Thiết kế mạng điện 110kv bằng phần mềm ETAP và ứng dụng mạng nơ ron nhân tạo dự báo tổn thất

Luận văn gồm có 2 phần: Phần I: Từ chương 1 đến chương 10 trình bày về áp dụng phần mềm ETAP cho thiết kế mạng điện 110kV. Gồm những nội dung như: tính toán cân bằng công suất trong mạng điện để xác định dung lượng bù công suất kháng. Đưa ra các phương án nối dây của mạng điện và chọn các phương án thỏa mãn kỹ thuật. So sánh kinh tế, chọn phương án hợp lý. Xác định số lượng, công suất máy biến áp của trạm phân phối, sơ đồ nối dây của trạm, sơ đồ nối dây toàn mạng điện, lượng bù kinh tế giảm tổn thất điện năng. Tính toán cân bằng công suất trong mạng điện, xác định và phân phối thiết bị bù cưỡng bức. Tính toán các tình trạng làm việc của mạng điện lúc cực đại, cực tiểu và sự cố. Đưa ra các chỉ tiêu kinh tếkỹ thuật của mạng điện. Phần II Từ chương 11 đến chương 14 trình bày về tổng quan mạng nơron nhân tạo, sử dụng phần mềm Matlab để làm chưởng trình huấn luyện mạng nơron, và ứng dụng mạng nơron nhân tạo để dự báo tổn thất công suất tác dụng trên mạng điện 110 kV

CÂN BẰNG CÔNG SUẤT HỆ THỐNG ĐIỆN

Cân bằng công suất trong hệ thống điện là việc đánh giá khả năng cung cấp của các nguồn điện cho phụ tải thông qua mạng lưới điện Trong phần này, chúng ta sẽ xem xét sơ bộ cân bằng công suất tại thời điểm phụ tải đạt mức cực đại, trước khi đưa ra phương án thiết kế cho mạng điện.

Bảng 1.1 Số liệu ban đầu

Yêu cầu LT LT KLT KLT

1.1 Cân bằng công suất tác dụng

Cân bằng công suất cần thiết để giữ tần số trong hệ thống Cân bằng công suất tác dụng trong hệ thống được biểu hiện bằng biểu thức sau:

∑Pf = m∑Ppt + ∑∆Pmd + ∑Ptd + ∑Pdt (1.1) Với: ∑P f - Tổng công suất phát ra của các nhà máy điện trong hệ thống

∑P pt - Tổng phụ tải tác dụng cực đại của các bộ tiêu thụ m - Hệ số đồng thời (giả thuyết chọn 0.8)

∑∆P md - Tổng tổn thất công suất tác dụng trên đường dây, máy biến áp

∑P td - Tổng công suất tự dung của các nhà máy điện

∑P dt - Tổng công suất dự trữ

Trong thiết kế môn học, giả thiết rằng nguồn điện có khả năng cung cấp đủ công suất tác dụng cho nhu cầu sử dụng Chỉ cần cân bằng từ thanh cái cao áp của trạm biến áp tại nhà máy điện, biểu thức (1.1) có thể được viết lại như sau:

SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 19

1.2 Bằng công suất phản kháng

Cân bằng công suất phản kháng nhằm giữ điện áp bình thường trong hệ thống Cân bằng công suất phản kháng được biểu diễn bằng biểu thức sau:

∑QF + Qbu∑ = m∑Qpt + ∑∆QB + ∑∆QL - ∑QC + ∑Qtd + ∑Qdt (1.3)

Do tính chất của thanh cái cao áp, có thể không cần tính đến tổng công suất phản kháng tự dùng của các nhà máy điện (∑∆Qtd) và tổng công suất phản kháng dự trữ của hệ thống (∑Qtd).

Trong mạng điện 110 kV, có thể ước tính công suất phản kháng trên cảm kháng của đường dây bằng công suất phản kháng sinh ra từ điện dung của đường dây cao áp, với công thức ∑∆QL = ∑QC.

Như vậy, biểu thức (1.3) có thể viết lại như sau:

∑QF + Qbu∑ = m∑Qpt + ∑∆QB (1.4) Trong đó:

∑QF : tổng công suất phát ra của các máy phát điện

∑QF = ∑PF × tgφF = 105,6 × tg(cos -1 0.85)

 Q pt : tổng phụ tải phản kháng của mạng điện

 Q pt = Q pt1 + Q pt2 + Q pt3 + Q pt4 (1.5)

Q pt1= P pt1 × tg 1 = 40 ×tg(cos -1 0.85) = 24,789 (MVAr)

Q pt2 =P pt2× tg 2 = 30 ×tg(cos -1 0.85) = 18,592 (MVAr)

Q pt3= P pt3 ×tg 3 = 30 ×tg(cos -1 0.85) = 18,592 (MVAr)

Q pt4= P pt4 ×tg 4 = 20× tg(cos -1 0.85) = 12,395 (MVAr)

  Q B : tổng tổn thất công phản kháng trong các máy biến áp

Vì Q bu  > 0 nên hệ thống cần đặt thêm thiết bị bù để cân bằng công suất phản kháng

Công suất bù sơ bộ:

Bảng 1.2 Số liệu phụ tải sau khi bù sơ bộ

STT P(MW) Q(MVAr) Cos  Qb(MVAr) Q - Qb S ’ (MVA) Cos 

DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT

2.1 LỰA CHỌN ĐIỆN ÁP TẢI ĐIỆN

Cho mạng điện có 1 nguồn và 4 phụ tải như sau:

 Vị trí nguồn và tải:

Cấp điện áp tải điện phụ thuộc vào công suất và khoảng cách truyền tải

Ta có công thức Still để tìm điện áp tải điện như sau:

P: Công suất truyền tải (kW) l: Khoảng cách truyền tải (km)

Chiều dài đường dây từ nguồn đến phụ tải như sau: l1 = √10 2 + 20 2 = 22,361 (km) l2 = √10 2 + 20 2 = 22,361 (km) l4 = √10 2 + 20 2 = 22,361 (km) l3 = 20 (km)

Dựa vào công thức Still ta có:

Hình 2.1 Vị trí nguồn và tải

Vậy ta chọn cấp điện áp tải điện là: 110 (kV)

2.2 SƠ ĐỒ NỐI DÂY CỦA MẠNG ĐIỆN:

2.2.1 Khu vực cấp điện liên tục

Trong 4 phương án nối dây của khu vực cần cấp điện liên tục:

+ Chọn phương án 1, phương án 2 và phương án 3

Phương án 4 được áp dụng khi công suất phụ tải 2 nhỏ hơn phụ tải 1 và không hoạt động trong trường hợp xảy ra sự cố Điều này dẫn đến tổng chiều dài đường dây lớn và gây tổn hao kinh tế.

Hình 2.2 Các phương án án đi dây khu vực cấp điện liên tục

2.2.2 Khu vực cấp điện không liên tục Ở khu vực này phụ tải 3 và 4 được yêu cầu cấp điện không liên tục, do đó chỉ cần sử dụng phương án đường dây lộ đơn, không cần sử dụng mạch vòng Sẽ có

3 phương án đi dây như sau:

+ Chọn phương án 2 và phương án 3

Phương án 1 và phương án 4 đều có những ưu điểm riêng Phương án 1 đi qua phụ tải 4, nhưng công suất của phụ tải 4 lại nhỏ hơn phụ tải 3 Trong khi đó, phương án 4 không cần thiết phải sử dụng mạch vòng do tổng chiều dài đường dây lớn, tổn hao kinh tế và khu vực không liên tục.

Hình 2.3 Các phương án án đi dây khu vực cấp điện không liên tục

2.3 LỰA CHỌN TIẾT DIỆN DÂY:

TmaxTB tính chung cho cả hai khu vực liên tục và không liên tục

Ta sử dụng loại dây nhôm hay dây nhôm lõi thép nên chọn mật độ dòng kinh tế là : jkt = 1,0(A/mm 2 ) ứng với TmaxTB > 5000 (giờ/năm)

2.3.1 Khu vực phụ tải yêu cầu cung cấp liên tục :

2.3.1.1 Phương án 1: Đường dây lộ kép hình tia:

Hình 2.4 Đường dây lộ kép hình tia

Chọn môi trường có nhiệt độ 40 0 C

 Hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ : k = 0,85

Bảng 2.1 Chọn dây dẫn trong thư viện của ETAP Đoạn Dây tiêu chuẩn Dòng cho phép (A)

Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc sự cố : Đứt 1 lộ trên đoạn N_1 : IcbmaxN1= ImaxN1= 240,209 (A) < Icp = 306 (A) (Đạt) Đứt 1 lộ trên đoạn N_2 : IcbmaxN2 = ImaxN2 = 179,673 (A) < Icp = 284,75 (A) (Đạt)

2.3.2.2 Phương án 2: Đường dây lộ kép liên thông

Hình 2.5 Đường dây lộ kép liên thông

2.3.2.3 Phương án 3: Đường dây lộ đơn liên thông mạch vòng:

Hình 2.6 Đường dây lộ đơn liên thông mạch vòng

Khi xảy ra sự cố đứt một đoạn dây, cần kiểm tra điều kiện phát nóng, đặc biệt là trong trường hợp đứt đoạn dây N-1 hoặc N-2 Đây là tình huống nghiêm trọng nhất, khiến mạng trở thành hở và dòng điện cưỡng bức sẽ xuất hiện trên các đoạn còn lại.

Vì không thỏa nên thay dây dẫn tiêu chuẩn thành: AC-95

2.3.2 Khu vực tải yêu cầu cung cấp không liên tục :

Phương án 2 :Đường dây lộ đơn hình tia :

Hình 2.7 Đường dây lộ đơn hình tia

Hình 2.8 Đường dây lộ đơn liên thông

Bảng 2.6 Tổng hợp chọn tiết diện dây các phương án của cả hai khu vực

Khu vực Phương án Đoạn Dây tiêu chuẩn Dòng cho phép (A)

Cung cấp không liên tục

2.4 TÍNH TOÁN THÔNG SỐ ĐƯỜNG DÂY

Cột thép Y110-1 được sử dụng cho mạch hình tia lộ đơn hoặc mạch vòng lộ đơn, trong khi cột thép Y110-2 phù hợp cho mạch hình tia lộ kép.

