bài toán bù công suất

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (171.65 KB, 13 trang )

1

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

BÙI THƯỢNG VĂN THỊNH

TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Mạng và Hệ thống ñiện
Mã số: 60.52.50

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng – Năm 2012

2

Công trình được hoàn thành tại
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. LÊ KIM HÙNG

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: PGS.TS. HỒ ĐẮC LỘC

Luận văn được bảo vệ tại Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp
thạc sĩ kỹ thuật họp tại Đại học Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10
năm 2012

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
– Trung tâm Thông tin – Học liệu, Đại học Đà Nẵng
– Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng

3

MỞ ĐẦU
1. LÝ DO LỰA CHỌN ĐỀ TÀI
Phân phối điện là khâu cuối cùng của hệ thống điện đưa điện
năng trực tiếp đến hộ tiêu thụ. Trong quá trình sản xuất, truyền tải và
phân phối điện, lượng tổn thất chếm tỷ lệ lớn nhất đó là lưới điện
phân phối.
Kinh nghiệm các điện lực trên thế giới cho thấy tổn thất thấp
nhất trên lưới truyền tải vào khoảng 2% trong khi trên phân phối là
4%, tổn thất trên lưới phân phối liên quan chặt chẽ đến các vấn đề kỹ
thuật của lưới điện từ giai đoạn thiết kế đến vận hành.
Nhiệm vụ và mục tiêu đặt ra hiện nay của các Điện lực là phải
tìm ra các giải pháp tối ưu để giảm tổn thất xuống mức thấp nhất có
thể và vấn đề giảm tổn thất công suất, tổn thất điện năng…vẫn sẽ là
trọng tâm trong công tác điều hành quản lý, vận hành của các Điện

lực hiện nay, trong đó có Điện lực Quảng Ngãi.
Nhiều giải pháp đã được áp dụng để tính toán cho việc giảm
tổn thất như: hoán chuyển các MBA non tải thay thế cho MBA quá
tải, thay dây dẫn lớn hơn, lắp đặt tụ bù …vv. Trong đó, bù CSPK là
giải pháp đơn giản và hiệu quả nhất.
Đối với Quảng Ngãi, do sự phân bố dân cư trên địa bàn cũng
như tính chất đa dạng của các hộ tiêu thụ, các nhà máy, khu công
nghiệp được xây dựng và đã đi vào hoạt động nên nhu cầu phụ tải
tăng nhanh, do đó cấu trúc của lưới điện phân phối cũng thay đổi dẫn
đến thiếu hụt cả công suất tác dụng và CSPK (thiếu dung lượng bù),
tổn thất điện năng vẫn còn cao khoảng 6,8% năm 2011, điều này ảnh
hưởng đến hiệu quả vận hành kinh tế của lưới điện.
Trong những năm gần đây Điện lực Quảng Ngãi quan tâm
nhiều đến việc quản lý vận hành nên chất lượng vận hành của lưới

4

phân phối được nâng lên, tỷ lệ tổn thất điện năng giảm, nhưng mức
giảm tổn thất này vẫn còn khiêm tốn. Để khắc phục, cần khảo sát hệ
số công suất, sự thay đổi phụ tải… để làm cơ sở phân tích, tính toán
lắp đặt thêm thiết bị bù mới hoặc hoán chuyển kịp thời các vị trí bù
chưa phù hợp đến các vị trí mới tối ưu hơn để góp phần giảm tổn thất
điện năng xuống mức thấp nhất trong năm 2012 khoảng 6,23% theo
chỉ tiêu của Điện lực 3 và giảm nhiều hơn trong những năm đến.
Với các lý do trên, đề tài “Tính toán bù tối ưu công suất phản
kháng lưới ñiện phân phối thành phố Quảng Ngãi” hiện nay là
thiết thực góp phần vào nâng cao hiệu quả vận hành kinh tế lưới điện
phân phối thành phố.
2. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU
Đối tượng nghiên cứu: Nội dung luận văn đi nghiên cứu tính

toán xác định vị trí và dung lượng bù cho một lưới điện cụ thể đó là
“Lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi”.
Phạm vi nghiên cứu: Nghiên cứu lý thuyết các vấn đề kỹ
thuât, kinh tế liên quan đến bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới
điện phân phối, áp dụng tính toán bù tối ưu cho lưới phân phối
22kV/0.4kV khu vực thành phố Quảng Ngãi có sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT.
3. NHIỆM VỤ NGHIÊN CỨU
Phân tích tình hình tổn thất và tìm hiểu hiện trạng bù công suất
phản kháng trên lưới điện phân phối Tp Quảng Ngãi.
Sử dụng PSS/ADEPT tính chọn vị trí, dung lượng và số lượng
bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới phân phối Tp Quảng Ngãi
để giảm tổn thất công suất và điện năng

5

4. TÊN ĐỀ TÀI
Căn cứ vào nhiệm vụ đặt ra, đề tài có tên:
“Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng lưới ñiện phân
phối thành phố Quảng Ngãi”
Ngoài phần mở đầu, kết luận và tài liệu tham khảo trong luận
văn được chia thành 3 chương:
Chương 1: TỔNG QUAN VỀ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG
SUẤT PHẢN KHÁNG
Chương 2: PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU
CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
Chương 3: SỬ DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT TÍNH
TOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI.

6

CHƯƠNG 1 – TỔNG QUAN VỀ LÝ THUYẾT BÙ
CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
1.1. Sự tiêu thụ và các nguồn phát CSPK
1.1.1. Sự tiêu thụ CSPK
1.1.2. Nguồn phát công suất phản kháng
1.2. Bù công suất phản kháng trên lưới ñiện phân phối (LĐPP)
1.2.1. Các phương thức bù công suất phản kháng LĐPP
1.2.1.1. Bù tự nhiên
1.2.1.2. Bù nhân tạo
1.2.2. Các kiểu bù công suất thường sử dụng
1.2.2.1. Bù trên lưới ñiện áp (bù cố ñịnh)
1.2.2.2. Bù ñiều khiển tự ñộng (bù ứng ñộng)
1.2.3. Các tiêu chí bù CSPK trên lưới ñiện phân phối.
1.2.3.1. Tiêu chí về kỹ thuật
– Yêu cầu về cosφ
– Nâng cao hệ số cosφ đường dây
– Đảm bảo mức điện áp cho phép
1.2.3.2. Tiêu chí về kinh tế
– Lợi ích của bù ngang trong mạng điện phân phối
– Chi phí khi đặt tụ bù
1.3. Kết luận
Qua tìm hiểu, nghiên cứu và phân tích nội dung chương 1 cho
thấy: CSPK là một phần không thể thiếu của các thiết bị trong hệ
thống điện (máy biến áp, động cơ điện,… Trong quá trình truyền tải
điện trên đường dây gây nên tổn thất điện năng, tổn thất điện áp, làm
tăng công suất truyền tải dẫn đến tăng chi phí xây lắp…, Vì vậy phải

có những biện pháp để giảm lượng tổn thất công suất. Một trong
những biện pháp đơn giản và hiệu quả nhất đó là bù CSPK,
sau khi bù sẽ làm giảm được các loại tổn thất nói trên.

7

CHƯƠNG 2 – PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU
CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.1. Xác ñịnh dung lượng bù CSPK ñể nâng cao hệ số cosφ
2.2. Bù CSPK theo ñiều kiện cực tiểu tổn thất công suất
2.2.1. Phân phối dung lượng bù trong mạng hình tia
2.2.2. Phân phối dung lượng bù trong mạng phân nhánh
2.3. Tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong mạng
ñiện phân phối.
2.3.1. Lựa chọn dung lượng bù hợp lý nhất về mặt kinh tế
2.3.2. Tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong mạng
ñiện phân phối
2.3.2.1. Các trường hợp mô tả vị trí tụ bù trên ñường dây chính có
phụ tải phân bố ñều và tập trung.
2.3.2.2. Xác ñịnh vị trí tối ưu của tụ bù
2.4. Đánh giá hiệu quả bù công suất phản kháng
2.4.1. Ảnh hưởng của hệ số công suất và thời gian T
m

2.4.1.1. Ảnh hưởng của hệ số cosφ ñến tổn thất công suất
2.4.1.2. Quan hệ giữa tổn thất ñiện năng với hệ số cosφ và T
m
2.4.1.3. Quan hệ phụ thuộc giữa chi phí ñầu tư với cosφ và T

m

2.4.1.4. Quan hệ phụ thuộc giữa chi phí tính toán với cosφ và T
m

2.4.2. Hiệu quả của việc bù công suất phản kháng
2.4.2.1. Lượng tiết kiệm công suất do bù CSPK
2.4.2.2. Khảo sát các thành phần chi phí bù
2.4.2.3. Hiệu quả kinh tế bù CSPK
2.5. Bù kinh tế bằng phương pháp phân tích ñộng theo dòng tiền
2.5.1. Cơ sở phương pháp
2.5.2. Giá trị tương ñương cho các dòng tiền tệ

8

2.5.3. Phương pháp giá trị hiện tại
2.5.4. Nội dung phương pháp tính toán bù tối ưu
Đối với LĐPP thì hàm Z có thành phần lợi ích Z
1
do giảm tổn
thất điện năng so với trước khi bù; thành phần chi phí Z
2
do lắp đặt,
vận hành thiết bị bù; thành phần chi phí Z
3
do tổn thất điện năng bên
trong thiết bị bù:
Z = Z
1
– Z

2
– Z
3
, và hàm Z phải đạt giá trị cực đại.
Thành phần Z
1
:
Z
1
= T.N
e
(cP.∆P+cQ.∆Q) (2.55)
Thành phần Z
2
:
Z
2
= (q
o
+ N
e
.C
bt
)Q
bj
(2.61)
Thành phần Z
3
:
Z

3
= T.∆P
b
.cP.N
e
.Q
bj
(2.63)
Thay Z
1,
Z
2,
Z
3
vào hàm Z ta được công thức 2.64 sau:
+

















+−=
∑ ∑
∈ ∈
2
22
.
bj
Di Di
i
i
i
i
e
Q
U
X
cP
U
R
cPNTZ

( )
bjebe
Di Di
i
ii
i
ii

e
QNcPPTqN
U
QX
cP
U
QR
cPNT






∆−+−








++
∑ ∑
∈ ∈
03.01 2
0
22
(2.64)

Xét trong khoảng thời gian tính toán N năm với hệ số chiết
khấu r% và lạm phát i% mà NPV > 0 tức là Z = Z
1
– Z
2
– Z
3
> 0 thì
phương án khả thi về mặt tài chính, nghĩa là ta có thể đầu tư lắp đặt
tụ bù tại nút j.

