NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN. LUẬN VĂN THẠC SĨ

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN Học viên: Trần Ngọc Thành - Chuyên

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN NGỌC THÀNH

NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP

BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG NHẰM

GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƯỚI ĐIỆN

KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS NGÔ VĂN DƯỠNG

Đà Nẵng - Năm 2019

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả tính toán trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất cứ công trình nào

Tác giả luận văn

Trần Ngọc Thành

MỤC LỤC

TRANG BÌA

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn 2

3 Mục tiêu nghiên cứu của luận văn 2

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Bố cục luận văn gồm bốn chương như sau: 3

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN, TỈNH QUẢNG BÌNH 4

1.1 Vị trí địa lý và khí hậu của thị xã Ba Đồn 4

1.1.1 Vị trí địa lý 4

1.1.2 Khí hậu 4

1.2 Tổng quan về tình hình kinh tế - xã hội của thị xã Ba Đồn 5

1.3 Tổng quan về lưới điện phân phối của thị xã Ba Đồn 6

1.3.1 Nguồn điện 6

1.3.2 Lưới điện 6

1.4 Tình hình sử dụng điện hiện tại của lưới điện thị xã Ba Đồn 8

1.4.1 Tình hình thực hiện các chỉ tiêu KT-KT 8

1.4.2 Tính chất phụ tải và cơ cấu thành phần theo ngành nghề 8

1.5 Tình hình thực hiện tổn thất điện năng 9

1.5.1 Khái niệm tổn thất điện năng theo phiên ghi (tổn thất hình bình hành) 9

1.5.2 Khái niệm tổn thất cấp điện áp (tổn thất hình chữ nhật) 10

1.5.3 Kết quả thực hiện tổn thất điện năng 10

1.6 Tình hình vận hành hệ thống tụ bù 12

Kết luận chương 1 12

CHƯƠNG 2 CÁC CƠ SỞ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN 13

2.1 Tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối 13

2.1.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện 13

2.1.2 Nguyên tắc phân tích tổn thất 14

2.1.3 Sự phân tán, công suất dự trữ và tổn thất trên tổn thất 21

2.1.4 Tính kinh tế của việc giảm tổn thất 22

2.2 Tổn thất điện áp trong mạng điện phân phối 23

2.2.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất điện áp trong hệ thống cung cấp điện phân phối 23

2.2.2 Các phương pháp tính tổn thất điện áp trong lưới điện phân phối 24

2.2.3 Giới hạn điện áp vận hành và điện áp cung cấp cho khách hàng 27

2.3 Lý thuyết cơ bản về bù công suất phản kháng cho phụ tải 27

2.3.1 Phương pháp xác định dung lượng bù theo biểu đồ CSPK của phụ tải 28

2.3.2 Bù CSPK nâng cao hệ số cosϕ 28

2.3.3 Mô hình tính bù CSPK theo điều kiện cực tiểu tổn thất công suất 29

2.3.4 Bài toán bù theo điều kiện điều chỉnh điện áp 29

2.3.5 Phương pháp bù theo điều kiện cực tiểu các chi phí 30

2.3.6 Bù công suất phản kháng dựa trên chỉ tiêu tối đa hoá các tiết kiệm 32

2.3.7 Bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ: 32

2.4 Tính toán kinh tế mạng điện phân phối 35

2.4.1 Sự phát triển kinh tế của hệ thống điện phân phối 35

2.4.2 Suất chi phí cố định hàng năm 36

2.4.3 Chi phí đầu tư 37

2.4.4 Chi phí vận hành 37

2.4.5 Hàm mục tiêu trong so sánh phương án 38

2.5 Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT 39

2.5.1 Giới thiệu chung 39

2.5.2 Tính toán vị trí bù tối ưu bằng modul CAPO 41

2.5.3 Tính toán tổn thất điện năng, tổn thất điện áp bằng module Load Flow 46

Kết luận chương 2: 49

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU

VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN 50

3.1 Tính toán tổn thất điện năng cho lưới điện thị xã Ba Đồn 50

3.1.1 Phạm vi, phương pháp và công cụ tính toán 50

3.1.2 Kết quả tính toán TTĐN toàn LĐPP Ba Đồn 60

3.2 Tính toán bù tối ưu cho lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn 61

3.2.1 Thiết lập các thông số kinh tế đầu vào bài toán CAPO 61

3.2.2 Thiết lập các thông số kỹ thuật 61

3.2.3 Kết quả chạy tính toán CAPO 63

3.3 Đánh giá hiệu quả giảm tổn thất điện năng sau khi bù 66

3.3.1 Các vị trí đặt tụ bù thay đổi sau khi bù 66

3.3.2 Tổn thất công suất, tổn thất điện năng sau khi đặt bù 67

3.4 Điện áp các nút trước và sau khi bù 69

3.5 Tính toán hiệu quả kinh tế sau khi bù 69

3.5.1 Tính lượng tổn thất điện năng giảm hàng năm 69

3.5.2 Giá trị làm lợi hàng năm 69

3.6 Đề xuất thêm một số giải pháp để tối ưu hóa hệ thống tụ bù 71

Kết luận chương 3 72

TÀI LIỆU THAM KHẢO 76 QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)

PHỤ LỤC

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP BÙ TỐI ƯU CÔNG

SUẤT PHẢN KHÁNG NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO

LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN

Học viên: Trần Ngọc Thành - Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 - Khóa: 2004-2009 - Trường Đại học Bách khoa-ĐHĐN

Tóm tắt – Giảm tổn thất điện năng là một trong những mục tiêu cơ bản để đánh giá hiệu

quả trong công tác quản lý, vận hành hệ thống điện, các phần tử trong hệ thống điện là các máy phát điện, máy biến áp, đường dây,…Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng đến các phụ tải và phải đảm bảo hiệu quả vận hành cao như chất lượng điện áp, tổn thất điện năng, độ tin cậy và vận hành kinh tế

Có rất nhiều phương pháp để giảm tổn thất điện năng như các biện pháp về nghiệp vụ quản lý, các biện pháp trong vận hành,… Trong đề tài này tác giả tiếp cận vấn đề từ góc độ bù công suất phản kháng cho lưới điện để giảm tổn thất điện năng ở các chế độ phụ tải cực đại, cực tiểu, trung bình Trên cơ sở các ứng dụng các công nghệ, phần mềm để phân tích, đánh giá và đưa ra giải pháp bù tối ưu nhất cho lưới điện hiện trạng Việc này không đòi hỏi nhiều vốn đầu

tư nhưng hiệu quả mang lại là rất đáng kể

Tuy nhiên, để thực hiện tốt công tác này cần phải có số liệu đầu vào đầy đủ và cần phải tính toán phân tích chính xác Do thời gian thực hiện luận văn có hạn nên tác giả chỉ nghiên cứu,

đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng để giảm tổn thất điện năng cho lưới điện phân phối khu vực thị xã Ba Đồn

Từ khóa – Bù tối ưu công suất phản kháng, lưới điện phân phối, tổn thất điện năng, hiệu

There are many methods to reduce power loss such as management measures, operational measures, etc In this subject, the author approaches the problem from the angle of offset power reactive power grid To reduce power losses in maximum, minimum, average load modes On the basis of the application of technologies and software to analyze, evaluate and provide the best solution for the current grid This does not require a lot of investment but the effect is very significant

However, in order to carry out this task, it is necessary to have sufficient input and to make accurate analysis Due to the limited time of the dissertation, the authors only study and propose optimal solutions for counterbalance capacity to reduce power loss for distribution network in Ba Don town

Keywords - Optimal compensation of reactive power, distribution grid, power loss, operational efficiency

