dựa vào tài liệu này giúp bạn dễ dàng làm bài tập hiệu quả.......................................................................................................................................................................................................................................................
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 59 BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI REACTIVE POWER OPTIMAL COMPENSATION OF DISTRIBUTION NETWORK TRẦN VINH TỊNH Trường Đại học Bách khoa, Đại học Đà Nẵng TRƯƠNG VĂN CHƯƠNG Công ty Điện lực 3 TÓM TẮT Lưới điện phân phối (LĐPP) liên tục phát triển theo không gian và thời gian, ngoài việc đáp ứng đủ nhu cầu công suất tác dụng cho phụ tải, cần chú trọng đáp ứng nhu cầu công suất phản kháng (CSPK). Việc bù CSPK sẽ cho phép nâng cao chất lượng điện năng cũng như hiệu quả kinh tế của LĐPP. Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu xây dựng cơ sở dữ liệu và các chỉ số kinh tế LĐPP cho chương trình PSS/ADEPT. Từ đó sử dụng chương trình để tính toán, đánh giá hiệu quả các phương án bù tối ưu phía trung áp và phía hạ áp, nhằm đề xuất phương án bù tối ưu cho LĐPP. ABSTRACT The distribution network developed continuously in space and time, beside sufficiently meeting the active power need for additional load, it’s also very important to meet reactive power need. Reactive power compensation will enhance electricity quality as well as economic efficiency of the distribution network. In this article, we present the study result of establishing data bases and economic indexes of the distribution network to PSS/ADEPT. Then, we can use this program to calculate and evaluate the efficiency of medium and low voltage optimal compensation with the aim of proposing the most optimal alternative for the distribution network. 1. Đặt vấn đề Theo dự báo của tổng sơ đồ VI thì ngành điện vẫn còn thiếu điện, cả công suất tác dụng và CSPK. Mặt khác, hiện nay nhiều nhà máy ngoài ngành điện, vì lợi ích cục bộ, chủ yếu phát công suất tác dụng lên lưới, gây thiếu hụt CSPK rất lớn cho hệ thống. Trong thời gian gần đây, dư luận quan tâm nhất là vấn đề thiếu điện và tăng giá điện. Để góp phần giải quyết hai vấn đề này, ngành điện đang tích cực bù CSPK lưới điện phân phối: - Bù CSPK sẽ tăng công suất phát cho các nhà máy điện, tăng khả năng tải cho các phần tử mang điện, giảm tổn thất công suất góp phần khắc phục thiếu điện [3]. - Bù CSPK sẽ giảm chi phí đầu tư nguồn và nâng cấp lưới điện, giảm tổn thất điện năng góp phần bình ổn giá điện [3] . Thực tế vận hành thì bù trung áp nhiều hơn phía hạ áp, tủ tụ bù hạ áp chưa hợp lý về dung lượng và phân chia các module tụ, chương trình PSS/ADEPT tính toán bù CSPK chưa có cơ sở dữ liệu và các chỉ số kinh tế LĐPP để tính toán, đánh giá hiệu quả bù; đồng thời chương trình tính toán bù phía hạ áp không chính xác. TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 