9

2.6. Xác ñịnh dung lượng bù tối ưu CSPK phía hạ áp
2.6.1. Bù CSPK do tổn thất trong MBA
2.6.2. Tính toán hệ số tụ bù CSPK:
2.6.3. Tính toán dung lượng bù hợp lý về kinh tế sau các TBA.
2.7. Kết luận
Để tính toán bù CSPK trong hệ thống điện đã có nhiều phương
pháp khác nhau và rất phức tạp. Đề tài đã đưa ra môt số pháp tính
toán, tùy thuộc vào tình hình lưới và mục đích bù CSPK mà lựa chọn
phương án phù hợp. Sau khi tiến hành phân tích đánh giá hiệu quả bù
cho thấy rằng:
Việc bù công suất phản kháng rất cần thiết cho lưới điện để
giảm hao tổn, giảm vốn đầu tư.
Hiệu quả bù sẽ cao khi: Phụ tải phản kháng trong mạng điện
lớn (Q lớn), vị trí của cơ cấu bù cách xa nguồn (R lớn), điện áp của
mạng điện thấp.

Quá trình bù để nâng cao hệ số cosφ chỉ đến một giá trị cosφ
nhỏ dưới 1 thì mới đạt hiệu quả, nếu bù cosφ cao hơn thì hiệu quả bù
lại giảm và không kinh tế. Do vậy cần phải xác định lại các vị trí lắp
đặt và điều chỉnh lượng công suất bù bù tối ưu trên lưới điện khi cần
thiết, có thể giảm từ 5% đến 20% mức tổn thất điện năng. Nhưng
việc xác định và phân tích các phương án vận hành tìm ra phương án
tối ưu rất khó khăn, đòi hỏi những phương tiện công nghệ nhất định.
Một giải pháp công nghệ cho phép giải quyết cơ bản các vấn đề kỹ
thuật trên được Tư vấn KEMA (Mỹ) kiến nghị sử dụng trong các
Công ty Điện lực [5], đó chính là ứng dụng phần mềm công nghệ
phân tích lưới điện phân phối.

10

CHƯƠNG 3 – SỬ DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT TÍNH
TOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

3.1 Giới thiệu phần mềm sử dụng ñể tính toán.
3.1.1 Khái quát
Phần mềm PSS/ADEPT được phát triển dành cho các kỹ sư và
nhân viên kỹ thuật trong ngành điện. Nó được sử dụng như một công
cụ để thiết kế và phân tích lưới điện phân phối. PSS/ADEPT cũng
cho phép chúng ta thiết kế, chỉnh sửa và phân tích sơ đồ lưới và các
mô hình lưới điện một cách trực quan theo giao diện đồ họa với số
nút không giới hạn. Cho đến nay, hãng Shaw Power Technologies
đã cho ra đời phiên bản PSS/ADEPT 5.16 với nhiều tính năng bổ
sung và cập nhật đầy đủ các thông số thực tế của các phần tử trên
lưới điện.

3.1.2 Các chức năng ứng dụng
Qua nghiên cứu sử dụng chương trình tính toán phân tích lưới
điện phân phối PSS/ADEPT, cần chú trọng chính vào 4 mục tiêu áp
dụng như sau:
3.1.3 Phương pháp PSS/ADEPT tính các vấn ñề kinh tế trong
CAPO
Giả sử CAPO đang tính toán lắp đặt tụ bù thứ n, độ lớn sF. Tất
cả các nút hợp lệ trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bù
sao cho số tiền tiết kiệm được là lớn nhất; giả sử công suất thực tiết
kiệm được là xP (kW) và công suất phản kháng tiết kiệm được là xQ
(kvar). Năng lượng tiết kiệm và quá trình bảo trì diễn ra trong một
khoảng thời gian, vì vậy chúng ta sử dụng một đại lượng thời gian
tương đương.

11

Tiền tiết kiệm cho mỗi tụ bù cố định (luôn được đóng vào
lưới) là tổng tiền tiết kiệm của tất cả các trường hợp tải.
Tiền tiết kiệm tụ bù ứng động cũng liên quan đến lịch đóng cắt
của tụ.
3.2. Đặc ñiểm của lưới ñiện Quảng Ngãi
3.2.1 Quy mô quản lý
Đến nay trên địa bàn tỉnh Quảng Ngãi đã có 01 trạm biến áp
500/220kV; 03 trạm biến áp 220/110kV; 08 trạm biến áp
110/(35)/22(15)kV; 14 tổ máy diesel phát điện, với tổng công suất
lắp đặt: 11.864 kW; 8 trạm biến áp 35/22(15)kV, gồm 20 máy biến
áp với tổng dung lượng 46.900 kVA, 227,9 km đường dây 35kV;
1.972,3 km đường dây 22(15)kV; 1.513,0 km đường dây 0,4kV;
2.648 trạm biến áp phân phối. Hơn 122.000 khách hàng sử dụng điện.

Trong đó địa bàn của thành phố tính đến cuối năm 2011 có
2124 km đường dây trung áp, 950 km đường dây hạ áp, 2093
máy biến áp phụ tải có tổng công suất 302 MVA, với 108.630
khách hàng sử dụng điện. Sản lượng điện thương phẩm của
toàn tỉnh năm 2010 là 573,829,248 kWh trong đó công nghiệp 166,5
triệu kWh chiếm 29.5%, ánh sáng sinh hoạt 343,5 triệu kWh
chiếm 60,7%, dịch vụ và các ngành khác 45,8 triệu kWh chiếm
8,03%. Công suất phụ tải cực đại của toàn thành phố năm 2011
là 107MW, tải trung bình là 77,5MW. Nguồn cấp điện chính cho
lưới điện phân phối (LPP) TP Quảng Ngãi hiện nay là từ các thanh
cái phía hạ áp của các trạm 110 kV, nguồn điện này được lấy từ lưới
truyền tải Quốc gia.
3.2.2 Hiện trạng LĐPP thành phố Quảng Ngãi
+ Xuất tuyến 471E16.1: có chiều dài 15,102km; 53 TBA
22(15)/0,4kVA và 1897 khách hàng.

12

+ Xuất tuyến 473E16.1: có chiều dài 12,457km; 53 TBA
22(15)/0,4kVA và 2440 khách hàng.
+ Xuất tuyến 475E16.1: có chiều dài 15,24km; 61 TBA
22(15)/0,4kVA và 2753 khách hàng.
+ Xuất tuyến 477E16.1: có chiều dài 35,267km; 46 TBA
22(15)/0,4 kVA và 853 khách hàng.
+ Xuất tuyến 479E16.1: có chiều dài 40,623km; 51 TBA
22(15)/0,4 kVA và 1635 khách hàng.
Các cấp 15kV, 10kV, 6KV: Gồm các xuất tuyến cấp điện cho nội
thành thành phố và khu vực( nhưng ngày càng ít được sử dụng).
3.2.3. Tình hình sản xuất và tổn thất ñiện năng
3.2.4. Hiện trạng bù trên lưới

Hiện trạng bù trên lưới phân phối Điện lực thành phố Quảng
Ngãi tính đến tháng 12 năm 2011 đã thống kế gồm tổng dung lượng
bù trung áp là 2700kVAr gồm các điểm bù: TBN401VTSau 3×200 –
13,857, TBN402HVuong 3×200-22, TBN401HBTr 3×200-13,857,
TBN401NMĐ 3×100-13,857, TBN401LaHa 3×100-15,
TBN401Nghiaphu 3×100-15, TBN402NghiaHoa 3×100-13,857 và
tổng dung lượng bù hạ áp là 7,614kVAr
3.3. Các cơ sở tính toán bù CSPK bằng chương trình
PSS/ADEPT
3.3.1. Xây dựng sơ ñồ tính toán (phụ lục 1)
3.3.2. Thiết lập các thống số của ñường dây và máy biến áp
3.3.3. Xây dựng các chỉ số kinh tế cho chương trình PSS/ADEPT

13

Bảng 3.1. Các thông số kinh tế cho lắp ñặt tụ bù
Giá điện năng tiêu thụ 1kWh
(cP)[đồng/kWh]
Giá bình quân cP tại khu
vực tính bù CSPK là 1450
đ/kWh
Giá điện năng ph
ản kháng tiêu
thụ kVArh(cQ) [đồng/kVArh]
cQ = k%
x
cP (hệ số k tra theo
cosφ tại Thông tư số
07/2006/TT-BCN ngày
27/10/2006) bảng 3.2

Tỷ số chiết khấu [pu/year] (r) 0,15
Tỷ số lạm phát [pu/year] (i) 0,06
Thời gian tính toán (years) (N) 5
Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp
cố định(cF
TA
) [đồng/kVAr]
281.730
Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp
điều chỉnh(cS
TA
) [đồng/kVAr]
349.130
Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố
định(cF
HA
) [đồng/kVAr]
160.655
Suất đầu tư lắp đ
ặt tụ bù hạ áp
điều chỉnh(cS
HA
) [đồng/kVAr]
208400
Chi phí bảo trì tụ bù trung áp cố
định hàng năm(mF
TA
)
[đ/kVAr.năm]
3% x cF

TA
= 8452
Chi phí b
ảo trì tụ bù trung áp
điều chỉnh hàng năm(mS
TA
)
[đ/kVAr.năm]
3% x cS
TA
= 10.474
Chi phí b
ảo trì tụ bù hạ áp cố
định hàng năm(mF
HA
)
[đ/kVAr.năm]
3% x cF
HA
=4819
Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp điều
chỉnh hàng năm [đ/kVAr.năm]
3% x cS
TA
=6252

14

3.4. Tính toán lựa chọn vị trí, số lượng, dung lượng bù tối ưu cho
lưới ñiện phân phối Tp Quảng Ngãi
3.4.1. Xây dựng ñồ thị phụ tải ñiển hình các xuất tuyến
a. Đồ thị phụ tải ngày ñiển hình các xuất tuyến
b. Xây dựng ñồ thị trên phần mềm PSS/ADEPT