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

- EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

- EVNCPC: Tổng công ty Điện lực Miền Trung

- QBPC: Công ty Điện lực Quảng Bình

- ĐLQT: Điện lực Quảng Trạch

- TX: Thị xã

- MC: Máy cắt

- REC: Recloser

- LBS: Dao cắt có tải kiểu kín

- LTD: Dao cách ly căng trên đường dây

- LD: Dao cắt có tải kiểu hở

- FCO: Cầu chì tự rơi

- E3: Trạm biến áp 110kV Ba Đồn

- HTĐ: Hệ thống điện

- HTCCĐ: Hệ thống cung cấp điện

- LĐPP: Lưới điện phân phối

- MBA: Máy biến áp

- QLVH: Quản lý vận hành

- QLKD: Quản lý kinh doanh

- SXKD: Sản xuất kinh doanh

- TOPO: Xác định điểm dừng tối ưu

- CAPO: Xác định vị trí bù và dung lượng bù

- TTCS : Tổn thất công suất

- TTĐN : Tổn thất điện năng

- ĐTC CCĐ: Độ tin cậy cung cấp điện

- ΔA: Tổn thất điện năng

- ΔP: Tổn thất công suất tác dụng

- ΔQ: Tổn thất công suất phản kháng

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1 Các TBA 110kV trên khu vực Ba Đồn 6

Bảng 1.2 Chiều dài đường dây và TBA phụ tải khu vực thị xã Ba Đồn 7

Bảng 1.3 Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật năm 2015-2017 8

Bảng 1.4 Tình hình thực hiện TTĐN 2017-2018 của Ba Đồn 10

Bảng 1.5 Tình hình thực hiện TTĐN tháng 3,7/2018 của xã Ba Đồn 11

Bảng 1.6 Tổn thất cấp điện áp toàn Điện lực Quảng Trạch giai đoạn 2015-2017 11

Bảng 3.1 Tổn thất không tải MBA của các xuất tuyến 57

Bảng 3.2 Tính toán Kđt cho các xuất tuyến trung áp tháng 3, tháng 7 58

Bảng 3.3 Tổn thất công suất cực đại tháng 3, tháng 7 năm 2018 59

Bảng 3.4 Tổn thất điện năng tháng 3, tháng 7 năm 2018 (mùa mưa và mùa khô) 60

Bảng 3.5 Load snapshots các vùng chạy bài toán CAPO 62

Bảng 3.6 Vị trí và dung lượng các cụm tù bù hiện trang trên LĐPP Ba Đồn 62

Bảng 3.7 Kết quả vị trí bù sau khi chạy CAPO (phụ lục 9) 63

Bảng 3.8 Kết quả vị trí bù sau khi chạy CAPO (phụ lục 14) 64

Bảng 3.9 Kết quả các vị trí đặt bù sau khi bù 66

Bảng 3.10 Kết quả vị trí và dung lượng bù hạ thế sau khi bù 66

Bảng 3.11 Kết quả TTCS sau khi tái đặt bù 67

Bảng 3.12 Kết quả TTĐN tháng 7 sau khi bù 68

Bảng 3.13 Kết quả TTĐN tháng 3 sau khi bù 68

Bảng 3.14 Bảng so sánh TTĐN trước và sau khi bù 68

Bảng 3.15 Bảng kết quả điện áp các nút trước và sau khi bù 69

Bảng 3.16 Đơn giá chi phí dịch chuyển tụ bù 70

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 2.1 Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa 16

Hình 2.2 Đồ thị phụ tải hình thang hóa 16

Hình 2.3 Xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN bằng đường cong tổn thất 19

Hình 2.4 Véctơ tổn thất Δ và thành phần thực ΔU 24

Hình 2.5 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây 1 phụ tải 25

Hình 2.6 Sơ đồ nguyên lý và thay thế đường dây liên thông cấp điện cho 3

phụ tải 25

Hình 2.7 Đường dây phân nhánh 27

Hình 3.1 Sơ đồ xuất tuyến 473 Ba Đồn trên phần mềm PSS/ADEPT 53

Hình 3.2 Trích xuất dữ liệu biểu đồ phụ tải 24 giờ 54

Hình 3.3 Tool ứng dụng khai thác MDMS 55

Hình 3.4 Biểu đồ công suất tổng lưới 22kV Ba Đồn mùa khô (tháng 7) 55

Hình 3.5 Biểu đồ công suất tổng lưới 22kV Ba Đồn mùa mưa (tháng 3) 56

Hình 3.6 Đồ thị phụ tải ngày điển hình tháng 3 của xuất tuyến 473 Ba Đồn 58

Hình 3.7 Đồ thị phụ tải ngày điển hình tháng 7 của XT 473 Ba Đồn 58

.

U

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Cùng với quá trình phát triển kinh tế xã hội của đất nước, ngành điện luôn phải đi trước một bước trong công cuộc công nghiệp hóa và hiện đại hóa Các nhà máy xí nghiệp, các khu công nghiệp ngày càng phát triển nhanh chóng đòi hỏi tiêu thụ công suất phản kháng càng tăng, điều này làm giảm hệ số cosφ, giảm chất lượng điện năng, tăng tổn thất trên lưới điện phân phối.Với việc mở rộng cơ

sở sản xuất, sử dụng thiết bị có nhu cầu tiêu thụ công suất phản kháng lớn, việc tính toán bù tối ưu và kiểm soát các hộ tiêu thụ điện để áp dụng bảng giá phạt khi

có hệ số cosφ thấp gây tổn thất điện năng cũng là một vấn đề rất khó khăn

Lưới điện trung hạ thế trên địa bàn thị xã Ba Đồn, khu vực thuộc Điện lực Quảng Trạch quản lý là một trong những trung tâm phát triển kinh tế nhanh của tỉnh Quảng Bình Đặc biệt là từ cuối năm 2011, khi mà huyện Quảng Trạch được tách thành 02 trung tâm hành chính là thị xã Ba Đồn và huyện Quảng Trạch, thì tốc độ phát triển cở sở hạ tầng, quy mô sản xuất công nông nghiệp tăng nhanh đột biến, sự chênh lệch giữa đồ thị phụ tải ngày và đêm, mùa mưa và mùa nắng, trong khi hệ thống bù công suất phản kháng trên lưới điện chưa linh động khiến cho chất lượng điện năng lưới điện giảm sút đột biến, đồng thời gây tăng tổn thất điện năng trên lưới điện Từ năm 2010 trên lưới điện thuộc khu vực thị xã Ba Đồn hệ thống tụ bù công suất phản kháng đã được đầu tư hàng năm, tuy nhiên chỉ là những gải pháp tình thế Đối với hệ thống bù trung thế chủ yếu là bù cứng, chỉ thao tác đóng cắt bằng cầu chì tự rơi, hình thức bù này không linh động thao tác đóng cắt phức tạp đòi hỏi phải cắt điện, không điều chỉnh được theo sự biến đổi của phụ tải khiến cho sau khi bù cưỡng bức, một lượng công suất phản kháng đáng kể vẫn lưu thông qua lưới phân phối trung áp gây ra tổn thất công suất tác dụng và tổn thất điện năng khá lớn Đối với hệ thống bù hạ thế đang tồn tại nhiều hình thức bù, bù tự động tại đầu trạm biến áp bằng rơ le công suất phản kháng (CSPK), bù rãi tại các điểm nút trên lưới điện hạ thế bằng rơ le thời gian hoặc rơ

le công suất phản kháng, bù cứng tại đầu động cơ thiết bị thao tác đóng cắt bằng

áp tô mát hay rơ le Việc bù công suất phản kháng ở lưới điện hạ thế thường cho hiệu quả cao hơn, tuy nhiên việc tồn tại nhiều hình thức bù khiến cho việc tính toán phân bố, phối hợp giữa các thiết bị bù công suất bù chưa hợp lý, nhiều khi hệ

thống vẫn thiếu bù hoặc bù dư Ngoài ra ở lưới điện hạ thế chất lượng điện áp thường không ổn định khiến cho hệ thống bù thường nhanh chóng hư hỏng, tuổi thọ giảm

Hiện tại để kiểm soát và tính toán phân bố hệ thống bù CSPK, Công ty Điện lực Quảng Bình đang sử dụng các phần mềm DSPM, PSS/ADEPT nhưng chỉ dừng lại ở mức độ giải pháp tạm thời Chính nguyên nhân đó tác giả chọn đề tài

“Nghiên cứu, đề xuất giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm giảm tổn thất điện năng cho lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn” nhằm nghiên cứu, tính

toán, đề xuất một số giải pháp hợp lý và chiến lược đáp ứng vấn đề cấp bách nói trên

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu của luận văn

Đối tượng nghiên cứu của luận văn là nghiên cứu tổng thể hệ thống bù các lưới điện phân phối thuộc phạm vi xây dựng, quản lý của các địa phương, có phương thức quản lý, vận hành độc lập từ đó đưa ra được các giải pháp bù công suất phán kháng tối ưu, hợp lý chiến lược và giảm tổn thất điện năng