Hình 2.9 Thức trụ kim loại Y110 – 2 và Y110 – 1

2.4.1 Khu vực tải yêu cầu cung cấp liên tục Đường dây lộ kép

Khoảng cách trung bình hình học giữa các pha :

Hình 2.10 Hình thức trụ kim loại Y110-2 ETAP

Hình 2.11 Kết quả tính toán các thông số đường dây lộ đôi

2.4.2 Khu vực tải không yêu cầu cung cấp liên tục Đường dây lộ đơn

Khoảng cách trung bình hình học giữa các pha :

Hình 2.12 Hình thức trụ kim loại Y110-1 ETAP b c a

Hình 2.13 Kết quả tính toán các thông số đường dây lộ đơn

Bảng 2.7 Tổng kết thông số đường dây lúc sự cố tất cả các phương án trong mạng điện

Ghi chú : 1-LT : Phương án 1- Khu vực tải yêu cầu cung cấp liên tục

Bảng 2.8Tổng kết thông số đường dây lúc bình thường tất cả các phương án trong mạng điện

1-LT : Phương án 1- Khu vực tải yêu cầu cung cấp liên tục

1-KLT: Phương án 1- Khu vực tải yêu cầu cung cấp không liên tục

2.5 TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ SỤT ÁP :

Bài toán tính tổn hao công suất và sụt áp sẽ được giải bằng cách sử dụng phần mềm ETAP 16.0.0

Thông số đường dây được tạo mới từ số liệu tính toán được sau đó khai báo và tính toán trực tiếp trên Etap như sau:

Hình 2.14 Khai báo chiều dài đường dây

Hình 2.15 Khai báo chủng loại dây dẫn sử dụng cho đường dây

Hình 2.16 Khai báo cấu hình của đường dây

Hình 2.17 Kết quả tính toán các thông số đường dây

Lưu ý: Các thông số R, X, Y hiển thị ở hộp thoại này là các giá trị được tính trên một đơn vị chiều dài của đường dây

2.5.1 Khu vực tải yêu cầu cung cấp liên tục:

2.5.1.1 Khu vực liên tục, lộ đôi hình tia:

Hình 2.18 Sơ đồ đi dây của phương án 1 và mô hình trong Etap

Phương án liên tục mạch đôi hình tia yêu cầu tính toán cho ba trường hợp: hoạt động bình thường của đường dây, sự cố đứt một lộ đường dây N-1, và sự cố đứt một lộ đường dây N-2.

Trường hợp 1 : Đường dây hoạt động bình thường

Hình 2.19 Tổn hao (MW+jMVar) và độ sụt áp trên đường dây Trường hợp 2 : Sự cố đứt một lộ đường dây N-1

Hình 2.20 Tổn hao (MW+jMVar) và độ sụt áp trên đường dây

Trường hợp 3 : Sự cố đứt một lộ đường dây N-2

Hình 2.21 Tổn hao (MW+jMVar) và độ sụt áp trên đường dây 2.5.1.2 Khu vực liên tục lộ đơn mạch vòng

Hình 2.22 Sơ đồ đi dây của phương án 3 và sơ đồ trong Etap

Để đảm bảo hoạt động hiệu quả của hệ thống, cần tính toán cho ba trường hợp: khi đường dây hoạt động bình thường, khi xảy ra sự cố đứt N1 và tình huống nghiêm trọng nhất là đứt đường dây N-2.

Trường hợp 1 : Đường dây hoạt động bình thường

Hình 2.23 Tổn hao (MW+jMVar) và sụt áp trên đường dây Trường hợp 2: Sự cố đứt đường dây N-1

Hình 2.24 Tổn hao (MW+jMVar) và sụt áp trên đường dây

Trường hợp 3 : Sự cố đứt đường dây N-2

2.5.1.3 Khu vực liên tục lộ kép liên thông:

Hình 2.26 Sơ đồ đi dây của phương án 2 và sơ đồ trong Etap

Bảng 2.9Thống kê tổn hao công suất và sụt áp trên đường dây bình thường

Bảng 2.10 Thống kê tổn hao công suất và sụt áp trên đường dây bị sự cố

Phụ tải Phương án Đường dây

2.5.2 Khu vực tải yêu cầu cung cấp không liên tục:

2.5.2.1 Không liên tục lộ đơn hình tia

Hình 2.27 Sơ đồ đi dây và sơ đồ trong Etap

2.5.2.2 Không liên tục lộ đơn liên thông

Hình 2.29 Sơ đồ đi dây và sơ đồ trong Etap

Bảng 2.11 Thống kê tổn hao công suất và sụt áp trên đường dây bình thường

Phụ tải Phương án Đường dây

Bảng 2.12Thống kê tổng hợp tổn hao công suất và sụt áp trên đường dây

Khu vực Phương án Đường dây

Chuỗi sứ treo được sử dụng trên đường dây cao áp, bao gồm các bát sứ tại các trụ trung gian và chuỗi sứ căng ở các trụ dừng giữa, trụ néo móc và trụ cuối Số lượng bát sứ phụ thuộc vào cấp điện trong bảng.

U đm (kV) Số bát sứ của chuỗi sứ

Điện áp phân bố trên các chuỗi sứ không đồng đều do ảnh hưởng của điện dung giữa các bát sứ và giữa bát sứ với kết cấu xà, trụ điện Cụ thể, điện áp cao nhất thường xuất hiện ở bát sứ gần dây dẫn nhất (sứ số 1) Dưới đây là đồ thị thể hiện sự phân bố điện áp trên chuỗi sứ.

Chuỗi sứ đường dây 110kV bao gồm 8 bát sứ Theo đồ thị điện áp e1, chuỗi thứ nhất treo với dây dẫn ở mức khoảng 21% điện áp E giữa dây và đất.

8×0,21= 0,595 = 59,5 % (2.3) n: số bát sứ trong chuỗi sứ

Hình 2.32 Phân bố điện áp chuỗi sứ không có vòng chắn gồm từ 4 đến 16 bát

2.7 CHỈ TIÊU VỀ CÔNG SUẤT KHÁNG DO ĐIỆN DUNG ĐƯỜNG DÂY Điện trở có đặt tính hay điện trở xung của đường dây:

RC vào khoảng 400Ω đối với đường dây lộ đơn

RC vào khoảng 200Ω đối với đường dây lộ kép

Công suất tự nhiên hay phụ tải điện trở xung :

Công suất kháng do điện dung dường dây phát lên trong mỗi 100km chiều dài đường dây :

2.7.1 Khu vực tải yêu cầu cung cấp liên tục :

1.Phương án 1:Đường dây lộ kép hình tia : Đoạn N_1:

2.Phương án 3: Đường dây lộ đơn liên thông mạch vòng: Đoạn N_1:

3.Phương án 2:Đường dây lộ kép liên thông : Đoạn N_1:

2.7.2 Khu vực tải yêu cầu cung cấp không liên tục :

Phương án 1: Đường dây lộ đơn hình tia : Đoạn N_3:

Phương án 2: Đường dây lộ đơn liên thông Đoạn 3_4:

Bảng 2.13 Tổng hợp chỉ tiêu về công suất kháng do điện dung

Vầng quang điện xuất hiện khi điện trường xung quanh bề mặt dây dẫn vượt quá 21kV/cm, gây ion hóa mạnh cho không khí Khi đó, độ bền điện của không khí quanh dây dẫn giảm, khiến vùng không khí này trở thành dẫn điện và làm tăng điện trở của dây dẫn.

Do đó, tổn hao đường dây bị tăng lên

Vầng quang điện tạo ra các vầng sáng xanh quanh dây dẫn, đặc biệt ở những vùng bề mặt dây dẫn bị sù sì Hiện tượng này đi kèm với tiếng ồn và sự hình thành khí ozone Nếu không khí ẩm, sẽ phát sinh khí axit nitơ Cả ozone và axit nitơ đều có khả năng ăn mòn kim loại và vật liệu cách điện.

- Điện áp tới hạn phát sinh vầng quang:

D , kV hiệu dụng pha đến trung tính (2.9)

Trong đó: m0 : hệ số dạng của bề mặt dây ( đối với dây bện chọn m0 = 0,82) δ : thừa số mật độ của không khí δ = t b

3 , δ≈ 1 1 b : áp suất không khí, cm/hg, bv cm/hg ; t : nhiệt độ, t % 0 C r : bán kính dây dẫn (cm)

D : khoảng cách trung bình giữa các pha (cm)

U : điện áp vận hành pha (kV)

Vì điện áp vận hành là 110kV nên ta phải xét đến tổn hao vầng quang

Khi điện áp vận hành vượt quá điện áp tới hạn , tổn hao vầng quang trên mỗi pha là

𝐷× (𝑈 − 𝑈 0 ) 2 × 10 −5 (kW/km/pha) Với f: tần số

U , U0 : các điện áp pha (kV)

Tổn hao vầng quang trên mỗi km đường dây khi thiết kế được giới hạn khoảng 0,6 (kW/km/3 pha) trong điều kiện khí hậu tốt

2.8.1 Khu vực phụ tải liên tục: a Phương án 1:

 U0 >U : Không có tổn hao vầng quang

 U0 >U : Không có tổn hao vầng quang b Phương án 3:

 U0 >U : Không có tổn hao vầng quang c Phương án 2:

2.8.2 Khu vực phụ tải không liên tục: a Phương án 1:

U0 >U : Không có tổn hao vầng quang b Phương án 2:

U0 >U : Không có tổn hao vầng quang

SO SÁNH PHƯƠNG ÁN VỀ KINH TẾ

Khi thực hiện so sánh các phương án về mặt kỹ thuật và kinh tế, cần lưu ý rằng sơ đồ nối dây chưa đề cập đến các trạm biến áp Do đó, trong quá trình phân tích, các trạm biến áp trong các phương án được coi là tương đồng.

 Tiêu chuẩn để so sánh các phương án về mặt kinh tế là phí tổn tính toán hằng năm là ít nhất

Khi chia mạng điện thành các khu vực riêng biệt, cần so sánh các phương án tối ưu cho từng khu vực Cuối cùng, kết hợp những phương án tốt nhất từ mỗi khu vực để xây dựng một phương án tổng thể cho toàn bộ mạng điện.

Tiêu chuẩn để so sánh các phương án kinh tế là tối thiểu hóa phí tổn tính toán hàng năm Phí tổn này cho mỗi phương án được xác định thông qua một biểu thức cụ thể.

Vốn đầu tư cho mạng điện được xác định bởi hệ số vận hành, sửa chữa và phục vụ mạng điện là 4% (0,04) Hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ là 0,2, trong khi giá tiền cho 1 kW điện năng là 0,05$/kWh, tương đương 50$/MWh.

 : Thời gian tổn thất công suất cực đại

3.3 BẢNG ĐẦU TƯ CÁC PHƯƠNG ÁN:

3.3.1 Khu vực tải yêu cầu cung cấp liên tục:

Bảng 3.1 Tổng hợp tính tiền đầu tư của các phương án

Mã hiệu dây Số lộ

Tiền đầu tư toàn đường dây (10 3 $)

Bảng 3.2 Chi phí đầu tư của phương án 1 Đường dây

Số lộ Chiều dài (km)

Tiền đầu tư 1 km đường dây

Tiền đầu tư toàn đường dây(10 3 $)

Tổng chi phí đầu tư đường dây: Ka=(766,9823+ 742,3852)×10 3 = 1509,3675×10 3 ($) Thời gian tổn thất cực đại: τ = (0,124 + 5191,667

10 4 ) 2 ×8760 = 3623,6914 (giờ/năm) Tổn thất điện năng:

Phí tổn tính toán hàng năm cho phương án 1:

Bảng 3.3Khối lượng kim loại màu của phương án 1 Đường dây

Khối lượng (kg/km/pha)

Bảng 3.4 Chi phí đầu tư của phưong án 2 Đường dây

Tổng chi phí đầu tư đường dây: Ka=(889,9678+ 1049,8504)×10 3 = 1939,818×10 3 ($) Thời gian tổn thất cực đại:

SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 59 τ = (0,124 + 5191,667

Bảng 3.5 Khối lượng kim loại màu của phương án 2 Đường dây

Bảng 3.6 Chi phí đầu tư của phưong án 3 Đường dây

Tổng chi phí đầu tư đường dây:

Thời gian tổn thất cực đại:

SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 60 τ = (0,124 + 5191,667

Bảng 3.7 Khối lượng kim loại màu của phương án 3 Đường dây

Bảng 3.8 Tổng kết các chỉ tiêu kinh tế của các phương án

Chỉ tiêu Đơn vị Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3

Tổn thất điện năng ΔA MWh 3132,6812 3122,1725 4354,7349

Kim loại màu sử dụng Tấn 39,265 68,999 46,686

Chọn phương án 1 do có vốn đầu tư ban đầu và phí tổn hàng năm thấp hơn, đồng thời sử dụng kim loại ít hơn Mặc dù tổn thất điện năng cao hơn so với phương án 2, nhưng mức độ này không đáng kể.

