng điện cụ thể như ví dụ hình vẽ 2.3 ở trên ta có:
I 2 tbbp1 

=

I12 .t 1  I 22 .t 1  ...  I 2n .t n
t 1  t 2  ...  t n

1225.4  2500.4  4225.4  3025.4  2500.4  1225.4
= 2450,25 A2
24

2
I tbbp
=