Xuất phát từ những hạn chế trên, bài viết đặt vấn đề nghiên cứu lý thuyết bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ; dung lượng tối ưu và phân chia module tụ trong tủ tụ bù hạ áp; xây dựng cơ sở dữ liệu và các chỉ số kinh tế LĐPP cho chương trình PSS/ADEPT. Sử dụng chương trình để tính toán, đánh giá hiệu quả các phương án bù tối ưu phía trung áp và hạ áp nhằm đề xuất phương án bù tối ưu cho LĐPP. 2. Cơ sở lý thuyết 2.1. Tính toán bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ - Cơ sở phương pháp: Trong đầu tư và vận hành LĐPP đều có những khoản chi phí và những khoản thu nhập xảy ra ở những thời điểm khác nhau trong một khoảng thời gian dài, các khoản chi, thu đó được gọi là dòng tiền tệ. Gọi N là số thời đoạn trong kỳ phân tích, r% là chiết khấu tính toán, i% là chỉ số lạm phát, P là tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là hiện tại, F là tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là tương lai. Xây dựng được công thức quan hệ giữa F và P: ∑ = ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + + = N n n i r PF 1 1 1 . Ö ∑ = ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + + = N n n r i FP 1 1 1 . . Thành phần ∑ = ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + + = N n n e r i N 1 1 1 là để quy đổi giá trị tương lai F về giá trị hiện tại P. Thành phần này là một đại lượng thời gian tương đương quy đổi thời gian về thời gian hiện tại. Trong ngành điện, tổn thất công suất, tổn thất điện năng tiết kiệm được cũng như quá trình bảo trì vật tư thiết bị điện diễn ra trong thời gian dài, vì vậy ta có thể sử dụng đại lượng thời gian tương đương N e quy đổi các lợi ích hoặc chi phí đó về giá trị hiện tại để so sánh, đánh giá các phương án. - Phương pháp tính toán bù tối ưu: Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu Z, đó là hàm lợi ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt bù, hàm Z phải đạt giá trị cực đại. Đối với LĐPP, 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 . + Thành phần 1 (. . ) ep q ZTNgPgQ=Δ+Δ= ()() 2 2 2 2 . .2 . .2 i i e p ibj bj q ibj bj iD iD i i RX TNg QQQ g QQQ UU ∈ ∈ ⎡ ⎤ =−+ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ ∑∑ − Trong đó: T là thời gian làm việc của tụ bù [giờ/năm]; g p , g q là giá điện năng tác dụng và phản kháng bình quân tại khu vực tính bù [đ/kWh]; Q i , U i là phụ tải phản kháng và điện áp cuối nhánh i [kVAr], [kV]; R i , X i là điện trở và điện kháng của nhánh i [Ω]; Q bj là CSPK bù tại nút j, D là đường đi của dòng điện từ nguồn đến nút j . + Thành phần Z 2 = (q o + N e .C bt ).Q bj Trong đó: q o là suất đầu tư cụm tụ bù [đ/kVAr], C bt là suất chi phí bảo trì hàng năm của cụm bù tại nút j [đ/kVAr.năm], chi phí này mỗi năm bằng 3% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù tại nút j, vậy C bt = 3% . q o Ö Z 2 = (q o + N e .3%.q o ).Q bj = (1 + 0,03.N e ).q o .Q bj 60 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 61 + Thành phần Z 3 = T . ΔP b . g p . N e . Q bj Trong đó: ΔP b là suất tổn thất công suất tác dụng bên trong tụ bù [kW/kVAr]. 2 123 22 . . . ii ep q bj iD iD ii RX ZZ Z Z TN g g Q UU ∈∈ ⎡⎤ ⎛⎞ ⇒ =− −=− + + ⎢⎥ ⎜⎟ ⎢⎥ ⎝⎠ ⎣⎦ ∑∑ () 22 D 2. . . . . 1 0,03. . . . . . ii ii ep q eo bpe iD i ii RQ X Q TN g g N q T Pg N Q UU ∈∈ ⎡ ⎤ ⎛⎞ ++−+−Δ ⎢ ⎥ ⎜⎟ ⎢ ⎥ ⎝⎠ ⎣ ⎦ ∑∑ bj Trong biểu thức Z có hệ số của nhỏ hơn không, do đó Z đạt cực đại khi: 2 bj Q 0= ∂ ∂ bj pp Q Z , từ đó tính được giá trị Q bj tối ưu tại nút j là: () 22 22 2. . . . . 1 0,03. . . . . 2. . . . . ii i i ep q eo bp iD iD ii bj ii ep q iD iD ii QR QX TN g g N q T Pg N UU Q RX TN g g UU ∈∈ ∈∈ ⎛⎞ +−+−Δ ⎜⎟ ⎝⎠ = ⎛⎞ + ⎜⎟ ⎝⎠ ∑∑ ∑∑ e (1) 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. Vậy điều kiện để đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j là: Z > 0⇔ () 22 22 2. . . . 1 0,03. . . . . . ii i i ep q eo bpe iD iD ii bj ii eq iD iD ii QR QX TN g g N q T Pg N UU Q RX TN g UU ∈∈ ∈∈ ⎛⎞ +−+−Δ ⎜⎟ ⎝⎠ ⇔< ⎛⎞ + ⎜⎟ ⎝⎠ ∑∑ ∑∑ (2) Để xác định vị trí bù tối ưu cho LĐPP, có thể dùng các chương trình tính toán bằng máy tính . 2.2. Xác định dung lượng bù tối ưu phía hạ áp Lượng CSPK tiêu thụ phía hạ áp máy biến áp gồm CSPK tiêu thụ của phụ tải và tổn thất CSPK trong máy biến áp. Tổn thất CSPK trong máy biến áp gồm: tổn thất gây từ trong lõi sắt 100 %. 0 dm Fe SI Q =Δ không phụ thuộc vào tải, tổn thất đồng trong cuộn dây máy biến áp dm N Cu S Su Q .100 %. 2 2 =Δ phụ thuộc vào tải S 2 . Tổn thất CSPK của các máy biến áp 22kV điển hình khi đầy tải và không tải như [1], trong đó thành phần tổn thất ΔQ Fe tính vào các module tụ bù cố định, thành phần tổn thất ΔQ Cu khi đầy tải tính vào các module tụ bù điều chỉnh. Theo thống kê vận hành thì hệ số công suất trung bình của các trạm biến áp trước khi bù là cosφ tb = 0.8 và ở chế độ cực tiểu hệ số tải K tmin = 0.35; ở chế độ cực đại hệ số tải K tmax = 0.8 (các trạm biến áp có K tmax > 0,8 sẽ được nâng công suất). Hiện nay yêu cầu hệ số công suất tại đầu các xuất tuyến phân phối > 0.92; hệ số bù k = tgϕ tb - tgϕ yc ; P tải min(max) = S đm . K tmin(max) . cosφ tb ; CSPK cần bù cho tải Q b tải min(max) = P tải min(max) . k; CSPK cần bù cho phía hạ áp là: Q bmin(max) = Q b tải min(max) + ΔQ Fe (ΔQ Cu ). TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 Lập bảng tính toán Q bmin(max) và lựa chọn tụ cho các trạm biến áp có công suất định mức khác nhau: DUNG LƯỢNG BÙ VÀ CHỌN TỤ CHO CÁC TRẠM BIẾN ÁP Ở CHẾ ĐỘ CỰC TIỂU Bảng 1 S đm Cos ϕ tb Cos ϕ y c K tmin P tải min k Q b tải min ΔQ Fe Q b min Chọn tụ (kVA) (kW) (kVAr) (kVAr) (kVAr) (kVAr) 160 0.8 0.92 0.35 44.8 0.324 14.515 3.36 17.875 1x20 180 0.8 0.92 0.35 50.4 0.324 16.330 3.57 19.900 1x20 250 0.8 0.92 0.35 70.0 0.324 22.680 5.145 27.825 1x30 320 0.8 0.92 0.35 89.6 0.324 29.030 6.405 35.435 1x30 400 0.8 0.92 0.35 112.0 0.324 36.288 8.015 44.303 1x30 560 0.8 0.92 0.35 156.8 0.324 50.803 10.395 61.198 2x30 630 0.8 0.92 0.35 176.4 0.324 57.154 12.495 69.649 2x30 DUNG LƯỢNG BÙ VÀ CHỌN TỤ CHO CÁC TRẠM BIẾN ÁP Ở CHẾ ĐỘ CỰC ĐẠI Bảng 2 S đm Cos ϕ tb Cos ϕ y c K tmax P tải max k Q b tải max ΔQ Cu Q b max Chọn tụ (kVA) (kW) (kVAr) (kVAr) (kVAr) (kVAr) 160 0.8 0.92 0.8 102.4 0.324 33.178 7.68 40.858 1x20+1x20=40 180 0.8 0.92 0.8 115.2 0.324 37.325 8.16 45.485 1x20+1x20=40 250 0.8 0.92 0.8 160.0 0.324 51.840 11.76 63.600 1x30+2x15=60 320 0.8 0.92 0.8 204.8 0.324 66.355 14.64 80.995 1x30+3x15=75 400 0.8 0.92 0.8 256.0 0.324 82.944 18.32 101.264 1x30+4x15=90 560 0.8 0.92 0.8 358.4 0.324 116.122 23.76 139.882 2x30+5x15=135 630 0.8 0.92 0.8 403.2 0.324 130.637 28.56 159.197 2x30+6x15=150 Từ kết quả tính toán trong các bảng 1 và 2, đề xuất một số giải pháp bù phía hạ áp như sau: - Về công suất trạm biến áp cần bù để đảm bảo kinh tế: các trạm biến áp S đm < 250kVA có tổng dung lượng tủ tụ bù hạ áp là 40kVAr (1x20+1x20), chi phí tủ này cao tương đương các tủ khác. Mặt khác theo thống kê lưới điện phân phối trên địa bàn miền Trung thì số trạm biến áp có S đm < 250kVA trên lưới rất nhiều hầu hết phân bố ở vùng nông thôn, miền núi chủ yếu cấp điện cho phụ tải ánh sáng sinh hoạt, nên có hệ số công suất cosφ cao. Để đảm bảo kinh tế nên bù cho các trạm biến áp có công suất S đm > 250kVA. - Về lựa chọn module tụ bù cố định và điều chỉnh: từ giá trị Q bmin , nên chọn một loại module tụ 30kVAr để bù cố định. Từ giá trị (Q bmax -Q bmin ), nên chọn một loại module tụ 15kVAr để thực hiện bù điều chỉnh phía hạ áp. - Về tổng dung lượng tủ tụ bù hạ áp: Từ giá trị Q bmax và tổng dung lượng bù cố định, bù điều chỉnh, đối với trạm biến áp 250kVA nên chọn tủ có dung lượng là 60kVAr, trạm 320kVA là 75kVAr, trạm 400kVA là 90kVAr, trạm áp 560kVA là 135kVAr, trạm 630kVA là 150kVAr. - Về lựa chọn rơle điều khiển tụ bù điều chỉnh: Từ việc phân chia các module tụ bù điều chỉnh, để đơn giản nên chọn 2 loại rơle điều khiển: loại rơle 4 cổng dùng cho các tủ tụ bù của các trạm có S đm = 250 – 400 (kVA) và loại rơle 6 cổng cho các tủ tụ bù của các trạm có S đm = 560 – 630 (kVA). Theo thống kê trên lưới hiện nay, số trạm biến áp có S đm = 250 – 400 (kVA) rất nhiều, phần điều khiển tụ bù điều chỉnh có giá thành cao, nên việc chọn loại rơle 4 cổng sẽ giảm đáng kể vốn đầu tư so với dùng rơle 6 cổng như hiện nay. 62 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 63 - Về module tụ bù cố định và điều chỉnh nhập trong thẻ CAPO của chương trình PSS/ADEPT: Từ việc lựa chọn các module tụ bù cố định và điều chỉnh, trong thẻ CAPO của chương trình PSS/ADEPT nhập module tụ bù cố định là 30kVAr và module tụ bù điều chỉnh là 15kVAr để tính toán bù hạ áp cho LĐPP. 3. Các cơ sở tính toán bù CSPK bằng chương trình PSS/ADEPT: 3.1. Xây dựng các chỉ số kinh tế cho chương trình PSS/ADEPT: Trước khi tính toán bù CSPK, cần phải cài đặt các chỉ số kinh tế trong Network>Economics của chương trình. Căn cứ tiêu chuẩn kỹ thuật vật tư thiết bị, thiết kế lắp đặt cụm tụ bù và một số quy định hiện hành, tính toán được các chỉ số kinh tế của chương trình phù hợp với LĐPP Việt Nam như bảng 3: Bảng 3 - Giá điện năng tiêu thụ 1kWh [đồng/kWh]. - Giá bình quân g p tại khu vực tính bù CSPK - Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh [đồng/kVArh]. - g q = k% x g p (hệ số k tra theo cosφ tại phụ lục Thông tư 09/2001/TTLT- BCN-BVGCP ngày 31/10/2001). - Tỷ số chiết khấu [pu/year] - 0.12 - Tỷ số lạm phát [pu/year] - 0.05 - Thời gian tính toán (years) - 8 . - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp cố định [đồng/kVAr] - 232.075,85. - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp điều chỉnh [đồng/kVAr] - 567.562,62. - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố định [đồng/kVAr] - 256.118,26. - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp điều chỉnh [đồng/kVAr] - 352.271,3. - Chi phí bảo trì tụ bù trung áp cố định hàng năm [đ/kVAr.năm] - 6.962,28 - Chi phí bảo trì tụ bù trung áp điều chỉnh hàng năm [đ/kVAr.năm] - 17.026,88 - Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp cố định hàng năm [đ/kVAr.năm] - 7.683,55 - Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp điều chỉnh hàng năm [đ/kVAr.năm] - 10.568,14 3.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu lưới phân phối cho chương trình PSS/ADEPT: a- Xây dựng cơ sở dữ liệu dây dẫn: Chương trình PSS/ADEPT đã có cơ sở dữ liệu dây dẫn, file nz-austconductors, nhưng thông số kỹ thuật theo các loại dây của Mỹ, không phù hợp với các loại dây dẫn TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 trên lưới phân phối của Việt Nam. Hiện nay, khi nhập thông số dây dẫn để tính toán thì chọn các dây dẫn trong chương trình tương đương với dây dẫn Việt Nam, điều này sẽ dẫn đến sai số tính toán lớn. Vì vậy cần phải thống kê các loại dây sử dụng trên lưới điện phân phối ở Việt Nam để nghiên cứu đưa vào cơ sở dữ liệu của chương trình. Xử lý file nz-austconductors của chương trình thành file Excel theo dạng bảng, từ đó dễ dàng cập nhật thông số kỹ thuật dây dẫn Việt Nam. Sau đó chuyển file nz- austconductors sang dạng file chương trình để kết nối dữ liệu trở lại chương trình. Khi tính toán chỉ cần vào bảng Select Conductor Type để lựa chọn loại dây Việt Nam như hình sau: b- Xây dựng cơ sở dữ liệu thông số cấu trúc lưới phân phối: Sau khi kết nối cơ sở dữ dây dẫn Việt Nam vào chương trình, từ thanh Menu chính vào Tools\Line Constants để tính toán thông số cấu trúc đường dây gồm trở kháng, cảm kháng và dung kháng thứ tự thuận, thứ tự nghịch. Tiến hành tính toán cho nhiều chủng loại dây, nhiều sơ đồ cột khác nhau và cập nhật các thông số trên vào file PTI.con sẽ được từ điển dữ liệu đường dây. Ngoài ra, ta cũng thống kê được các loại máy biến áp đang sử dụng trên phân phối, từ các thông số ΔP o , ΔP n, u n %, U đm, S đm sẽ tính toán được trở kháng và cảm kháng thứ tự thuận. Trở kháng và cảm kháng thứ tự không tính toán theo R nđ cho phép. Theo thống kê điện trở suất tại các khu vực miền Trung thông thường có ρ > 250 Ω.m, theo quy phạm trang bị điện số 11TCN-19-2006 thì R nđ cho phép đến 10Ω. Để tính toán điện trở thứ tự không máy biến áp, chọn R nđ =10Ω (giới hạn trên). Cập nhật các thông số trên vào file PTI.con (file từ điển dữ liệu LĐPP). File này dùng để tính toán nhiều lần mà không phải nhập lại mỗi khi sử dụng. 4. Tính toán bù CSPK bằng chương trình PSS/ADEPT Thực hiện mô phỏng các xuất tuyến 472, 473-E15 vào chương trình PSS/ADEPT, tiến hành tính phân bố công suất, tính toán bù tự nhiên (điều chỉnh nấc phân áp), tính toán các phương án bù trung áp cố định, bù trung áp điều chỉnh, bù trung áp cố định kết hợp với điều chỉnh. 64 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 65 Đối với tính toán bù CSPK phía hạ áp, trong một số trường hợp, chương trình PSS/ADEPT cho kết quả Q b lớn hơn CSPK tiêu thụ của phụ tải, điều này không cho phép. Do đó bài toán bù phía hạ áp sẽ được tách thành 2 bài toán: chương trình PSS/ADEPT sẽ giải quyết bài toán xác định vị trí bù tối ưu, và bài toán tìm dung lượng bù tối ưu sẽ được xác định theo bảng 2. Mặt khác, để thuận tiện trong công tác chế tạo, lắp đặt, dự trữ thiết bị bù dung lượng tủ tụ bù hạ áp được chọn theo một số gam nhất định. Tiến hành tính toán các phương án bù hạ áp cố định, bù hạ áp điều chỉnh, bù hạ áp cố định kết hợp với điều chỉnh. 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 là: . Trong đó: [kVAr] là dung lượng bù cố định và điều chỉnh, [đ/kVAr] là suất đầu tư tụ bù cố định và điều chỉnh, [đ/năm.kVAr] là suất chi phí bảo trì trong năm đối với tụ bù cố định và điều chỉnh ).().( dc bte dc o dc b cd bte cd o cd b CNqQCNqQC +++= dc o cd o qq , dc bt cd bt CC , dc b cd b QQ , Tổng giá trị hiện tại các khoản lợi nhuận do lắp đặt tụ bù được tính theo công thức: B = (ΔP x g p + ΔQ x g q ) x Ne x T. Trong đó: ΔP, ΔQ [kW, kVAr] là lượng giảm tổn thất công suất so với bù tự nhiên, g p [đ/kWh] là giá tiền điện năng tác dụng tiêu thụ, g q [đ/kVArh] là giá tiền điện năng phản kháng tiêu thụ, T [giờ/năm] là thời gian làm việc của tụ bù. Thế các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và NPV = B – C của các phương án bù kinh tế theo từng xuất tuyến như các bảng sau: Bảng 4 Xuất tuyến 472 Q bcđịnh + Q bđchỉnh (kVAr) Phương án bù ΔP (kW) ΔQ (kVAr) C (đồng) B (đồng) NPV= B – C (đồng) Tổn thất công suất ban đầu 0+0 277.57 634.882 Bù tự nhiên 0+0 250.93 568.613 Bù trung áp cố định 1800+0 207.09 481.186 493,545,783.43 1,863,182,320.7 1,369,636,537.3 Bù trung áp điều chỉnh 0+1500 211.70 490.835 1,005,842,622.6 1,666,584,253.4 660,741,630.84 Bù trung áp cố định và điều chỉnh 1800+0 207.09 481.186 493,545,783.43 1,863,182,320.7 1,369,636,537.3 Bù hạ áp cố định 660+0 225.05 509.299 199,714,441.08 1,111,151,423.2 911,436,982.15 Bù hạ áp điều chỉnh 0+1455 201.86 457.991 605,571,247.13 2,104,006,720.7 1,498,435,473.6 Bù hạ áp cố định và điều chỉnh 660+1065 194.64 440.51 642,967,621.96 2,415,044,777.0 1,772,077,155.0 Bảng 5 Xuất tuyến 473 Q bcđịnh + Q bđchỉnh (kVAr) Phương án bù ΔP (kW) ΔQ (kVAr) C (đồng) B (đồng) NPV = B - C (đồng) Tổn thất công suất ban đầu 0+0 171.971 369.437 Bù tự nhiên 0+0 161.879 344.644 Bù trung áp cố định 300+0 151.514 324.842 82,257,630.57 436,843,378.85 354,585,748.28 TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008 66 Bù trung áp điều chỉnh 0+300 151.514 324.842 201,168,524.52 436,843,378.85 235,674,854.33 Bù trung áp cố định và điều chỉnh 300+0 151.514 324.842 82,257,630.57 436,843,378.85 354,585,748.28 Bù hạ áp cố định 180+0 153.147 325.783 54,467,574.84 370,918,062.38 316,450,487.55 Bù hạ áp điều chỉnh 0+435 142.716 303.644 181,047,073.88 813,484,925.73 632,437,851.85 Bù hạ áp cố định và điều chỉnh 180+255 142.716 303.644 160,598,618.15 813,484,925.73 652,886,307.58 Kết quả phương án bù hạ áp cố định kết hợp điều chỉnh của cả 2 xuất tuyến đều có NPV lớn nhất. 5. Kết luận - Tính toán bù tối ưu LĐPP bằng phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ, dung lượng bù như biểu thức (1), điều kiện ràng buộc như bất đẳng thức (2), vị trí bù xác định theo phương pháp dò. - Về bù hạ áp: thực hiện bù CSPK cho các trạm biến áp có công suất từ 250kVA trở lên. Dung lượng tủ tụ bù, dung lượng các module tụ bù cố định, tụ bù điều chỉnh; số module tụ bù cố định, tụ bù điều chỉnh và số cổng rơle điều khiển như bảng 2. - Xây dựng cơ sở dữ liệu dây dẫn, thông số cấu trúc và các chỉ số kinh tế LĐPP kết nối vào PSS/ADEPT, để chương trình tính toán, đánh giá chính xác cả 8 bài toán phân tích LĐPP. - Đề xuất thực hiện bù kinh tế bằng cách bù cố định kết hợp điều chỉnh phía hạ áp cho LĐPP. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Schneider Electric S.A (2004), Điện công nghiệp, NXB thành phố Hồ Chí Minh, TP Hồ Chí Minh. [2] Shaw Power Technologies_Inc (2004), PSS-ADEPT_User Manual, New York . [3] Trần Vinh Tịnh (2001), Áp dụng các phương pháp tối ưu hoá nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành hệ thống cung cấp điện, Đà Nẵng. . ) ep q ZTNgPgQ=Δ+Δ= ()() 2 2 2 2 . .2 . .2 i i e p ibj bj q ibj bj iD iD i i RX TNg QQQ g QQQ UU ∈ ∈ ⎡ ⎤ =−+ ⎢ ⎥ ⎣ ⎦ ∑∑ − Trong đó: T là thời gian làm việc của tụ bù [giờ/năm]; g p , g q là. ).().( dc bte dc o dc b cd bte cd o cd b CNqQCNqQC +++= dc o cd o qq , dc bt cd bt CC , dc b cd b QQ , Tổng giá trị hiện tại các khoản lợi nhuận do lắp đặt tụ bù được tính theo công thức: B = (ΔP x g p + Q x g q ) x Ne x. tính được giá trị Q bj tối ưu tại nút j là: () 22 22 2. . . . . 1 0,03. . . . . 2. . . . . ii i i ep q eo bp iD iD ii bj ii ep q iD iD ii QR QX TN g g N q T Pg N UU Q RX TN g g UU ∈∈ ∈∈ ⎛⎞ +−+−Δ ⎜⎟ ⎝⎠ = ⎛⎞ + ⎜⎟ ⎝⎠ ∑∑ ∑∑ e (1)