3.3.2 Khu vực tải yêu cầu cung cấp không liên tục:

Bảng 3.9 Tính tiền đầu tư của các phương án

Phương án Đường dây Mã hiệu dây Số lộ

Tiền đầu tư toàn đường dây (10 3 $)

Bảng 3.10 Chi phí đầu tư của phưong án 1 Đường dây Số lộ Mã hiệu dây

Thời gian tổn thất cực đại: τ = (0,124 + 5191,667

Bảng 3.11 Khối lượng kim loại màu của phương án 1 Đường dây Số lộ Mã hiệu dây

Bảng 3.12 Chi phí đầu tư của phưong án 2 Đường dây Số lộ Mã hiệu dây

Thời gian tổn thất cực đại: τ = (0,124 + 5191,667

Bảng 3.13 Khối lượng kim loại màu của phương án 2 Đường dây Số lộ Mã hiệu dây

Bảng 3.14 Tổng kết các chỉ tiêu kinh tế của các phương án

Chỉ tiêu Đơn vị Phương án 1 Phương án 2

Tổn thất điện năng ΔA MWh 2148,1242 1815,8317

Kim loại màu sử dụng Tấn 26,422 36,141

Chọn phương án 1, vì có vốn đầu tư ban đầu, kim loại sử dụng ít hơn đáng kể Phương án

2 mức tổn thất điện năng, tổn thất tính toán ít hơn phương án 1 nhưng không đáng kể ( 1,6% )

SƠ ĐỒ NỐI DÂY CHI TIẾT CHO MẠNG ĐIỆNVÀ TRẠM BIẾN ÁP

4.1 CHỌN SỐ LƯỢNG VÀ CÔNG SUẤT CỦA MÁY BIẾN ÁP TRONG TRẠM GIẢM ÁP:

Dùng máy biến áp 3 pha

Máy biến áp có điều áp dưới tải

4.1.2 Số lượng máy biến áp:

Phụ tải 1 & 2: Yêu cẩu cung cấp điện liên tục nên đặt 2 máy biến áp

Phụ tải 3& 4: Yêu cầu không cung cấp điện liên tục nên đặt 1 máy biến áp

4.2 CÔNG SUẤT MÁY BIẾN ÁP:

4.2.1 Đối với trạm có 2 máy biến áp :

𝑆 𝑝𝑡𝑚𝑎𝑥 = √40 2 + 22,238 2 = 45,7660 (MVA) Điều kiện chọn máy biến áp:

Tra PL4.5, chọn Sdd = TPDH 40000/110(kVA)

Tra PL4.5, chọn Sdd = TPDH 40000/110 (kVA)

4.2.2 Đối với trạm có 1 máy biến áp:

𝑆 𝑝𝑡𝑚𝑎𝑥 = √30 2 + 16,688 2 = 34,3291(MVA) Điều kiện chọn máy biến áp:

Tra PL4.5, chọn Sdd = TPDH 40000/110(kVA)

𝑆 𝑝𝑡𝑚𝑎𝑥 = √20 2 + 10,864 2 = 22,7602(MVA) Điều kiện chọn máy biến áp:

Tra PL4.5, chọn Sdd = TPDH 25000/110 (kVA)

Các thông số của máy biến áp có công suất định mức 𝑺 đ𝒎𝑩 = 40000 (kVA): Điện trở : 𝑅 𝐵 = ∆𝑃 𝑁 ×𝑈 đ𝑚 2

Tổn thất công suất phản kháng :∆𝑄 𝐹𝑒 = 𝑖 0 %×𝑆 đ𝑚

Các thông số của máy biến áp có công suất định mức 𝑺 đ𝒎𝑩 = 25000 (kVA): Điện trở : 𝑅 𝐵 = ∆𝑃 𝑁 ×𝑈 đ𝑚 2

Tổn thất công suất phản kháng :∆𝑄 𝐹𝑒 = 𝑖 0 %×𝑆 đ𝑚

Bảng 4.1 Tổng hợp số liệu của từng máy biến áp

Bảng 4.2Tổng trở tương đương và tổn thất của trạm biến áp

Trạm Số lượng 𝑹 𝑩 () 𝑿 𝑩 () ∆𝑷 𝑭𝒆 (kW) ∆𝑸 𝑭𝒆 (kVAr)

SƠ ĐỒ NGUYÊN LÝ CỦA MẠNG ĐIỆN

40 MVA 40 MVA 40 MVA 40 MVA 25 MVA

BÙ KINH TẾ TRONG MẠNG ĐIỆN

Công tác chống tổn thất trong hệ thống điện bao gồm việc phân tích các nguyên nhân gây tổn thất, thiết lập các biện pháp phòng ngừa hiệu quả và đánh giá tác động của những biện pháp này để nâng cao hiệu suất hoạt động.

- Các biện pháp giảm tổn thất điện năng:

* Chống tổn thất thông qua cải tạo lưới điện:

 Phát triển trục hệ thống truyền tải

 Xây dựng các nhà máy và các trạm ở các trung tâm phụ tải

 Đơn giản hoá các cấp điện áp

 Thay các đường dây phân phối trung áp và hạ áp và biến đổi hệ thống phân phối một pha thành ba pha

Đặt tụ bù để nâng cao hệ số công suất cosφ cho đường dây là cần thiết, do hệ số công suất thấp thường xuất phát từ các phụ tải động cơ cảm ứng và tính cảm của đường dây Điều này dẫn đến sụt áp lớn và tổn thất điện năng đáng kể Việc sử dụng tụ điện bù ngang trên đường dây giúp điều chỉnh cosφ cao hơn, dựa trên việc đo đạc hệ số công suất trong hệ thống phân phối điện.

 Giảm tổn thất trong các máy biến áp phân phối

* Chống tổn thất thông qua cải thiện điều kiện về vận hành

* Công tác giảm tổn thất đối với tổn thất phi kỹ thuật

5.2 Tính toán bù kinh tế:

 Các giả thiết và điều kiện:

- Dùng công suất kháng của phụ tải trước khi bù (Bảng 1.1 - Chương 1)

- Không xét đến tổn thất công suất tác dụng do P gây ra

- Không xét tới tổn thất trong sắt của máy biến áp và công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra

- Chỉ xét sơ đồ điện trở đường dây và máy biến áp

5.2.1 Phí tổn tính toán của mạng khi đặt thiết bị bù:

Chi phí tính toán cho bởi:

𝑍 1 : Phí tổn hàng năm do đầu tư thiết bị bù: 𝑍 1 = (𝑎 𝑣ℎ + 𝑎 𝑡𝑐 )𝑘 0 𝑄 𝑏ù

𝑎 𝑣ℎ = 0.1 : hệ số vận hành của thiết bị bù

𝑎 𝑡𝑐 = 0.125 : hệ số thu hồi vốn đầu tư phụ

𝑘 0 = giá tiền 1 đơn vị công suất thiêt bị bù (𝑘 0 = 6$/kVar = 6000$/MVar)

𝑍 2 : Phí tổn do tổn thất điện năng của thiết bị bù, 𝑍 2 = c ×T × ∆𝑃 ∗ × 𝑄 𝑏ù c = tiền 1 MWh tổn thất điện năng, c = 0,06($/kWh) = 60($/MWh)

∆𝑃 ∗ : Tổn thất công suât tương đối của thiết bị bù, với tụ điện tĩnh = 0.005

T: Thời gian vận hành tụ điện, nếu vận hành suốt năm thì: T60 giờ

Chi phí tổn thất điện năng do công suất phản kháng của tải trên đường dây và máy biến áp sẽ giảm sau khi lắp đặt thiết bị bù Điều này đặc biệt quan trọng đối với mạng điện hở cung cấp cho phụ tải, giúp tối ưu hóa hiệu suất và tiết kiệm chi phí.

Tính toán các phí tổn:

Z1 = (avh + atc)×k 0 ×Qb = (0,1 + 0,125)×6000×Qb = 1350×Qb

Vậy chi phí tính toán:

= 1350×Qb + 2628×Qb + 17,9687×(Q-Qb) 2 ×R avh: hệ số vận hành của thiết bị bù avh = 0,1

 Trạm 1: Mạng điện hở có 1 phụ tải , đặt 2 máy biến áp ,đường dây lộ kép

Các phương trình đạo hàm riêng:

 Trạm 2: Mạng điện hở có 1 phụ tải , đặt 2 máy biến áp ,đường dây lộ kép

Vì 𝑄 𝑏2 < 0 nên không cần bù: 𝑄 𝑏2 = 0

 Trạm 3 : Mạng điện hở có 1 phụ tải , đặt 1 máy biến áp ,đường dây lộ đơn

 Trạm 4 : Mạng điện hở có 1 phụ tải , đặt 1 máy biến áp ,đường dây lộ đơn

Bảng 5.1Kết quả bù kinh tế

Phụ tải P (MW) Q (MVAr) cos trước bù

Tổng công suất bù kinh tế: 0 (MVAr)

TÍNH TOÁN CÂN BẰNG CHÍNH XÁC CÔNG SUẤT KHÁNG

VÀ TÍNH TOÁN PHÂN BỐ THIẾT BỊ BÙ CƯỠNG BỨC 6.1 MỤC ĐÍCH :

Nếu nguồn không cung cấp đủ công suất phản kháng cần thiết, cần bổ sung công suất kháng cho các phụ tải, đồng thời phải phân bố hợp lý các thiết bị bù để đảm bảo hiệu quả.

6.2 CÂN BẰNG CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG:

Việc tính toán cân bằng công suất phản kháng sẽ được thực hiện bằng phần mềm Etap, sử dụng số liệu đường dây và phụ tải đã đề cập trong chương 2, đồng thời bổ sung phần tử máy biến áp để thực hiện tính toán Công suất kháng Q của phụ tải sẽ được xác định sau khi đã bù kinh tế Mục tiêu chính của bài toán là tính toán công suất cần phát lên thanh cái cao áp N để so sánh với công suất phát ra từ nhà máy điện.

Phần mềm Etap không tính toán tổn hao không tải của máy biến áp (MBA), vì vậy cần bổ sung các tải nhỏ ở phía sơ cấp của MBA với công suất tương đương tổn hao không tải để mô phỏng chính xác lượng công suất này.