Áp dụng đối tượng nghiên cứu trên với lưới điện phân phối ở khu vực thị xã

Ba Đồn, đó là các lưới trung, hạ áp trên không cấp điện cho các phụ tải thuộc khu vực công, nông nghiệp, sinh hoạt có sơ đồ mạng hở hoặc mạng kín vận hành hở

3 Mục tiêu nghiên cứu của luận văn:

- Thu thập cơ sở dữ liệu về nguồn và phụ tải lưới phân phối các khu vực thuộc phạm vi nghiên cứu để xây dựng đồ thị phụ tải điển hình đặc trưng cho lưới phân phối TX Ba Đồn

- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán đánh giá hiệu quả bù để giảm

tổn thất điện năng, tổn thất điện áp cho lưới điện hiện tại So sánh, phân tích, nhận xét kết quả tính toán với kết quả tính toán tổn thất điện năng, tổn thất điện

áp báo cáo hiện đang áp dụng

- Nghiên cứu, đề xuất các giải pháp bù tối ưu công suất phản kháng nhằm

giảm tổn thất điện năng

- Xây dựng được hệ thống sơ đồ phân bố bù, dung lượng bù và đề xuất giải

pháp bù tối ưu cho lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn

4 Phương pháp nghiên cứu:

- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo trình,… viết về vấn đề tính toán xác định tổn thất công suất, tổn thất điện năng,

tổn thất điện áp từ đó đưa ra được hiệu quả của việc bù công suất phản kháng để

giảm tổn thất điện năng, tổn thất điện áp

- Phương pháp thực nghiệm: Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu, sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán tổn thất công suất, vị trí và dung lượng bù công suất phản kháng tối ưu nhằm giảm tổn thất điện năng

5 Bố cục luận văn gồm bốn chương như sau:

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN, TỈNH QUẢNG BÌNH

CHƯƠNG 2: CÁC CƠ SỞ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN

CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂG

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC THỊ XÃ BA ĐỒN,

TỈNH QUẢNG BÌNH 1.1 Vị trí địa lý và khí hậu của thị xã Ba Đồn

1.1.1 Vị trí địa lý

Ba Đồn là một thị xã thuộc tỉnh Quảng Bình, Việt Nam được thành lập theo nghị quyết số 125/NQ-CP của Chính phủ ngày 20 tháng 12 năm 2013 tách ra từ huyện Quảng Trạch

Theo quyết định đó, thị xã Ba Đồn có vị trí địa lý khá đặc biệt, phía Đông giáp biển Đông, phía Nam ngăn cách với huyện Bố Trạch bởi con sông Gianh và sông Son đổ ra biển, phía Tây giáp với huyện Quảng Trạch và huyện Tuyên Hóa, phía Bắc giáp với huyện Quảng Trạch Thị xã Ba Đồn nằm trên quốc lộ 1A, đường sắt Thống Nhất và giáp Biển Đông, ngoài ra con đường quốc lộ 12A đi qua thị xã

là con đường chính nối thông suốt đi cửa khẩu Cha Lo của Lào Thị xã Ba Đồn cách Đèo Ngang 29 km về phía nam, cách Đồng Hới 40 km về phía bắc

1.2 Tổng quan về tình hình kinh tế - xã hội của thị xã Ba Đồn

Ba Đồn có diện tích 163,1828 km2, dân số khoảng 120.000 người Địa bàn hành chính thị xã Ba Đồn gồm 6 phường và 10 xã

Hình 1.1

Tuy mới thành lập nhưng thị xã Ba Đồn từng bước phát huy tốt tiềm năng, lợi thế giành được nhiều kết quả quan trọng trong phát triển kinh tế - xã hội Cơ cấu kinh tế của thị xã được chuyển dịch theo hướng tích cực: nông-lâm-thủy sản chiếm 26,6%, công nghiệp xây dựng chiếm 33,4% và thương mại dịch vụ chiếm 40%, nâng mức thu nhập bình quân đầu người đạt 23,5 triệu đồng/người/năm Sản xuất nông, lâm, ngư nghiệp có sự chuyển biến mạnh mẽ theo hướng sản xuất hàng hoá Đồng thời đẩy mạnh CNH-HĐH nông nghiệp nông thôn qua Chương trình mục tiêu quốc gia xây dựng nông thôn mới và nông nghiệp ứng dụng công nghệ, góp phần ổn định đời sống, nâng cao thu nhập cho nhân dân Về công nghiệp - TTCN có những bước chuyển biến tích cực đa dạng về ngành nghề, chất lượng sản phẩm càng được nâng cao… Các ngành nghề dịch vụ trên địa bàn

thị xã ngày càng mở rộng và phát huy hiệu quả Hệ thống siêu thị, cửa hàng kinh doanh buôn bán ở phường Ba Đồn và các chợ ở nông thôn được quan tâm đầu tư

mở rộng, hàng hóa lưu thông trên địa bàn đa dạng và phong phú đã góp phần ổn định sản xuất và đời sống của mọi tầng lớp nhân dân

1.3 Tổng quan về lưới điện phân phối của thị xã Ba Đồn

Thị xã Ba Đồn thuộc khu vực quản lý của Điện lực Quảng Trạch, trực thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình, có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện phân phối

và kinh doanh điện năng theo phân cấp trên địa bàn thị xã Ba Đồn và huyện Quảng Trạch bao gồm 34 xã, phường; khối lượng quản lý rất lớn

1.3.1 Nguồn điện

Lưới phân phối trung áp của khu vực thị xã Ba Đồn được cấp điện từ 02 TBA 110kV là TBA 110kV Ba Đồn (02 MBA-25MVA-110/35/22 kV, tổng công suất 50MVA) và TBA 110kV Văn Hóa (01 MBA-25MVA-110/22/6 kV và 01 MBA-110kV-25MVA-110/22, tổng công suất 50MVA) ), ngoài ra lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn còn có liên lạc với các TBA 110kV lân cận như Sông Gianh và Hòn La

Bảng 1.1 Các TBA 110kV trên khu vực Ba Đồn

(MVA)

Điện áp (kV)

Pmax (MW)

Mang tải (%)

1 Ba Đồn T1

T2

25/25/25 25/16,7/25

115/38,5/24 115/38,5/24

15,6 11,4

62,4 45,6

2 Văn Hóa T1

T2

25/25/25 25/25/25

115/24/6,6 115/24/6,6

* Lưới điện trung áp:

Theo xu hướng chung, từ năm 2008 lưới điện phân phối khu vực thị xã Ba Đồn đang dần được cải tạo đưa về vận hành ở cấp điện áp 22/0,4 kV, lưới điện 22kV vận hành ổn định, xác suất sự cố xảy ra ít hơn so với các cấp điện áp khác Đến cuối năm 2013 về cơ bản lưới điện phân phối khu vực thị xã Ba Đồn đã hoàn thành chuyển hết từ cấp 10kV lên 22kV, lưới 35kV chỉ còn tồn tại 01 xuất tuyến nhưng chủ yếu để cấp điện cho các phụ tải khu vực phía Bắc huyện Bố Trạch Lưới điện phân phối trung áp thị xã Ba Đồn gồm có 08 tuyến trung áp, trong đó: có 07

tuyến 22kV và 01 tuyến 35kV

* Lưới điện hạ áp:

Lưới điện hạ áp (0,2-0,4kV) đa số được tiếp nhận từ hệ thống lưới điện của chính quyền địa phương và đã được đầu tư cải tạo về cơ bản Tuy nhiên do nguồn vốn đầu tư còn hạn hẹp nên đường dây tiết diện còn nhỏ, bán kính cấp điện còn dài Hệ thống bù CSPK trung thế chủ yếu là bù tĩnh trực tiếp lên lưới, không có

hệ thống đóng cắt tự động; hệ thống bù CSPK hạ thế tồn tại nhiều hình thức bù, chưa có sự phối hợp giữa các hình thức bù và phân bố chưa hợp lý

* Trạm biến áp phụ tải:

- Tổng số trạm: 269 trạm (218 TBA ngành điện và 51 TBA KH);

- Tổng dung lượng: 57.292 kVA (Ngành điện: 42.407kVA; Khách hàng:

