Luận văn Nghiên cứu đánh giá hiện trạng và đề xuất một số giải pháp cải thiện chất lượng điện áp trong lưới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên

LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 1 Mở đầu Trong những năm gần đây, do sự phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế, tốc độ độ công nghiệp hoá tăng nhanh, nhu cầu về điện năng ngày càng lớn đòi hỏi ngành Điện phải đi trước một bước để tạo cơ sở cho sự phát triển của nền kinh tế. Cùng với sự phát triển của nền kinh tế quốc dân là những yêu cầu ngày càng khắt khe của khách hàng về chất lượng điện năng. Ngành Điện phải thực hiện những kế hoạch phát triển nguồn và lưới phù hợp với nhu cầu của phụ tải và cải tạo nâng cấp những khu vực hiện có, đề ra những biện pháp vận hành hợp lý để nâng cao chất lượng điện năng, tăng công suất truyền dẫn để có thể đáp ứng ngày càng tốt hơn những đòi hỏi ngày càng cao về sản lượng cũng như chất lượng điện năng đồng thời tiết kiệm chi phí, giảm tổn thất và nâng cao hiệu quả kinh tế cung cấp và sử dụng điện. Đó là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong đó việc nâng cao chất lượng điện năng ở lưới điện phân phối có ảnh hưởng đáng kể đến chất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế chung của toàn hệ thống. Với lưới điện phân phối việc đáp ứng những yêu cầu về chất lượng điện năng gặp không ít khó khăn, đặc biệt đối với lưới điện 6kV và 10kV xuất phát từ các trạm trung gian 35/6kV và 35/10kV không có hệ thống điều áp dưới tải. Sự phát triển mạnh mẽ của phụ tải điện ảnh hưởng đến chất lượng điện năng trong lưới điện phân phối biểu hiện dễ nhận thấy là chất lượng điện áp. Với đề tài “ Nghiên cứu đánh giá hiện trạng và đề xuất một số giải pháp cải thiện chất lƣợng điện áp trong lƣới điện trung áp tỉnh Thái Nguyên” tác giả mong muốn đóng góp một phần nhỏ những tìm tòi, nghiên cứu của mình vào việc đảm bảo chỉ tiêu chất lượng điện áp trong lưới điện phân phối có nhiều cấp điện áp nhưng không có hệ thống điều áp dưới tải tại các trạm trung gian. Luận văn bao gồm 4 chương, trong đó tại Chương 1 tác giả giới thiệu tổng quát về hiện trạng và triển vọng phát triển cùng với những yêu cầu xuất phát từ thực tế về chất lượng điện năng của lưới điện tỉnh Thái Nguyên,. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 3 CHƢƠNG I TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC THÁI NGUYÊN Cấu trúc hiện tại của lưới điện Thái Nguyên và phương hướng phát triển trong tương lai. Thái nguyên là một tỉnh miền núi trung du, nằm trong vùng trung du và miền núi Bắc bộ, diện tích tự nhiên 3.562,82 km2, dân số hiện nay là 1.046.000 người. Thái Nguyên là một tỉnh không lớn, chiếm 1,13% diện tích và 1,41% dân số so với cả nước. Thái Nguyên tiếp giáp với tỉnh Bắc Cạn ở phía bắc, phía tây giáp Vĩnh Phúc và Tuyên Quang, phía đông giáp các tỉnh Lạng Sơn và Bắc Giang và phía nam giáp Thủ đô Hà Nội. Thái Nguyên có địa hình đa dạng bao gồm các khu vực trung du và các vùng núi. Thái Nguyên là một thành phố công nghiệp, tỷ trọng điện tiêu thụ trong sản xuất công nghiệp chiếm khoảng 70% so với tổng điện năng tiêu thụ. Lưới điện phân phối hiện nay ở Thái Nguyên là lưới điện có điện áp dưới 110kV, sử dụng các cấp điện áp thông dụng như 35, 22, 10, 6kV có trung tính cách ly, trung tính nối đất trực tiếp hoặc gián tiếp qua máy biến áp tạo trung tính hoặc cuộn dập hồ quang ( cuộn Pertecxen). Lưới điện phân phối vận hành theo chế độ mạng điện hở (hình tia hoặc phân nhánh) hoặc mạch vòng nhưng vận hành hở, độ dài mỗi xuất tuyến thường không đến 100km. Nguồn cấp cho các xuất tuyến phân phối chủ yếu do các trạm 110kV hoặc 220kV và các trạm trung gian 35/10kV, 35/6kV cung cấp. Do các điều kiện về địa lý, kinh tế, mức độ yêu cầu cung cấp điện của phụ tải... nên lưới phân phối ở các khu vực khác nhau rất khác nhau về mật độ phụ tải, chiều dài đường dây, công suất truyền dẫn cũng như tổn thất điện áp, điện năng và độ tin cậy cung cấp điện. Lưới điện phân phối ở khu vực Thái Nguyên có thể đại diện cho lưới phân phối nói chung vì nó gồm nhiều khu vực có tính chất phụ tải đa dạng: phụ tải công nghiệp tập trung, phụ tải sinh hoạt và sản xuất nhỏ ở đô thị, phụ tải nông thôn, phụ tải sinh hoạt miền núi. Lưới 35kV và 22kV được cấp trực tiếp LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 4 từ các trạm 110kV hoặc 220kV. Với cấp điện áp 10kV và 6kV, một số đường dây được cấp trực tiếp từ các trạm 110kV cho các phụ tải cao áp hoặc khu công nghiệp tập trung, phần còn lại từ các trạm trung gian 35/6kV hoặc 35/10kV. Nguồn cấp điện khu vực Thái Nguyên hiện tại là 7 trạm 110kV, 01 trạm 220kV và nhà máy nhiêt điện Cao Ngạn công suất 100MW (xem H 1.1 - Sơ đồ lưới điện 220-110kV). Các trạm 110kV và 220kV đều có hệ thống điều áp dưới tải, điện áp đầu nguồn của các xuất tuyến phân phối thường giữ cố định. Ngoài các trạm 110kV và 220kV còn có 10 trạm trung gian 35/6kV hoặc 35/10kV cấp điện cho các phụ tải hỗn hợp và một số trạm trung gian chuyên dùng cấp cho các nhà máy, xí nghiệp công nghiệp (xem H 1.2 - Sơ đồ lưới điện trung áp). Các trạm trung gian đều không có hệ thống điều áp dưới tải, điện áp thanh cái đầu ra của các trạm trung gian phụ thuộc phụ tải và điện áp đầu nguồn cấp từ các trạm 110kV. Phụ tải của các trạm 110kV rất đa dạng, do các đường dây cấp cho các khu vực có tính chất khác nhau như phụ tải sinh hoạt, phụ tải sản xuất ban ngày, phụ tải sản xuất 3 ca nên biểu đồ phụ tải của các đường dây rất khác nhau. Hơn nữa, do quy định tính giá điện vào các giờ cao điểm ngày, cao điểm đêm và thấp điểm chênh lệch nhau lớn nên các xí nghiệp, nhà máy sử dụng công suất lớn thường sản xuất vào giờ thấp điểm để giảm giá thành, vì vậy giá trị Pmax và Pmin của các đường dây chênh lệch lớn song đồ thị phụ tải toàn trạm khu vực hoặc toàn tỉnh tương đối bằng phẳng. Do nhu cầu sản xuất phát triển nên lưới điện tỉnh Thái Nguyên có mức tăng trưởng khá lớn, bình quân trong 5 năm gần đây là 21% mỗi năm. Với mức độ tăng trưởng như vậy và căn cứ nhu cầu sử dụng điện của các dự án đang và sẽ triển khai, từ nay đến năm 2010 sẽ phải xây dựng thêm 03 trạm biến áp 110kV so với 7 trạm hiện có và tăng thêm công suất của nhà máy điện Thái Nguyên để đáp ứng yêu cầu của phụ tải. Để đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện, ngành điện đang tiến hành hiện đại hoá các trạm khu vực ở cấp điện áp 110, 220kV bằng cách thay thế các LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 7 Sơ đồ trạm Quan Triều LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 10 1 112.7 114.9 117.4 2 117.6 124.3 148.0 3 114.3 116.7 138.5 4 100.5 129.6 143.0 5 108.9 128.0 118.9 6 117.1 130.4 150.9 7 113.5 151.2 142.3 8 115.0 142.0 136.0 9 115.9 132.7 159.6 10 141.3 157.2 171.5 11 137.3 160.7 162.0 12 110.9 147.7 138.7 13 109.5 143.4 152.3 14 123.1 135.3 143.2 15 113.3 145.8 145.8 16 122.3 148.7 150.6 17 132.2 156.0 159.5 18 161.1 180.8 194.7 19 135.8 177.0 164.0 20 136.9 161.1 143.4 21 121.3 127.0 119.6 22 130.4 121.2 114.9 23 118.4 132.9 149.1 24 126.7 124.0 162.0 LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 13 B 6.50 115.23 63.00 5.54 45.93 6.50 115.12 63.50 5.54 45.64 6.50 115.08 63.86 5.00 45.68 6.50 115.14 63.25 5.36 45.25 6.30 115.11 150.71 5.64 45.57 6.30 260.46 150.75 20.86 90.96 6.30 260.86 150.36 20.57 90.71 6.30 260.82 150.07 20.68 90.43 6.30 260.50 150.64 20.14 90.75 6.30 260.75 150.32 20.96 90.68 6.30 260.18 150.11 20.75 90.39 6.30 260.86 150.93 20.71 90.18 6.30 260.39 150.04 20.68 90.21 6.30 260.32 150.00 20.61 90.68 6.30 260.61 150.96 20.54 90.11 6.30 260.89 150.86 20.54 90.57 6.30 260.39 150.39 20.29 90.57 6.30 345.07 210.07 25.36 110.75 6.30 345.93 210.93 25.00 110.21 6.30 345.46 210.68 25.79 110.89 6.40 345.36 210.43 25.71 110.68 6.50 345.71 210.43 25.71 110.00 6.50 130.93 70.25 5.68 55.93 6.50 130.18 70.46 5.00 55.61 LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 14 Đánh giá tình hình vận hành của lưới điện Thái Nguyên Qua các thông số đo đạc ở trên và ở phần phụ lục ta có nhận xét sau: -Độ chênh lệch giữa Pmax và Pmin trên các đường dây khá lớn. Tỷ số Pmin/Pmax của các đường dây dao động từ 15% 25% -Chế độ max của các đường dây có tính chất công nghiệp thường trùng với chế độ min của các đường dây có tính chất sinh hoạt, công sở. -Đồ thị phụ tải đầu nguồn các trạm 220(110)kV tương đối bằng phẳng. -Công suất sử dụng cũng như điện năng tiêu thụ vào các ngày nghỉ như thứ 7 và chủ nhật có giảm so với các ngày làm việc từ thứ 2 đến thứ sáu nhưng không đáng kể. -Tổn thất điện áp trên đường dây 35kV khá nhỏ. -Chất lượng điện áp tại các điểm cuối đường dây 6kV vào thời điểm max không đạt yêu cầu thể hiện ở đường dây 675 trạm trung gian Chùa Hang, tổn thất điện áp trên lộ 675 Chùa Hang quá lớn. Các kết quả đo đạc thực tế trên một số đường dây cũng phù hợp với các số liệu thống kê thông số vận hành của toàn bộ lưới điện khu vực Thái Nguyên. Ta nhận thấy chất lượng điện năng không đồng đều ở các khu vực khác nhau. Các khu công nghiệp nặng như Gang thép, khu công nghiệp Sông Công, Gò Đầm hầu hết đạt yêu cầu về độ lệch điện áp nhưng có hiện tượng dao động điện áp, sóng hài trên một số đường dây hoặc trạm. Các khu vực phụ tải sinh hoạt đô thị, công sở như thành phố Thái Nguyên, trung tâm các thị xã, thị trấn chất lượng điện năng đạt yêu cầu. Khu vực nông thôn, miền núi, phụ tải chủ yếu là sinh hoạt, chất lượng điện năng không đạt yêu cầu, biểu hiện ở độ lệch điện áp thường vượt ra ngoài tiêu chuẩn. Các khu vực sản xuất công nghiệp nặng do vận hành lò hồ quang, lò trung tần, khởi động những động cơ công suất lớn sinh ra dao động điện áp, sóng hài, độ không sin và biến đổi tần số ở một số đường dây và trạm biến áp. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 15 Đường dây cấp điện cho các phụ tải này thường ngắn, có sơ đồ hình tia và xuất phát trực tiếp từ các trạm 110kV có điều áp nên độ lệch điện áp đạt yêu cầu. Nhưng cũng do trở kháng đường dây nhỏ, dung lượng máy biến áp không lớn nên dao động điện áp trên các đường dây có phụ tải đặc biệt dễ gây ảnh hưởng đến điện áp của các phụ tải nối chung thanh cái thứ cấp trạm 110kV. Khu vực thành phố Thái Nguyên và trung tâm các thị xã, thị trấn, chất lượng điện năng đạt yêu cầu ở hầu hết các trạm phân phối do đường dây ngắn, phụ tải ít chênh lệch giữa cao điểm và thấp điểm. Các đường dây cấp cho các phụ tải này thường xuất phát trực tiếp từ các trạm 220(110kV). Tuy nhiên trên một số đường dây hạ áp có hiện tượng dao động điện áp do những phụ tải của các xưởng sản xuất nhỏ gây nên khi sử dụng máy hàn hoặc khởi động động cơ. Những đường dây dài, cấp điện cho các phụ tải hỗn hợp gồm những xí nghiệp sản xuất một ca, sinh hoạt, công sở và các đường dây cấp điện cho các khu vực nông thôn, miền núi độ lệch điện áp không đạt yêu cầu. Nguyên nhân do điện áp đầu nguồn các trạm 220(110)kV thường duy trì ở một giá trị cố định nhưng giữa phụ tải chế độ max và phụ tải chế độ min có độ chênh lệch lớn. Đầu phân áp ở các trạm phân phối thường được đặt theo kinh nghiệm nên thường chỉ đạt độ lệch điện áp theo yêu cầu với mức tải trung bình nhưng không đáp ứng được chỉ tiêu độ lệch điện áp trong chế độ max hoặc min. Điều này cũng xảy ra cả với những trạm biến áp cấp điện cho phụ tải đô thị và công nghiệp. Ở các đường dây có sử dụng máy biến áp trung gian không có điều áp dưới tải (33/10kV hoặc 35/6kV) thì độ lệch điện áp hầu hết không đạt yêu cầu. Với những đoạn đường dây vận hành ở cấp điện áp 35kV thì tổn thất điện áp trên đường dây không lớn, độ lệch điện áp không đảm bảo chủ yếu do giá trị điện áp đầu nguồn các trạm có điều áp dưới tải 220(110)kV không phù hợp ở các chế độ max, min, nhưng với cấp điện áp 6kV và 10kV tổn thất điện áp trên đường dây có giá trị đáng kể, đặc biệt với với những đường dây dài. Hơn nữa, LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 21 Trong trường hợp lưới điện chưa ổn định, điện áp được dao động từ +5% đến -10%. 2-Về tần số: trong điều kiện bình thường, tần số hệ thống điện được dao động trong phạm vi 0,2Hz so với tần số định mức là 50Hz. Trường hợp hệ thống chưa ổn định, cho phép độ lệch tần số là 0,5Hz. 3-Trong trường hợp bên mua cần chất lượng điện năng cao hơn tiêu chuẩn quy định tại các khoản 1 và 2, điều này, các bên phải thỏa thuận trong hợp đồng. Với các quy định trên ta nhận thấy tiêu chuẩn chất lượng điện năng của nước ta khá cao so với tiêu chuẩn của cộng đồng châu Âu. Lưới điện khu vực Thái Nguyên có tất cả những biến động của điện áp như đã mô tả ở trên. Điện áp thấp thường thấy ở các khu vực cuối các đường dây dài cấp điện cho các khu vực nông thôn, vùng núi. Điện áp cao xuất hiện tại các phụ tải gần đầu nguồn do điều áp dưới tải không phù hợp, do đặt đầu phân áp chưa hợp lý, hoặc do vận hành quá bù ở các trạm phân phối gần đâu nguồn. Dao động điện áp, xung điện áp, sóng hài, thường xuất hiện tại các khu vực công nghiệp Gò Đâm, Sông Công, Gang Thép do quá tải các máy biến áp phân phối, do vận hành các lò hồ quang điện, lò trung tần để sản xuất thép. 2.2 Độ lệch điện áp Điện áp thực tế trên cực của các thiết bị điện so với điện áp định mức. U là điện áp thực tế trên cực thiết bị điện. Độ lệch điện áp phải thoả mãn điều kiện: UU - là giới hạn trên và giới hạn dưới của độ lệch điện áp. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 22 Tiêu chuẩn về độ lệch điện áp của các nước khác nhau là khác nhau. Luật Điện lực, Quy phạm Trang bị điện và Tiêu chuẩn kỹ thuật điện quy định điện áp (thường được xác định tại điểm đo đếm) dao động ±5% so với điện áp định mức trong chế độ vận hành bình thường và +5%, -10% so với điện áp định mức với lưới chưa ổn định. Vậy độ lệch điện áp trong chế độ vận hành bình thường là: Lưới phân phối hạ áp cấp điện cho hầu hết thiết bị điện. Trong lưới phân phối hạ áp chỗ nào cũng có thể đấu nối thết bị sử dụng điện, vì vậy trong toàn bộ lưới phân phối hạ áp và trong mọi thời gian, điện áp phải thoả mãn tiêu chuẩn: UU xt- với x - địa điểm; t- thời gian. Song ta thấy rằng có hai vị trí và hai thời điểm mà ở đó chất lượng điện áp đáp ứng yêu cầu thì tất cả các vị trí còn lại và trong mọi thời gian sẽ đảm bảo đạt yêu cầu về độ lệch điện áp. Đó là điểm đầu lưới (điểm B) và điểm cuối lưới (điểm A) trong hai chế độ max và min của phụ tải. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 25 thể rút ra cách thức cải thiện điện áp. Ví dụ với đường 2 điện áp không đạt yêu cầu song ta có thể cải thiện bằng cách thay đổi đầu phân áp cố định của máy biến áp phân phối, cụ thể là dùng nấc điện áp ra cao hơn, đường điện áp sẽ tịnh tiến lên trên và đi vào miền CLĐA. Trong trường hợp của đường 3 thì không thể thay đổi đầu phân áp cố định để cải thiện CLĐA được vì nếu đạt trong chế độ max thì chế độ min sẽ quá áp, nếu đạt trong chế độ min thì chế độ max điện áp sẽ thấp. Trong trường hợp này ta chỉ có thể dùng biện pháp xoay ngang đường điện áp bằng các biện pháp như điều áp dưới tải ở các trạm biến áp, dùng tụ có điều chỉnh, hoặc tăng tiết diện dây dẫn để giảm tổn thất điện áp. 2 .2 .3 - Xét lưới điện phân phối như trên H 2.5 Ở chế độ max, nhờ bộ điều áp dưới tải ở các trạm 110kV nên điện áp đầu nguồn đạt độ lệch E1 so với điện áp định mức. Khi truyền tải trên đường dây LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 27 Tiêu chuẩn (5) cho phép đánh giá chất lượng điện áp của toàn lưới hạ áp tại điểm B là thanh cái ra của máy biến áp hạ áp khi đã biết tổn thất điện áp trong lưới hạ áp ở chế độ max ΔU1 và chế độ min ΔU2. H 2.6 H 2.7 Tiêu chuẩn (5) được vẽ trên hình H 2.6 theo quan hệ với công suất phụ tải, giả thiết quan hệ này là tuyến tính. Miền gạch chéo lớn là miền Chất lượng điện áp, nghĩa là khi độ lệch điện áp nằm trong miền này thì chất lượng, có nghĩa là khi độ lệch điện áp tại B nằm trong miền này thì chất lượng điện áp trong toàn lưới hạ áp được đảm bảo và ngược lại. Tiêu chuẩn này được vẽ trên hình H 2.7 với trục ngang là độ lệch điện áp ΔUB1. chất lượng điện áp được đảm bảo khi UB1 nằm trong miền gạch chéo giữa U - + ΔU1 + ε và U + - ε. 2.3 Các phương pháp điều chỉnh độ lệch điện áp Trong các công thức (4) ta nhận thấy tất cả các thành phần đều có thể thay đổi để điều chỉnh chất lượng điện áp. Để điều chỉnh điện áp ta có thể áp dụng các phương pháp sau: LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 28 1-Điều chỉnh điện áp đầu nguồn E1 và E2 bằng cách điều áp dưới tải tự động hoặc bằng tay ở các trạm 110(220)kV. 2-Đặt đúng đầu phân áp cố định của máy biến áp phân phối để đạt độ tăng thêm điện áp Ep. 3-Lựa chọn tiết diện dây dẫn hợp lý để điều chỉnh tổn thất điện áp trên lưới trung áp và hạ áp. U trên lưới trung áp và hạ áp phải nhỏ hơn tổn thất điện áp cho phép tương ứng UTACP và UHACP. Đó là 3 biện pháp chính được phối hợp sử dụng để điều chỉnh điện áp. Trong những trường hợp riêng mà các biện pháp này không đạt hiệu quả thì có thể áp dụng các biện pháp phụ thêm là: 4-Bù công suất phản kháng ở phụ tải. 5-Bù dọc trên đường dây trung áp. 6-Dùng các máy biến áp chuyên dùng để tự động điều chỉnh điện áp. Bộ các đại lượng E, Ep và UTACP, UTACP quyết định chất lượng điện áp, chúng được xác định đồng bộ với nhau. Ở mỗi hệ thống điện, theo điều kiện riêng, các đại lượng này có giá trị khác nhau. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 29 CHƢƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ CHẤT LƢỢNG ĐIỆN ÁP VÀ CÁC GIẢI PHÁP ĐIỀU CHỈNH ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN Trong chương này luận văn sẽ tìm hiểu và đánh giá lại điện áp một số nút chính trên lưới điện phân phối tỉnh Thái Nguyên, nghiên cứu các phương pháp tính toán đánh giá chất lượng điện áp và các giải pháp cải thiện chất lượng điện áp phù hợp với đặc điểm của lưới điện tỉnh Thái Nguyên. Trong chương này luận văn cũng giới thiệu về ứng dụng phần mền tính toán lưới điện Conus vào việc tính toán lưới điện khảo sát. 3.1 Kiểm tra độ lệch điện áp của các trạm hạ áp trên lưới Thái Nguyên Với phương pháp tính truyền thống về diễn biến điện áp trên lưới trung áp đã trình bày ở trước, ta có thể xét các chỉ tiêu chất lượng điện áp trên các nút như sau: Do đo đạc và tính toán ta biết: E1, E2, UTA1, UTA2, UH1, UH2, UB1, UB2, Pmin, Pmax. Từ các số liệu này tính UB1, UB2 sau đó xây dựng đồ thị chất lượng điện áp. 2222 BpT AB UEUEU Miền chất lượng điện áp bị chặn trên bởi U + và chặn dưới bởi đường nối hai điểm: và max1, PUU H . Xác định điểm và max1 , PU B , nối lại ta được đường điện áp. Dựa trên đường điện áp này để phân tích kết quả và rút ra kết luận điều chỉnh. Với giả thiết rằng lưới phân phối hạ áp là tốt, và tổn thất điện áp lưới hạ áp là: %5,22HU LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 31 .2 ĐIỆN ÁP TRÊN THANH CÁI HẠ ÁP CÁC TRẠM HẠ ÁP KHU VỰC ĐỒNG HỶ Ở CÁC CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI VÀ CỰC TIỂU (cos = 0,78) STT Trạm A(kWh) Umax pha (V) Umin pha(V) I max (A) 1 909396.3 207.6 230.97 262 2 503981.3 202 230.88 221 3 731251.5 201.74 219.56 211 4 272079.5 215.9 230.89 151 5 195275.8 216.18 230.56 93 6 133167 206.64 230.62 74 7 116706.9 209.97 219.51 89 8 811014.3 213.25 230.25 284 9 618124 191.5 219.56 245 10 135500.9 219.15 230.98 143 11 181595.7 221.47 230.49 226 12 625275.7 188.42 230.65 336 13 205904.6 220.97 230.74 134 14 551847.1 206.27 230.89 264 15 152837.2 218.32 219.55 133 16 238202.5 218.38 230.49 155 17 196094.5 187.85 230.56 143 18 186636.1 205.76 219.44 161 19 544429.8 208.8 230.25 262 20 492128.7 195.29 219.46 300 21 384636.8 191.56 230.11 185 22 751006.5 228 230.76 221 23 695613.2 214.6 230.58 175 24 740590.3 206.99 230.14 188 25 178423.9 205 230.89 110 26 452464.2 203.1 230.25 234 27 634888.9 208 219.05 276 28 366051.8 214.77 219.55 144 29 829597.4 194.66 230.78 206 30 472763.2 177.63 230.56 216 31 1017053 196.1 230.46 323 32 216251.8 215.18 219.8 164 33 157951.8 213.36 230.5 170 34 189929.8 216.82 230.81 156 LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 34 Các trạm 35/0.4kV đều không đạt yêu cầu chất lượng điện áp so với quy định của TCKTĐ. Điện áp ở chế độ min đạt yêu cầu nhưng ở chế độ max điện áp quá thấp. Với các trạm này thay đổi đầu phân áp chỉ có tác dụng một phần và cần kết hợp với các phương pháp khác để đạt được kết quả mong muốn. Đồ thị chất lượng điện áp của một số trạm hạ áp trên đường dây 675 (Bảng 3.5) được xây dựng như sau: LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 35 ĐIỆN ÁP TRÊN THANH CÁI HẠ ÁP CÁC TRẠM HẠ ÁP (6/0,4 kV) TRÊN ĐƢỜNG DÂY 675 TẠI CÁC CHẾ ĐỘ PHỤ TẢI CỰC ĐẠI VÀ CỰC TIỂU STT Trạm Loại MBA Umax pha (V) Umin pha(V) I max (A) 1 a53 50-6/0,4 350 387 20 2 Bệnh viện 250-6/0,4 387 396 160 3 Bình minh 180-6/0,4 336 383 50 4 Đá xẻ 400-6/0,4 369 391 250 5 Hoà bình 1 250-6/0,4 328 381 80 6 Hoà binh 2 180-6/0,4 327 381 80 7 Khe mo 250-6/0,4 368 391 200 8 L575 320-6/0,4 372 392 120 9 Linh nham 180-6/0,4 375 393 140 10 Minh lập 180-6/0,4 330 382 60 11 Minh lý 180-6/0,4 328 381 80 12 Minh tiến 180-6/0,4 331 382 50 13 Phúc thành 180-6/0,4 371 392 80 14 Quân khu 2 180-6/0,4 355 388 250 15 TT Sông cầu 1 320-6/0,4 335 383 100 16 TT Sông cầu 2 100-6/0,4 333 383 60 17 TT Sông cầu 3 100-6/0,4 332 382 50 18 T601 180-6/0,4 342 385 80 19 Tân long 100-6/0,4 340 384 80 20 TT Sông cầu 4 250-6/0,4 352 387 200 21 v5 100-6/0,4 352 387 60 22 Văn hữu 100-6/0,4 341 384 70 23 X81 180-6/0,4 368 391 200 24 Xi măng BT 560-6/0,4 352 387 20 Tên trạm Điện áp 0,4kV ở chế độ min(%) Điện áp 0.4kV ở chế độ max (%) Dòng điện chế độ max (A) 4.1 1.8 160 250-6/0,4 1.8 -13.7 80 560-6/0,4 0.4 -7.3 20 180-6/0,4 320-6/0,4 LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 39 a, Điện trở tác dụng Rb Tổn thất công suất tác dụng trong các cuộn dây máy biến áp được xác định từ thí nghiệm ngắn mạch: Với Rb - tổng trở tác dụng của cuộn dây sơ và thứ cấp đã quy đổi về phía điện áp cao ( ). Công suất định mức của máy biến áp : Vậy b, Điện kháng Xb: Điện áp giáng trên điện kháng của máy biến áp tính theo phần trăm điện áp định mức: Trong đó Xb - tổng điện kháng của bên sơ cấp và thứ cấp đã quy đổi về phía điện áp cao ( ). Uf - điện áp pha định mức phía cao áp. Vậy ta có: Điện áp ngắn mạch phần trăm so với điện áp định mức được xác định từ công thức: Nhưng với các máy biến áp công suất lớn, thành phần điện áp giáng trên điện trở rất nhỏ so với thành phần điện áp giáng trên điện kháng ( xr UU ), do đó LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 40 thường không xét đến Ur và lấy Ux = UN. Vì vậy điện kháng của máy biến áp hai cuộn dây là: kVAkV,, 10 2 dm dmN b S UU X c, Điện dẫn tác dụng Gb: Tổn thất tác dụng khi không tải của máy biến áp là: bdm GUP . 2 0 Vì vậy, điện dẫn tác dụng của máy biến áp là: d, Điện dẫn phản kháng Bb: Vì điện dẫn tác dụng Gb rât nhỏ so với điện dẫn phản kháng nên có thể cho rằng dòng điện không tải I0chỉ chạy qua điện dẫn phản kháng Bb. Khi đó công suất từ hoá máy biến áp bằng: Trong đó I0 là dòng điện không tải phần trăm so với dòng định mức. Hơn nữa, công suất từ hoá bằng: Nên: Điện áp trong mạng điện sai lệch không nhiều so với điện áp định mức nên ta có thể dùng sơ đồ thay thế của máy biến áp hai cuộn dây như hình h.12 : LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 43 Nếu U và U - có giá trị đối xứng qua điểm 0 như tiêu chuẩn chất lượng điện áp ở Việt Nam đã quy định trong nghị định 45CP thì: , (8) Trong biểu thức (8) ΔU2 được thay bằng ΔU1, là hệ số tải của máy biến áp hạ áp. Từ biểu thức này ta có thể xây dựng tiêu chuẩn tổng quát cho chế độ bất kỳ: (9) Trong lưới hạ áp hai chế độ max và min có ý nghĩa quyết định, nếu đảm bảo chất lượng điện áp ở hai chế độ này thì sẽ đảm bảo chất lượng điện áp ở tất cả các chế độ còn lại, do đó khi xét chung toàn lưới hạ áp phải xét đồng thời hai chế độ này. Tiêu chuẩn tổng quát chung cho toàn lưới hạ áp là: Y = Y1 + Y2 (10) Các tiêu chuẩn (6)(7) và (8) là các hàm giải tích nên khắc phục được các nhược điểm của tiêu chuẩn (1) Ý nghĩa của các tiêu chuẩn (6) và (7) như sau: Xét chế độ max, giả thiết rằng ở B giữ được độ lệch điện áp tối ưu UB1 = U1/2, như vậy ở điểm cuối lưới hạ áp, điểm A, dộ lệch điện áp sẽ là: 2 1 111 U UUU BA Như vậy ở chính giữa lưới hạ áp độ lệch điện áp là UB1 = 0, tức là điện áp tuyệt đối có giá trị định mức. Theo chứng minh bằng thực nghiệm của LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 47 Sơ đồ thay thế của lưới thực (H3.8): Tính toán tổn thất điện áp theo công suất Xuất phát từ các số liệu có thể thu thập được, trong thực tế tính toán, thường dùng công suất tác dụng và công suất phản kháng. Công suất tác dụng và công suất phản kháng ở phụ tải ký hiệu là P2, Q2, 2.S , ở đầu nguồn là P1, Q1, , U là điện áp dây. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 51 Thông số đầu nguồn: Công suất max: Pmax = 800 kW. Công suất min: Pmin = 400kW. Điện áp tại thời điểm max và min: Umax = Umin = 37kV. Hệ số công suất thời điểm max và min: cos max = cos min = 0.85. Thông số đường dây và phụ tải: -Các máy biến áp vận hành ở nấc điện áp định mức, các thông số còn lại như trên hình vẽ. Tra bảng: -điện trở, điện kháng của dây AC50/8 : r0 = 0.59 x0 = 0.429 (ở điện áp 35kV) x0 = 0.392 (ở điện áp 6kV) -thông số quy về phía cao áp của máy biến áp 3200-35/6.3kV: Po=11.5kW; Pn= 37kW Un =7%; Io=5% kVAkV,, 10 2 dm dmN b S UU X rbT1 = 37*35^2*10^3/3200^2 = 4.42627 LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 52 xbT1 = 7*35^2*10/3200 = 26.79688 -thông số quy về phía cao áp của máy biến áp 100-6/0.4kV: Po=0.45 kW; Pn = 2.4kW Un =4.5 %; Io=2.4 % rbT2 = 2.4*6^2*10^3/100^2 = 8.64 xbT2 = 4.5*6^2*10/100 = 16.2 -thông số quy về phía cao áp của máy biến áp 400-6/0.4kV: Po=1.08 kW; Pn = 5.5kW Un =4.5 %; Io=3 % rbT3 = 5.5*6^2*10^3/400^2 = 1.2375 xbT3 = 4.5*6^2*10/400 = 4.05 Quy đổi điện trở điện kháng của các nhánh 6kV sang cấp điện áp đầu nguồn (35kV): Hệ số quy đổi: Trở kháng nhánh 2: R2 = r0*4 = 0.59*4 = 2.36 X2 = x0*4 = 0.429*4 =1.716 Trở kháng nhánh 3: R3 = rbT1 = 4.42627 X3 = xbT1 = 26.79688 Trở kháng nhánh 4 và 5: Trở kháng thực R4 = R5 = r0*2 = 0.59*2 = 1.18 X4 = X5 = x0*2 = 0.392*2 = 0.784 Quy đổi sang điện áp 35kV: LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 54 Hệ số biến áp của T2 và T3: 95.0 84.36 35 32 TT kk Mạch điện thay thế (H 3.10): Giải mạch điện thay thế: 1 - : A = A4 + A6 +A7 =300 + 400 + 100 =800kWh. 2 - +ANhánh 7 = 100kWh. +ANhánh 6 = 400kWh. +ANhánh 5 = ANhánh 6 = 400kWh. +ANhánh 4 = ANhánh 7 + ANhánh 5 + A nút 4 = 400 + 100 + 300 = 800kWh. +ANhánh 3 = ANhánh 4 = 800kWh. +ANhánh = ANhánh 3 = 800kWh. -Công suất truyền dẫn trên các nhánh ở thời điểm max +Pmax nhánh 7 = Pmax * Anhanh 7/A = 800 * 100/800 = 100kWh. Tương tự ta có: + Pmax nhánh 6 = 400kWh. + Pmax nhánh 5 = 400kWh. + Pmax nhánh 4 = 800kWh. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 60 3.3 Giới thiệu chƣơng trình Conus Hiện nay đã có các chương trình được nhiều người biết đến như LoadFlow của GS. Trần Tấn Lợi đã được các công ty điện lực tỉnh và quận ở Hà Nội sử dụng, chương trình Conus của GS.TS Lã Văn Út đã và đang được khai thác trong các nghiên cứu, tính toán hệ thống điện rất nhiều, chương trình PSSE (Power System Simulation of Engineering) đang được khai thác và tìm hiểu tại nhiều viện nghiên cứu và công ty điện. Trong giới hạn của luận văn này, chương trình Conus sẽ được sử dụng để tính toán đánh giá chất lượng điện áp, xem xét các giải pháp và hiệu quả của chúng trong việc cải thiện chất lượng điện áp trên lươí điện phân phối tỉnh Thái Nguyên. 1. Giao diện chƣơng trình Conus Giao diện chương trình Conus bao gồm ba phần chính: - Menu ở phần đầu chương trình, bao gồm các phần : File, Format, Run, Help có chức năng điều khiển chương trình - Phần nhập dữ liệu đồng thời hiển thị thông số bao gồm các thông số về nút, nhánh, đường dây, đường dây siêu cao áp, máy biến áp, làm biến thiên thông số chế độ…. - Phần đồ họa cho phép vẽ các mạng lưới điện để có thể biểu thị một cách trực quan. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 64 CHƢƠNG 4: TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT MỘT SỐ GIẢI PHÁP CẢI THIỆN CLĐA TRONG LƢỚI PHÂN PHỐI TỈNH THÁI NGUYÊN 4.1 Tính toán và đánh giá hiện trạng CLĐA trên đƣờng dây 381 Quán Triều: Lưới điện tỉnh Thái Nguyên nhận điện từ lưới hệ thống và từ Trung Quốc (tháng 5/2007) ở cấp điện áp 220kV tại trạm 220 kV Thái Nguyên phân phối cho các khu vực ngoài tỉnh như Quang Sơn, Hà Giang, Bắc Giang, Tuyên Quang, Thác Bà, Bắc Cạn…hoặc qua các máy biến áp tự ngẫu đặt tại đây truyền tải điện xuống cấp điện áp 110kV và cung cấp điện cho các trạm 110kV trong tỉnh như Sông Công, Gò Đầm, Lưu Xá, Gia Sàng, đồng thời nhận điện từ nhà máy điện Cao Ngạn tới. Đường dây 381 E62 (xem H 4.1- Sơ đồ Đ Z 381)là lộ đường dây có cấp điện áp 35 kV, nối vào một thanh góp trong hệ thống hai thanh góp, được dự phòng cùng với lộ 380 để tăng độ tin cậy cung cấp điện liên tục cho phụ tải khu vực này, vận hành theo hệ thống thanh góp phân đoạn tại trạm cắt Cao Ngạn. Đây là lộ đường dây có phụ tải đang phát triển mở rộng, đi qua nhiều khu vực dân cư đông và khu công nghiệp nặng. Vì vậy những tính toán cho lộ đường dây này có thể coi là điển hình cho hiện trạng chất lượng điện áp trong tỉnh. Với số liệu đầu nguồn ở phần phụ lục ta nhận thấy điện áp ở đầu nguồn đường dây 381 trạm 110(220)kV Quan triều thường duy trì ở mức 38kV do hoạt động của hệ thống điều áp dưới tải. Dòng điện max trung bình của lộ 381 Quan Triều là 108A với cos = 0.85 ta có Pmax = 6074 kW. Dòng điện trung bình min của lộ 381 Quan Triều là 24A với cos =0.85 Pmin = 1340kW. Nhập số liệu trên và tiêu chuẩn CLĐA theo luật Điện lực vào chương trình, tính cho toàn bộ các nút trên đường dây. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 65 Kết quả tính xấp xỉ với kết quả đo đạc thực tế, và cũng cho thấy rằng CLĐA không tốt trên rất nhiều phụ tải, thể hiện ở chỉ tiêu tổng quát = 119.6394, điều chỉnh tối ưu đầu phân áp các máy phân phối CLĐA được cải thiện, CTTQ = 38.34684, nhưng rất nhiều trạm chưa đạt CLĐA, biểu hiện trên các số liệu trong bảng 4.1 dưới đây ( U1): điện áp chế độ max quá thấp (hoặc cao); U2>: điện áp chế độ min quá cao; OK: điện áp ở thanh cái thỏa mãn theo chỉ tiêu chất lượng điện áp trong cả hai chế độ ). . B Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Linh Nham 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m ® ¸xÎ 675 TC0.4 Tr¹m ® ¸xÎ 675 400-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m ThÞ trÊn 4675 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 250-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m V5 TC0.4 Tr¹m V5100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m T601 TC0.4 Tr¹m T601 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m V¨n h÷u TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m B×nh Minh TC0.4 Tr¹m B×nh Minh 560-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Minh tiÕn TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Hoµ b×nh 1 TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1 250-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Hoa b×nh 2 TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m T©n long TC0.4 Tr¹m T©n long 100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m S«ng cÇu 1 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1 320-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m S«ng cÇu 2 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2 100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m S«ng c©u 3 TC0.4 Tr¹m S«ng c©u 3 100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Minh lý TC0.4Tr¹m Minh lý 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 3 0-6/0.4 3 6 U1>; U2>; Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1 400-6/0.4 3 6 U1>; U2>; Tr¹m Bu ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677 50-6/0.4 3 6 U1>; U2>; Tr¹m § ¸xÎ TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ 250-6/0.4 3 6 U1>; U2>; Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû 180-6/0.4 3 6 U1>; U2>; Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 250-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Khe mo TC0.4 Tr¹m Khe mo 250-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Phóc Thµnh TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m L÷ 575 TC0.4Tr¹m L÷ 575 320-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m X81 TC0.4 Tr¹m X81 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m qu©n khu 675 TC0.4 Tr¹m qu©n khu 675 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m xim¨ng BT TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT 560-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m A53 TC0.4 Tr¹m A53 50-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Minh lËp TC0.4 Tr¹m Minh lËp 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 560-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m TÊm lîp 400-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 250-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m §«ng bÈm 1 TC0.4 Tr¹m §«ng bÈm 1 250-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Lµng ®«ng TC0.4 Tr¹m Lµng ®«ng320-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m TG Nói Voi TC6TG Nói Voi m y¸ 1 1000-35/6 3 35 OK Tr¹m TG Nói Voi TC6 TG Nói Voi m¸y2 1000-35/6 3 35 OK LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 67 Với các kết quả tính toán ở trên, ta thấy: -Điện áp tại thanh cái các trạm 35/6 nằm trong giới hạn, đạt yêu cầu. -Điện áp tại thời điểm min ở hầu hết các trạm 35/0,4kV đều cao. -Điện áp tại thời điểm max của các trạm 6/0,4 sau trạm 35/6 ở cuối nguồn thấp nhưng điện áp tại thời điểm min cao. -Điện áp của các trạm trên đường dây 675 Trạm 35/6kV Chùa Hang hầu hết không đạt yêu cầu. 4.2 Phân tích các giải pháp nâng cao CLĐA và đề xuất giải pháp nâng cao CLĐA đƣờng dây 381 Quan Triều. Để đạt được tiêu chuẩn CLĐA tại các phụ tải theo quy định thì tốt nhất là điều chỉnh phụ tải cho bằng phẳng, giảm độ chênh lệch giữa cao điểm và thấp điểm. Nếu được như vậy sẽ tăng khả năng truyền tải của đường dây và hệ số sử dụng của các máy biến áp, đồng thời giảm tổn thất, nâng cao chất lượng điện năng. Điều này có thể đạt được nhờ áp dụng các biện pháp về kinh tế như tăng giá điện ở thời điểm max và giảm giá ở thời điểm min với một tỷ lệ thích hợp cho tất cả các hộ tiêu thụ điện. Với thông số hiện tại của đường dây 381 Quan triều và giá trị thực tế của các phụ tải vào thời điểm max và min ta nhận thấy CLĐA không đạt yêu cầu do giá trị điện áp đầu nguồn cố định trong khi độ chênh lệch phụ tải giữa cao điểm và thấp điểm quá lớn. Với các trạm 35/0.4kV có thể giải quyết bằng cách điều chỉnh điện áp đầu nguồn. Với các trạm 6/0.4kV ở cuối nguồn thì điều chỉnh điện áp đầu nguồn của trạm 110(220)kV không mang lại kết quả vì điện áp chế độ max cao (U1). Trong khi chưa áp dụng tốt các biện pháp điều chỉnh giá điện để giảm độ chênh lệch phụ tải, có thể thực hiện các biện pháp sau để điều chỉnh CLĐA: -Điều chỉnh điện áp đầu nguồn trạm 110(220kV) cho phù hợp với phụ tải ở chế độ max và min. Biện pháp này khi thực hiện phải xét đến ảnh hưởng của việc điều chỉnh điện áp đến các phụ tải khác của trạm 110(220)kV Quan Triều. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 69 Tr¹m L÷ 575 TC0.4Tr¹m L÷ 575 320-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m X81 TC0.4 Tr¹m X81 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m xim¨ng BT TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT 560-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m A53 TC0.4 Tr¹m A53 50-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Minh tiÕn TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Minh lËp TC0.4 Tr¹m Minh lËp 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Hoµ b×nh 1 TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1 250-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Hoa b×nh 2 TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m T©n long TC0.4 Tr¹m T©n long 100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m S«ng cÇu 1 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1 320-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m S«ng cÇu 2 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2 100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m S«ng c©u 3 TC0.4 Tr¹m S«ng c©u 3 100-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m Minh lý TC0.4Tr¹m Minh lý 180-6/0.4 3 6 U1; Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 320-6/0.4 3 6 U1>; U2>; Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1400-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 250-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Linh Nham 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Khe mo TC0.4 Tr¹m Khe mo 250-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Phóc Thµnh TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m ®¸ xÎ 675 TC0.4 Tr¹m ®¸ xÎ 675 400-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m qu©n khu 675 TC0.4 Tr¹m qu©n khu 675 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m ThÞ trÊn 4675TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 250-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m V5 TC0.4 Tr¹m V5 100-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m T601 TC0.4 Tr¹m T601 180-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m V¨n h÷u TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u 100-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m B×nh Minh TC0.4 Tr¹m B×nh Minh 560-6/0.4 3 6 U2>; Tr¹m Bu ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677 50-6/0.4 3 6 U2>; LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 71 Tr¹m §Ìo bôt TC0.4 Tr¹m §Ìo bôt 75-35/0.4 3 35 OK Tr¹m CÇu muèi TC0.4 Tr¹m CÇu muèi 160-6.3/0.4 3 35 OK Tr¹m §«ng bÇu TC0.4 Tr¹m §«ng bÇu 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m TG Nói Voi TC6TG Nói Voi m¸y 1 1000-35/6 3 35 OK Tr¹m TG Nói Voi TC6 TG Nói Voi m¸y2 1000-35/6 3 35 OK Tr¹m Ho¸ Thîng TC0.4 Tr¹m Ho¸ Thîng 180-35/0.4 3 35 OK Tr¹m §inh th«ng TC0.4 Tr¹m §inh th«ng 180-35/0.4 3 35 OK TG HÝch TC6 TG HÝch 1000-35/6 3 35 OK Tr¹m Quang s¬n TC0.4 Tr¹m Quang s¬n 250-35/0.4 3 35 OK Tr¹m K20 TC0.4 Tr¹m K20 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m níc kho¸ng TC0.4 Tr¹m níc kho¸ng 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m La hiªn 1 TC0.4 Tr¹m La hiªn 1 250-35/0.4 3 35 OK Tr¹m La hiªn 4 TC0.4 Tr¹m La hiªn 4 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m La hiªn 5 TC0.4 Tr¹m La hiªn 5 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Cóc ®êng 1 TC0.4Tr¹m Cóc ®êng 1 50-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Cóc ®êng 2 TC0.4 Tr¹m Cóc ®êng 2 50-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Vò TrÊn TC0.4 Tr¹m Vò TrÊn 100-35/0.4 3 35 OK k35 17nghinh têng AC70/11 1 35 OK Tr¹m La hiªn 2 TC0.4 Tr¹m La hiªn 2 180-35/0.4 3 35 OK Tr¹m La hiªn 3 TC0.4 Tr¹m La hiªn 3 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Lang lai 1 TC0.4 Tr¹m Lang lai 1 320-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Ph¬ng ®«ng TC0.4 Tr¹m Ph¬ng ®«ng 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Tróc mai TC0.4 Tr¹m Tróc mai 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Lµng hang TC0.4 Tr¹m Lµng hang 100-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Lµng ChiÒng TC0.4 Tr¹m Lµng ChiÒng 100-35/0.4 3 35 OK TG Vâ Nhai TC6 TG Vâ Nhai 1000-35/10 3 35 OK Tr¹m Lang lai 2 TC0.4 Tr¹m Lang lai 2 180-35/0.4 3 35 OK Tr¹m Kho x¨ng TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng 50-35/0.4 3 35 U1>; LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 73 Tr¹m Minh lËp TC0.4 Tr¹m Minh lËp 180-6/0.4 3 3 6 U1; Tr¹m Hoµ b×nh 1 TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1 250-6/0.4 3 3 6 U1; Tr¹m T©n long TC0.4 Tr¹m T©n long 100-6/0.4 3 3 6 U1; Tr¹m S«ng cÇu 1 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1 320-6/0.4 3 4 6 U1; Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 320-6/0.4 3 1 6 U1>; U2>; Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1 400-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 250-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Linh Nham 180-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m Khe mo TC0.4 Tr¹m Khe mo 250-6/0.4 3 2 6 U2>; Tr¹m Phóc Thµnh TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh 180-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m L÷ 575 TC0.4Tr¹m L÷ 575320-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m ®¸ xÎ 675 TC0.4 Tr¹m ®¸ xÎ 675 400-6/0.4 3 2 6 U2>; Tr¹m X81 TC0.4 Tr¹m X81 180-6/0.4 3 2 6 U2>; Tr¹m qu©n khu 675 TC0.4 Tr¹m qu©n khu 675 180-6/0.4 3 2 6 U2>; Tr¹m ThÞ trÊn 4675 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 250-6/0.4 3 3 6 U2>; Tr¹m xim¨ng BT TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT 560-6/0.4 3 2 6 U2>; Tr¹m V5 TC0.4 Tr¹m V5100-6/0.4 3 2 6 U2>; Tr¹m A53 TC0.4 Tr¹m A53 50-6/0.4 3 2 6 U2>; Tr¹m T601 TC0.4 Tr¹m T601 80-6/0.4 3 3 6 U2>; Tr¹m V¨n h÷u TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u100-6/0.4 3 3 6 U2>; Tr¹m B×nh Minh TC0.4 Tr¹m B×nh Minh 560-6/0.4 3 3 6 U2>; Tr¹m Minh tiÕn TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn 180-6/0.4 3 3 6 U2>; Tr¹m Hoa b×nh 2 TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2 180-6/0.4 3 4 6 U2>; Tr¹m S«ng cÇu 2 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2 100-6/0.4 3 4 6 U2>; Tr¹m S«ng c©u 3 TC0.4 Tr¹m S«ng c©u 3 100-6/0.4 3 4 6 U2>; Tr¹m Minh lý TC0.4Tr¹m Minh lý 180-6/0.4 3 4 6 U2>; Tr¹m Bu ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677 50-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 560-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m TÊm lîp 400-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m §¸ xÎ TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ 250-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû 180-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 250-6/0.4 3 1 6 U2>; Tr¹m §«ng bÈm 1 TC0.4 Tr¹m §«ng bÈm 1 250-6/0.4 3 1 6 U2>; LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 75 Tr¹m níc kho¸ng TC0.4 Tr¹m níc kho¸ng 100- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m La hiªn 1 TC0.4 Tr¹m La hiªn 1 250- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m La hiªn 4 TC0.4 Tr¹m La hiªn 4 100- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m La hiªn 5 TC0.4 Tr¹m La hiªn 5 100- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Cóc ®êng 1 TC0.4Tr¹m Cóc ®êng 1 50-35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Cóc ®êng 2 TC0.4 Tr¹m Cóc ®êng 2 50-35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Vò TrÊn TC0.4 Tr¹m Vò TrÊn 100- 35/0.4 3 1 35 OK k35 17nghinh têng AC70/11 1 1 35 OK Tr¹m La hiªn 2 TC0.4 Tr¹m La hiªn 2 180- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m La hiªn 3 TC0.4 Tr¹m La hiªn 3 100- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Lang lai 1 TC0.4 Tr¹m Lang lai 1 320- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Ph¬ng ®«ng TC0.4 Tr¹m Ph¬ng ®«ng 100- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Tróc mai TC0.4 Tr¹m Tróc mai 100- 35/0.4 3 1 35 Tr¹m Lµng hang TC0.4 Tr¹m Lµng hang 100- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Lµng ChiÒng TC0.4 Tr¹m Lµng ChiÒng 100- 35/0.4 3 1 35 OK TG Vâ Nhai TC6 TG Vâ Nhai 1000- 35/10 3 3 35 OK Tr¹m Lang lai 2 TC0.4 Tr¹m Lang lai 2 180- 35/0.4 3 1 35 OK Tr¹m Kho x¨ng TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng 50-35/0.4 3 1 35 U1>; 4-Bù công suất phản kháng (số liệu xem Bảng 4.4): Các trạm không đạt CLĐA đều có U2> nên không thể bù cố định công suất phản kháng. Có thể bù điều khiển tập trung trên đường dây trung áp song chi phí cao do phải sử dụng các thiết bị đóng cắt cao áp, vì vậy ta chọn giải pháp lắp đặt tụ bù tĩnh tập trung có điều khiển (như SVC) tại thanh cái 0.4 kV của các trạm phân phối. Các tủ tụ bù sẽ được lập trình điều khiển dung lượng bù theo điện áp tại thanh cái 0.4 kV. Có thể sử dụng thiết bị điều khiển vô cấp dung lượng bù như thyristor hạ áp hoặc các contactor để điều khiển dung lượng bù theo từng nấc. Việc tính toán tối ưu dung lượng bù và lập trình điều khiển dung lượng bù là một công việc phức tạp nhưng hoàn toàn khả thi. LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 77 .4 Tr¹m Khe mo TC0.4 Tr¹m Khe mo 250-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m Phóc Thµnh TC0.4 Tr¹m Phóc Thµnh 180-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m L÷ 575 TC0.4Tr¹m L÷ 575320-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m ®¸ xÎ 675 TC0.4 Tr¹m ®¸ xÎ 675 400-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m X81 TC0.4 Tr¹m X81 180-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m qu©n khu 675 TC0.4 Tr¹m qu©n khu 675 180-6/0.4 3 1 6 50 OK Tr¹m ThÞ trÊn 4675 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 4675 250-6/0.4 3 1 6 20 OK Tr¹m xim¨ng BT TC0.4 Tr¹m xim¨ng BT 560-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m V5 TC0.4 Tr¹m V5100-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m A53 TC0.4 Tr¹m A53 50-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m T601 TC0.4 Tr¹m T601 80-6/0.4 3 1 6 10 OK Tr¹m V¨n h÷u TC0.4 Tr¹m V¨n h÷u 100-6/0.4 3 1 6 20 OK Tr¹m B×nh Minh TC0.4 Tr¹m B×nh Minh 560-6/0.4 3 1 6 0 OK Tr¹m Minh tiÕn TC0.4 Tr¹m Minh tiÕn 180-6/0.4 3 1 6 20 OK Tr¹m Minh lËp TC0.4 Tr¹m Minh lËp 180-6/0.4 3 1 6 20 OK Tr¹m Hoµ b×nh 1 TC0.4 Tr¹m Hoµ b×nh 1 250-6/0.4 3 1 6 50 OK Tr¹m Hoa b×nh 2 TC0.4 Tr¹m Hoa b×nh 2 180-6/0.4 3 1 6 70 OK Tr¹m T©n long TC0.4 Tr¹m T©n long 100-6/0.4 3 1 6 50 OK Tr¹m S«ng cÇu 1 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 1 320-6/0.4 3 1 6 150 OK Tr¹m S«ng cÇu 2 TC0.4 Tr¹m S«ng cÇu 2 100-6/0.4 3 1 6 70 OK Tr¹m S«ng c©u 3 TC0.4 Tr¹m S«ng c©u 3 100-6/0.4 3 1 6 50 OK Tr¹m Minh lý TC0.4Tr¹m Minh lý 180-6/0.4 3 1 6 30 OK Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 320-6/0.4 3 1 6 0 U1>; U2>; Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1 400-6/0.4 3 1 6 0 U1>; U2>; Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 250-6/0.4 3 1 6 0 U1>; U2>; Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Linh Nham 180-6/0.4 3 1 6 0 U1>; U2>; Tr¹m Bu ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m Bu ®iÖn 677 50-6/0.4 3 1 6 0 U1>; U2>; Tr¹m §¸ xÎ TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ 250-6/0.4 3 1 6 0 U1>; U2>; Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû 180-6/0.4 3 1 6 0 U1>; U2>; Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 560-6/0.4 3 1 6 0 U2>; Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m TÊm lîp 400-6/0.4 3 1 6 0 U2>; Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 250-6/0.4 3 1 6 0 U2>; Tr¹m §«ng TC0.4 Tr¹m §«ng 250-6/0.4 3 1 6 0 U2>; LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 80 .5 Tr¹m ThÞ trÊn 2 TC0.4 Tr¹m ThÞ trÊn 2 3 0-6/0.4 320-6.3/0.4 6 Tr¹m Qu©n khu 1 TC0.4 Tr¹m Qu©n khu 1 400-6/0.4 400-6.3/0.4 6 Tr¹m BÖnh viÖn 675 TC0.4 Tr¹m BÖnh viÖn 675 250-6/0.4 250-6.3/0.4 6 Tr¹m Linh Nham TC0.4 Tr¹m Linh Nham 180-6/0.4 180-6.3/0.4 6 Tr¹m B•u ®iÖn 677 TC0.4 Tr¹m B•u ®iÖn 677 50-6/0.4 50-6.3/0.4 6 Tr¹m §¸ xÎ TC0.4 Tr¹m §¸ xÎ 250-6/0.4 250-6.3/0.4 6 Tr¹m HuyÖn uû TC0.4 Tr¹m HuyÖn uû 180-6/0.4 180-6.3/0.4 6 Tr¹m §ång bÈm 2 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 2 560-6/0.4 560-6.3/0.4 6 Tr¹m TÊm lîp TC0.4 Tr¹m TÊm lîp 400-6/0.4 400-6.3/0.4 6 Tr¹m §ång bÈm 3 TC0.4 Tr¹m §ång bÈm 3 250-6/0.4 250-6.3/0.4 6 Tr¹m §«ng bÈm 1 TC0.4 Tr¹m §«ng bÈm 1 250-6/0.4 250-6.3/0.4 6 Tr¹m Lµng ®«ng TC0.4 Tr¹m Lµng ®«ng 320-6/0.4 320-6.3/0.4 6 Tr¹m Kho x¨ng TC0.4 Tr¹m Kho x¨ng 50-35/0.4 50-36.75/0.4 35 Sau khi thay máy biến áp, tính toán, điều chỉnh tối ưu đầu phân áp cố định, kết quả CTTQ đạt 2.160132 và toàn bộ các phụ tải cao áp, hạ áp trên đường dây 381 Quan Triều đạt chỉ tiêu chất lượng điện áp (xem phụ lục). LUẬN VĂN TỐT NGHIỆP THẠC SĨ KHOÁ 8 – ĐHCN THÁI NGUYÊN Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên 82 -Phụ tải chênh lệch lớn giữa chế độ max và min và việc sử dụng máy biến áp trung gian làm tăng trở kháng tương đương của đường dây dẫn từ trạm khu vực đến phụ tải gây khó khăn cho việc điều chỉnh điện áp. Vì vậy, cần có kế hoạch loại trừ dần các trạm biến áp này ra khỏi cơ cấu lưới điện trung áp. -Cần hạn chế chiều dài các đường dây 6kV hoặc 10kV vì tổn thất điện áp trên các đường dây này rất lớn. Giải pháp hữu hiệu nhất là cải tạo tất cả các đường d ây 6-10kV thành đường dây 22kV hoặc 35kV đồng bộ với việc thay thế các trạm trung gian thành các trạm phụ tải 22/0,4kV hoặc 35/0,4kV. -Bù có điều chỉnh công suất phản kháng ngay tại phụ tải là biện pháp tích cực để nâng cao chất lượng điện áp đồng thời cũng làm giảm tổn thất điện năng. 4-Phương hướng phát triển: Tiếp tục tìm hiểu và khai thác chương trình tính toán trên, nghiên cứu cải thiện chất lượng điện áp trên lưới điện trung áp Thái Nguyên trên phương diện dao động điện áp, và sóng hài, độ không sin của điện áp.