Hình 6.1 Kết quả tính toán phân bố công suất trên Etap

6.2.1 Tổng công suất yêu cầu cần phát lên tại thanh cái cao áp

Ta thấy công suất cần phát lên thanh cái cao áp N là: S = 121 +j75,7 (MVA)

Vì nguồn đủ cung cấp công suất tác dụng nên công suất tác dụng của nguồn sẽ là:

Công suất tác dụng của nguồn: PF = Pyc∑ = 121 (MW)

Công suất phản kháng do nguồn phát lên tại thanh cái cao áp là:

QF = PF.tan𝜑F = 121 × tan (𝑐𝑜𝑠 −1 (0,85)) = 74,989 (MVAr) (6.1)

 Nên cần bù cưỡng bức

Qb,cb = Qyc∑ - QF = 75,7 – 74,989 = 0,711 (MVAr) (6.2)

6.3 Phân bố lượng công suất bù cưỡng bức :

Để phân phối dung lượng bù trong mạng hình tia khi đã biết tổng dung lượng bù, chúng ta áp dụng phương pháp được trình bày trong sách "Hệ thống điện truyền tải và phân phối" của Hồ Văn Hiến, trang 379.

Hình 6.2 Sơ đồ thay thế cho toàn mạng

Thành lập hệ 3 phương trình đạo hàm riêng theo ẩn Qbu:

Bảng 6.1 Kết quả bù cưỡng bức

Phụ tải P (MW) Q (MVAr) cos trước bù

Chương này tính toán chính xác phân bố công suất trong mạng điện lúc phụ tải cực đại cực tiểu và sự cố

Kết quả tính toán trong bài toán phân bố công suất chế độ xác lập trong mạng điện bao gồm điện áp và góc lệch pha tại các nút, tổn thất công suất tác dụng và phản kháng trên đường dây và máy biến áp Ngoài ra, còn có tổng công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra, cùng với tổng công suất tác dụng và phản kháng của nguồn tính từ thanh góp cao áp của nhà máy điện.

7.2 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT LÚC PHỤ TẢI CỰC ĐẠI:

Bài toán phân bố công suất sẽ được tính toán bằng phần mềm Etap, sử dụng số liệu về đường dây và máy biến áp như trong Chương 6 Tuy nhiên, phụ tải tính toán đã được bù cưỡng bức, dựa trên số liệu ở Bảng 6.1 Kết quả của quá trình tính toán sẽ được trình bày chi tiết sau đây.

Hình 7.1 Kết quả tính toán phân bố công suất trên Etap trường hợp tải cực đại

Bảng 7.1 Tổn thất trên đường dây lúc tải cực đại Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ΔPL

Tổn thất công suất phản kháng ΔQL (MVAr)

Bảng 7.2 Tổn thất trên MBA lúc tải cực đại

(MVAr) ΔPCu (MW) ΔQCu (MVAr)

Bảng 7.3 trình bày điện áp tại thời điểm phụ tải cực đại, bao gồm các thông số như điện áp phía cao áp, điện áp phía hạ áp, điện áp phía hạ áp quy về cao áp và độ lệch điện phía áp thứ cấp Các giá trị điện áp được đo bằng kilovolt (kV) và độ lệch điện được biểu thị dưới dạng phần trăm (%).

Tỷ số biến áp k: dm cao kt ha

Bảng 7.4 Công suất phát từ thanh cái cao áp của nguồn đến đường dây nối với nguồn Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW)

Công suất phản kháng đầu đường dây QS (MVar)

Hệ số công suất của nguồn: cos cos(a ) cos(a 82,5 ) 0.832

7.3 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC LÚC PHỤ TẢI CỰC TIỂU

Các thông số đường dây và máy biến áp tương tự như trong Chương 6, với giá trị phụ tải tính toán Pmin@%Pmax Thiết bị bù không được vận hành, trong khi điện áp phía thanh cái 110 phía nguồn được điều chỉnh lên 1.05UR5.5kV.

Phụ tải: (không tính tới bù công suất phản kháng tương ứng với mạng điện lúc phụ tải cực tiểu)

Bảng 7.5 Bảng tổng kết phụ tải trong trường hợp tải cực tiểu

Hình 7.2 Kết quả tính toán phân bố công suất trên Etap trường hợp tải cực tiểu

Bảng 7.6Tổn thất trên đường dây lúc tải cực tiểu Đường dây Tổn thất công suất tác dụng ΔPL (MW)

Bảng 7.7 Tổn thất trên MBA lúc tải cực tiểu

Bảng 7.8 Điện áp lúc phụ tải cực tiểu

Phụ tải Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Độ lệch áp thứ cấp (%)

Bảng 7.9 Công suất phát từ thanh cái cao áp của nguồn đến đường dây nối với nguồn Đường dây Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW)

Hệ số công suất của nguồn:

7.4 TÍNH TOÁN TÌNH TRẠNG LÀM VIỆC LÚC SỰ CỐ

Trong phần này, chúng ta sẽ thực hiện các phép tính liên quan đến tải cực đại và dung lượng bù sẵn có, chỉ xem xét hai đường dây yêu cầu cấp điện liên tục là N-1 và N-2 Trong lưới điện, cần tính đến tất cả các sự cố có thể xảy ra, bao gồm cả trường hợp vừa đứt một lộ và một máy biến áp (MBA).

Mạng hình tia có thiết kế đặc biệt, cho phép chỉ đường dây gặp sự cố bị ảnh hưởng, trong khi các đường dây khác vẫn hoạt động bình thường Điều này giúp duy trì tính ổn định của hệ thống Ngoài ra, thông số tổn hao và điện áp thanh cái 110 phía nguồn được nâng lên 1.1UR1kV, đảm bảo hiệu suất hoạt động cao hơn.

Hình 7.3 Kết quả tính toán bài toán phân bố công suất trên Etap lúc sự cố đứt 1 lộ trên đường dây N-1, N2

Hình 7.4 Kết quả tính toán bài toán phân bố công suất trên Etap lúc sự cố đứt 1 lộ và hư một MBA trên đường dây N-1, N2

Hình 7.5 Kết quả tính toán bài toán phân bố công suất trên Etap lúc hư một MBA trên đường dây N-1, N2

Các trường hợp sự cố cũng được tính toán bằng phần mềm Etap và cho kết quả như sau:

Bảng 7.10 Tổn hao trên đường dây bị sự cố

Sự cố Tổn thất công suất tác dụng ΔPL (MW)

Bảng 7.11 Tổn hao trên MBA nằm trên đường dây sự cố

Bảng 7.12 Điện áp ở cuối đường dây có sự cố

Sự cố Điện áp phía cao áp (kV) Điện áp phía hạ áp (kV) Điện áp phía hạ áp quy về cao áp (kV) Độ lệch áp thứ cấp (%)

Bảng 7.13Công suất đầu đường dây bị sự cố

Sự cố Công suất tác dụng đầu đường dây PS (MW)

ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN 8.1 MỞ ĐẦU :

Để đảm bảo chất lượng điện áp, nhiều biện pháp điều chỉnh điện áp tại phụ tải được áp dụng, bao gồm thay đổi điện áp vận hành, lắp đặt thiết bị bù, phân bố công suất hợp lý trong mạng điện, và điều chỉnh đầu phân áp của máy biến áp thường cũng như máy biến áp điều áp dưới tải.

Trong đồ án môn học, việc điều chỉnh điện áp thanh cái cao áp và chọn đầu phân áp tại các trạm giảm áp là cần thiết để đảm bảo điện áp tại thanh cái hạ áp nằm trong phạm vi cho phép Việc lựa chọn máy biến áp điều chỉnh, có thể là máy biến áp phải cắt tải khi điều chỉnh hoặc máy biến áp có đầu phân áp điều áp dưới tải, phụ thuộc vào tính toán đầu phân áp tương ứng với chế độ làm việc của mạng điện và yêu cầu điều chỉnh cụ thể.

Tham khảo phụ lục Bảng PL4.4 , với máy biến áp 110/22 kV có điều áp dưới tải , ta có thể chọn các đầu dây phân áp giống nhau : ± 8 × 1,5 %

Chọn điện áp không tải phía hạ áp: U kt _ ha  1.05 U yc ha _  23.1 kV

Chọn điện áp yêu cầu phía hạ áp: U yc ha _  22 ( kV )

Sơ đồ thay thế của MBA:

Hình 8.1 Sơ đồ thay thế của MBA: (a) lúc không tải, (b) lúc mang tải

Bảng 8.1 Các đầu phân áp và điện áp tương ứng Đầu phân áp Upa cao

U kt hạ = 1,1  U đm hạ =1,05×22 #,1 kV

Tỷ số biến áp của máy biến áp lý tưởng :

𝑈 ℎạ,𝑦𝑐 Trong đó : 𝑈 𝑖 ′ : Điện áp phía hạ áp qui về cao áp ( đã tính ở Chương 7)

𝑈 ℎạ,𝑦𝑐 : Điện áp yêu cầu phía hạ áp

Suy ra đầu phân áp tính toán :

𝑈 1 ′ : điện áp phía hạ áp quy về cao áp

𝑈 𝑘𝑡_ℎ𝑎 : điện áp không tải phía hạ áp lấy bằng 1.05 𝑈 𝑑𝑚_ℎ𝑎

𝑈 ℎ𝑎_𝑦𝑐 : điện áp yêu cầu phía hạ áp lấy bằng 𝑈 𝑑𝑚_ℎ𝑎 = 22kV

Sau khi xác định được 𝑈 𝑝𝑎1_𝑡𝑡, hãy sử dụng bảng để tìm đầu phân áp phù hợp Tiếp theo, kiểm tra lại bằng phần mềm ETAP bằng cách nhập giá trị %Tap vào hộp thoại Tap của máy biến áp Cuối cùng, chạy lại chương trình để xác nhận điện áp phía hạ sau khi điều chỉnh (𝑈 ℎ𝑎_𝑠𝑎𝑢).

Hình 8.2 Điều chỉnh đầu phân áp trong máy biến áp trong ETAP

8.2.1 Chọn đầu phân áp lúc phụ tải cực đại:

Hình 8.3 Điện áp sau khi điều chỉnh đầu phân áp trường hợp phụ tải cực đại

Bảng 8.2 Chọn đầu phân áp trường hợp phụ tải cực đại

(kV) Đầu phân áp chọn

8.2.2 Chọn đầu phân áp lúc phụ tải cực tiểu:

Hình 8.4 Điện áp sau khi điều chỉnh đầu phân áp trường hợp phụ tải cực tiểu

Bảng 8.3 Chọn đầu phân áp trường hợp phụ tải cực tiểu

8.2.3 Chọn đầu phân áp lúc phụ tải sự cố

Hình 8.5 Điện áp sau khi điều chỉnh đầu phân áp trường hợp đứt 1 lộ trên đường dây N-1, N-2

Hình 8.6 Điện áp sau khi điều chỉnh đầu phân áp trường hợp hư một MBA trên đường dây N-1, N-2

Hình 8.7 Điện áp sau khi điều chỉnh đầu phân áp trường hợp đứt 1 lộ và hư 1 MBA trên đường dây N-1, N-2

Bảng 8.4 Chọn đầu phân áp trường hợp sự cố

TỔNG KẾT CÁC CHỈ TIÊU KINH TẾ KỸ THUẬT CỦA MẠNG ĐIỆN

Phần cuối của bản thiết kế là dự toán kinh phí công trình và tính toán các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật

Lập dự toán công trình chỉ thực hiện sau khi có bản thiết kế chi tiết, từ đó xác định chi phí xây dựng trạm và đường dây Dự toán bao gồm các phần chính như xây dựng, lắp đặt máy móc và các hạng mục xây dựng cơ bản.