Bảng 3.3. Bảng chia nhóm thời gian ñể xây dựng ñồ thị phụ tải
Hệ số tỷ lệ nhóm phụ tải
Khoảng
thời gian
Thời gian
tương ñối
Sản
xuất
Thương mại
dịch vụ –
Hành chính
Sinh
hoạt
XT471
23h – 7h 9/24(0.333) 0.6 0.6 0.6
8h – 13h 5/24(0.208) 1.0 0.7 0.75
14h – 22h 10/24(0.417) 0.8 0.6 0.9
XT473
23h – 7h 9/24 (0.375) 0 0.55 0.6
8h – 13h 6/24 (0.25) 0 1.0 0.76
14h – 22h 9/24 (0.375) 0 0.75 1.0
XT475

23h – 7h 9/24 (0.375) 0.6 0.7 0.9
8h – 15h 8/24 (0.333) 1 0.95 0.75
16h – 22h 7/24 (0.291) 0.9 1 1

15

Hệ số tỷ lệ nhóm phụ tải
Khoảng
thời gian
Thời gian
tương ñối
Sản
xuất
Thương mại
dịch vụ –
Hành chính
Sinh
hoạt
XT477
22h – 8h 11/24 (0.45) 0.6 0.5 0.7
9h – 21h 13/24 (0.54) 0.7 0.9 1
XT479
23h – 8h
10/24
(0.416)
0 0.4 0.7
9h – 12h 4/24 (0.166) 0 0.8 0.9
13h – 18h 6/24 (0.25) 0 1 0.75
19h – 22h 4/24 (0.166) 0 0.7 1

3.4.2. Tính toán tổn thất của các xuất tuyến trước khi bù
Phân bố công suất trong hệ thống điện nhằm quy hoạch,
hoạch định kinh tế, dự kiến tương lai,… là tìm giá trị (|V|, δ,P,Q)
chạy trên mỗi nhánh. Sau các thiết lập cài đặt các thông số cho phần
mềm, chúng ta tiến hành xác định các tổn hao trên lưới bằng cách
kích vào Load flow calculation, sau đó vào Report xuất ra kết quả, từ
đó thống kê được các kết quả của xuất tuyến (phụ lục 2).
3.4.3. Xác ñịnh vị trí và dung lượng bù cho các xuất tuyến
3.4.3.1.Tính toán bù tự nhiên
3.4.3.2. Tính toán bù kinh tế cho các xuất tuyến
1. Tính toán bù phía trung áp 22kV
Sau khi bù tự nhiên, cần cài đặt các chỉ số kinh tế vào thẻ
Economic đã tính toán ở mục 3.3.3 và vào thẻ CAPO điều chỉnh số

16

lượng tụ bù cố định là 5 (giả sử số bộ tụ là không giới hạn, chúng ta
tìm dụng lượng và vị trí cần bù tối ưu) và dung lượng mỗi tụ 300
kVar(dung lượng nhỏ nhất của 1 cụm tụ bù).
Để xác đinh dung lượng và vị trí bù trung áp ta tiến hành bù ở
từng thời điểm [8]. Cuối cùng nhấn CAPO chương trình sẽ tiến hành
tính toán bù cho phía trung áp. Kết quả tổng dung lượng bù và tổn
thất công suất của các xuất tuyến như bảng 3.4 và 3.5.
Bảng 3.4. Kết quả tính toán phân bố công suất trên trước bù các XT
Công suất Tổn thất công suất
Tổn thất
ñiện năng
Thời
gian
P

(kW)
Q
(kVAr)
∆P
(kW)
∆Q
(kVAr)
∆A
(kWh)
XT471
23 – 7h 4,492.51

2,401.12 55.40 96.44 498.6
8 – 13h 5,369.65

2,903.99 79.75 143.69 478.5
14 – 22h

6,015.79

3,274.46 103.27 190.11 929.43

XT473
23 – 7h 5,115.60

2,285.91 54.04 129.43 486.36
8 – 13h 7,310.51

3,604.24 113.79 279.51 682.74
14 – 22h

7,86.60 3,920.41 135.85 332.95 1,222.65
XT475

23 – 7h 6,434.14

3,268.84 125.96 255.93 1,133.64
8 – 13h 7,651.00

4,050.35 187.09 381.11 1,122.54
14 – 22h

8,127.04

4,296.04 204.54 416.19 1,840.86

17

XT477

22 – 8h 1,476.31 566.98 8.23 -25.37 90.53
9 – 21h 2,279.89 1,004.15

19.37 3.23 251.81
XT479

23 – 8h 4,155.22 1,912.98

66.9 81.49 669
9 – 12h 5,498.38 2,725.25

117.72 178.14 470.4
13 – 18h

4,703.17 2,240.22

83.48 112.90 500.88
19 – 22h

5,878.46 2,965.05

139.95 221.90 559.8

Bảng 3.5. Kết quả tính toán tổn thất sau bù trung áp các xuất tuyến
Công suất Tổn thất công suất
Tổn thất
ñiện năng Thời
gian
P
(kW)
Q
(kVAr)
∆P
(kW)
∆Q
(kVAr)
∆A
(kWh)
XT471
23 – 7h 4,488.69 1,827.77

51.883 93.135 446.947
8 – 13h 5,364.71 2,335.30

75.297 139.521 451.782
14 – 22h

6,010.80 2,712.08

98.154 185.375 883.39
XT473
23 – 7h 5,112.87 1,634.92

51.329 125.027 461.96
8 – 13h 7,306.42 2,956.65

108.999 271.669 653.994
14 – 22h

7,863.31 3,272.72

130.569 324.299 1175.121

18

XT475
23 – 7h 6,419.86

1,652.83 111.919 235.481 1007.271
8 – 13h 7,629.18

2,443.78 165.728 350.653 994.368
14 – 22h

8,104.43

2,690.94 182.425 384.479 1641.825
XT477
22 – 8h 1,476.03

239.59 7.961 -25.836 87.571
9 – 21h 2,279.89

1,004.15 21.261 7.905 276.393
XT479
23 – 8h 4,148.14

942.73 59.904 72.417 599.04
9 – 12h 5,486.21

1,762.26 105.754 162.844 423.016
13 – 18h

4,694.39

1,272.52 74.801 101.721 448.806
19 – 22h

5,864.29

2,004.59 126.045 204.186 504.18

Kết quả khi tính toán phân bố lại công suất sau bù trung áp
theo các khoảng thời gian được tổng hợp ở bảng 3.4 và vị trí – dung
lượng bù ở bảng 3.6.

19

Bảng 3.6. Vị trí và dung lượng sau bù trung áp các xuất tuyến
TT
Tên xuất
tuyến
Vị trí bù
Dung
lượng Q
bù

cố ñịnh
(kVar)
Dung
lượng Q
bù

ñiều chỉnh
(kVar)
XT 471E16.1
NODE16 300

NODE2354 300
1 XT473E16.1
NODE2508 300

NODE2536 300
2 XT475E16.1
NODE20 300
NODE2553 600
NODE2550 300
NODE2649 300
3 XT479E16.1
NODE2867 300

NODE6 300

NODE41 300
3300 300
Tổng dung lượng bù 3600

Qua quả tính toán cho thấy tổn thất sau bù kinh tế phía trung
áp trên các xuất tuyến đều giảm so với trước bù đồng thời cosφ cũng
tăng lên so với trước bù và điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho
phép.

So sánh kết quả tính toán bảng 3.4 và bảng 3.5 cho thấy tổn
thất sau bù kinh tế phía trung áp trên các xuất tuyến đều giảm so với
trước bù như bảng 3.7.

20

Bảng 3.7 Tổn thất công suất trước và sau bù trung áp
Tổn thất trước bù Tổn thất sau bù
Thời gian
∆P
(kW)
∆Q
(kVAr)
∆P
(kW)
∆Q
(kVAr)
XT471
23 – 7h 55.40 96.44 51.883 93.135
8 – 13h 79.75 143.69 75.297 139.521
14 – 22h 103.27 190.11 98.154 185.375
XT473
23 – 7h 54.04 129.43 51.329 125.027
8 – 13h 113.79 279.51 108.999 271.669
14 – 22h 135.85 332.95 130.569 324.299
XT475
23 – 7h 125.96 255.93 111.919 235.481
8 – 13h 187.09 381.11 165.728 350.653
14 – 22h 204.54 416.19 182.425 384.479
XT477

22 – 8h 8.23 -25.37 7.961 -25.836
9 – 21h 19.37 3.23 21.261 7.905
Tổn thất trước bù Tổn thất sau bù
Thời gian
∆P
(kW)
∆Q
(kVAr)
∆P
(kW)
∆Q
(kVAr)

21

XT479
23 – 8h 66.9 81.49 59.904 72.417
9 – 12h 117.72 178.14 105.754 162.844
13 – 18h 83.48 112.90 74.801 101.721
19 – 22h 139.95 221.90 126.045 204.186

Kết quả bảng 3.6 cho thấy tổn thất công suất theo các khoảng
thời gian là khác nhau, đối với XT471, XT473, XT475 tổn thất lớn
nhất (max) trong khoảng thời gian 14h ÷ 22h và tổn thất nhỏ nhất
(min) trong khoảng thời gian 23h ÷ 7h, tương ứng lượng điện năng
tiết kiệm được (bảng 3.8).
Sau khi tính toán bù phía trung áp cho các xuất tuyến với tổng
dung lượng 3600kVAr, giảm được lượng tổn thất công suất tác dụng
theo từng khoảng thời gian (bảng 3.5) và 882.076 kWh điện năng
tiêu thụ so với trước khi bù đồng thời cosφ cũng tăng từ 0.87 lên 0.95

và điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép là 21.52kV so với
điện áp định mức tại thanh góp đầu xuất tuyến là 22kV.
b. Tính toán bù phía hạ áp 0.4kV
Tính toán bù cố ñịnh
Trước khi tiến hành tính toán bù phía hạ áp, cần xác định trạm
biến áp nào cần bù (nên bù mbaS > 250kVA) để đạt hiệu quả.
Tính toán bù ñiều chỉnh
Tính toán bù kết hợp cố ñịnh và ñiều chỉnh
Cài đặt trong hộp thoại Economic; thẻ General, Load
Flow trong Analysis /Option như đối với bù hạ áp cố định. Trong
khung Fixed Capacitor Placement, chọn number of banks available
= 50; 3 phase bank of size (kVAr)=30.Trong khung Switch Capacitor