* Hệ thống tụ bù trên lưới:

- Bù trung áp: 05 cụm với tổng dung lượng 1.500kVAr;

- Bù hạ áp: 265 cụm với tổng dung lượng 10.035kVAr (bao gồm cả phần trạm chuyên dùng của khách hàng, chưa tính phần bù sau cơng tơ lẻ của khách hàng)

Số liệu tụ bù và chế độ vận hành bù cụ thể như phụ lục 5 kèm theo

* Khách hàng sữ dụng điện: Tổng số công tơ khoảng 49.317 khách hàng

1.4 Tình hình sử dụng điện hiện tại của lưới điện thị xã Ba Đồn

1.4.1 Tình hình thực hiện các chỉ tiêu KT-KT

Trong năm 2016, tốc độ tăng trưởng thương phẩm thấp so với năm 2015 và thấp nhất trong giai đoạn 2015 – 2017, lý do là ảnh hưởng môi trường biển sau sự

cố Formosa Hà Tĩnh

Bảng 1.3 Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật năm 2015-2017

1.4.2 Tính chất phụ tải và cơ cấu thành phần theo ngành nghề

Nhìn chung lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn chủ yếu cấp điện cho các phụ tải sinh hoạt, hành chính, kinh doanh dịch vụ và một số khu vực công nghiệp, tiểu thủ công nghiệp Trong đó thành phần điện tiêu thụ phân bố theo cơ cấu ngành nghề như sau: Nông nghiệp - Lâm nghiệp - Thủy sản: chiếm tỷ trọng 2,64%; Công nghiệp – Tiểu thủ công nghiệp - Xây dựng: chiếm tỷ trọng 51,29%; Thương nghiệp - Khách sạn - Nhà hàng: chiếm tỷ trọng 4,49%; Quản lý - Tiêu dùng - Dân cư: chiếm tỷ trọng 38,43%; Hoạt động khác: chiếm tỷ trọng 3,15%

Biểu đồ cơ cấu phụ tải theo ngành nghề lưới điện thị xã Ba Đồn năm 2017

Như vậy điện tiêu dùng và điện sản xuất là 2 thành phần chủ chốt trong thành phần phụ tải của lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn

1.5 Tình hình thực hiện tổn thất điện năng

Hiện, trong EVN đang tồn tại hai loại số liệu về TTĐN, đó là TTĐN theo phiên ghi chỉ số hay còn gọi là tổn thất hình bình hành và TTĐN theo cấp điện áp hay còn gọi là TTĐN hình chữ nhật:

1.5.1 Khái niệm tổn thất điện năng theo phiên ghi (tổn thất hình bình hành)

Hiện nay trong công tác quản lý kinh doanh điện năng tại các Điện lực, việc tính toán tổn thất báo cáo hàng tháng đang thực hiện trên nguyên tắc:

Điện nhận: được ghi nhận sản lượng từ (00h00) ngày đầu tháng đến (24h00) ngày cuối tháng

Thương phẩm được ghi nhận theo từng phiên ghi điện, ghi nhận sản lượng

từ một ngày nhất định của tháng trước đến cùng ngày của tháng sau

Do việc ghi nhận sản lượng điện nhận và thương phẩm không đồng thời nên kết quả của việc tính toán này bị ảnh hưởng bởi các yếu tố như phụ tải biến động, thời tiết thay đổi, số ngày điện nhận và thương phẩm không bằng nhau, … dẫn đến kết quả tính toán tổn thất tổng của từng Điện lực hàng tháng không thực Phương pháp này có ưu điểm là đơn giản trong quá trình thực hiện, thời gian lũy kế càng dài thì các yếu tố sai số càng nhỏ

2,64

%

51,29

% 4,…

Việc ghi nhận thương phẩm và điện nhận để tính TTĐN báo cáo luôn gối

đầu từ tháng trước với tháng sau Với kết quả của TTĐN báo cáo không thể biết

được tổn thất của đơn vị hiện nay cụ thể ở khu vực nào để xử lý

1.5.2 Khái niệm tổn thất cấp điện áp (tổn thất hình chữ nhật)

Phần lưới trung áp giữa công tơ giao nhận tại các TBA đầu nguồn, ranh gới

và các TBAPP sẽ được chốt theo cùng một thời điểm (qui định là 0 giờ ngày 1

hàng tháng) Từ đó tính ra TTĐN theo cấp điện áp trung áp

Các TBAPP sẽ được chốt giữa thanh cái và khách hàng mua lẽ tại cùng thời

điểm ghi chỉ số từ đó tính ra ΔA% Tỷ lệ ΔA% này sẽ được nhân với điện thanh

cái của TBAPP đó theo phiên ghi ngày 1 (cùng với ngày chốt giao nhận, đầu

nguồn trung áp), từ đó tính ra lượng kWh tổn thất qui đổi của TBA đó

Cộng dồn kWh tổn thất các cấp điện áp so với điện giao đầu nguồn ta sẽ

được lượng TTĐN của tất cả các cấp điện áp và xác định được A% tổng khu

vực

Theo các tính này TTĐN phản ảnh được bản chất TTĐN thực của lưới điện

Vì vậy, trong phạm vi luận văn này, số liệu TTĐN theo cấp điện áp sẽ là số liệu

mang ra so sánh với TTĐN kỹ thuật

1.5.3 Kết quả thực hiện tổn thất điện năng

Điện tổn thất (kWh)

TTĐN (%)

Điện thanh cái (kWh)

Điện tổn thất (kWh)

Điện tổn thất (kWh)

TTĐ

N (%)

Điện thanh cái (kWh)

Điện tổn thất (kWh)

2 XT 473 Văn Hóa 784,700 14,143

1.80 952,873 15,355

1.61

3 XT 471 Ba Đồn 1,086,646 18,931

1.74 1,159,038 3,340

0.29

4 XT 473 Ba Đồn 1,426,782 31,323

2.20 1,959,646 42,274

2.16

4.595.012 5,17

4.728.015 4,75

5.098.734 3,06

5240256 2,99

9.693.746 5,82

9.968.271 5,68

Nhận xét: Tổn thất điện năng tại Điện lực Quảng Trạch giảm dần theo từng năm Năm 2016 tổn thất là 5,82% giảm 0,03% so với năm 2015; Năm 2017 tổn thất là 5,68% giảm 0,14% so với năm 2016, tuy nhiên tổn thất đang ở mức cao Tổn thất trung áp chiểm tỷ trọng tương đối cao trong tổng TTĐN và của Ba Đồn chiếm phần lớn trong toàn Điện lực Quảng Trạch

1.6 Tình hình vận hành hệ thống tụ bù

Hệ thống bù trung thế trên lưới điện chủ yếu là bù cứng, đóng cắt bằng dao cách ly nên chưa linh động, việc thao tác, điều chỉnh khó khăn do phải liên quan đến cắt điện trung thế

Hệ thống bù hạ thế còn tồn tại nhiều hình thức bù (bù cứng thao tác bằng aptomat, bù theo relay điều chỉnh công suất phản kháng, bù theo relay thời gian),

do đó việc phối hợp giữa các hệ thống tụ bù hạ thế chưa đạt được hiệu quả và khó kiểm soát

Bảng tổng hợp tình hình bù công suất phản kháng trên lưới trung thế mùa mưa (tháng 3) và mùa khô (tháng 7) như phụ lục 6 và phụ lục 7 kèm theo

Kết luận chương 1

- Trong chương này, luận văn đã nêu rõ đặc điểm, vị trí địa lý thị xã Ba Đồn Hiện trạng nguồn điện và lưới điện khu vực thị xã Ba Đồn

- Luận văn cũng đưa ra tình hình, kết quả thực hiện một số chỉ tiêu kinh tế -

kỹ thuật, chỉ tiêu tổn thất điện năng, cơ cấu phụ tải theo ngành nghề và tình hình

bù công suất phản kháng trên lưới điện thị xã Ba Đồn

- Từ kết quả trên biết được TTĐN của xuất tuyến nào cao, tình hình bù công suất phản kháng xuất tuyến nào thiếu/dư để có tính toán và phương án thực hiện giảm TTĐN, điều khiển vận hành bù hiệu quả, cụ thể cho từng xuất tuyến