Trong phần tổng kết, chúng tôi sẽ tập trung vào việc xác định giá thành tải điện bằng cách tính toán tổn thất điện năng và thống kê các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật liên quan.

9.2 TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG:

9.2.1 Tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện:

Xét phụ tải cực đại và chia làm hai phần :

Tổn thất công suất trên đường dây : ∆PL = 2,284 (MW)

Tổn thất công suất trong máy biến áp bao gồm:

Tổn thất đồng : ∆PCu = 0,298 (MW)

Tổn thất sắt : ∆PFe = 0,275 (MW)

Ngoài ra còn tính tới tổn thất công suất trong thiết bị bù :

Tổn thất công suất tác dụng tổng là :

Tổn thất công suất tính theo % của toàn bộ phụ tải trong mạng :

9.2.2 Tổn thất công suất điện năng trong mạng điện

Tổn thất điện năng trong mạng điện gồm:

Tổn thất điện năng trong thép của máy biến áp:

Tổn thất điện năng trên đường dây và trong cuộn dây của máy biến áp:

Ngoài ra còn tính tới tổn thất điện năng trong thiết bị bù :

Tổn thất điện năng tổng trong toàn mạng điện :

Tổn thất điện năng tổng tính theo % của tổng điện năng cung cấp cho phụ tải :

9.3 TÍNH TOÁN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN:

Phí tổn vận hành hàng năm của mạng điện :

𝑎 𝑣ℎ(𝐿) : hệ số vận hành (khấu hao , tu sửa , phục vụ ) của đường dây

Cột bê tông cốt thép 𝑎 𝑣ℎ(𝐿) = 0,04

𝑎 𝑣ℎ(𝑇) : hệ số vận hành của trạm biến áp , lấy 𝑎 𝑣ℎ(𝑇) = 0,1

𝐾 𝐿 : Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây

𝐾 𝑇 : Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp

Bảng 9.1 Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp

Công suất định mức (MVA)

- Giá thành xây dựng mạng điện do 1 MW công suất phụ tải cực đại:

𝐾 𝐿 : Tổng vốn đầu tư xây dựng đường dây

𝐾 𝑇 : Tổng vốn đầu tư xây dựng trạm biến áp

Bảng 9.2 Bảng tổng kết các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật Thứ tự Các chỉ tiêu Đơn vị Trị số Ghi chú

1 Độ lệch điện áp lớn nhất % 4,989

Thanh góp hạ áp đường dây N_2 lúc tải cực đại

2 Độ lệch điện áp lớn nhất lúc sự cố % 4,273

Sự cố đứt 1 lộ, hư 1 MBA trên đường dây N-1

3 Tổng độ dài đường dây Km 87,083

4 Tổng công suất các trạm biến áp MVA 225

5 Tổng công suất kháng do điện dung đường dây sinh ra MVAr 2,869

6 Tổng dung lượng bù MVAr 8,861

7 Tổng vốn đầu tư đường dây 10 3 $ 2481,7817

8 Tổng vốn đầu tư trạm biến áp 10 3 $ 950

9 Tổng phụ tải max , (𝑃 𝛴 ) MW 120

10 Điện năng tải hàng năm , (𝐴 𝛴 ) MWh 623000,04

11 Tổng tổn thất công suất (𝛥𝑃 𝛴 ) MW 2,901

12 % Tổng tổn thất công suất (𝛥𝑃 𝛴 %) % 2,417

13 Tổng tổn thất điện năng (𝛥𝐴 𝛴 ) MWh 11993,804

14 % Tổng tổn thất điện năng

15 Giá thành xây dựng mạng điện cho

16 Phí tổn kim loại màu Tấn 46,054

17 Giá thành tải điện ,( 𝛽) $/MWh 1,467

18 Phí tổn vận hành hàng năm , (Y) 10 3 $ 913899,508

ỨNG DỤNG PHẦN MỀM ETAP 16.0.0 MÔ PHỎNG TÍNH TOÁN

LƯỚI ĐIỆN 110 kV BẾN TRE

10 GIỚI THIỆU LƯỚI ĐIỆN TỈNH BẾN TRE

Hình 10.1 Sơ đồ lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre

Lưới điện 110kV trên địa bàn tỉnh Bến Tre hiện nay được cung cấp điện bởi 03 trạm 220kV: Mỏ Cày 2, Bến Tre 2, Mỹ Tho 2

10.3 Các trạm 110kV tỉnh Bến Tre :

1 Trạm 110kV Bến Tre: gồm 02 máy biến áp 2x63MVA - 115/23kV, được cấp điện qua đường dây 110kV 179 Mỹ Tho 2 – 171 Bến Tre và đường dây 110kV 174 Bến Tre 2 – 172 Bến Tre

2 Trạm 110kV Mỏ Cày: gồm 02 máy biến áp 40MVA - 115/23kV, được cấp điện qua đường dây 110kV 172 Mỏ Cày 2 – 171 Mỏ Cày và đường dây 110kV 173 Mỏ Cày

3 Trạm 110kV Ba Tri: 40MVA - 115/23kV được cấp điện qua đường dây 110kV 171

4 Trạm 110kV Chợ Lách: 25MVA - 115/23kV được cấp điện qua đường dây 110kV

171 Mỏ Cày 2 – 171 Chợ Lách và đường dây 110kV 172 Cổ Chiên – 172 Chợ Lách

5 Trạm 110kV Bình Đại: (63 + 40)MVA - 115/23kV được cấp điện qua đường dây

110kV 173 Giồng Trôm – 171 Bình Đại

6 Trạm 110kV Bình Thạnh: 40MVA - 115/23kV được cấp điện qua đường dây

110kV 174 Mỏ Cày – Bình Thạnh

7 Trạm 110kV Giồng Trôm: 40MVA - 115/23kV được cấp điện qua đường dây

110kV 175 Bến Tre 2 – 172 Giồng Trôm

8 Trạm 110kV Giao Long: 40MVA - 115/23kV được cấp điện qua đường dây 110kV

1 Trạm 110kV Bến Tre - MBA T1:

63MVA - 115/23kV gồm 05 phát tuyến cấp điện cho các khu vực sau: a/- Tuyến 471: Cấp điện cho một phần khu vực Thành phố Bến Tre gồm:

Phường 3, Phường Phú Khương với Pmax= 7.0MW b/- Tuyến 473: Cấp điện cho khu vực Thành phố Bến Tre gồm:

Phường 1, Phường 2, Phường 3, Phường 4, Phường 8 và Phú Tân, cùng với xã Phú Hưng và một phần xã Mỹ Thạnh thuộc huyện Giồng Trôm, có công suất tối đa Pmax là 11.2MW Tuyến 475 cung cấp điện cho khu vực xã Tam Phước, Hữu Định, Phước Thạnh, một phần khu công nghiệp Giao Long tại huyện Châu Thành và xã Phong Nẫm, Phong Mỹ.

- huyện Giồng Trôm với Pmax= 6.0MW d/- Tuyến 477: Cấp điện cho một phần khu công nghiệp Giao Long - huyện Châu Thành với Pmax= 6.2MW e/- Tuyến 479 :

Cấp điện cho KCN An Hiệp - huyện Châu Thành với Pmax 5MW

2 Trạm 110kV Bến Tre - MBA T2:

63MVA - 115/23kV gồm 05 phát tuyến, cấp điện cho các khu vực sau: a/- Tuyến 472: Cấp điện cho huyện Châu Thành ( đường dây dọc theo QL60 từ trạm

Dự án điện 110kV Bến Tre sẽ cung cấp điện từ ngã tư huyện đến khu công nghiệp Giao Long, với công suất tối đa Pmax đạt 6.1MW Tuyến 474 sẽ cấp điện cho một phần khu vực Thành phố Bến Tre, bao gồm phường 7 và xã lân cận.

Bình Phú, Mỹ Thành, Mỹ Thạnh An, Phú Nhuận, Nhơn Thạnh; Sơn Phú, Hưng Phong, Phước Long – huyện Giồng Trôm với Pmax 4MW c/- Tuyến 476:

Cấp điện cho một phần phường Phú Tân và các phường 5, 6, 7 với công suất tối đa Pmax = 5.6MW Tuyến 478 sẽ cung cấp điện cho một phần khu công nghiệp An Hiệp và một phần huyện Châu Thành, kéo dài từ vòng xoay Tân Thành đến bến phà Tân Phú dọc theo đường ĐT.884.

Pmax.6MW e/- Tuyến 480: Cấp điện cho các xã Tam Phước, An Khánh, Thành Triệu, Phú Túc,

Tân Thạch (từ ngã 4 huyện đến bến phà Rạch Miễu cũ) và cồn Thới Sơn tỉnh Tiền Giang với Pmax =8.8MW

3 Trạm 110kV Mỏ Cày - MBA T1:

Trạm biến áp 40MVA - 115/23kV bao gồm 4 phát tuyến, trong đó Tuyến 471 và Tuyến 473 được sử dụng làm dự phòng Tuyến 475 đảm bảo cung cấp điện cho các khu vực như xã An Thạnh, Thành Thới A, Thành Thới B và Ngãi Đăng.

Tân Trung, Hương Mỹ và một phần xã Đa Phước Hội - huyện Mỏ Cày Nam với

Pmax=9.7MW d/- Tuyến 477 : Cấp điện cho các xã: Tân Thanh Tây, một phần Nhuận Phú Tân, Hưng

Khu vực Khánh Trung A, Phước Mỹ Trung thuộc huyện Mỏ Cày Bắc, xã Tân Bình và một phần Đa Phước Hội ở huyện Mỏ Cày Nam, xã Hưng Khánh Trung B huyện Chợ Lách, cùng với Cù lao Qưới Thiện tỉnh Vĩnh Long, có tổng công suất tối đa Pmax đạt 6.7MW.

4 Trạm 110kV Mỏ Cày - MBA T2:

40MVA - 115/23kV gồm 4 phát tuyến, cấp điện cho các khu vực sau: a/- Tuyến 472: Cấp điện cho các xã: Bình Khánh Đông, Bình Khánh Tây, An Định,

An Thới, Tân Trung, Minh Đức, Cẩm Sơn, Hương Mỹ, Ngãi Đăng, Định Thủy, Phước Hiệp, cùng với một phần Đa Phước Hội và Thị trấn Mỏ Cày thuộc huyện Mỏ Cày Nam.