22

Placement, chọn number of banks available = 50; 3 phase bank of
size ( kVAr) =15, Eligible nodes của cả 2 khung chọn các nút hạ
áp là các nút hợp lệ để xem xét đặt bù.
Sau khi bù tự nhiên, cần cài đặt các chỉ số kinh tế vào thẻ
Economic đã tính toán ở mục 3.3.3 và vào thẻ CAPO điều chỉnh số
lượng tụ bù cố định và ứng động là 50 (giả sử số bộ tụ là không giới
hạn, và đi xác định dung lượng và vị trí cần bù tối ưu) và dung lượng
mỗi tụ 30 kVar. Điều chỉnh tiếp số lượng bù ứng động là 50 (giả sử
số bộ tụ là không giới hạn, và đi xác định dung lượng lượng và vị trí
cần bù tối ưu) và dung lượng mỗi tụ 15 kVar (dung lượng nhỏ nhất
của 1 cụm tụ bù hạ áp). Cuối cùng nhấn CAPO chương trình sẽ tiến
hành tính toán bù cho phí trung áp. Kết quả tổng dung lượng bù và
tổn thất công suất của các xuất tuyến như bảng 3.9, bảng 3.10 và
bảng 3.11.
So sánh kết quả tính toán bù phía hạ áp qua các phương án ở

các bảng 3.9, bảng 3.10, bảng 3.11 cho thấy vị trí bù tại các nút bù hạ
áp cố định nhiều hơn so với khi bù hạ áp điều chỉnh và dung lượng
bù cố định là lớn hơn.
Cấp công suất bù cho phương án hạ áp được tính toán theo
gam máy biến áp ở điều kiện cực tiểu và cực đại trong mục 2.6.3 tính
toán dung lượng bù hợp lý về kinh tế sau các trạm biến áp và lựa
chọn rơle điều khiển như bảng 2.5.
Đối với phía trung áp thì dung lượng tụ bù tùy chọn theo dung
lượng nhỏ nhất của 1 cụm tụ bù là 300 kVar.

23

Bảng 3.12 Tổn thất công suất và ñiện năng sau bù hạ áp 0,4kV
Công suất Tổn thất công suất
Tổn thất
ñiện năng
Thời
gian
P
(kW)
Q
(kVAr)
∆P
(kW)
∆Q
(kVAr)
∆A
(kWh)
XT471
23 – 7h 4,488.69

1,827.77 44.569 75.548 401.121
8 – 13h 5,364.71

2,335.30 65.315 115.789 391.89
14 – 22h

6,010.80

2,712.08 85.672 155.653 771.048
XT473
23 – 7h 5,115.60

2,285.91 45.086 106.879 405.77
8 – 13h 7,310.51

3,604.24 95.537 233.585 573.222
14 – 22h

7,868.60

3,920.04 114.843 280.506 1033.587
XT475
23 – 7h 6,419.86

1,652.83 101.982 206.092 917.383
8 – 13h 7,629.18

2,443.78 149.805 303.219 898.83
14 – 22h

8,104.43

2,690.94 165.066 334.129 1485.394
XT477
22 – 8h 1,476.03

239.59 7.961 -25.836 87.571
9 – 21h 2,279.89

1,004.15 21.261 7.905 276.393
XT479
23 – 8h 4,148.14

942.73 54.867 57.590 548.67

24

9 – 12h 5,486.21

1,762.26 97.293 138.866 389.172
13 – 18h

4,694.39

1,272.52 68.606 83.961 411.636
19 – 22h

5,864.29

2,004.59 116.271 176.459 465.084

Sau khi tính toán bù phía hạ áp cho các xuất tuyến giảm được
lượng tổn thất công suất tác dụng theo từng khoảng thời gian (bảng
3.12) và 1,742.1 kWh điện năng tiêu thụ so với trước khi bù.
3.5. So sánh hiệu quả kinh tế các phương án bù.
3.5. So sánh hiệu quả kinh tế các phương án bù.
Với PSS/ADEPT việc tính toán chi phí hiệu quả bù được thực
hiện như sau: Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung
lượng bù cố định và bù điều chỉnh, tổn thất công suất giảm so với bù
tự nhiên. Từ đó tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận
hành, lắp đặt tụ bù.
3.6. Kết luận
Nội dung chương 3 đã tính toán, xác định được vị trí và dung
lượng bù cho các xuất tuyến 471, 473, 475, 479 phía trung áp 22kV
cũng như bù tại thanh góp hạ áp 0.4kV. Từ đó nhận biết được các giá
trị tổn thất ∆P, ∆A cực đại và cực tiểu trong các khoảng thời gian
theo đồ thị phụ tải (từ 14h ÷ 22h cực đại và từ 23h ÷ 7h cực tiểu)
tương ứng với lượng điện năng tiết kiệm được so với trước khi bù là
124.411 kWh đối với xuất tuyến 471; 100.675 kWh đối với xuất
tuyến 473; 453.576 kWh đối với xuất tuyến 475 và 225.038 kWh
đối với xuất tuyến 479.
Về hiệu quả kinh tế NPV tính toán được trong vòng 5 năm đã
được quy về hiện tại khi bù trung áp là 724,221,418.33 vnđ và bù
hạ áp cố định là 2,703,526,836.39 vnñ, hạ áp điều chỉnh

25

2,209,344,437.22 vnñ, kết hợp bù cả cố định và điều chỉnh là
2,712,961,476.43 vnñ.

Qua kết quả tính toán trên cho thấy lượng điện năng tiết kiệm
được so với trước khi bù là đáng kể và hiệu quả kinh tế NPV của bù
hạ áp kết hợp là lớn nhất trong các phương án.

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận:
Đề tài đã tổng hợp các vấn đề về lý thuyết bù công suất phản
kháng, phương pháp tính toán bù tối ưu cho lưới điện phân phối kết
hợp với việc sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán bù tối ưu
cho LĐPP Thành phố Quảng Ngãi.
Qua việc thu thập số liệu và tính toán trên phần mềm đã xác
định được vị trí và dung lượng bù tối ưu các xuất tuyến và so sánh lợi
nhuận NPV các phương án bù nhận thấy phương án bù trung cố định
kinh tế hơn bù trung áp điều chỉnh, bù hạ áp kết hợp mang lại hiệu
hơn bù riêng biệt cố định, điều chỉnh và hơn cả bù trung áp.
Đối với phía trung áp 22 kV lượng tổn thất giảm được sau tính
toán bù so với hiện tại là: 882.076 kWh điện năng tiêu thụ, sau khi
trừ các chi phí lắp đặt, bảo trì bảo dưỡng tụ bù thì được giá trị lãi
ròng NPV là 724,221,418.33 vnđ.
Đối với phía hạ áp là 1,742.1kWh, lợi nhuận lãi ròng NPV là
2,712,961,476.43 vnđ. Thực hiện bù hạ áp cho các TBA có công suất
lớn hơn 250kVA sẽ kinh tế hơn. Tuy nhiên cần cân nhắc khi nào bù
hạ áp, vì số lượng vị trí lắp đặt tụ rất nhiều gây khó khăn trong quá
trình bảo trì bảo dưỡng.
Do nhu cầu phát triển phụ tải nhanh, cấu trúc lưới phân phối
22/0.4kV trên địa bàn thành phố cũng thường thay đổi nên có một số
vị trí tụ bù hiện hữu không còn phù hợp (TBA có phụ tải thấp dẫn

26

đến hiện tượng bù thừa của các cụm bù), thiếu dung lượng bù trên
lưới.
Nâng cao hệ số công suất quá lớn (cosφ =1) sẽ làm giảm hiệu
quả kinh tế.
Kiến nghị:
Căn cứ vào đồ thị phụ tải ngày điển hình, tiến hành chia bậc
thời gian và hệ số tỷ lệ theo từng nhóm phụ tải để nhập vào phần
mềm PSS/ADEPT tính toán sẽ cho kết quả chính xác hơn.
Đối với phía trung áp nên bù cố định để đạt hiệu quả kinh tế
hơn là bù điều chỉnh, còn phía hạ áp nên kết hợp cả bù điều chỉnh và
cố định.
Cần kiểm tra, tính toán xác định lại vị trí lắp đặt thêm tụ bù
hoặc hoán chuyển những tụ bù ở TBA phụ tải thấp như Nghĩa Phú,
Nghĩa An, Nguyễn Trãi đến vị trí mới tối ưu hơn để nâng cao hiệu
quả vận hành góp phần giảm tổn thất.

Phản biện 1 : TS. TRẦN VINH TỊNHPhản biện 2 : PGS.TS. HỒ ĐẮC LỘCLuận văn được bảo vệ tại Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệpthạc sĩ kỹ thuật họp tại Đại học Thành Phố Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10 năm 2012C ó thể tìm hiểu và khám phá luận văn tại : – Trung tâm tin tức – Học liệu, Đại học TP. Đà Nẵng – Trung tâm Học liệu, Đại học Đà NẵngMỞ ĐẦU1. LÝ DO LỰA CHỌN ĐỀ TÀIPhân phối điện là khâu sau cuối của mạng lưới hệ thống điện đưa điệnnăng trực tiếp đến hộ tiêu thụ. Trong quy trình sản xuất, truyền tải vàphân phối điện, lượng tổn thất chếm tỷ suất lớn nhất đó là lưới điệnphân phối. Kinh nghiệm những điện lực trên quốc tế cho thấy tổn thất thấpnhất trên lưới truyền tải vào khoảng chừng 2 % trong khi trên phân phối là4 %, tổn thất trên lưới phân phối tương quan ngặt nghèo đến những yếu tố kỹthuật của lưới điện từ tiến trình phong cách thiết kế đến quản lý và vận hành. Nhiệm vụ và tiềm năng đặt ra lúc bấy giờ của những Điện lực là phảitìm ra những giải pháp tối ưu để giảm tổn thất xuống mức thấp nhất cóthể và yếu tố giảm tổn thất công suất, tổn thất điện năng … vẫn sẽ làtrọng tâm trong công tác làm việc điều hành quản lý quản trị, quản lý và vận hành của những Điệnlực lúc bấy giờ, trong đó có Điện lực Tỉnh Quảng Ngãi. Nhiều giải pháp đã được vận dụng để đo lường và thống kê cho việc giảmtổn thất như : hoán chuyển những MBA non tải sửa chữa thay thế cho MBA quátải, thay dây dẫn lớn hơn, lắp ráp tụ bù … vv. Trong đó, bù CSPK làgiải pháp đơn thuần và hiệu suất cao nhất. Đối với Tỉnh Quảng Ngãi, do sự phân bổ dân cư trên địa phận cũngnhư đặc thù phong phú của những hộ tiêu thụ, những nhà máy sản xuất, khu côngnghiệp được kiến thiết xây dựng và đã đi vào hoạt động giải trí nên nhu yếu phụ tảităng nhanh, do đó cấu trúc của lưới điện phân phối cũng đổi khác dẫnđến thiếu vắng cả công suất công dụng và CSPK ( thiếu dung tích bù ), tổn thất điện năng vẫn còn cao khoảng chừng 6,8 % năm 2011, điều này ảnhhưởng đến hiệu suất cao vận hành kinh tế của lưới điện. Trong những năm gần đây Điện lực Tỉnh Quảng Ngãi quan tâmnhiều đến việc quản trị quản lý và vận hành nên chất lượng quản lý và vận hành của lướiphân phối được nâng lên, tỷ suất tổn thất điện năng giảm, nhưng mứcgiảm tổn thất này vẫn còn nhã nhặn. Để khắc phục, cần khảo sát hệsố công suất, sự đổi khác phụ tải … để làm cơ sở nghiên cứu và phân tích, tính toánlắp đặt thêm thiết bị bù mới hoặc hoán chuyển kịp thời những vị trí bùchưa tương thích đến những vị trí mới tối ưu hơn để góp thêm phần giảm tổn thấtđiện năng xuống mức thấp nhất trong năm 2012 khoảng chừng 6,23 % theochỉ tiêu của Điện lực 3 và giảm nhiều hơn trong những năm đến. Với những nguyên do trên, đề tài “ Tính toán bù tối ưu công suất phảnkháng lưới ñiện phân phối thành phố Tỉnh Quảng Ngãi ” lúc bấy giờ làthiết thực góp thêm phần vào nâng cao hiệu suất cao vận hành kinh tế lưới điệnphân phối thành phố. 2. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨUĐối tượng nghiên cứu và điều tra : Nội dung luận văn đi điều tra và nghiên cứu tínhtoán xác lập vị trí và dung tích bù cho một lưới điện đơn cử đó là “ Lưới điện phân phối thành phố Tỉnh Quảng Ngãi ”. Phạm vi điều tra và nghiên cứu : Nghiên cứu triết lý những yếu tố kỹthuât, kinh tế tài chính tương quan đến bù tối ưu công suất phản kháng cho lướiđiện phân phối, vận dụng đo lường và thống kê bù tối ưu cho lưới phân phối22kV / 0.4 kV khu vực thành phố Tỉnh Quảng Ngãi có sử dụng phần mềmPSS / ADEPT. 3. NHIỆM VỤ NGHIÊN CỨUPhân tích tình hình tổn thất và khám phá thực trạng bù công suấtphản kháng trên lưới điện phân phối Tp Tỉnh Quảng Ngãi. Sử dụng PSS / ADEPT tính chọn vị trí, dung tích và số lượngbù tối ưu công suất phản kháng cho lưới phân phối Tp Quảng Ngãiđể giảm tổn thất công suất và điện năng4. TÊN ĐỀ TÀICăn cứ vào trách nhiệm đặt ra, đề tài có tên : “ Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng lưới ñiện phânphối thành phố Tỉnh Quảng Ngãi ” Ngoài phần mở màn, Kết luận và tài liệu tìm hiểu thêm trong luậnvăn được chia thành 3 chương : Chương 1 : TỔNG QUAN VỀ LÝ THUYẾT BÙ CÔNGSUẤT PHẢN KHÁNGChương 2 : PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯUCÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐIChương 3 : SỬ DỤNG PHẦN MỀM PSS / ADEPT TÍNHTOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆNPHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI.CHƯƠNG 1 – TỔNG QUAN VỀ LÝ THUYẾT BÙCÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG1. 1. Sự tiêu thụ và những nguồn phát CSPK1. 1.1. Sự tiêu thụ CSPK1. 1.2. Nguồn phát công suất phản kháng1. 2. Bù công suất phản kháng trên lưới ñiện phân phối ( LĐPP ) 1.2.1. Các phương pháp bù công suất phản kháng LĐPP1. 2.1.1. Bù tự nhiên1. 2.1.2. Bù nhân tạo1. 2.2. Các kiểu bù công suất thường sử dụng1. 2.2.1. Bù trên lưới ñiện áp ( bù cố ñịnh ) 1.2.2. 2. Bù ñiều khiển tự ñộng ( bù ứng ñộng ) 1.2.3. Các tiêu chuẩn bù CSPK trên lưới ñiện phân phối. 1.2.3. 1. Tiêu chí về kỹ thuật – Yêu cầu về cosφ – Nâng cao thông số cosφ đường dây – Đảm bảo mức điện áp cho phép1. 2.3.2. Tiêu chí về kinh tế tài chính – Lợi ích của bù ngang trong mạng điện phân phối – Chi tiêu khi đặt tụ bù1. 3. Kết luậnQua khám phá, điều tra và nghiên cứu và nghiên cứu và phân tích nội dung chương 1 chothấy : CSPK là một phần không hề thiếu của những thiết bị trong hệthống điện ( máy biến áp, động cơ điện, … Trong quy trình truyền tảiđiện trên đường dây gây nên tổn thất điện năng, tổn thất điện áp, làmtăng công suất truyền tải dẫn đến tăng ngân sách xây lắp …, Vì vậy phảicó những giải pháp để giảm lượng tổn thất công suất. Một trongnhững giải pháp đơn thuần và hiệu suất cao nhất đó là bù CSPK, sau khi bù sẽ làm giảm được những loại tổn thất nói trên. CHƯƠNG 2 – PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯUCÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI2. 1. Xác ñịnh dung tích bù CSPK ñể nâng cao thông số cosφ2. 2. Bù CSPK theo ñiều kiện cực tiểu tổn thất công suất2. 2.1. Phân phối dung tích bù trong mạng hình tia2. 2.2. Phân phối dung tích bù trong mạng phân nhánh2. 3. Tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong mạngñiện phân phối. 2.3.1. Lựa chọn dung tích bù hài hòa và hợp lý nhất về mặt kinh tế2. 3.2. Tính toán lựa chọn công suất và vị trí bù tối ưu trong mạngñiện phân phối2. 3.2.1. Các trường hợp miêu tả vị trí tụ bù trên ñường dây chính cóphụ tải phân bổ ñều và tập trung chuyên sâu. 2.3.2. 2. Xác ñịnh vị trí tối ưu của tụ bù2. 4. Đánh giá hiệu suất cao bù công suất phản kháng2. 4.1. Ảnh hưởng của thông số công suất và thời hạn T2. 4.1.1. Ảnh hưởng của thông số cosφ ñến tổn thất công suất2. 4.1.2. Quan hệ giữa tổn thất ñiện năng với thông số cosφ và T2. 4.1.3. Quan hệ nhờ vào giữa ngân sách ñầu tư với cosφ và T2. 4.1.4. Quan hệ nhờ vào giữa ngân sách giám sát với cosφ và T2. 4.2. Hiệu quả của việc bù công suất phản kháng2. 4.2.1. Lượng tiết kiệm ngân sách và chi phí công suất do bù CSPK2. 4.2.2. Khảo sát những thành phần ngân sách bù2. 4.2.3. Hiệu quả kinh tế tài chính bù CSPK2. 5. Bù kinh tế tài chính bằng chiêu thức nghiên cứu và phân tích ñộng theo dòng tiền2. 5.1. Cơ sở phương pháp2. 5.2. Giá trị tương ñương cho những dòng tiền tệ2. 5.3. Phương pháp giá trị hiện tại2. 5.4. Nội dung chiêu thức giám sát bù tối ưuĐối với LĐPP thì hàm Z có thành phần quyền lợi Zdo giảm tổnthất điện năng so với trước khi bù ; thành phần ngân sách Zdo lắp ráp, quản lý và vận hành thiết bị bù ; thành phần ngân sách Zdo tổn thất điện năng bêntrong thiết bị bù : Z = Z – Z – Z, và hàm Z phải đạt giá trị cực lớn. Thành phần Z = T.N ( cP. ∆ P + cQ. ∆ Q ) ( 2.55 ) Thành phần Z = ( q + N.Cbt ) Qbj ( 2.61 ) Thành phần Z = T. ∆ P.cP.N.Qbj ( 2.63 ) Thay Z1, 2, vào hàm Z ta được công thức 2.64 sau : + − = ∑ ∑ ∈ ∈ 22 bjDi DicPcPNTZ ( ) bjebeDi DiiiiiQNcPPTqNQXcPQRcPNT ∆ − + − + + ∑ ∑ ∈ ∈ 03.01 222 ( 2.64 ) Xét trong khoảng chừng thời hạn đo lường và thống kê N năm với thông số chiếtkhấu r % và lạm phát kinh tế i % mà NPV > 0 tức là Z = Z – Z – Z > 0 thìphương án khả thi về mặt kinh tế tài chính, nghĩa là ta hoàn toàn có thể góp vốn đầu tư lắp đặttụ bù tại nút j. 2.6. Xác ñịnh dung tích bù tối ưu CSPK phía hạ áp2. 6.1. Bù CSPK do tổn thất trong MBA2. 6.2. Tính toán thông số tụ bù CSPK : 2.6.3. Tính toán dung tích bù hài hòa và hợp lý về kinh tế tài chính sau những TBA. 2.7. Kết luậnĐể thống kê giám sát bù CSPK trong mạng lưới hệ thống điện đã có nhiều phươngpháp khác nhau và rất phức tạp. Đề tài đã đưa ra môt số pháp tínhtoán, tùy thuộc vào tình hình lưới và mục tiêu bù CSPK mà lựa chọnphương án tương thích. Sau khi thực thi nghiên cứu và phân tích nhìn nhận hiệu suất cao bùcho thấy rằng : Việc bù công suất phản kháng rất thiết yếu cho lưới điện đểgiảm hao tổn, giảm vốn góp vốn đầu tư. Hiệu quả bù sẽ cao khi : Phụ tải phản kháng trong mạng điệnlớn ( Q lớn ), vị trí của cơ cấu tổ chức bù cách xa nguồn ( R lớn ), điện áp củamạng điện thấp. Quá trình bù để nâng cao thông số cosφ chỉ đến một giá trị cosφnhỏ dưới 1 thì mới đạt hiệu suất cao, nếu bù cosφ cao hơn thì hiệu suất cao bùlại giảm và không kinh tế tài chính. Do vậy cần phải xác lập lại những vị trí lắpđặt và kiểm soát và điều chỉnh lượng công suất bù bù tối ưu trên lưới điện khi cầnthiết, hoàn toàn có thể giảm từ 5 % đến 20 % mức tổn thất điện năng. Nhưngviệc xác lập và nghiên cứu và phân tích những giải pháp quản lý và vận hành tìm ra phương ántối ưu rất khó khăn vất vả, yên cầu những phương tiện đi lại công nghệ tiên tiến nhất định. Một giải pháp công nghệ tiên tiến cho phép xử lý cơ bản những yếu tố kỹthuật trên được Tư vấn KEMA ( Mỹ ) đề xuất kiến nghị sử dụng trong cácCông ty Điện lực [ 5 ], đó chính là ứng dụng ứng dụng công nghệphân tích lưới điện phân phối. 10CH ƯƠNG 3 – SỬ DỤNG PHẦN MỀM PSS / ADEPT TÍNHTOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆNPHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI3. 1 Giới thiệu ứng dụng sử dụng ñể đo lường và thống kê. 3.1.1 Khái quátPhần mềm PSS / ADEPT được tăng trưởng dành cho những kỹ sư vànhân viên kỹ thuật trong ngành điện. Nó được sử dụng như một côngcụ để phong cách thiết kế và nghiên cứu và phân tích lưới điện phân phối. PSS / ADEPT cũngcho phép tất cả chúng ta phong cách thiết kế, chỉnh sửa và nghiên cứu và phân tích sơ đồ lưới và cácmô hình lưới điện một cách trực quan theo giao diện đồ họa với sốnút không số lượng giới hạn. Cho đến nay, hãng Shaw Power Technologiesđã cho sinh ra phiên bản PSS / ADEPT 5.16 với nhiều tính năng bổsung và update vừa đủ những thông số kỹ thuật trong thực tiễn của những thành phần trênlưới điện. 3.1.2 Các tính năng ứng dụngQua điều tra và nghiên cứu sử dụng chương trình giám sát nghiên cứu và phân tích lướiđiện phân phối PSS / ADEPT, cần chú trọng chính vào 4 tiềm năng ápdụng như sau : 3.1.3 Phương pháp PSS / ADEPT tính những vấn ñề kinh tế tài chính trongCAPOGiả sử CAPO đang đo lường và thống kê lắp ráp tụ bù thứ n, độ lớn sF. Tấtcả những nút hợp lệ trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bùsao cho số tiền tiết kiệm ngân sách và chi phí được là lớn nhất ; giả sử công suất thực tiếtkiệm được là xP ( kW ) và công suất phản kháng tiết kiệm ngân sách và chi phí được là xQ ( kvar ). Năng lượng tiết kiệm ngân sách và chi phí và quy trình bảo dưỡng diễn ra trong mộtkhoảng thời hạn, vì thế tất cả chúng ta sử dụng một đại lượng thời giantương đương. 11T iền tiết kiệm chi phí cho mỗi tụ bù cố định và thắt chặt ( luôn được đóng vàolưới ) là tổng tiền tiết kiệm chi phí của tổng thể những trường hợp tải. Tiền tiết kiệm chi phí tụ bù ứng động cũng tương quan đến lịch đóng cắtcủa tụ. 3.2. Đặc ñiểm của lưới ñiện Quảng Ngãi3. 2.1 Quy mô quản lýĐến nay trên địa phận tỉnh Tỉnh Quảng Ngãi đã có 01 trạm biến áp500 / 220 kV ; 03 trạm biến áp 220 / 110 kV ; 08 trạm biến áp110 / ( 35 ) / 22 ( 15 ) kV ; 14 tổ máy diesel phát điện, với tổng công suấtlắp đặt : 11.864 kW ; 8 trạm biến áp 35/22 ( 15 ) kV, gồm 20 máy biếnáp với tổng dung tích 46.900 kVA, 227,9 km đường dây 35 kV ; 1.972,3 km đường dây 22 ( 15 ) kV ; 1.513,0 km đường dây 0,4 kV ; 2.648 trạm biến áp phân phối. Hơn 122.000 người mua sử dụng điện. Trong đó địa phận của thành phố tính đến cuối năm 2011 có2124 km đường dây trung áp, 950 km đường dây hạ áp, 2093 máy biến áp phụ tải có tổng công suất 302 MVA, với 108.630 người mua sử dụng điện. Sản lượng điện thương phẩm củatoàn tỉnh năm 2010 là 573,829,248 kWh trong đó công nghiệp 166,5 triệu kWh chiếm 29.5 %, ánh sáng hoạt động và sinh hoạt 343,5 triệu kWhchiếm 60,7 %, dịch vụ và những ngành khác 45,8 triệu kWh chiếm8, 03 %. Công suất phụ tải cực lớn của toàn thành phố năm 2011 là 107MW, tải trung bình là 77,5 MW. Nguồn cấp điện chính cholưới điện phân phối ( LPP ) TP Tỉnh Quảng Ngãi lúc bấy giờ là từ những thanhcái phía hạ áp của những trạm 110 kV, nguồn điện này được lấy từ lướitruyền tải Quốc gia. 3.2.2 Hiện trạng LĐPP thành phố Tỉnh Quảng Ngãi + Xuất tuyến 471E16. 1 : có chiều dài 15,102 km ; 53 TBA22 ( 15 ) / 0,4 kVA và 1897 người mua. 12 + Xuất tuyến 473E16. 1 : có chiều dài 12,457 km ; 53 TBA22 ( 15 ) / 0,4 kVA và 2440 người mua. + Xuất tuyến 475E16. 1 : có chiều dài 15,24 km ; 61 TBA22 ( 15 ) / 0,4 kVA và 2753 người mua. + Xuất tuyến 477E16. 1 : có chiều dài 35,267 km ; 46 TBA22 ( 15 ) / 0,4 kVA và 853 người mua. + Xuất tuyến 479E16. 1 : có chiều dài 40,623 km ; 51 TBA22 ( 15 ) / 0,4 kVA và 1635 người mua. Các cấp 15 kV, 10 kV, 6KV : Gồm những xuất tuyến cấp điện cho nộithành thành phố và khu vực ( nhưng ngày càng ít được sử dụng ). 3.2.3. Tình hình sản xuất và tổn thất ñiện năng3. 2.4. Hiện trạng bù trên lướiHiện trạng bù trên lưới phân phối Điện lực thành phố QuảngNgãi tính đến tháng 12 năm 2011 đã thống kế gồm tổng dung lượngbù trung áp là 2700 kVAr gồm những điểm bù : TBN401VTSau 3×200 – 13,857, TBN402HVuong 3×200 – 22, TBN401HBTr 3×200 – 13,857, TBN401NMĐ 3×100 – 13,857, TBN401LaHa 3×100 – 15, TBN401Nghiaphu 3×100 – 15, TBN402NghiaHoa 3×100 – 13,857 vàtổng dung tích bù hạ áp là 7,614 kVAr3. 3. Các cơ sở giám sát bù CSPK bằng chương trìnhPSS / ADEPT3. 3.1. Xây dựng sơ ñồ thống kê giám sát ( phụ lục 1 ) 3.3.2. Thiết lập những thống số của ñường dây và máy biến áp3. 3.3. Xây dựng những chỉ số kinh tế tài chính cho chương trình PSS / ADEPT13Bảng 3.1. Các thông số kỹ thuật kinh tế tài chính cho lắp ñặt tụ bùGiá điện năng tiêu thụ 1 kWh ( cP ) [ đồng / kWh ] Giá trung bình cP tại khuvực tính bù CSPK là 1450 đ / kWhGiá điện năng phản kháng tiêuthụ kVArh ( cQ ) [ đồng / kVArh ] cQ = k % cP ( thông số k tra theocosφ tại Thông tư số07 / 2006 / TT-BCN ngày27 / 10/2006 ) bảng 3.2 Tỷ số chiết khấu [ pu / year ] ( r ) 0,15 Tỷ số lạm phát kinh tế [ pu / year ] ( i ) 0,06 Thời gian đo lường và thống kê ( years ) ( N ) 5S uất góp vốn đầu tư lắp ráp tụ bù trung ápcố định ( cFTA ) [ đồng / kVAr ] 281.730 Suất góp vốn đầu tư lắp ráp tụ bù trung ápđiều chỉnh ( cSTA ) [ đồng / kVAr ] 349.130 Suất góp vốn đầu tư lắp ráp tụ bù hạ áp cốđịnh ( cFHA ) [ đồng / kVAr ] 160.655 Suất góp vốn đầu tư lắp ráp tụ bù hạ ápđiều chỉnh ( cSHA ) [ đồng / kVAr ] 208400C hi phí bảo dưỡng tụ bù trung áp cốđịnh hàng năm ( mFTA [ đ / kVAr. năm ] 3 % x cFTA = 8452C hi phí bảo dưỡng tụ bù trung ápđiều chỉnh hàng năm ( mSTA [ đ / kVAr. năm ] 3 % x cSTA = 10.474 Ngân sách chi tiêu bảo dưỡng tụ bù hạ áp cốđịnh hàng năm ( mFHA [ đ / kVAr. năm ] 3 % x cFHA = 4819C hi phí bảo dưỡng tụ bù hạ áp điềuchỉnh hàng năm [ đ / kVAr. năm ] 3 % x cSTA = 6252143.4. Tính toán lựa chọn vị trí, số lượng, dung tích bù tối ưu cholưới ñiện phân phối Tp Quảng Ngãi3. 4.1. Xây dựng ñồ thị phụ tải ñiển hình những xuất tuyếna. Đồ thị phụ tải ngày ñiển hình những xuất tuyếnb. Xây dựng ñồ thị trên ứng dụng PSS / ADEPTBảng 3.3. Bảng chia nhóm thời hạn ñể thiết kế xây dựng ñồ thị phụ tảiHệ số tỷ suất nhóm phụ tảiKhoảngthời gianThời giantương ñốiSảnxuấtThương mạidịch vụ – Hành chínhSinhhoạtXT47123h – 7 h 9/24 ( 0.333 ) 0.6 0.6 0.68 h – 13 h 5/24 ( 0.208 ) 1.0 0.7 0.7514 h – 22 h 10/24 ( 0.417 ) 0.8 0.6 0.9 XT47323h – 7 h 9/24 ( 0.375 ) 0 0.55 0.68 h – 13 h 6/24 ( 0.25 ) 0 1.0 0.7614 h – 22 h 9/24 ( 0.375 ) 0 0.75 1.0 XT47523h – 7 h 9/24 ( 0.375 ) 0.6 0.7 0.98 h – 15 h 8/24 ( 0.333 ) 1 0.95 0.7516 h – 22 h 7/24 ( 0.291 ) 0.9 1 115H ệ số tỷ suất nhóm phụ tảiKhoảngthời gianThời giantương ñốiSảnxuấtThương mạidịch vụ – Hành chínhSinhhoạtXT47722h – 8 h 11/24 ( 0.45 ) 0.6 0.5 0.79 h – 21 h 13/24 ( 0.54 ) 0.7 0.9 1XT47923 h – 8 h10 / 24 ( 0.416 ) 0 0.4 0.79 h – 12 h 4/24 ( 0.166 ) 0 0.8 0.913 h – 18 h 6/24 ( 0.25 ) 0 1 0.7519 h – 22 h 4/24 ( 0.166 ) 0 0.7 13.4.2. Tính toán tổn thất của những xuất tuyến trước khi bùPhân bố công suất trong mạng lưới hệ thống điện nhằm mục đích quy hoạch, hoạch định kinh tế tài chính, dự kiến tương lai, … là tìm giá trị ( | V |, δ, P, Q. ) chạy trên mỗi nhánh. Sau những thiết lập setup những thông số kỹ thuật cho phầnmềm, tất cả chúng ta triển khai xác lập những tổn hao trên lưới bằng cáchkích vào Load flow calculation, sau đó vào Report xuất ra hiệu quả, từđó thống kê được những tác dụng của xuất tuyến ( phụ lục 2 ). 3.4.3. Xác ñịnh vị trí và dung tích bù cho những xuất tuyến3. 4.3.1. Tính toán bù tự nhiên3. 4.3.2. Tính toán bù kinh tế tài chính cho những xuất tuyến1. Tính toán bù phía trung áp 22 kVSau khi bù tự nhiên, cần setup những chỉ số kinh tế tài chính vào thẻEconomic đã đo lường và thống kê ở mục 3.3.3 và vào thẻ CAPO kiểm soát và điều chỉnh số16lượng tụ bù cố định và thắt chặt là 5 ( giả sử số bộ tụ là không số lượng giới hạn, chúng tatìm dụng lượng và vị trí cần bù tối ưu ) và dung tích mỗi tụ 300 kVar ( dung tích nhỏ nhất của 1 cụm tụ bù ). Để xác đinh dung tích và vị trí bù trung áp ta triển khai bù ởtừng thời gian [ 8 ]. Cuối cùng nhấn CAPO chương trình sẽ tiến hànhtính toán bù cho phía trung áp. Kết quả tổng dung tích bù và tổnthất công suất của những xuất tuyến như bảng 3.4 và 3.5. Bảng 3.4. Kết quả giám sát phân bổ công suất trên trước bù những XTCông suất Tổn thất công suấtTổn thấtñiện năngThờigian ( kW ) ( kVAr ) ∆ P ( kW ) ∆ Q ( kVAr ) ∆ A ( kWh ) XT47123 – 7 h 4,492. 512,401. 12 55.40 96.44 498.68 – 13 h 5,369. 652,903. 99 79.75 143.69 478.514 – 22 h6, 015.793,274. 46 103.27 190.11 929.43 XT47323 – 7 h 5,115. 602,285. 91 54.04 129.43 486.368 – 13 h 7,310. 513,604. 24 113.79 279.51 682.7414 – 22 h7, 86.60 3,920. 41 135.85 332.95 1,222. 65XT47523 – 7 h 6,434. 143,268. 84 125.96 255.93 1,133. 648 – 13 h 7,651. 004,050. 35 187.09 381.11 1,122. 5414 – 22 h8, 127.044,296. 04 204.54 416.19 1,840. 8617XT47722 – 8 h 1,476. 31 566.98 8.23 – 25.37 90.539 – 21 h 2,279. 89 1,004. 1519.37 3.23 251.81 XT47923 – 8 h 4,155. 22 1,912. 9866.9 81.49 6699 – 12 h 5,498. 38 2,725. 25117.72 178.14 470.413 – 18 h4, 703.17 2,240. 2283.48 112.90 500.8819 – 22 h5, 878.46 2,965. 05139.95 221.90 559.8 Bảng 3.5. Kết quả đo lường và thống kê tổn thất sau bù trung áp những xuất tuyếnCông suất Tổn thất công suấtTổn thấtñiện năng Thờigian ( kW ) ( kVAr ) ∆ P ( kW ) ∆ Q ( kVAr ) ∆ A ( kWh ) XT47123 – 7 h 4,488. 69 1,827. 7751.883 93.135 446.9478 – 13 h 5,364. 71 2,335. 3075.297 139.521 451.78214 – 22 h6, 010.80 2,712. 0898.154 185.375 883.39 XT47323 – 7 h 5,112. 87 1,634. 9251.329 125.027 461.968 – 13 h 7,306. 42 2,956. 65108.999 271.669 653.99414 – 22 h7, 863.31 3,272. 72130.569 324.299 1175.12118 XT47523 – 7 h 6,419. 861,652. 83 111.919 235.481 1007.2718 – 13 h 7,629. 182,443. 78 165.728 350.653 994.36814 – 22 h8, 104.432,690. 94 182.425 384.479 1641.825 XT47722 – 8 h 1,476. 03239.59 7.961 – 25.836 87.5719 – 21 h 2,279. 891,004. 15 21.261 7.905 276.393 XT47923 – 8 h 4,148. 14942.73 59.904 72.417 599.049 – 12 h 5,486. 211,762. 26 105.754 162.844 423.01613 – 18 h4, 694.391,272. 52 74.801 101.721 448.80619 – 22 h5, 864.292,004. 59 126.045 204.186 504.18 Kết quả khi thống kê giám sát phân bổ lại công suất sau bù trung áptheo những khoảng chừng thời hạn được tổng hợp ở bảng 3.4 và vị trí – dunglượng bù ở bảng 3.6.19 Bảng 3.6. Vị trí và dung tích sau bù trung áp những xuất tuyếnTTTên xuấttuyếnVị trí bùDunglượng Qbùcố ñịnh ( kVar ) Dunglượng Qbùñiều chỉnh ( kVar ) XT 471E16. 1NODE16 300NODE2354 3001 XT473E16. 1NODE2508 300NODE2536 3002 XT475E16. 1NODE20 300NODE2553 600NODE2550 300NODE2649 3003 XT479E16. 1NODE2867 300NODE6 300NODE41 3003300 300T ổng dung tích bù 3600Q ua quả đo lường và thống kê cho thấy tổn thất sau bù kinh tế tài chính phía trungáp trên những xuất tuyến đều giảm so với trước bù đồng thời cosφ cũngtăng lên so với trước bù và điện áp tại những nút nằm trong số lượng giới hạn chophép. So sánh tác dụng thống kê giám sát bảng 3.4 và bảng 3.5 cho thấy tổnthất sau bù kinh tế tài chính phía trung áp trên những xuất tuyến đều giảm so vớitrước bù như bảng 3.7.20 Bảng 3.7 Tổn thất công suất trước và sau bù trung ápTổn thất trước bù Tổn thất sau bùThời gian ∆ P ( kW ) ∆ Q ( kVAr ) ∆ P ( kW ) ∆ Q ( kVAr ) XT47123 – 7 h 55.40 96.44 51.883 93.1358 – 13 h 79.75 143.69 75.297 139.52114 – 22 h 103.27 190.11 98.154 185.375 XT47323 – 7 h 54.04 129.43 51.329 125.0278 – 13 h 113.79 279.51 108.999 271.66914 – 22 h 135.85 332.95 130.569 324.299 XT47523 – 7 h 125.96 255.93 111.919 235.4818 – 13 h 187.09 381.11 165.728 350.65314 – 22 h 204.54 416.19 182.425 384.479 XT47722 – 8 h 8.23 – 25.37 7.961 – 25.8369 – 21 h 19.37 3.23 21.261 7.905 Tổn thất trước bù Tổn thất sau bùThời gian ∆ P ( kW ) ∆ Q ( kVAr ) ∆ P ( kW ) ∆ Q ( kVAr ) 21XT47923 – 8 h 66.9 81.49 59.904 72.4179 – 12 h 117.72 178.14 105.754 162.84413 – 18 h 83.48 112.90 74.801 101.72119 – 22 h 139.95 221.90 126.045 204.186 Kết quả bảng 3.6 cho thấy tổn thất công suất theo những khoảngthời gian là khác nhau, so với XT471, XT473, XT475 tổn thất lớnnhất ( max ) trong khoảng chừng thời hạn 14 h ÷ 22 h và tổn thất nhỏ nhất ( min ) trong khoảng chừng thời hạn 23 h ÷ 7 h, tương ứng lượng điện năngtiết kiệm được ( bảng 3.8 ). Sau khi thống kê giám sát bù phía trung áp cho những xuất tuyến với tổngdung lượng 3600 kVAr, giảm được lượng tổn thất công suất tác dụngtheo từng khoảng chừng thời hạn ( bảng 3.5 ) và 882.076 kWh điện năngtiêu thụ so với trước khi bù đồng thời cosφ cũng tăng từ 0.87 lên 0.95 và điện áp tại những nút nằm trong số lượng giới hạn được cho phép là 21.52 kV so vớiđiện áp định mức tại thanh góp đầu xuất tuyến là 22 kV. b. Tính toán bù phía hạ áp 0.4 kVTính toán bù cố ñịnhTrước khi thực thi đo lường và thống kê bù phía hạ áp, cần xác lập trạmbiến áp nào cần bù ( nên bù mbaS > 250 kVA ) để đạt hiệu suất cao. Tính toán bù ñiều chỉnhTính toán bù phối hợp cố ñịnh và ñiều chỉnhCài đặt trong hộp thoại Economic ; thẻ General, LoadFlow trong Analysis / Option như so với bù hạ áp cố định và thắt chặt. Trongkhung Fixed Capacitor Placement, chọn number of banks available = 50 ; 3 phase ngân hàng of size ( kVAr ) = 30. Trong khung Switch Capacitor22Placement, chọn number of banks available = 50 ; 3 phase ngân hàng ofsize ( kVAr ) = 15, Eligible nodes của cả 2 khung chọn những nút hạáp là những nút hợp lệ để xem xét đặt bù. Sau khi bù tự nhiên, cần setup những chỉ số kinh tế tài chính vào thẻEconomic đã đo lường và thống kê ở mục 3.3.3 và vào thẻ CAPO kiểm soát và điều chỉnh sốlượng tụ bù cố định và thắt chặt và ứng động là 50 ( giả sử số bộ tụ là không giớihạn, và đi xác lập dung tích và vị trí cần bù tối ưu ) và dung lượngmỗi tụ 30 kVar. Điều chỉnh tiếp số lượng bù ứng động là 50 ( giả sửsố bộ tụ là không số lượng giới hạn, và đi xác lập dung tích lượng và vị trícần bù tối ưu ) và dung tích mỗi tụ 15 kVar ( dung tích nhỏ nhấtcủa 1 cụm tụ bù hạ áp ). Cuối cùng nhấn CAPO chương trình sẽ tiếnhành đo lường và thống kê bù cho phí trung áp. Kết quả tổng dung tích bù vàtổn thất công suất của những xuất tuyến như bảng 3.9, bảng 3.10 vàbảng 3.11. So sánh hiệu quả giám sát bù phía hạ áp qua những giải pháp ởcác bảng 3.9, bảng 3.10, bảng 3.11 cho thấy vị trí bù tại những nút bù hạáp cố định và thắt chặt nhiều hơn so với khi bù hạ áp kiểm soát và điều chỉnh và dung lượngbù cố định và thắt chặt là lớn hơn. Cấp công suất bù cho giải pháp hạ áp được thống kê giám sát theogam máy biến áp ở điều kiện kèm theo cực tiểu và cực lớn trong mục 2.6.3 tínhtoán dung tích bù hài hòa và hợp lý về kinh tế tài chính sau những trạm biến áp và lựachọn rơle tinh chỉnh và điều khiển như bảng 2.5. Đối với phía trung áp thì dung tích tụ bù tùy chọn theo dunglượng nhỏ nhất của 1 cụm tụ bù là 300 kVar. 23B ảng 3.12 Tổn thất công suất và ñiện năng sau bù hạ áp 0,4 kVCông suất Tổn thất công suấtTổn thấtñiện năngThờigian ( kW ) ( kVAr ) ∆ P ( kW ) ∆ Q ( kVAr ) ∆ A ( kWh ) XT47123 – 7 h 4,488. 691,827. 77 44.569 75.548 401.1218 – 13 h 5,364. 712,335. 30 65.315 115.789 391.8914 – 22 h6, 010.802,712. 08 85.672 155.653 771.048 XT47323 – 7 h 5,115. 602,285. 91 45.086 106.879 405.778 – 13 h 7,310. 513,604. 24 95.537 233.585 573.22214 – 22 h7, 868.603,920. 04 114.843 280.506 1033.587 XT47523 – 7 h 6,419. 861,652. 83 101.982 206.092 917.3838 – 13 h 7,629. 182,443. 78 149.805 303.219 898.8314 – 22 h8, 104.432,690. 94 165.066 334.129 1485.394 XT47722 – 8 h 1,476. 03239.59 7.961 – 25.836 87.5719 – 21 h 2,279. 891,004. 15 21.261 7.905 276.393 XT47923 – 8 h 4,148. 14942.73 54.867 57.590 548.67249 – 12 h 5,486. 211,762. 26 97.293 138.866 389.17213 – 18 h4, 694.391,272. 52 68.606 83.961 411.63619 – 22 h5, 864.292,004. 59 116.271 176.459 465.084 Sau khi giám sát bù phía hạ áp cho những xuất tuyến giảm đượclượng tổn thất công suất tính năng theo từng khoảng chừng thời hạn ( bảng3. 12 ) và 1,742. 1 kWh điện năng tiêu thụ so với trước khi bù. 3.5. So sánh hiệu suất cao kinh tế tài chính những giải pháp bù. 3.5. So sánh hiệu suất cao kinh tế tài chính những giải pháp bù. Với PSS / ADEPT việc đo lường và thống kê ngân sách hiệu suất cao bù được thựchiện như sau : Mỗi giải pháp thống kê giám sát sẽ có được tác dụng tổng dunglượng bù cố định và thắt chặt và bù kiểm soát và điều chỉnh, tổn thất công suất giảm so với bùtự nhiên. Từ đó tính được tổng giá trị hiện tại những khoản ngân sách vậnhành, lắp ráp tụ bù. 3.6. Kết luậnNội dung chương 3 đã giám sát, xác lập được vị trí và dunglượng bù cho những xuất tuyến 471, 473, 475, 479 phía trung áp 22 kVcũng như bù tại thanh góp hạ áp 0.4 kV. Từ đó nhận ra được những giátrị tổn thất ∆ P, ∆ A cực lớn và cực tiểu trong những khoảng chừng thời giantheo đồ thị phụ tải ( từ 14 h ÷ 22 h cực lớn và từ 23 h ÷ 7 h cực tiểu ) tương ứng với lượng điện năng tiết kiệm ngân sách và chi phí được so với trước khi bù là124. 411 kWh so với xuất tuyến 471 ; 100.675 kWh so với xuấttuyến 473 ; 453.576 kWh so với xuất tuyến 475 và 225.038 kWhđối với xuất tuyến 479. Về hiệu suất cao kinh tế tài chính NPV đo lường và thống kê được trong vòng 5 năm đãđược quy về hiện tại khi bù trung áp là 724,221,418. 33 vnđ và bùhạ áp cố định và thắt chặt là 2,703,526,836. 39 vnñ, hạ áp điều chỉnh252, 209,344,437. 22 vnñ, phối hợp bù cả cố định và thắt chặt và kiểm soát và điều chỉnh là2, 712,961,476. 43 vnñ. Qua tác dụng thống kê giám sát trên cho thấy lượng điện năng tiết kiệmđược so với trước khi bù là đáng kể và hiệu suất cao kinh tế tài chính NPV của bùhạ áp phối hợp là lớn nhất trong những giải pháp. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊKết luận : Đề tài đã tổng hợp những yếu tố về triết lý bù công suất phảnkháng, chiêu thức đo lường và thống kê bù tối ưu cho lưới điện phân phối kếthợp với việc sử dụng ứng dụng PSS / ADEPT để thống kê giám sát bù tối ưucho LĐPP Thành phố Tỉnh Quảng Ngãi. Qua việc tích lũy số liệu và đo lường và thống kê trên ứng dụng đã xácđịnh được vị trí và dung tích bù tối ưu những xuất tuyến và so sánh lợinhuận NPV những giải pháp bù nhận thấy giải pháp bù trung cố địnhkinh tế hơn bù trung áp kiểm soát và điều chỉnh, bù hạ áp tích hợp mang lại hiệuhơn bù riêng không liên quan gì đến nhau cố định và thắt chặt, kiểm soát và điều chỉnh và hơn cả bù trung áp. Đối với phía trung áp 22 kV lượng tổn thất giảm được sau tínhtoán bù so với hiện tại là : 882.076 kWh điện năng tiêu thụ, sau khitrừ những ngân sách lắp ráp, bảo dưỡng bảo trì tụ bù thì được giá trị lãiròng NPV là 724,221,418. 33 vnđ. Đối với phía hạ áp là 1,742. 1 kWh, doanh thu lãi ròng NPV là2, 712,961,476. 43 vnđ. Thực hiện bù hạ áp cho những TBA có công suấtlớn hơn 250 kVA sẽ kinh tế tài chính hơn. Tuy nhiên cần xem xét khi nào bùhạ áp, vì số lượng vị trí lắp ráp tụ rất nhiều gây khó khăn vất vả trong quátrình bảo dưỡng bảo trì. Do nhu yếu tăng trưởng phụ tải nhanh, cấu trúc lưới phân phối22 / 0.4 kV trên địa phận thành phố cũng thường đổi khác nên có một sốvị trí tụ bù hiện hữu không còn tương thích ( TBA có phụ tải thấp dẫn26đến hiện tượng kỳ lạ bù thừa của những cụm bù ), thiếu dung tích bù trênlưới. Nâng cao thông số công suất quá lớn ( cosφ = 1 ) sẽ làm giảm hiệuquả kinh tế tài chính. Kiến nghị : Căn cứ vào đồ thị phụ tải ngày nổi bật, triển khai chia bậcthời gian và thông số tỷ suất theo từng nhóm phụ tải để nhập vào phầnmềm PSS / ADEPT đo lường và thống kê sẽ cho hiệu quả đúng chuẩn hơn. Đối với phía trung áp nên bù cố định và thắt chặt để đạt hiệu suất cao kinh tếhơn là bù kiểm soát và điều chỉnh, còn phía hạ áp nên phối hợp cả bù kiểm soát và điều chỉnh vàcố định. Cần kiểm tra, giám sát xác lập lại vị trí lắp ráp thêm tụ bùhoặc hoán chuyển những tụ bù ở TBA phụ tải thấp như Nghĩa Phú, Nghĩa An, Nguyễn Trãi đến vị trí mới tối ưu hơn để nâng cao hiệuquả quản lý và vận hành góp thêm phần giảm tổn thất .

Source: https://dichvubachkhoa.vn
Category : Điện Tử Bách Khoa