CHƯƠNG 2 CÁC CƠ SỞ TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG, BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ PHẦN MỀM TÍNH TOÁN

2.1 Tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong lưới điện phân phối

2.1.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện

Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta cần phải dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng tất nhiên bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác Phần tiêu hao đó gọi là tổn thất điện năng Thuật ngữ “tổn thất điện năng” cần phải được hiểu cặn kẽ, rõ ràng, vì rằng trong nhiều lĩnh vực của nền kinh tế quốc dân, thuật ngữ tổn thất làm liên tưởng đến tổn thất do phế phẩm, do rối loạn quá trình công nghệ sản xuất, v.v… Thuật ngữ “tổn thất điện năng” cần phải hiểu

là tổn thất do công nghệ kỹ thuật truyền tải điện năng, cho nên còn gọi là tổn thất

kỹ thuật Khi có dòng 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 công suất tác dụng

ΔP và công suất phản kháng ΔQ Số năng lượng điện ΔA mất mát đó biến thành nhiệt làm nóng dây dẫn và máy biến áp, cuối cùng tỏa ra ngoài không khí, không mang lại một hiệu quả nào [1]

Trong các mạng điện nhỏ, tổn thất ΔA và ΔP không thành vấn đề lớn, vì tổn thất không lớn Nhưng ở các hệ thống điện lớn, số tổn thất này rất lớn, vào khoảng 10÷15% công suất truyền tải [4]

Lượng điện bị tổn thất đó tất nhiên phải do nhà máy điện cung cấp Kết quả

là vốn đầu tư nguồn phát cao vì thiết bị phát điện phải tăng Ngoài ra, tổn thất càng lớn thì phải chi phí thêm nhiên liệu: than, dầu, nước, v.v… do đó giá thành sản xuất điện cao, dẫn đến giá bán điện cao, không có lợi cho việc phát triển kinh

tế và phục vụ dân sinh

Tổn thất công suất phản kháng ΔQ tuy không ảnh hưởng trực tiếp tới mức phí tổn về nhiên liệu, nhưng gây ra tình trạng không đủ công suất phản kháng để cung cấp cho các hộ dùng điện, như vậy lại phải trang bị một số thiết bị để phát thêm 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 cao lên Do vậy nghiên cứu vấn đề tổn thất điện năng rất quan trọng, vì có nắm vững lý luận mới có thể tính đúng được tổn thất công suất và điện năng, định được giá thành trong lúc thiết kế

và tìm ra được biện pháp làm giảm bớt mức tổn thất, một vấn đề luôn luôn là thời

sự và cấp bách đối với người thiết kế cũng như người quản lý vận hành lưới điện [2]

Khoảng 9÷10% của điện năng sản xuất ra trong nhiều hệ thống điện bị mất mát Vì đầu tư phải được thực hiện đối với các công trình để cung cấp bù vào tổn thất này, các công trình này cần được xem xét kỹ lưỡng trong thiết kế

Sự hiểu biết về tổn thất là cơ bản và không được bỏ qua trong việc so sánh các phương án và phải được nghiên cứu đầy đủ về mỗi trường hợp cụ thể Dưới đây là tổn thất kỹ thuật của một hệ thống tiêu biểu:

Bảng tỷ lệ tổn thất các phần tử

là phí tổn do tổn thất trong công suất, điện năng và công suất phản kháng Nói chung, tổn thất có thể được giảm thiểu bằng sự đầu tư nhiều hơn trong đường dây

và thiết bị Điều cần thiết là phải xác định liệu xem việc giảm chi phí về tổn thất

có xứng đáng với việc tăng trong đầu tư hay không [4]

Phí tổn do tổn thất công suất được kể đến nếu như tổn thất làm tăng phụ tải đỉnh ở một hay nhiều thành phần của hệ thống Phụ tải đỉnh tăng dẫn đến việc tăng khả năng mang tải của mỗi phần tử trong hệ thống sản xuất và truyền dẫn công suất đến điểm mà tổn thất xảy ra Phí tổn do tổn thất công suất là tác dụng

của tổn thất được đánh giá trong phí tổn về khả năng tải của hệ thống trong tương lai

Khả năng tải được yêu cầu để cung cấp cho tổn thất phải được kể vào khả

năng dự trữ như đã được dành ưu tiên cho phụ tải đỉnh Bất kỳ sự đầu tư nào về

khả năng tải phụ thêm trong tương lai phải bao gồm phí tổn đầu tư về nguyên vật

liệu và chi phí về bảo quản Chi phí hàng năm về tổn thất công suất bao gồm chi

phí cố định trên vốn đầu tư được yêu cầu để cung cấp cho tổn thất cộng với chi

phí vận hành và bảo quản Chi phí vận hành và bảo quản tỷ lệ với khả năng tải

Phí tổn do thành phần điện năng tổn thất phải được kể đến vì tổn thất làm

tăng chi phí sản xuất điện năng được bán hay điện năng được mua Tổng quát, chi

phí do tổn thất điện năng bằng tích số của điện năng tổn thất trong thiết bị với giá

một đơn vị điện năng tại nguồn

Phí tổn về tổn thất công suất phản kháng cũng phải được xét đến nếu chúng

có tác dụng đáng kể Tổn thất phản kháng được tính toán đối với phụ tải yêu cầu

cực đại của phần hệ thống đang xét Chi phí tổn thất phản kháng là chi phí hàng

năm của thiết bị bù công suất phản kháng được thiết đặt trên phần của hệ thống

nhằm tạo ra được phí tổn ít nhất đối với việc cung cấp phản kháng

Tổn thất điện năng được tính như sau:

TTĐN trong LĐPP được xác định theo công thức sau:

𝛥𝐴 = 3𝑅 ∫ 𝐼𝑡 𝑡2

Một số phương pháp để xác định tổn thất điện năng như sau:

a) Phương pháp tích phân đồ thị

Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như (hình 2.1) và (hình 2.2), 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 2.1) hay

Khi I0 = In công thức (2.3) sẽ nhận được dạng (2.2)

Theo phương pháp này TTĐN [kWh] được xác định theo công thức:

𝛥𝐴 = 3𝑅.𝑡

2𝑛(𝐼02+ 𝐼𝑛2+ 2 ∑𝑛−1𝑡−1𝐼𝑡2) 10−3 (2.5) Trong đó thứ nguyên của I [A], S[kVA], U[kV]

Phương pháp tích phân đồ thị có độ chính xác cao, nhưng khó thực hiện

Tính toán thực tế không sử dụng đồ thị phụ tải năm mà sử dụng đồ thị phụ tải

ngày đặc trưng Tuy nhiên việc tính toán TTĐN không đảm bảo được chính xác,

vì trong hệ thống luôn có sự thay đổi thường xuyên và không thường xuyên của

những ngày khảo sát

b) Phương pháp dòng điện trung bình bình phương

Giả sử rằng dọc theo đường dây hệ thống truyền tải, dòng điện Itb không đổi

ở trong khoảng thời gian t, sẽ gây nên tổn thất đúng bằng trị số dòng điện biến

thiên trong khoảng thời gian đó ứng với đồ thị phụ tải nghĩa là:

𝛥𝐴 = 3𝑅𝐼𝑡𝑏𝑏𝑝2 𝑇 = 3𝑅 ∫ 𝐼𝑇 𝑡2

Như vậy dòng điện trung bình bình phương sẽ là:

𝐼𝑡𝑏𝑏𝑝 = √∫ 𝐼𝑡

2 𝑑𝑡

𝑇 𝑜

Tích phân ở biểu thức (2.6, 2.7) được tính theo biểu thức (2.2, 2.3) Nếu đã

biết giá trị dòng điện Itbbp thì TTĐN trên đường dây [kWh] tính theo biểu thức:

ΔA=3I2

Trong đó:

 R: Điện trở tác dụng của đường dây [Ω]

 T: Thời gian tính toán [h]

Lưới phân phối thường sử dụng phương pháp này và cho kết quả gần đúng

Giá trị Itb có thể tính gần đúng theo công thức kinh nghiệm Dalesxky:

Itbbp = Imax(0,12 + Tmax.10-4) (2.9) Hoặc theo dòng điện cực đại và thời gian TTCS cực đại τ:

𝐼𝑡𝑏𝑏𝑝 = 𝐼𝑚𝑎𝑥 √𝑇

Giá trị các đại lượng τ, Tmax được xác định phụ thuộc vào tính chất phụ tải

hoặc qua các số liệu thống kê Phương pháp này chỉ đúng khi chúng ta xác định

được chính xác các giá trị trên

c) Phương pháp thời gian tổn thất

Theo phương pháp này TTĐN được xác định theo biểu thức:

𝛥𝐴 = 3𝑅 ∫ 𝐼𝑇 𝑡2

Để xác định TTĐN theo công thức (2.11) cần phải xác định τ, τ được xác

định nhờ mối quan hệ giữa Tmax và cosφ Quan hệ τ =f (Tmax, cosφ) có nhiều

phương pháp xây dựng khác nhau Mỗi đường cong biểu diễn quan hệ đó được

xây dựng theo một số điều kiện khác nhau như không tính đến dáng điệu đồ thị

phụ tải, hay không xét đến sự biến đổi hệ số công suất Hoặc chúng ta có thể xác

định τ bằng các công thức kinh nghiệm

- Công thức kinh điển:

(1 − 𝑃𝑚𝑖𝑛

- Công thức Valander:

Các công thức trên đều chỉ tính gần đúng, lấy theo thực nghiệm và tiệm cận

hoá Đối với lưới điện phân phối hiện nay do thiếu thông tin nên có thể áp dụng

các công thức trên để xác định TTĐN trong sai số có thể chấp nhận được

Có thể thấy rằng: cơ sở để xác định τ lại là Tmax và cos φ cũng rất bất định

Cosφ trong lưới rất không đồng nhất nên chỉ có thể chấp nhận trị số trung bình

Còn Tmax = A/Pmax lại càng bị phụ thuộc nhiều vào cách lấy mẫu thống kê Sai số

của Pmax khi thiết lập đồ thị phụ tải trong phạm vi khá lớn là điều có thể xảy ra

d) 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 vẫn 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 trưng tổn thất cũng có thể coi là xác định Nói riêng, có thể xét đường

cong quan hệ:

Trong đó:

 ∆P∑: Tổng TTCS trong lưới

 P∑: Tổng công suất thanh cái của mạng lưới cung cấp điện

Đường cong (hình 2.3) có thể xây dựng bằng đo đạc hoặc tính toán 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 toán, 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 toán phân bố dòng 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 công 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 hoàn toàn 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 công suất thanh cái

Trên (hình 2.3) trình bày quá trình xây dựng biểu đồ TTCS và xác định

TTĐN nhờ sử dụng đường cong tổn thất Diện tích của biểu đồ TTCS chính là

TTĐN và có thể tính theo phương pháp tích phân đồ thị:

Hình 2.3 Xây dựng biểu đồ TTCS và xác định TTĐN bằng đường cong tổn

thất

Hoặc có thể xác định TTĐN bằng phương pháp tính toán 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 :

Từ đó TTĐN được tính như sau:

𝛥𝐴 = ∫ [𝛥𝑃𝑜𝑡 𝑜𝑖 + 𝛥𝑃𝑡𝑖(𝑡)] 𝑑𝑡 = ∑(𝛥𝑃𝑜𝑖 + 𝛥𝑃𝑡𝑖) 𝛥𝑡 (2.19) TTĐN trong 1 ngày (24h) sẽ là:

𝛥𝐴 = 𝛥𝐴𝑜 + ∑24𝑖=𝑜𝛥𝐴𝑡𝑖 (2.20)

 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

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 không 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 không tải trong lưới điện đã tồn tại một lượng tổn hao không tải nhất định

e) Phương pháp tính toán TTĐN theo quy định của EVN

Do đặc thù của lưới điện phân phối có khối lượng đường dây và trạm biến

áp phụ tải lớn, công suất phụ tải biến đổi liên tục theo thời gian nên trong phạm vi sai số cho phép trong công tác quản lý vận hành và quản lý kinh doanh điện năng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sử dụng thống nhất phương pháp tính tổn thất điện năng như sau [11]:

𝛥𝐴 = 𝛥𝐴𝑜 + ∑24𝑖=𝑜𝛥𝐴𝑡𝑖= ΔP0.T +ΔPMax.T.Kđt (2.21) Trong đó:

 ΔA: Tổn thất điện năng trong giai đoạn đang xét (kWh)

 ΔP0: Tổn thất công suất không tải (kW)

 ΔPmax: Tổn thất công suất tại thời điểm công suất cực đại của lưới điện (kW)

 T: Thời gian tính toán của giai đoạn xem xét TTĐN (giờ)

 Kđt: Hệ số đồ thị phụ tải ảnh hưởng đến TTĐN trong giai đoạn tính toán

Si, Smax: là giá trị phụ tải đầu xuất tuyến tại các thời điểm ti và tmax

Đây là phương pháp kết hợp giữa phương pháp đường cong tổn thất và phương pháp dòng điện trung bình bình phương Phương pháp này kết hợp với tính toán tổn thất công suất thành phần biến thiên bằng PSS/ADEPT cho kết quả

tương đối chính xác và được sử dụng rộng rãi để tính TTĐN trên lưới điện phân phối

2.1.3 Sự phân tán, công suất dự trữ và tổn thất trên tổn thất

Do sự phân tán, tổn thất công suất cực đại của các thành phần của hệ thống

có thể không trùng với phụ tải đỉnh của toàn hệ thống Vì công suất yêu cầu được căn cứ từ tổn thất đỉnh xảy ra đồng thời với phụ tải đỉnh của toàn hệ thống đó, do

đó cần đưa ra một hệ số dự phần vào đỉnh của toàn hệ thống Tổn thất không đổi, như tổn thất sắt của máy biến áp, được coi như trùng với phụ tải đỉnh của tất cả các phần của hệ thống Đối với tổn thất trong điện trở, như tổn thất đồng của máy biến áp thì hệ số dự phần đỉnh của tổn thất bằng bình phương của hệ số dự phần đỉnh của phụ tải được cung cấp qua các máy biến áp [2]

Việc tính toán có thể đưa vào hệ số đồng thời khi không biết hệ số dự phần đỉnh hoặc là khi các đỉnh không ổn định trong một thời gian dài Hệ số đồng thời

có thể được ước lượng từ tỷ số của các hệ số phụ tải của các phần tử thuộc hệ thống đang xét với hệ số phụ tải của toàn hệ thống

Ví dụ, hệ số phụ tải của một tải tiêu thụ là 15% và hệ số phụ tải hệ thống là 50% Hệ số đồng thời của của phụ tải đó cho bởi: 15/50 = 0,3 Bình phương của

hệ số đồng thời gần bằng với hệ số dự phần đỉnh của tổn thất: (0,3)2 = 0,09

Đối với phần tử của hệ thống, tổn thất công suất được tính toán đối với phụ tải cực đại của phần tử hệ thống đang xét Việc tăng công suất tải trong bất cứ phần nào khác của hệ thống được yêu cầu để bù vào tổn thất này và lượng phụ tải tăng thêm do tổn thất được xem như một phần của phụ tải tổng trên phần tử của

hệ thống vào thời gian có phụ tải đỉnh

Tổn thất điện năng (kWh) được tính với hệ thống đang xét bằng cách nhân tổn thất công suất (kW) lúc phụ tải cực đại với hệ số tổn thất và tổng số giờ của khoảng thời gian tính tổn thất hoặc bằng tổn thất công suất (kW) lúc phụ tải cực đại nhân với thời gian tổn thất công suất cực đại τ Đối với tổn thất không đổi và liên tục, như tổn thất sắt của máy biến áp thì kWh tổn thất điện năng bằng tổn thất

kW không đổi nhân vối tổng số giờ của giai đoạn

Đầu tư cho tổn thất đỉnh sẽ được kể vào trong công suất dự trữ và tính bằng phần trăm của phụ tải đỉnh

Tổn thất xảy ra trong một phần của hệ thống điện, gây ra các phụ tải phụ thêm trong các phần khác của hệ thống và ngược trở lại nguồn Giá trị của các thành phần công suất và điện năng phải bao gồm cả tác dụng tích lũy của các số

gia về tổn thất gọi là “tổn thất trên tổn thất” khi các thành phần này đi qua các phần của hệ thống điện

Đối với một hệ thống điện tiêu biểu, có thể diễn giải điều này như sau: 1kW tổn thất trong phân phối sơ cấp làm xuất hiện 1.0225kW tổn thất trong truyền tải

và 1kW tổn thất trong phần phân phối thứ cấp làm xuất hiện 1.0475kW tổn thất trong phần truyền tải Càng nhiều tổn thất về phía khách hàng sẽ gây ra nhiều tổn thất trong các phần của hệ thống ngược về phía nguồn

2.1.4 Tính kinh tế của việc giảm tổn thất

Cần thiết phải liệt kê các tác dụng của các công tác giảm tổn thất điện năng

để có thể đánh giá các lợi ích kinh tế do giảm tổn thất mang lại Trong quá trình phân phối điện năng từ nhà máy đến phụ tải, tổn thất là không tránh khỏi do các tính chất về điện và việc đo lường điện năng trong hệ thống điện Tổn thất này bao gồm tổn thất ở khâu truyền tải và phân phối

Vì phụ tải có ảnh hưởng đến tổn thất không phải luôn cố định, tổn thất điện năng có thể giảm thông qua việc áp dụng hệ số phụ tải để giảm tổn thất điện năng vào lúc phụ tải đỉnh

Có nhiều phương pháp để tính toán việc giảm tổn thất điện năng nhưng có lẽ phương pháp hợp lý nhất là đánh giá chi phí nhiên liệu trong việc cung cấp điện

Ví dụ lượng điện năng thương phẩm bán được là 56.310 triệu kWh, điện năng tổn thất là 3.509 triệu kWh, như vậy, trước khi có biện pháp giảm tổn thất giá trị phần trăm tổn thất điện năng là:

Lượng điện năng tiết kiệm được 3.509 – 3.448 = 61 triệu kWh

Qui đổi lượng điện năng tổn thất về đầu phát (đầu sản xuất) với giả thiết tổn thất 5,87% ở cấp truyền tải và phân phối và 5,64% tự dùng của nhà máy có được kết quả sau:

Giảm tổn thất 0,1% có nghĩa là giảm điện năng sản xuất 68,68 triệu kWh và

từ đó giảm chi phí nhiên liệu sản xuất

Ngoài ra có thể tính toán lợi ích đối với một Công ty Điện lực, cụ thể đối với Công ty Điện lực Quảng Bình trong năm 2017 Tổng lượng điện năng mua vào đạt 941 triệu kWh (điện giao: 819.771 kWh; điện giao ngay: 241.190.044), điện năng thương phẩm bán được đến khách hàng đạt 896 triệu kWh tương ứng lượng điện năng tổn thất là 44 triệu kWh chiếm tỷ lệ 6,28%

Trong năm 2018, Công ty đề ra chỉ tiêu kế hoạch thực hiện tổn thất giảm

940.746.746-819.771-đ/kWh, số tiền tiết kiệm được sẽ là: 4.835.927*1695 ≈ 8,2 tỷ đồng

Rõ ràng giá trị làm lợi mang lại từ công tác giảm tổn thất thực sự rất lớn,

đem lại hiệu quả kinh tế cao

2.2 Tổn thất điện áp trong mạng điện phân phối

2.2.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất điện áp trong hệ thống cung cấp điện phân phối

Mạng điện phân phối gồm có các đường dây trên không, đường dây cáp và các trạm biến áp phân phối có nhiệm vụ phân phối và cung cấp điện trực tiếp đến

hệ dùng điện nằm các trung tâm cung cấp điện (nhà máy điện, trạm biến áp khu

vực, …) khoảng vài đến vài chục km và mật độ phụ tải tương đối dày

Mạng điện phân phối thường là mạng hở hoặc mạng kín nhưng vận hành theo trạng thái hở Theo tính chất và đặc điểm phụ tải, ta có mạng điện phân phối

thành phố, nông thôn, công nghiệp

Vì mạng điện phân phối có nhiệm vụ phân phối và cung cấp điện đến từng

hộ tiêu thụ điện nên bao gồm rất nhiều phụ tải, tổng chiều dài đường dây lớn; tổn thất điện năng và khối lượng kim loại màu dùng trong mạng điện này chiếm tỷ trọng lớn trong hệ thống điện

Vì mạng điện phân phối phức tạp, phụ tải dày và tổng chiều dài lớn lại thường là mạng kín vận hành hở nên điện áp giữa các nút cung cấp cho phụ tải chênh lệch nhiều ở các chế độ vận hành khác nhau Mặt khác, khả năng điều

chỉnh điện áp của các trạm biến áp phụ tải thường rất hạn chế (không có bộ điều

áp dưới tải), chất lượng điện áp lại được quy định chặt chẽ tại thông tư 39/2010/TT- BCT nên việc giữ cho tổn thất điện áp trên toàn đường dây trong

giới hạn cho phép là yêu cầu quan trọng của việc vận hành

Đối với mạng phân phối dưới 35kV có một số lưu ý như sau do đặc điểm

của mạng này:

- Không xét đến công suất phản kháng ∆Q do dung dẫn đường dây sinh ra

- Không xét đến cảm kháng x của cáp ngầm

- Không xét đến tổn thất trong lõi thép MBA

- Không xét đến tổn thất công suất khi tính toán dòng công suất trên đường dây, nghĩa là ta coi công suất đầu và cuối đoạn đường dây là bằng nhau

- Không xét đến thành phần ngang trục δU của vec tơ điện áp giáng

- Tính toán tổn thất điện áp theo điện áp định mức mà không theo thực tế mạng điện

2.2.2 Các phương pháp tính tổn thất điện áp trong lưới điện phân phối

Tổn thất điện áp là một đại lượng véctơ phức tạp (véctơ phức)

Trong lưới cung cấp điện, người ta chỉ quan tâm đến trị số của tổn thất điện

áp, trị số này có độ lớn xấp xỉ độ lớn của thành phần trục thực ΔU

Hình 2.4 Véctơ tổn thất Δ và thành phần thực ΔU

Do góc lệch  nhỏ (3o 5o) nên đoạn AB rất bé Do đó dựa trên (hình 2.4) trị

số (độ lớn) của véctơ Δ : Δ = OA OB (trị số của thành phần thực ΔU) Vì thế để đơn giản trong tính toán, có thể tính tổn thất điện áp theo trị số của thành phần thực [9]

Tổn thất điện áp (thành phần thực) là do công suất tác dụng gây trên điện trở

R và công suất phản kháng gây trên X

ΔU = 10-3 (kV) (2.24)

a) Đường dây 1 phụ tải

Trên sơ đồ thay thế, để tính tổn thất điện áp theo (hình 2.5) cần biến đổi công suất dạng S về dạng P+jQ [9]

Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây A1 là:

Trong đó ZA1 = RA1 + jXA1 = r0.lA1 + jx0.lA1

Và = = S1cos + jS1sin

b) Đường dây có n phụ tải

Với đường dây liên thông cấp điện cho 3 phụ tải, tổn thất điện áp bằng tổn thất trên 3 đường dây

ΔU = ΔUmax = ΔUA123 = ΔUA1 + ΔU12 + ΔU13 (2.26)

Hình 2.6 Sơ đồ nguyên lý và thay thế đường dây liên thông cấp điện cho 3

phụ tải

đm

U

X Q R

1A

U

X Q R

S

1 A

Với lưới điện trung áp và hạ áp, để tính toán gần đúng điện áp cho phép coi điện áp tại mọi điểm trên đường dây bằng Uđm và cho phép coi dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây bằng công suất phụ tải, nghĩa là cho phép bỏ qua tổn thất điện áp và tổn thất công suất trên các đoạn đường sau khi tính tổn thất trên đoạn đường dây trước Ví dụ khi tính toán đoạn 1-2, lẽ ra công suất chạy trên đoạn 1-2 bao gồm phụ tải 2,3 ( , ) và tổn thất công suất trên đoạn 2-3, nhưng cho phép bỏ qua lượng tổn thất này:

= + (2.27) Căn cứ vào công thức (2.25) và các lượng công suất chạy trên các đoạn xác định được tổn thất điện áp trên các đoạn như sau :

Từ đây xác định được tổn thất điện áp trên toàn bộ tuyến dây:

Trong đó: n là số đoạn đường dây; Pij, Qij: công suất tác dụng và phản kháng chạy trên các đoạn đường dây ij [9]

c) Đường dây phân nhánh

Trên lưới cung cấp điện nhiều khi gặp đường dây phân nhánh, nghĩa là đến nút nào đó rẽ ra thành 2, 3 tuyến theo hướng khác nhau Để kiểm tra tổn thất điện

áp trên đường dây phân nhánh cần lưu ý rằng : tổn thất điện áp là tổn thất trên từng tuyến dây kể từ nguồn đến điểm nút xa nhất của tuyến Ví dụ với phân nhánh trên hình 2.4, cần kiểm tra ΔU theo tuyến dây: tuyến A12 và tuyến A13, tuyến có trị số ΔU lớn phải nhỏ hơn ΔUcp [9]

2

S

3

S

12

S

2

S

3

S

đm

U

X Q R

đm

U

X Q Q R P

đm

A A

U

X Q Q Q R P P

đm

A A

U

X Q Q Q R P P

đm

ij ij ij

ij

U

X Q R

P

 

Hình 2.7 Đường dây phân nhánh

2.2.3 Giới hạn điện áp vận hành và điện áp cung cấp cho khách hàng

Hiện nay, điện áp trên lưới điện phân phối Ba Đồn đang được vận hành ở

mức 1.1 đến 1.2Uđm theo chỉ đạo của CPC Điện áp thường xuyên được giữ

trong khoảng từ 23.1kV đến 23.5kV

Điện áp tại điểm đo đếm của khách hàng được quy định bởi thông tư

39/2010/TT- BCT quy định như sau [10]:

- Trong chế độ vận hành bình thường, điện áp tại điểm đấu nối với khách

hàng sử dụng điện dao động so với điện áp danh định là ±5%

- Trong chế độ sự cố đơn lẽ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn

định sau sự cố, cho phép mức dao động tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng

điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố là +5% và -10%

- Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục

sự cố, cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ±10% so với danh định

2.3 Lý thuyết cơ bản về bù công suất phản kháng cho phụ tải

Như ta đã biết, để cải thiện hệ số công suất hay các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật

khác của mạng điện, cần một bộ tụ điện hay máy bù đồng bộ làm nguồn phát

công suất phản kháng Cách giải quyết này được gọi là bù công suất phản kháng

Tải mang tính cảm có hệ số công suất thấp sẽ nhận thành phần dòng điện phản

kháng (chậm pha so với điện áp 1 góc 90o) từ máy phát đưa đến qua hệ thống

truyền tải/phân phối Do đó kéo theo tổn thất công suất và gây nên hiện tượng sụt áp

A

A U U

Mặt khác dòng điện qua tụ nhanh pha hơn điện áp nguồn 1 góc 90o ngược pha với thành phần phản kháng của dòng tải IL Nếu thành phần dòng điện này triệt tiêu lẫn nhau IC = IL thì không còn tồn tại dòng phản kháng đi qua phần lưới phía trước vị trí đặt tụ

Như vậy tụ điện C đã cung cấp toàn bộ dòng điện phản kháng cho tải Vì lý

do đó đôi khi ta gọi tụ C là máy phát CSPK Thành phần dòng điện tác dụng và đối với hệ thống, tải dường như có hệ số công suất bằng 1 Nói chung việc bù hoàn toàn CSPK trong lưới điện là không mang lại hiệu quả kinh tế

Bù bằng cách giảm CSPK Q đến giá trị nhỏ hơn Q’ bằng các bộ tụ có CSPK

QC Hệ quả là công suất biểu kiến S được giảm xuống còn S’ Điều này có nghĩa

là hệ số công suất của lưới cũng tăng lên

Một số mô hình bù CSPK và phương pháp xác định mô hình bù CSPK

Để giải bài toán bù công suất phản kháng trong lưới điện hiện nay đã có hàng loạt phương pháp được soạn thảo Tuy nhiên do cách đặt vấn đề Mục tiêu đặt ra và các quan điểm khác nhau về các yếu tố ảnh hưởng đến lời giải bài toán như sự biến thiên theo thời gian của phụ tải, về kết cấu hình dáng lưới điện, về điện áp lưới điện, về tính chất của các loại thiết bị bù… nên các phương pháp và thuật toán giải bài toán bù công suất phản kháng trong lưới điện đều có dạng và hiệu quả khác nhau

Nội dung chủ yếu theo một số hướng cụ thể như sau:

2.3.1 Phương pháp xác định dung lượng bù theo biểu đồ CSPK của phụ tải

Dung lượng tụ bù nền: Qbnền= Qmin

Dung lượng tụ điều khiển được xác định:

2.3.2 Bù CSPK nâng cao hệ số cosϕ

Bằng cách đặt các thiết bị bù tại các hộ tiêu dùng điện để cung cấp CSPK cho chúng, ta giảm được lượng CSPKphải truyền tải trên đường dây do đó nâng cao được hệ số cosϕ của mạng

Dung lượng cần bù xác định theo công thức:

α = 0,9 ÷1 – là hệ số xét đến khả năng nâng cao cosϕ bằng những phương pháp không đòi hỏi đặt thiết bị bù

2.3.3 Mô hình tính bù CSPK theo điều kiện cực tiểu tổn thất công suất

Bằng việc giải tích mạng điện, tính toán phân bố công suất ứng với mỗi chế độ xác lập, ta tính được điện áp tại các nút và tổn thất ∆P, ∆Q của lưới điện Khi đặt một giá trị Qbi nào đó vào nút i thì khi đó hao tổn là:

3 2

với các điều kiện biên:

Qmin.bi≤ Qbi≤ Qmax.bi ;

2.3.4 Bài toán bù theo điều kiện điều chỉnh điện áp

Trước khi bù thì tổn thất điện áp trong mạng là:

 

2 1

1

.( ) % ; 10.

n

i i i i n

1

.( ), % ; 10.

Với: X là điện kháng của đường dây tính đến điểm đặt bù (Ω)

Nếu công suất cần bù quá lớn thì có thể chia ra làm nhiều điểm đặt bù

2.3.5 Phương pháp bù theo điều kiện cực tiểu các chi phí

Xét mạng điện gồm n nút (không kể nút nguồn cung cấp), đối với mỗi nút i,

ký hiệu công suất cực đại của phụ tải Sti = Pti + jQti, công suất bù Qbi, đối với mỗi nhánh i tổng trở nhánh Zi = Ri + jXi, công suất truyền tải đến cuối đường dây: Si

= Pi+ jQi (Vì mạng có sơ đồ hở nên luôn có thể ký hiệu thứ tự nhánh theo số hiệu nút cuối của nó)

Tổn thất công suất tác dụng trên nhánh thứ i xác định theo công thức:

với Pi, Qi, Ui đều được tính ở cuối nhánh; Khi tính gần đúng có thể lấy Ui ≈

Un (điện áp định mức tại nút i) Tổn thất tổng trong toàn mạng sẽ là:

2 1

Vi = k0i + kiQbi, [đồng];

trong đó: ki là suất vốn đầu tư tính cho một đơn vị công suất bù, đ/kVAr;

k0i là phần vốn không phụ thuộc vào dung lượng bù, đồng/trạm

Vốn đầu tư tổng cho thiết bị bù:

Cần chú ý k0i ≠ 0 chỉ khi Qbi ≠ 0, ngược lại k0i = 0 để thể hiện điều này,

trong hàm mục tiêu có sử dụng các biến nguyên yi với:

bi bi

khiQ

atc - hệ số tiêu chuẩn thu hồi vốn đầu tư ban đầu

Đây là trường hợp riêng của hàm phi tuyến, có chứa các điểm rời rạc tại gốc

toạ độ Hệ ràng buộc cần thiết lập bao gồm:

- Mỗi nút có phương trình cân bằng CSPK dạng:

Tổng k lấy ứng với các nhánh nối với nút i có hướng công suất đi ra khỏi nút

Các hệ số trong biểu thức xác định theo thông số nhánh:

trong đó: C0 - chi phí tổn thất hàng năm khi chưa tính bù

Bài toán được giải theo phương pháp quy hoạch phi tuyến xấp xỉ hoặc

phương pháp tuyến tính hoá, sai số của phép xấp xỉ có thể khống chế được theo

yêu cầu