Pmax=6.0MW b/- Tuyến 474: Cấp điện cho các xã Tân Hội, Hòa Lộc, Tân Thành Bình, Thành An,

Tân Phú Tây có công suất tối đa Pmax=3,8MW, trong khi Tuyến 476 cung cấp điện cho các xã Thanh Tân và Thạnh Ngãi với Pmax=2,7MW Bên cạnh đó, Tuyến 478 đảm bảo cấp điện cho một phần xã Nhuận Phú Tân và Khánh Thạnh Tân thuộc huyện.

Mỏ Cày Bắc và xã Tân Hội - huyện Mỏ Cày Nam với Pmax =5.4MW

Trạm biến áp 40MVA - 115/23kV bao gồm 8 phát tuyến, trong đó tuyến 471 cung cấp điện cho một phần Thị trấn Ba Tri và một phần xã An Đức, xã An.

Hòa Tây, Vĩnh Hòa, Tân Thủy, một phần Bảo Thuận, An Thủy – huyện Ba Tri với

Pmax=6.8MW b/- Tuyến 473: Cấp điện cho các xã Phú Ngãi, Phú Lễ, Phước Tuy, Tân Xuân, Tân

Mỹ, Bảo Thạnh - huyện Ba Tri với Pmax=3.5MW c/- Tuyến 475: Cấp điện cho Thị trấn Ba Tri, một phần xã An Bình Tây, Vĩnh An, An

Ngãi Tây, An Ngãi Trung, An Hiệp và Tân Hưng thuộc huyện Ba Tri sẽ được cung cấp điện với công suất tối đa Pmax=7.4MW Tuyến 477 hiện đang trong tình trạng dự phòng, trong khi đó, tuyến 472 đảm bảo nguồn điện cho các xã An Bình Tây, Mỹ Nhơn, Mỹ Chánh và Mỹ.

Hòa và Mỹ Thạnh thuộc huyện Ba Tri có công suất tối đa Pmax đạt 3.3MW Tuyến 474 cung cấp điện cho các xã An Ngãi Trung và An Phú Trung với Pmax là 2.7MW Ngoài ra, tuyến 476 và tuyến 478 hiện đang trong tình trạng dự phòng.

Trạm biến áp 25MVA - 115/23kV bao gồm 5 phát tuyến điện, trong đó tuyến 472 được sử dụng cho mục đích dự phòng, còn tuyến 474 cung cấp điện cho Thị trấn Chợ Lách cùng các xã Sơn Định, Vĩnh Bình và Phú Phụng.

– huyện Chợ Lách với Pmax=4.5MW c/- Tuyến 476: Cấp điện cho các xã Hòa Nghĩa, Long Thới, Tân Thiềng, Vĩnh Thành,

Phú Sơn,Vĩnh Hòa – huyện Chợ Lách với Pmax=4.9MW

SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 100 d/- Tuyến 478: Dự phòng e/- Tuyến 480: Dự phòng

(63+40)MVA - 115/23kV gồm 8 phát tuyến cung cấp điện cho các khu vực: a/- Tuyến 471: Cấp điện cho khu vực các xã Bình Thới, Định Trung, Phú Long - huyện

Bình Đại với Pmax=7.0MW b/ - Tuyến 473: Cấp điện cho các xã Lộc Thuận, Vang Qưới Đông, Phú Vang, Thới Lai

- huyện Bình Đại với Pmax=6.7MW c/ - Tuyến 475: Cấp điện cho Thị trấn Bình Đại, xã Bình Thắng và một phần xã Bình

Thới – huyện Bình Đại với Pmax=5.5MW d/-Tuyến 477: Cấp điện cho khu vực các xã Thạnh Trị, một phần xã Bình Thới, Thạnh

Khu vực bao gồm Phước, Thừa Đức, Thới Thuận, một phần xã Bình Thắng và thị trấn Bình Đại thuộc huyện Bình Đại có công suất tối đa Pmax = 6.0MW Tuyến 472 cung cấp điện cho xã Đại Hòa Lộc, một phần xã Thạnh Phước, một phần xã Bình Thắng và thị trấn Bình Đại với Pmax = 4.8MW Các tuyến 474, 476 và 478 hiện đang trong tình trạng dự phòng.

40MVA - 115/23kV gồm 4 phát tuyến cung cấp điện cho các khu vực như sau: a/- Tuyến 471 : Cấp điện cho khu vực các xã: Qưới Điền, Tân Phong, Đại Điền, Phú

Khánh và một phần xã Mỹ Hưng – huyện Thạnh Phú với Pmax =5.6MW b/- Tuyến 473: Cấp điện cho khu vực Thị trấn Thạnh Phú, xã Bình Thạnh, An Thạnh,

Mỹ An và một phần xã Mỹ Hưng thuộc huyện Thạnh Phú được cấp điện qua tuyến 476 với công suất tối đa Pmax = 5.1MW Tuyến 475 cung cấp điện cho các xã Giao Thạnh, Thạnh Phong, Thạnh Hải và một phần xã An Nhơn, với Pmax = 5.3MW Trong khi đó, tuyến 477 đảm bảo nguồn điện cho khu vực các xã An Thuận, An Quy, An Điền và một phần xã An Nhơn, với Pmax = 6.2MW.

40MVA - 115/23kV gồm 4 phát tuyến cung cấp điện cho các khu vực như sau: a/- Tuyến 471: Cấp điện cho khu vực các xã: Bình Hòa, Lương Hòa, Lương Qưới,

Châu Hòa – huyện Giồng Trôm với Pmax=3.4MW b/- Tuyến 473: Cấp điện cho khu vực các xã: Long Mỹ, Tân Hào, Tân Lợi Thạnh,

Thạnh Phú Đông, Hưng Nhượng và Thuận Điền thuộc huyện Giồng Trôm có công suất tối đa (Pmax) là 6.3MW Tuyến 475 cung cấp điện cho Thị trấn Giồng Trôm và xã Tân Thanh với Pmax đạt 2.6MW Tuyến 477 đảm bảo cấp điện cho các xã Bình Thành và Châu Bình trong huyện Giồng Trôm.

Trôm; xã Tân Mỹ và một phần xã Tân Xuân – huyện Ba Tri với

40MVA - 115/23kV gồm 4 phát tuyến cung cấp điện cho các khu vực như sau: a/- Tuyến 471: Cấp điện cho khu vực các xã: Giao Hòa, An Hóa – huyện Châu Thành;

Long Định, Long Hòa, và Phú Thuận thuộc huyện Bình Đại có công suất tối đa Pmax là 5.4MW Tuyến 473 cung cấp điện cho một phần khu công nghiệp Giao Long tại huyện Châu Thành với công suất Pmax đạt 6.4MW Tuyến 475 cũng phục vụ cấp điện cho một phần khu công nghiệp Giao Long ở huyện Châu Thành.

Thành với Pmax =8.3MW d/- Tuyến 477: Cấp điện cho một phần khu công nghiệp Giao Long – huyện Châu

10.5 Thu thập dữ liệu tính toán trên lưới điện 110kv tỉnh Bến Tre

TỔNG QUAN VỀ DỰ BÁO TỔN THẤT ĐIỆN

11.1 KHÁI NIỆM VỀ DỰ BÁO

Dự báo là sự kết hợp giữa khoa học và nghệ thuật, nhằm tiên đoán những sự kiện có thể xảy ra trong tương lai Nó mang tính khoa học vì dựa vào dữ liệu lịch sử và phân tích các yếu tố ảnh hưởng đến kết quả dự đoán.

Tính nghệ thuật của dự báo dựa vào kinh nghiệm thực tế và khả năng phán đoán của các chuyên gia, nhằm đưa ra những dự đoán với độ chính xác cao nhất.

11.2 MỤC ĐÍCH CỦA DỰ BÁO Đưa ra những quyết định nhất quán chính xác, nhất quán Phân tích dự báo sẽ cung cấp thông tin chi tiết về đối tượng dự báo từ đó sẽ đưa ra được những hành động chiến lược Phân tích dự báo được thực hiện liên tục và cho kết quả đáng tin cậy nhờ có sự hỗ trợ của kỹ thuật Các quyết định sẽ được đưa ra một cách nhất quán, công bằng chứ không phải dựa trên tính chủ quan của con người

Giải quyết công việc nhanh chóng hơn nhờ vào khả năng dự báo và xử lý các câu hỏi phức tạp với độ chính xác cao trong thời gian ngắn Những quyết định trước đây có thể mất hàng giờ hoặc vài ngày giờ đây đã được rút ngắn chỉ còn vài phút hoặc thậm chí vài giây nhờ sự hỗ trợ của khoa học.

Giảm thiểu chi phí rủi ro là điều quan trọng, và việc hiểu rõ đối tượng dự báo giúp các nhà lãnh đạo đánh giá chính xác các rủi ro, từ đó giảm thiểu tổn thất hiệu quả.

11.3 Dự báo tổn thất điện

Điện là nguồn năng lượng đặc biệt có khả năng chuyển đổi từ nhiều dạng năng lượng khác nhau như cơ năng, thế năng, hóa năng, nhiệt năng và quang năng Ngày nay, điện trở thành yếu tố thiết yếu trong cuộc sống, sản xuất và sự phát triển xã hội Tuy nhiên, một trong những hạn chế lớn nhất của điện là khả năng lưu trữ còn rất hạn chế Trong hệ thống truyền tải và phân phối, điện được sản xuất và tiêu thụ trực tiếp, và để đưa điện đến nơi tiêu thụ, nó cần phải qua đường dây truyền tải và các trạm biến áp, trong quá trình này, một phần điện năng sẽ bị tiêu hao và thất thoát.

Dự báo lượng tổn thất điện năng là cần thiết để lập kế hoạch điều chỉnh nguồn điện trước khi truyền tải Việc này không chỉ giúp giảm thiểu tổn thất điện năng mà còn đóng vai trò quan trọng trong quy hoạch, đầu tư và phát triển nguồn điện.

Dự báo tổn thất là công cụ quan trọng giúp các công ty điện đưa ra quyết định chiến lược về mua và phát điện, phát triển lưới điện trong tương lai, cũng như ảnh hưởng đến các nhà cung cấp điện và người vận hành thị trường điện Tất cả các thành phần liên quan đến phát, truyền tải và phân phối điện năng đều bị ảnh hưởng bởi dự báo này Để xây dựng một mô hình dự báo hiệu quả, cần xác định rõ mục tiêu dự báo, từ đó lựa chọn mô hình phù hợp Hai mục tiêu chính của dự báo tổn thất bao gồm vận hành hệ thống điện hiện tại và phát triển hệ thống trong tương lai Dựa trên thời gian dự báo, có thể phân loại thành dự báo ngắn hạn và rất ngắn hạn phục vụ cho nhu cầu vận hành hệ thống điện.

 Dự báo tổn thất rất ngắn hạn - VSTLF (Very Short-Term Loss Forecasting): được lập cho vài phút  24h và được dùng cho điều khiển nguồn phát tự động

Dự báo tổn thất ngắn hạn (STLF) là quá trình dự đoán tổn thất trong khoảng thời gian từ 1 ngày đến 2 tuần Kết quả của dự báo này chủ yếu được sử dụng để thiết lập biểu đồ phát điện, giúp các công ty điện lập kế hoạch vận hành, kinh doanh và bảo dưỡng, nhằm tối ưu hóa chi phí.

 Phục vụ cho nhu cầu phát triển có dự báo dài hạn và trung hạn:

Dự báo tổn thất trung hạn (MTLF) là quá trình dự đoán tổn thất trong khoảng thời gian từ 1 tháng đến 1 năm Loại dự báo này thường được áp dụng để xác định thiết bị và lưới điện cần lắp đặt hoặc thực hiện bảo trì, bảo dưỡng lại hệ thống lưới điện.

Dự báo tổn thất dài hạn (LTLF) là quá trình dự đoán tổn thất trong khoảng thời gian từ 3 đến 10 năm Thời gian này rất quan trọng cho việc quy hoạch và xây dựng các nhà máy cũng như các đường dây truyền tải và phân phối điện.

Bảng 11 1 Bảng thời gian cho các loại dự báo phụ tải

Loại Dự Báo Thời gian tối thiểu Thời gian tối đa

11.3.2 Các phương pháp dự báo cơ bản

Có nhiều phương pháp dự báo phụ điện đã được áp dụng, nhưng khi lựa chọn phương pháp dự báo tổn thất trên lưới điện, cần xem xét các yếu tố quan trọng.

 Phương pháp có khả năng thực hiện được với các số liệu sẵn có,

 Phương pháp có khả năng phân tích các yếu tố bất định,

 Đảm bảo sai số thực tế của dự báo nằm trong giới hạn quy định

11.3.3 Quy trình thực hiện dự báo

Hình 11 1 Quy trình thực hiện dự báo

Để thực hiện dự báo hiệu quả, trước tiên cần xác định mục tiêu rõ ràng Tiếp theo, xác định nội dung dự báo và thời gian thực hiện Sau đó, xem xét và phân tích dữ liệu liên quan, lựa chọn mô hình phù hợp để đánh giá Khi đã có mô hình, chuẩn bị dự báo và trình bày kết quả một cách rõ ràng Cuối cùng, theo dõi và đánh giá kết quả dự báo để điều chỉnh khi cần thiết.

Bước 1: Xác định mục tiêu

Xác định mục tiêu của dự báo là hiểu rõ cách sử dụng kết quả dự báo Mục tiêu chính của việc dự báo là hỗ trợ lập kế hoạch và đưa ra các quyết định hành động hợp lý.

Bước 2: Xác định nội dung dự báo

Nội dung dự báo trong luận văn này tập trung vào việc xây dựng mạng nơ-ron để dự đoán tổn thất trên lưới điện Dữ liệu được sử dụng để phát triển mô hình dự báo này được thu thập trong vòng 30 ngày.

Bước 3: Xác định thời gian

Xác định độ dái thời gian dự báo: Dự báo dài hạn hay ngắn hạn và dự báo có tính cấp thiết như thế nào

Bước 4: Xem xét dữ liệu

13.1 Giới thiệu Sử dụng mạng nơ-ron nhân tạo trên Matlab

Matlab, viết tắt của Matrix Laboratory, là phần mềm lập trình ngôn ngữ bậc cao, tích hợp tính toán, hình ảnh hóa và lập trình trong một môi trường thân thiện với người dùng Phần mềm này thường được sử dụng để thực hiện các tác vụ tính toán phức tạp và trực quan hóa dữ liệu.

 Dựng mô hình, giả lập, tạo nguyên mẫu

 Phân tích, hình ảnh hóa dữ liệu

 Đồ họa khoa học và kỹ thuật

 Phát triển ứng dụng, giao diện đồ họa người dùng Graphic User Interface

Matlab là một hệ thống tương tác cho phép xử lý dữ liệu dưới dạng mảng mà không cần chiều hướng, giúp giải quyết nhanh chóng nhiều vấn đề tính toán, đặc biệt là liên quan đến ma trận và véc-tơ So với các ngôn ngữ lập trình không tương tác như C hay Fortran, Matlab cung cấp hiệu suất vượt trội trong việc thực hiện các phép toán phức tạp.

Trong suốt nhiều năm, Matlab đã trở thành công cụ thiết yếu cho nhiều người dùng, đặc biệt trong môi trường đào tạo Nó được sử dụng rộng rãi như một phương tiện giảng dạy chuẩn mực cho cả các khóa học nhập môn và nâng cao trong lĩnh vực toán học, kỹ thuật và khoa học.

Matlab cung cấp các giải pháp ứng dụng thông qua các toolbox, rất quan trọng cho người dùng vì giúp học và áp dụng công nghệ chuyên môn dễ dàng hơn Các toolbox này hỗ trợ nhiều lĩnh vực như xử lý tín hiệu, hệ thống kiểm soát, mạng thần kinh, logic mờ, phép biến đổi wavelet và mô phỏng.

Trong tài liệu này tác giả sử dụng phần mềm Matlab và máy tính có thông số như trong bảng sau:

Bảng 13.1 thông số phần mềm và cấu hình máy tính tác giả sử dụng

STT Thiết bị, phần mềm Thông số/Phần mềm

6 Hệ điều hành Windows 10 Pro 64bit

13.2 Khởi tạo mạng nơ-ron nhân tạo trên Matlab

Trong Matlab, có các thư viện tích hợp sẵn hỗ trợ cho việc xây dựng mạng nơ-ron nhân tạo Để khởi tạo một mạng nơ-ron nhân tạo, chúng ta sử dụng lệnh phù hợp.

Net =newff(PR,[S1 S2 SN],[TF1 TF2 TFNl],BTF,PF) Các tham số trong cú pháp trên có ý nghĩa như sau:

Tham số PR là mảng chứa giá trị Min-Max của ma trận giá trị đầu vào

Si là kích thước của lớp ẩn thứ i, đại diện cho số lượng nodes trong lớp ẩn đó Nó được biểu diễn dưới dạng một ma trận với 1 hàng và n cột, trong đó số cột tương ứng với số lượng lớp ẩn Giá trị tại mỗi cột của ma trận Si thể hiện số lượng node có mặt trong lớp ẩn tương ứng.

Ví dụ, với Si = [12 14 5], mạng nơ-ron nhân tạo sẽ bao gồm 3 lớp ẩn, với 12 nút ở lớp ẩn đầu tiên, 14 nút ở lớp ẩn thứ hai và 5 nút ở lớp ẩn thứ ba Thông thường, số lượng nút trên các lớp ẩn thường được chọn giống nhau.

 Tham số TFi =[TF1, TF2,….TFi,TFN1]

TFi là hàm kích hoạt của lớp thứ i, với giá trị mặc định là 'tansig' Đối với ma trận Si có n lớp ẩn, TFi bao gồm n+1 hàm kích hoạt, trong đó phần tử TFN1 đại diện cho hàm kích hoạt tại lớp đầu ra của mạng.

Trong ví dụ trên, mảng TFi tương ứng là: ['tansig', 'tansig', 'tansig', 'purelin'] Để đơn giản hóa quá trình tính toán, người ta thường lựa chọn hàm kích hoạt giống nhau cho các lớp ẩn.

2 hardlim Hard limit transfer function

3 hardlims Symmetric hard limit transfer function

4 logsig Log sigmoid transfer function

5 poslin Positive linear transfer function

7 radbas Radial basis transfer function

8 satlin Saturating linear transfer function

9 satlins Symmetric saturating linear transfer function

11 tansig Hyperbolic tangent sigmoid transfer function

12 tribas Triangular basis transfer function

BTF -Là thuật toán training cho mạng nơ-ron nhân tạo, trong Matlab có các thuật toán được liệt kê trong bảng dưới đây:

1 trainb Batch training with weight and bias learning rules

2 trainbfg BFGS quasi-Newton backpropagation

3 traincgb Powell-Beale conjugate gradient backpropagation

4 traincgf Fletcher-Powell conjugate gradient backpropagation

5 traincgp Polak-Ribiere conjugate gradient backpropagation

7 traingda Gradient descent with adaptive lr backpropagation

8 traingdm Gradient descent with momentum backpropagation

9 traingdx Gradient descent with momentum & adaptive lr backprop

11 trainoss One step secant backpropagation

13 trainscg Scaled conjugate gradient backpropagation

Hàm PF là một công cụ quan trọng để tính toán sai số (hàm mất mát) trong mạng nơ-ron nhân tạo Trong ngôn ngữ lập trình Matlab, có nhiều phương pháp tính sai số được áp dụng, như được trình bày trong bảng dưới đây.

Bảng 13 4 hàm tính sai số (hàm mất mát)

1 mae Mean absolute error performance function

2 mse Mean squared error performance function

3 msereg Mean squared error w/reg performance function

4 sse Sum squared error performance function

13.3 Cài đặt tham số cho mạng nơ-ron nhân tạo

Trước khi huấn luyện chúng ta cần cài đặt các tham số cho mạng nơ-ron nhân tạo:

Tham số ShowWindow dùng để cài đặt trạng thái cho cửa sổ training

Nhập lệnh: net.trainParam.showWindow = 0;

Khi giá trị của biến bằng 0, Matlab sẽ không hiển thị cửa sổ training, giúp tăng tốc quá trình training Ngược lại, nếu biến showWindow được đặt là 1, Matlab sẽ hiển thị cửa sổ training.

Giống như tên gọi của nó tham số goal là mức sai số cho phép khi huấn luyện mạng Nhập lệnh: net.trainParam.goal = 1e-5;

Việc thiết lập giá trị sai số cho phép ở mức thấp sẽ cải thiện độ chính xác của dự báo từ mạng, nhưng điều này có thể làm khó khăn cho quá trình huấn luyện và khả năng khái quát hóa của mạng.

Tham số này dùng để chia dữ liệu huân luyện mạng thành các mảng với mục đích khác nhau

Để cấu hình tỷ lệ chia dữ liệu trong mạng, bạn cần nhập lệnh: net.divideParam.trainRatio = 0.6; net.divideParam.valRatio = 0.2; net.divideParam.testRatio = 0.2 Trong đó, mảng trainRatio chiếm 60% tổng số mẫu dữ liệu dùng để huấn luyện, mảng valRatio chiếm 20% để xác nhận và mảng testRatio cũng chiếm 20% để kiểm tra hiệu suất của mạng.

Khi huấn luyện mạng, quá trình thường dừng lại khi đạt được sai số mục tiêu Tuy nhiên, trong một số trường hợp như mạng không hội tụ hoặc cài đặt tham số mục tiêu quá nhỏ, quá trình huấn luyện vẫn có thể tiếp tục Do đó, việc thiết lập thông số epoch là cần thiết để dừng quá trình huấn luyện khi không có kết quả cải thiện.

Nhập lệnh: net.trainParam.epochs = 1000;

Cài đặt epochs quá nhỏ có thể dẫn đến dự đoán không chính xác do mạng chưa đạt được sai số mục tiêu Trong nghiên cứu này, tác giả đã chọn cài đặt epochs là 1000 để đảm bảo hiệu suất tối ưu cho mô hình.

13.4 Huấn luyện mạng Để huấn luyện mạng nơ-ron nhân tạo chúng ta sử dụng cú pháp sau:

[net,tr] = train(net,X,T,Xi,Ai,EW)

Net là mạng được huấn luyện

 Tham số tr tr - Là hồ sơ huấn luyện (Ghi lại toán bộ quá trình huấn luyện như thời gian huấn luyện số lần lặp epoch…)

X - Là mẫu dữ liệu đầu vào của mạng

T - Là mẫu dữ liệu đầu ra của mạng (mặc định = 0)

 Tham số Xi,Ai,EW

Xi – Là điều kiện trễ đầu vào ban đầu (mặc định = 0)

Ai – Là điều kiện trễ trên lớp ban đầu (mặc định = 0)

EW – Là trọng số của lỗi

CHƯƠNG 14 ỨNG DỤNG MẠNG NƠ-RON NHÂN TẠO DỰ BÁO TỒN THẤT

14.1 Đối tượng và phạn vi nghiên cứu Đối tượng: Luận văn tập trung tìm hiểu, nghiên cứu, ứng dụng mạng nơ-ron nhân tạo dự báo tổn thất trên lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre

Phạm vi: Thực hiện phân tích các số liệu thu nhập được từ:

- Phần mềm Appmeter: Chương trình đọc thông số vận hành trạm 110 kV

- Các thông số vận hành của đơn vị Điện Lực thuộc Công ty Điện Lực Bến Tre

14.2 Dữ liệu lưới điện 110 kV tỉnh Bến Tre

Trong tài liệu này, tác giả trình bày số liệu từ lưới điện tỉnh Bến Tre trong 24 ngày, từ ngày 01/06/2020 đến ngày 24/06/2020 Dữ liệu được tóm tắt trong bảng dưới đây.

Bảng 14 1 Tóm tắt công suất tác dụng đầu nguồn phát của lưới Pp (MW)

Hình 14 1 Đồ thị công suất phát đầu nguồn

Hình 14 2 Đồ thị tổn thất công suất tác dụng Bảng 14 2 Tóm tắt công suất phản kháng của lưới Q(MVar)

Hình 14 3 Đồ thị công suất phản kháng

Bảng 14 3 Tóm tắt điện áp của lưới U(kV)

Hình 14 4 Đồ thị công suất phản kháng

14.3 Tiến hành xây dựng mô hình mạng nơ-ron trên Matlab

Các toolbox của Matlab là bộ sưu tập m-file giúp mở rộng khả năng của Matlab trong các lĩnh vực kỹ thuật như hệ thống điều khiển, xử lý tín hiệu, tối ưu hóa và mạng nơ-ron nhân tạo (ANN) Matlab cung cấp 12 hàm huấn luyện hiệu suất cao, trong đó mạng ANN lan truyền ngược được sử dụng phổ biến.

Tiến hành khởi tạo mạng nơ-ron:

Bước 1: Tiến hành nhập dữ liệu

Tạo các ma trận đầu vào và ra

Hình 14 5 Tạo các ma trận đầu vào và ra

Dữ liệu đầu vào là thông tin mà tác giả thu thập từ quá khứ và xử lý để phù hợp với mạng nơ-ron nhân tạo Trong luận văn, các giá trị đầu vào được sử dụng bao gồm công suất tác dụng P (MW), công suất phản kháng Q (Mvar), điện áp U (kV) và hệ số công suất Cos φ.

 Target: Là dữ liệu đích đến để mạng nơ-ron nhân tạo học đến giá trị gần đúng nhất Gồm: ∆P (MW), ∆Q (Mvar)

 Test: Là tập dữ liệu dùng để kiểm tra, đánh giá kết quả học của mạng nơ-ron

Bước 2: Gọi ANN Toolbox bằng lệnh: >> nntool

Màn hình hiện ra cửa sổ Network/Data Manager

In the Network/Data Manager window, select the input data under the Input Data section and the target data under the Target Data section In the Source menu, choose "Import from MATLAB workspace" and then select the desired variable for the Input.

=> Destination: Chọn Input Data ( tương tự với dữ liệu Target ) Để nạp dữ liệu vào mạng nơ-ron nhân tạo

Hình 14 7 Chọn dữ liệu đầu vào Input Data và dữ liệu đích Target Data

Bước 4: Thiết lập và chọn các thông số của mạng

Hình 14 8 Thiết lập và chọn các thông số của mạng

Bước 5: Tiến hành kiểm tra, điều chỉnh số lượng nơ-ron, số lớp ẩn

Hình 14 10 Mô hình 1 lớp ẩn

Hình 14 9 Mô hình 2 lớp ẩn

SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 141 Ở bài luận văn này, tác giả tiến hành chọn, điều chỉnh mạng nơ-ron như sau:

Theo đó, số lượng nơ-ron đầu vào là 4 nơ-ron ( P, Q, U, Cos φ )

Một lớp ẩn, trong đó bao gồm: 10 nơ-ron ẩn; 2 lớp nơ-ron đầu ra trong đó bao gồm 2 nơ- ron phát tín hiệu đầu ra ( ∆P, ∆Q)

Hình 14 11 Mạng nơ-ron của bài

Bước 6: Cài đặt tham số mạng nơ-ron nhân tạo

Hình 14 12 Cài đặt tham số mạng nơ-ron nhân tạo

SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH MSSV: 1648020 Trang 142 Ý nghĩa của các tham số đã được tác giả trình bày ở (Chương 13 – 13.3 Cài đặt tham số cho mạng nơ-ron nhân tạo)

Hình 14 13 Quá trình huấn luyện mạng nơ-ron Bước 8: Kiểm tra kết quả học của mạng

Sau khi mạng được đào tạo và đạt tới 1.000 phép lặp có thể thu được đồ thị biểu diễn hiệu suất của quá trình đào tạo như Hình 14.14

Hình 14.14 thể hiện tổng sai số bình phương cho tập dữ liệu qua số lần lặp của mạng sử dụng thuật toán đào tạo lan truyền ngược LMA (Levenberg-Marquardt Algorithm), với sai số bình quân trung bình (MSE - Mean Squared Deviation).

SVTH: NGUYỄN TRẦN MINH, MSSV: 1648020, Trang 143 Đường cong ứng xử cho thấy sự thành công trong quá trình đào tạo và lựa chọn dữ liệu phù hợp từ tập dữ liệu ban đầu Hiệu suất tối ưu đạt được với MSE = 7,2599e -08 ở lần lặp thứ.

Hình 14 14 Đồ thị biểu diễn hiệu suất của mạng nơ-ron nhân tạo

Giá trị R là chỉ số quan trọng thể hiện mối quan hệ giữa kết quả và mục tiêu trong mô hình Theo hình dưới, giá trị R của mô hình lần lượt là: giá trị huấn luyện = 0,99999, giá trị chuẩn = 0,99999, giá trị kiểm tra = 0,99996 và giá trị tổng = 0,99998.

Hình 14 15 Đồ thị kết quả phân tích mạng hồi quy của mạng nơ-ron nhân tạo

Sau khi hoàn tất quá trình huấn luyện mạng, việc kiểm tra sai số là cần thiết để xác định mạng tối ưu với độ sai số thấp nhất cho mục đích dự báo Kết quả cho thấy sai số tuyệt đối lớn nhất của mạng đạt 0,00002%.

Hình 14 16 So sánh kết quả giữa tổn thất thực tế với dự báo của mạng nơ-ron nhân tạo

Theo như kết quả thu được từ việc chạy mô hình, thống kê được rằng tương ứng với

6692 giá trị được dùng để chạy thực nghiệm mô hình, có 1378 mẫu đã được dự đoán và có độ chính xác 99,998% so với tổn thất thực tế

Bảng 14 4 Tóm tắt so sánh giữa tổn thất công suất tác dụng thực tế với dự báo

Ngày Giờ ∆P (MW) thực tế ∆P(MW) dự báo Sai số

Bước 9: Áp dụng mạng nơ-ron đã huấn luyện phục vụ việc dự báo

Sử dụng mạng nơ-ron đã được huấn luyện, chúng tôi tiến hành dự báo tổn thất cho 6 ngày cuối tháng 06 (từ 25/06/2020 đến 30/06/2020) với 144 giá trị công suất tác dụng dự kiến, tương ứng với 144 giờ, làm dữ liệu đầu vào cho mạng nơ-ron.

Bảng 14 5 Kết quả dự báo của mạng nơ-ron nhân tạo từ 25/06/2020 đến 30/06/2020

Ngày Giờ P(MW) dự kiến ∆P (MW) dự báo

Hình 14 17 Đồ thị thể hiện kết quả dự báo của 6 ngày tiếp theo

Bằng cách khảo sát các mô hình mạng nơ-ron với các tham số khác nhau như số lượng đầu vào, số lượng lớp ẩn, số lượng node và các thuật toán training, chúng ta có thể đánh giá ảnh hưởng của từng tham số đến độ chính xác của dự báo, thời gian training và số lượng epoch.

Từ kết quả thống kế được trong quá trình khảo sát chúng ta lựa chọn được mô hình mạng tối ưu cho bài toán dự báo tổn thất

Việc lặp lại các khảo sát giúp đảm bảo độ tin cậy cao cho kết quả, đồng thời giảm thiểu ảnh hưởng của các yếu tố ngẫu nhiên mà các nghiên cứu trước có thể gặp phải.

Khảo sát mang lại lợi ích lớn trong việc lựa chọn mô hình mạng tối ưu một cách khách quan và khoa học, đảm bảo độ tin cậy cho các dự báo Điều này rất quan trọng vì chỉ khi có độ tin cậy cao, các kết quả dự báo mới có thể được áp dụng an toàn và hiệu quả trong thực tế.

Trong quá trình thực hiện đề tài, tác giả nhận thấy rằng có nhiều tham số ảnh hưởng đến kết quả của mô hình mạng nơ-ron nhân tạo, bao gồm các hàm kích hoạt và hàm mất mát Tuy nhiên, tác giả chưa thể phân tích mối liên quan giữa các tham số này và kết quả dự báo do hạn chế về thời gian Hiện tại, tác giả chỉ khảo sát 4 tham số, nhưng nếu có cơ hội, sẽ tiếp tục nghiên cứu và phân tích ảnh hưởng của các tham số này đến mô hình dự báo tổn thất.

Trong tương lai gần, tác giả có kế hoạch phát triển mạng nơ-ron với độ chặt chẽ cao hơn, thiết kế giao diện riêng cho mạng nơ-ron và tiến hành nghiên cứu phối hợp với nhu cầu dự báo phụ tải nhằm đưa ra các dự đoán về tổn thất một cách chính xác.

Tiêu đề	Thiết Kế Mạng Điện 110Kv Ứng Dụng Mạng Nơ-Ron Nhân Tạo Dự Báo Tổn Thất
Tác giả	Nguyễn Trần Minh
Người hướng dẫn	TS. Nguyễn Nhật Nam
Trường học	Đại Học Bách Khoa Tp.Hồ Chí Minh
Chuyên ngành	Hệ Thống Điện
Thể loại	luận văn tốt nghiệp
Năm xuất bản	2021
Thành phố	Tp. Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	151
Dung lượng	6,74 MB

Thiết kế mạng điện 110kv bằng phần mềm ETAP và ứng dụng mạng nơ ron nhân tạo dự báo tổn thất

.13 Công suất đầu đường dây bị sự cố

TÍNH TỐN GIÁ THÀNH TẢI ĐIỆN: