Bù Công Suất Phản Kháng Và Tái Cấu Trúc Lưới Điện Bằng Phần Mềm Conus

Bù Công Suất Phản Kháng Và Tái Cấu Trúc Lưới Điện Bằng Phần Mềm Conus. Bài Toán Capo Và Topo Sẽ Được Giải Quyết rất nhanh và đơn giản bằng cách sử dụng phần mềm Conus, phần mềm của người Việt Nam Tự Viết

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam Độc lập – Tự – Hạnh phúc KHOA ĐIỆN BỘ MÔN ĐIỆN CÔNG NGHIỆP NHIỆM VỤ THIẾT KẾ TỐT NGHIỆP Sinh viên thực : Nguyễn Đăng Tuấn Lớp : 06D1 Khóa : 2006 - 2011 Ngành : Điện Công Nghiệp TÊN ĐỀ TÀI: ỨNG DỤNG PHẦN MỀM CONUS TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CÓ ĐIỀU KHIỂN CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI NỘI DUNG CHÍNH: Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối Chương : Tìm hiểu phương pháp tính toán trào lưu công suất phần mềm ứng dụng Chương : Các phương pháp tính toán bù công suất phản kháng Chương : Ứng dụng phần mềm Conus tính toán lựa chọn phương án bù công suất phản kháng cho xuất tuyến 22kV – Công ty điện lực Đà Nẵng Chương 5: Mạch điều khiển Kết luận chung: Kết đạt được, hạn chế hướng phát triển đề tài THỜI GIAN Ngày nhận đồ án : 18/02/2011 Ngày hoàn thành đồ án : 02/06/2011 -1- Ngày tháng .năm 2011 Ngày……tháng… năm 2011 Giáo viên hướng dẫn (Ký ghi rõ họ tên) Giáo viên duyệt (Ký ghi rõ họ tên) Trưởng môn (Ký ghi rõ họ tên) Sinh viên thực Nguyễn Đăng Tuấn -2- LỜI CẢM ƠN Để hoàn thành đồ án này, xin tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới PGS.TS LÊ THÀNH BẮC cô giáo NGUYỄN THỊ HÀ, tận tình hướng dẫn trình làm đồ án tốt nghiệp Tôi xin chân thành cảm ơn quý Thầy, Cô khoa Điện, đặc biệt thầy cô môn Điện công nghiệp – Trường Đại Học Bách Khoa – Đại Học Đà Nẵng tận tình truyền đạt kiến thức suốt năm học tập trường Với vốn kiến thức tiếp thu trình học tập tảng cho trình nghiên cứu đồ án tốt nghiệp mà quan trọng hành trang quí báu để bước vào đời cách vững tự tin Qua xin gửi lời cảm ơn tới gia đình, bạn bè… người bên cạnh tôi, ủng hộ lúc khó khăn Cuối cùng, xin kính chúc quý thầy cô, gia đình tất bạn dồi sức khỏe thành công công việc Đà Nẵng, ngày 27 tháng năm 2011 Sinh viên: Nguyễn Đăng Tuấn -3- MỤC LỤC NHIỆM VỤ THIẾT KẾ TỐT NGHIỆP LỜI CẢM ƠN MỤC LỤC Chương TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI Chương 10 TÌM HIỂU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TRÀO LƯU CÔNG SUẤT VÀ PHẦN MỀM ỨNG DỤNG 10 Chương 27 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 27 Chương 4: 36 ỨNG DỤNG PHẦN MỀM CONUS ĐỂ TÍNH TOÁN VÀ LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO XUẤT TUYẾN 22kV CÔNG TY ĐIỆN LỰC ĐÀ NẴNG 36 Chương 53 MẠCH ĐIỀU KHIỂN .53 PHỤ LỤC 59 Phụ lục 1.1 : CHẾ ĐỘ TẢI 50% SO VỚI CÔNG SUẤT ĐỊNH MỨC 59 Phụ lục 1.2: CHẾ ĐỘ TẢI THỰC 60 Phụ lục 1.3: CHẾ ĐỘ 125% TẢI THỰC .62 Phụ lục 1.4: CHẾ ĐỘ 50% TẢI THỰC 64 -4- Chương TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM HIỆN NAY Phân phối điện khâu cuối hệ thống điện đưa điện trực tiếp đến người tiêu dùng Lưới điện phân phối bao gồm lưới điện trung áp lưới điện hạ áp Tính đến cuối năm 2004, tổng chiều dài đường dây trung áp nước ta khoảng 115 nghìn km, tổng chiều dài đường dây hạ áp gần 110 nghìn km, tổng dung lượng trạm biến áp hạ áp gần 29 nghìn MVA Hiện số tỉnh, thành phố quy hoạch lưới 22kV Trong tương lai quy hoạch mạng điện phân phối nước lưới 22kV đồng dễ quản lý 1.2 LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CỦA ĐÀ NẴNG HIỆN NAY 1.2.1 Đặc điểm hình thành hệ thống điện Đà Nẵng Hệ thống điện Đà Nẵng hình thành dựa mạng lưới điện chế độ cũ để lại Trước năm 1975, hệ thống chủ yếu bao gồm số nhà máy điện công suất nhỏ cỡ vài MW hệ thống lưới điện phân phối 6kV, 15kV phục vụ sinh hoạt đô thị phục vụ quân đội chế độ cũ Sau giải phóng, quyền cách mạng tiếp quản, cải tạo phát triển hệ thống phục vụ công, nông nghiệp, quốc phòng sinh hoạt nhân dân Từ năm 1990, hệ thống điện Đà Nẵng kết nối với lưới điện quốc gia qua trạm biến áp 110 kV Xuân Hà (E10) cấp 110/35/6 kV lấy điện từ trạm biến áp 220 kV Đồng Hới- Quảng Bình Đến năm 1994, mạch 01 đường dây 500kV xuyên quốc gia hình thành hệ thống điện Đà Nẵng nhận điện chủ yếu từ trạm biến áp 500 kV Đà Nẵng (E51) Đến năm 1997, thực chia tách Điện lực Đà Nẵng Điện lực Quảng Nam theo chủ trương chung phủ việc phân tách tỉnh Quảng Nam- Đà Nẵng thành Thành Phố Đà Nẵng tỉnh Quảng Nam Đến hệ thống điện Đà Nẵng phát triển không ngừng, phục vụ công xây dựng phát triển thành phố, bước đảm bảo cho nhu cầu thiết yêu phục vụ sản xuất sinh hoạt nhân dân -5- 1.2.2 Cấu trúc hệ thống điện Đà Nẵng Hệ thống điện Đà Nẵng nhận điện từ lưới điện Quốc gia qua trạm biến áp 110kV Điện lực Đà Nẵng quản lý (Xuân Hà-E10, Liên Trì-E11, Cầu Đỏ-E12, An Đồn –E14, Liên Chiểu- E92, Hòa Khánh 2-HK2), 01 trạm biến áp 220kV (Hòa Khánh-E9) 01 trạm biến áp 110kV (Quận Ba-E13) công ty Truyền tải điện quản lý  Trạm 220kV Hoà Khánh (E9) : phía 110kV gồm máy biến áp vận hành song song, công suất 63 25 MVA, có 08 xuất tuyến 22kV vận hành (471 đến 478) cung cấp điện chủ yếu cho quận Liên Chiểu, phần huyện Hòa vang, khu công nghiệp Hòa Khánh Hòa Khánh mở rộng  Trạm 110kV Xuân Hà (E10) : gồm hai máy biến áp gồm máy biến áp vận hành độc lập, công suất x 40MVA, có 06 xuất tuyến 22kV vận hành (471 đến 476) cung cấp điện chủ yếu cho quận Thanh Khê, Hải Châu, phụ tải quan trọng bệnh viện Đà Nẵng, bệnh viện C,…và 01 xuất tuyến 35kV liên lạc với nhà máy điện Cầu Đỏ (T10) cung cấp điện cho phụ tải Xi măng Hòa Khương, tự dùng 500kV Đà Nẵng  Trạm 110kV Liên Trì (E11) : gồm máy biến áp vận hành song song, công suất 40 25 MVA, có 07 xuất tuyến 22kV vận hành (471 đến 477) cung cấp điện chủ yếu cho quận Hải Châu, khu vực trung tâm thành phố  Trạm 110kV Cầu Đỏ (E12) : gồm máy biến áp, công suất 25 MVA, có 04 xuất tuyến 22kV vận hành (471, 473, 475 477) cung cấp điện chủ yếu cho quận Cẩm Lệ, huyện Hòa Vang, khu công nghiệp Hòa Cầm nhà máy nước Cầu Đỏ, nhà máy nước Sân bay Ngoài thời gian đến đưa vào vận hành thêm 01 máy biến áp 110/22kV cải tạo từ máy biến áp 110/35kV cũ vào vận hành, góp phần chống tải cho lưới điện khu vực  Trạm 110kV Quận Ba (E13) : gồm máy biến áp vận hành song song, công suất 40 25 MVA, có 06 xuất tuyến 22kV vận hành (471, 473, 475, 472, 474, 482) cung cấp điện chủ yếu cho quận Ngũ Hành Sơn, phần quận Hải Châu Sơn Trà khu du lịch quan trọng ven biển Sơn trà –Điện Ngọc  Trạm 110kV An Đồn (E14) : gồm máy biến áp, công suất 25 MVA, có 04 xuất tuyến 22kV vận hành (471, 473, 472 474) cung cấp điện chủ yếu cho quận Sơn Trà, khu công nghiệp Đà Nẵng, khu công nghiệp thủy sản Thọ Quang khu du lịch quan trọng ven biển Sơn trà –Điện Ngọc -6-  Trạm 110kV Liên Chiểu : gồm máy biến áp vận hành độc lập, công suất 2x 40 MVA, có 04 xuất tuyến 22kV vận hành (471, 473, 475, 472) cung cấp điện chủ yếu cho quận Liên Chiểu, khu công nghiệp Liên Chiểu nhà máy thép Đà Nẵng  Trạm 110kV Hòa Khánh : gồm máy biến áp vận hành độc lập, công suất 40 MVA, có 04 xuất tuyến 22kV vận hành (471, 473, 475, 477) cung cấp điện chủ yếu phần khu công nghiệp Hòa Khánh nhà máy thép Đà Nẵng- Ý Ngoài hệ thống điện Đà Nẵng cấp điện từ nhà máy điện Cầu Đỏ T10, bao gồm máy phát Diezel công suất nhỏ với tổng công suất huy động khoảng 16600kW, gồm : 07 máy GM2100 công suất phát 1000kW máy 12 máy SKODA860 công suất phát 600 kW máy 02 máy SKODA2100 công suất phát 1200 kW máy Hiện toàn nguồn Diezel tình trạng dự phòng nguội Khi có yêu cầu bổ sung công suất, nguồn hoà vào hệ thống điện tuỳ theo mức độ yêu cầu mà ta cho vận hành tổ máy phát Nguồn công suất đưa lên góp C1-35 qua MBA tăng áp, cấp điện cho xuất tuyến 371, 374, 375 đưa trạm biến áp 110kV Xuân Hà cấp điện cho phụ tải quan trọng Nguồn Diezel phát chỗ có nhiệm vụ :     Chống tải cục khu vực Dùng để cấp điện cho phụ tải ưu tiên điện lưới Quốc gia Hỗ trợ cố MBA 110 kV Phục vụ công tác thí nghiệm định kỳ máy biến áp 500 kV Đà Nẵng 1.2.3 Các chế độ vận hành hệ thống điện Đà Nẵng 1.2.3.1 Chế độ làm việc bình thường Hệ thống nhận điện từ hệ thống điện Quốc gia qua trạm biến áp 500kV Đà Nẵng (E51) Trong trường hợp thiếu công suất nguồn Diezel huy động hoà vào hệ thống điện Mọi thao tác cấp nguồn lưới Quốc gia cho hệ thống điện Đà Nẵng việc điều động máy Diezel Trung Tâm Điều Độ Miền Trung (A3) điều hành -7- 1.2.3.2 Chế độ làm việc cố Khi cố điện cục trạm 110kV: Dùng nguồn trạm khác để hỗ trợ, cần thiết huy động máy Diezel để cung cấp cho phụ tải trạm qua MC 312, 313, 571 572 NMĐ Cầu Đỏ Khi cố điện lưới Quốc gia (trạm 500kV Đà Nẵng-E51) : Các cụm Diezel phát toàn hoà chung với cung cấp chủ yếu cho khu vực nội thành phụ tải ưu tiên Khi có điện trở lại nguồn Diezel hoà lại vào hệ thống quốc gia MC 373 Cầu Đỏ, sau dự phòng toàn hay phần tuỳ vào yêu cầu công suất phụ tải thực tế 1.3 ĐẶC ĐIỂM VÀ NHỮNG VẤN ĐỀ ĐÁNG QUAN TÂM CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.3.1 Đặc điểm lưới điện phân phối Lưới điện phân phối có đặc điểm thiết kế vận hành khác với lưới điện truyền tải Lưới điện phân phối phân bố diện rộng, thường vận hành không đối xứng có tổn thất lớn Kinh nghiệm điện lực giới cho thấy tổn thất thấp lưới phân phối vào khoảng 4%, lưới truyền tải khoảng 2% Vấn đề tổn thất lưới phân phối liên quan chặt chẽ đến vấn đề kỹ thuật lưới điện từ giai đoạn thiết vận hành Do sở số liệu tổn thất đánh giá sơ chất lượng vận hành lưới điện phân phối 1.3.2 Những vấn đề đáng quan tâm lưới điện phân phối Những vấn đề đáng quan tâm lưới điện phân phối tổn thất điện chất lượng điện áp Để đảm bào tiêu điện chất lượng điện áp, việc sử dụng biện pháp tổ chức người ta tiến hành biện pháp kỹ thuật để đảm bảo tiêu, thoả mãn yêu cầu giới hạn cho phép Các biện pháp nhằm giảm tổn thất công suất tổn thất điện áp gồm:  Nâng cao điện áp định mức Thay đổi cấp điện áp mạng điện đến cấp cao (khi tính đến khả chịu đựng cách điện chúng)  Đặt thiết bị điều chỉnh, thiết bị bù bổ sung phụ thêm Các biện pháp thay đổi máy biến áp bình thường máy biến áp điều áp tải Đặt -8- máy biến áp điều chỉnh, bổ trợ nối tiếp Đặt tụ bù, máy bù, nguồn điều chỉnh công suất phản kháng, đặt thiết bị bù điện kháng đường dây  Tối ưu hóa tham số phần tử mạng điện từ dẫn đến việc thay công suất máy biến áp trạm tương ứng phụ tải giai đoạn phát triển, thay dây dẫn đường dây không, đặt thiết bị đóng/cắt, áp dụng hệ thống đại bảo vệ rơ le tự động điều khiển đo lường từ xa  Tối ưu hóa việc xây dựng phát triển mạng điện 1.4 KẾT LUẬN  Nước ta thời kì phát triển công nghiệp hoá, đại hoá, nhu cầu tiêu thụ điện ngày tăng, lưới điện phân phối phải mở rộng Vì , vấn đề đặt cần phải đảm bảo nâng cao chất lượng điện cho lưới phân phối  Lưới điện Việt Nam nói chung Đà Nẵng nói riêng có nhiều cấp điện áp phân phối Việc phát triển lưới điện có tính chắp vá khó khăn vốn đầu tư, phụ tải phát triển nhanh chưa có quy hoạch tổng thể Các thông số kỹ thuật như: độ dao động điện áp cho phép, hệ số công suất (cosφ), tiêu chuẩn tổn thất điện năng, hàm lượng sóng hài, chưa đạt tiêu chuẩn quy định tiêu kỹ thuật (theo Thông tư quy định hệ thống điện phân phối số 32-2010 Bộ Công Thương) làm cho chất lượng điện  Trong tương lai lưới phân phối quy hoạch cấp 22kV cho đồng dễ quản lý Hiện Thành phố Đà Nẵng quy hoạch lưới phân phối cấp 22kV  Khả phát triển phụ tải Đà Nẵng tương lai lớn thành phố xây dựng nhiều khu công nghiệp, nhu cầu đời sống nhân dân ngày cao nhu cầu điện tăng trưởng nhanh  Do vậy, việc nghiên cứu lưới phân phối để tìm hướng giải nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện cần thiết, việc nghiên cứu bù công suất phản kháng (CSPK) để giảm tổn thất công suất, tổn thất điện năng, cải thiện điện áp, cải thiện hệ số công suất, hạn chế dao động điện áp lớn phụ tải tiêu thụ CSPK thay đổi nhiều lò hồ quang nhiễu loạn lưới ảnh hưởng sóng hài bậc cao nhằm cải thiện điện áp cung cấp tăng hiệu kinh tế việc ngành điện quan tâm -9- Chương TÌM HIỂU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TRÀO LƯU CÔNG SUẤT VÀ PHẦN MỀM ỨNG DỤNG 2.1 MỞ ĐẦU Để tính toán thiết kế vận hành hệ thống điện thường sử dụng phương pháp giải tích mạng điện Newton-Raphson, Gauss-Seidel…Xuất phát từ phương pháp người ta xây dựng nhiều phần mềm tính toán Trong trình vận hành hệ thống điện cần phải tiến hành tính toán mô hệ thống tính toán trình xác lập độ hệ thống điện để đảm bảo cho vận hành tối ưu, an toàn, liên tục hệ thống điện Với phát triển mạnh mẽ công nghệ thông tin, máy tính cấu hình mạnh sử dụng phổ biến, nhờ chương trình tính toán mô hệ thống điện có khả tính toán tốc độ tính toán cao -10- Trường hợp Qb (kVAr) Không bù P/án 4B Bù thực tế Pf ∆ Psb (MW) (MW) ∆Psb/tb (kW) 2.027 0.042 550 1.994 0.009 33 900 2.02 0.035 Umax cấp 0.4kV Umin cấp 0.4kV Umin cấp 22kV Tth (năm) Nút Umax (V) Nút Umin (V) Nút Umin (kV) 14 400 114 392 115 21.9 400 114 392 115 21.911 1.68 400 114 393 113 21.942 12.9 14,39 65 14,39 49,65 Nhận xét: Dựa bảng ta thấy phương án bù tính toán có tổn thất giảm nhiều hơn, dung lượng bù năm thu hồi vốn nhỏ so với phương án bù thực tế Mặt khác phương án thỏa mãn điều kiện kỹ thuật ( điện áp dòng điện nằm phạm vi cho phép) nên chọn phương án 4B bù tính toán hợp lý Vậy phương án bù hợp lý cho tải 50% so với tải thực vận hành phương án 4B sau : Bảng 3-20: Phương án bù hợp lý cho chế độ tải thực Qb (kVAr) Nút bù 300 250 50 55 ∑Qb Vb Pf ∆Ptb ∆Psb ∆P ∆A ∆A*c Tth (kVAr) (103vnd) (MW) (kW) (kW) (kW) (kWh) (103vnd) năm) 4.4.5 Tổng kết tất phương án bù hợp lý Từ phương án bù cho chế độ tải ta tổng kết bảng 3-21 sau : Bảng 3-21: phương án bù cho chế độ tải Qb P/án (kVAr) P/an 2A P/an 3A P/án 4B 800 855 550 Tải 50% Tải thực Tải 125% tải thực Pf ∆Psb ∆Psb/tb Pf ∆Psb ∆Psb/tb Pf ∆Psb ∆Psb/tb (MW) (MW) 0.047 0.038 0.009 (MW) 0.001 0.004 0.033 (MW) (MW) 0.029 0.038 0.108 (MW) 0.054 0.005 -0.025 (MW) 5.083 4.756 5.105 (MW) 0.121 0.064 0.143 (MW) 0.027 0.084 0.005 2.032 2.023 1.994 3.999 4.048 4.078 Nhận xét : Dựa vào bảng ta thấy phương án 3A phương án hợp lý cho chế độ tải, chon phương án 3A làm phương án tối ưu 4.5 KẾT LUẬN :  Ớ chế độ tải thực có phương án bù hợp lý 2A, 2B 2C so sánh chọn phương án 2A tối ưu -51-  Ở chế độ tải 125% so với tải thực có phương án bù hợp lý 3A 3B so sánh chọn phương án 3A tối ưu  Ớ chế độ tải 50% so với tải thực có phương án bù hợp lý 4A 4B, so sánh chọn phương án 4B tối ưu  Từ phương án bù tối ưu cho chế độ tải 2C, 3A 4B, tổng hợp so sánh chọn phương án 3A (bảng 3-10) làm phương án bù hợp lý  Vậy đồ án em dùng phương án 3A làm phương án bù cho chế độ tải xuất tuyến 475 E12 với thông số bù nút bù sau: Bảng 3-22: Phương án bù tối ưu cho xuất tuyến 475 E12 Qb ∑Qb (kVAr) Nút bù (kVAr) 300 47 855 405 72 150 83 Vb (103vnd) 427500 Pf ∆Ptb ∆Psb ∆P ∆A (MW) (kW) (kW) (kW) (kWh) (103vnd) 4.756 148 64 84 336000 417312 -52- ∆A*c Tth (năm) 1.02 Chương MẠCH ĐIỀU KHIỂN 5.1 GIỚI THIỆU VỀ TỤ ĐIỆN TĨNH Tụ điện tĩnh làm vỏ kim loại nhôm hình trụ, có tính an toàn cao, cấu trúc tụ ngăn cản rò rỉ vỏ bị thủng Tụ có phần điện môi tự phục hồi phẩm chất, tự tách khỏi mạch có áp Trong trường hợp bị cố tải điện áp, trình tự phục hồi diễn Nếu trình tự phục hồi không hoạt động (ví dụ điện áp, dòng tải nhiệt ) chắn thiết kế van tải, nâng lên phá huỷ kết nối cuộn dây điện, tụ tách khỏi nguồn 5.2 CÁC PHƯƠNG PHÁP BÙ 5.2.1 Bộ tụ bù Bố trí bù gồm nhiều tụ tạo nên lượng bù không đổi việc điều khiển thực hiện: • Bằng tay • Bán tự động: dùng contactor • Mắc trực tiếp vào tải đóng điện cho mạch bù đồng thời đóng tải 5.2.2 Bộ tụ bù điều khiển tự động • Bù công suất thường thực phương tiện điều khiển đóng cắt phận công suất • Thiết bị cho phép điều khiển bù công suất cách tự động, giữ hệ số công suất giới hạn cho phép chung quanh giá trị hệ số công suất chọn • Thiết bị lắp đặt vị trí mà công suất tác dụng công suất phản kháng thay đổi phạm vi rộng ví dụ: góp tủ phân phối chính, đầu nối cáp trục chịu tải lớn 5.3 MẠCH ĐIỀU KHIỂN Đầu mạch điều khiển nối với contactor để đóng/cắt tụ bù Bộ điều khiển lấy tín hiệu dòng áp mạch tải, tín hiệu qua mạch đo lường hệ số cosφ tải Bộ điều khiển trung tâm đem so sánh kết đo lường với thông số mặc định cài đặt trước để điều khiển rơle theo Khi hệ số cosφ -53- tải ≤ 0.9 mặc định mức thấp điều khiển lệnh cho rơ le số đóng để cấp nguồn điều khiển đóng tụ vào tải, cosφ mức thấp điều khiển tiếp tục lệnh cho rơle thứ cấp nguồn đóng thêm tụ bù vào tải Quá trình tiếp tục hệ số cosφ tải lớn mức thấp dừng lại Khi hệ số cosφ tải ≥ 0.96 mặc định mức cao điều khiển lệnh cắt rơle đóng có thứ tự cao nhất, contactor tương ứng cắt tụ bù khỏi tải làm hệ số cosφ tải giảm xuống mức cao Như điều khiển hoạt động theo cấp, cấp có dung lượng kháng định đưa vào bù cho tải Trên xuất tuyến 475 E12 ta bù với nút có cấp bù dung lượng bù sau: • Ở nút 47 dung lượng bù 300 kVAr ta bù theo cấp, cấp có dung lượng bù 75 kVAr • Ở nút 72 dung lượng bù 405 kVAr ta bù theo cấp, cấp có dung lượng bù 75 kVAr cấp với dung lượng bù 30kVAr • Ở nút 83 dung lượng bù 150 kVAr ta bù theo cấp, cấp có dung lượng bù 75 kVAr  Sơ đồ thiết bị mạch điều khiển (một pha) V/S 2A BU A/S CT BI 2A R Y B Ðèn báo pha ZCT ERL 25 kVAr 25 kVAr -54-  Sơ đồ mạch điều khiển mô sau: 5.4 PHƯƠNG ÁN CẮT GIẢM DUNG LƯỢNG BÙ Ở CHẾ ĐỘ 50% TẢI THỰC TẾ 5.4.1 Kết tính toán tổn thất toàn xuất tuyến Sau thử đóng mở với cấp bù khác ta chọn phương án có tổn thất nhỏ cho bảng 3.22 sau: Bảng 3.22: Phương án cắt giảm dung lượng bù có tổn thất nhỏ Qb (kVAr) Nút bù 150 75 150 47 72 83 Pf ∆Ptb ∆Psb ∆P ∆A (kVAr) (103vnd) (MW) (kW) (kW) (kW) (kWh) (103vnd) (năm) 375 187500 2.006 42 21 21 84000 104328 1.79 ∑Qb Vb ∆A*c Tth • Ở nút 47 ta bù với dung lượng bù 150 kVAr, tức bù cấp bù thứ • Ở nút 72 ta bù với dung lượng bù 75 kVAr, tức bù cấp bù thứ • Ở nút 83 ta bù với dung lượng bù 150kVAr, tức bù cấp bù thứ 5.4.2 Thông số chế độ nút toàn xuất tuyến * Điện áp tất nút nằm giới hạn cho phép ( Uđm ± 10%) * Dòng điện tất nhánh nằm giới hạn cho phép ( I < Icp) 5.5 KẾT LUẬN Sau phân tích phương pháp bù dùng tụ bù tụ bù theo kiểu tự động ta thấy tụ bù theo kiểu tự động có nhiều ưu điểm so với tụ bù nền, tự đóng cắt tụ bù tải non tải, điều chỉnh dung lượng bù hợp lý với tình trạng lưới điện Vì đồ án em chọn tụ bù theo kiểu tự động để bù cho xuất tuyến 475 E12 -55- • Ở nút 47 dung lượng bù 300 KVAr ta bù theo cấp, cấp có dung lượng bù 75 KVAr • Ở nút 72 dung lượng bù 405 KVAr ta bù theo cấp, cấp có dung lượng bù 75 KVAr cấp với dung lượng bù 30 KVAr • Ở nút 83 dung lượng bù 150 KVAr ta bù theo cấp, cấp có dung lượng bù 75 KVAr -56- KẾT LUẬN CHUNG Trong đồ án em tìm hiểu lưới điện phân phối phân tích phương án giảm tổn thất điện năng, em thấy phương pháp bù công suất phản kháng phương pháp có hiệu tốt.Sau thu thập số liệu phụ tải, đánh giá nhu cầu tiêu thụ điện năng, ưu điểm nhược điểm lưới điện phân phối Đà Nẵng, phân tích phần mềm tính toán chọn phần mềm Conus để tính toán lựa chọn phương án bù công suất phản kháng có điều khiển hợp lý cho lưới phân phối (bằng tụ điện tĩnh) Tuy nhiên, phần mềm Conus không đặt vấn đề tính toán dung lượng bù tối ưu cho lưới phân phối mà tạo công cụ để người kỹ sư dựa vào tính toán lựa chọn vị trí đặt bù với dung lượng bù cách hiệu Việc hoàn thành đề tài giúp cho em củng cố kiến thức lý thuyết học trường Tìm hiểu sử dụng phần mềm Conus áp dụng tính toán vào trường hợp thực tế Hiểu phương pháp bù công suất phản kháng nhằm nâng cao hiệu vận hành lưới phân phối cách kinh tế, tạo điều kiện cho sau tốt nghiệp tiếp cận nhanh với yêu cầu thực tiễn công việc HẠN CHẾ CỦA ĐỀ TÀI VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN ĐỀ TÀI Hạn chế đề tài Lưới điện phân phối lưới điện có phụ tải thay đổi liên tục có nhiều xuất tuyến khác Tuy nhiên phạm vi đồ án tốt nghiệp em tính toán cho sơ đồ cụ thể lưới điện phân phối, tính toán bù công suât phản kháng cho thời điểm định Trong khuôn khổ đồ án tốt nghiệp, thời gian, khả tìm hiểu thu thập thông tin số liệu hạn chế nên không tính toán cho toàn xuất tuyến Hướng phát triển đề tài Tính toán, chọn phương án bù hợp lý cho xuất tuyến khác lưới điện phân phối Đà Nẵng Nghiên cứu đề xuất số phương án cung cấp điện xuất tuyến bị cố sửa chữa cho độ tin cậy cung cấp điện cao -57- TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Trần Bách, Lưới điện hệ thống điện – tập 1, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội, 2006 [2] Lê Kim Hùng - Giải tích mạng điện, Nhà xuất Giáo dục, 2001 -58- PHỤ LỤC Phụ lục 1.1 : CHẾ ĐỘ TẢI 50% SO VỚI CÔNG SUẤT ĐỊNH MỨC NUT SO 11 14 17 20 23 25 67 69 71 74 78 80 82 85 86 88 90 92 96 98 99 100 101 104 105 110 112 114 116 29 31 34 37 39 42 44 46 49 52 54 TEN TRAM BIEN AP Sđm(KVA) 50% Sđm cosφ (MVAr) P (MW) Q (MVAr) NGHI AN 250 0.125 0.8 0.1 0.075 KHO BOM HOA CAM 100 0.05 0.8 0.04 0.03 KHO BOM HOA CAM (BAO VE) 50 0.025 0.8 0.02 0.015 X38 400 0.2 0.8 0.16 0.12 TEN LUA 275 50 0.025 0.8 0.02 0.015 NMN SAN BAY 630 0.315 0.8 0.252 0.189 NGHI AN 180 0.09 0.8 0.072 0.054 TRAM CHIEU SANG T3 30 0.015 0.8 0.012 0.009 HOA PHAT 560 0.28 0.8 0.224 0.168 LE TRONG TAN 250 0.125 0.8 0.1 0.075 CONG TY MUOI IOT 100 0.05 0.8 0.04 0.03 NAM THANG 100 0.05 0.8 0.04 0.03 HOANG NAM 320 0.16 0.8 0.128 0.096 CTY SX & TM HAI VAN 630 0.315 0.8 0.252 0.189 CO KHI HOA PHAT 180 0.09 0.8 0.072 0.054 SU DOAN F375 T1 250 0.125 0.8 0.1 0.075 SU DOAN F375 T1 250 0.125 0.8 0.1 0.075 PHUOC TUONG 250 0.125 0.8 0.1 0.075 TRAI GA QUAN KHU 400 0.2 0.8 0.16 0.12 TRAI B14 QUAN KHU 50 0.025 0.8 0.02 0.015 KTT A32 T2 320 0.16 0.8 0.128 0.096 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 0.16 0.8 0.128 0.096 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 0.16 0.8 0.128 0.096 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 400 0.2 0.8 0.16 0.12 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG-T4 180 0.09 0.8 0.072 0.054 THEP HOA PHAT-T1 250 0.125 0.8 0.1 0.075 THEP HOA PHAT T2 250 0.125 0.8 0.1 0.075 DA HOA PHAT 560 0.28 0.8 0.224 0.168 CTY TNHH L & W 50 0.025 0.8 0.02 0.015 NHO CHIEN 630 0.315 0.8 0.252 0.189 TRUNG DOAN 282 SU DOAN 375 100 0.05 0.8 0.04 0.03 KTT A32 T1 320 0.16 0.8 0.128 0.096 KTT A32 T2 320 0.16 0.8 0.128 0.096 E954-T2 180 0.09 0.8 0.072 0.054 DAI CHI HUY K4 100 0.05 0.8 0.04 0.03 DON VI K336 100 0.05 0.8 0.04 0.03 XN CUON ONG PHUOC TUONG 180 0.09 0.8 0.072 0.054 TRUNG DOAN 290(E290) 100 0.05 0.8 0.04 0.03 D5 + D6 E954 100 0.05 0.8 0.04 0.03 C TY ACC 320 0.16 0.8 0.128 0.096 KTT A32 180 0.09 0.8 0.072 0.054 NHA MAY A32 T1 630 0.315 0.8 0.252 0.189 -59- 57 60 63 65 107 NHA MAY A32 T2 560 0.28 0.8 0.224 0.168 NHA MAY A32 T3 560 0.28 0.8 0.224 0.168 NHA MAY A32 T4 560 0.28 0.8 0.224 0.168 NHA MAY A32 T5 560 0.28 0.8 0.224 0.168 HA DUNG 250 0.125 0.8 0.1 0.075 Phụ lục 1.2: CHẾ ĐỘ TẢI THỰC NÚT SỐ TÊN TRẠM BIẾN ÁP NGHI AN Sđm(KVA) Spt% Spt(MVA) Cosφ P(MW) Q(MVAr) 250 94.18 0.2355 0.79 0.186 0.1444 -60- 11 14 17 20 23 25 67 69 71 74 78 80 82 85 86 88 90 92 96 98 99 100 101 104 105 110 112 114 116 29 31 34 37 39 42 44 46 49 52 54 57 60 63 65 107 KHO BOM HOA CAM 100 6.25 0.0063 0.85 0.0054 0.0032 KHO BOM HOA CAM (BAO VE) 50 20.83 0.0104 0.85 0.0088 0.0055 X38 400 6.07 0.0243 0.94 0.0228 0.0084 TEN LUA 275 50 19.44 0.0097 0.85 0.0082 0.0052 NMN SAN BAY 630 26.18 0.1649 0.96 0.1583 0.0462 NGHI AN 180 75 0.135 0.83 0.1121 0.0752 TRAM CHIEU SANG T3 30 69.77 0.0209 0.85 0.0178 0.011 HOA PHAT 560 92.82 0.5198 0.85 0.4418 0.2739 LE TRONG TAN 250 66.48 0.1662 0.87 0.1446 0.0819 CONG TY MUOI IOT 100 25 0.025 0.96 0.024 0.007 NAM THANG 100 34.72 0.0347 0.96 0.0333 0.0098 HOANG NAM 320 26.19 0.0838 0.97 0.0813 0.0203 CTY SX & TM HAI VAN 630 12.65 0.0797 0.94 0.0749 0.0272 CO KHI HOA PHAT 180 57.69 0.1038 0.91 0.0945 0.0429 SU DOAN F375 T1 250 5.54 0.0139 0.94 0.0131 0.0046 SU DOAN F375 T1 250 13.85 0.0346 0.95 0.0329 0.0107 PHUOC TUONG 250 81.72 0.2043 0.85 0.1737 0.1075 TRAI GA QUAN KHU 400 19.06 0.0762 0.94 0.0716 0.0261 TRAI B14 QUAN KHU 50 13.89 0.0069 0.85 0.0059 0.0036 KTT A32 T2 320 8.08 0.0259 0.89 0.0231 0.0117 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 28.14 0.09 0.81 0.0729 0.0528 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 21.65 0.0693 0.76 0.0527 0.045 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 400 66.72 0.2669 0.83 0.2215 0.1489 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG-T4 180 66.72 0.1201 0.83 0.0997 0.067 THEP HOA PHAT-T1 250 16.34 0.0409 0.87 0.0356 0.0201 THEP HOA PHAT T2 250 18.59 0.0465 0.87 0.0405 0.0228 DA HOA PHAT 560 61.88 0.3465 0.91 0.3153 0.1437 CTY TNHH L & W 50 11.11 0.0056 0.85 0.0048 0.0029 NHO CHIEN 630 93.51 0.5891 0.94 0.5538 0.2009 TRUNG DOAN 282 SU DOAN 375 100 34.72 0.0347 0.85 0.0295 0.0183 KTT A32 T1 320 75.76 0.2424 0.85 0.206 0.1278 KTT A32 T2 320 84.42 0.2701 0.83 0.2242 0.1506 E954-T2 180 9.62 0.0173 0.91 0.0157 0.0073 DAI CHI HUY K4 100 4.86 0.0049 0.85 0.0042 0.0025 DON VI K336 100 4.17 0.0042 0.85 0.0036 0.0022 XN CUON ONG PHUOC TUONG 180 27.31 0.0492 0.93 0.0458 0.018 TRUNG DOAN 290(E290) 100 31.25 0.0313 0.85 0.0266 0.0165 D5 + D6 E954 100 9.03 0.009 0.88 0.0079 0.0043 C TY ACC 320 3.68 0.0118 0.94 0.0111 0.004 KTT A32 180 8.08 0.0145 0.89 0.0129 0.0066 NHA MAY A32 T1 630 9.35 0.0589 0.94 0.0554 0.02 NHA MAY A32 T2 560 NHA MAY A32 T3 560 16.71 0.0936 0.97 0.0908 0.0227 NHA MAY A32 T4 560 9.78 0.0548 0.97 0.0532 0.0131 NHA MAY A32 T5 560 3.84 0.0215 0.94 0.0202 0.0074 HA DUNG 250 15 0.0375 0.87 0.0326 0.0185 -61- Phụ lục 1.3: CHẾ ĐỘ 125% TẢI THỰC NUT SO TÊN TRẠM BIẾN ÁP NGHI AN Sđm(KVA) Spt% 125%.Spt(MVA) COSφ P(MW) Q(MVAr) 250 94.18 0.2943 0.79 0.2325 0.1804 -62- KHO BOM HOA CAM 100 6.25 0.0078 0.85 0.0066 0.0042 11 14 KHO BOM HOA CAM (BAO VE) 50 X38 400 20.83 0.013 0.85 0.0111 0.0068 6.07 0.0304 0.94 0.0286 0.0103 17 TEN LUA 275 50 19.44 0.0122 0.85 0.0104 0.0064 20 NMN SAN BAY 630 26.18 0.2062 0.96 0.198 0.0576 23 NGHI AN 180 75 0.1688 0.83 0.1401 0.0942 25 TRAM CHIEU SANG T3 30 69.77 0.0262 0.85 0.0223 0.0138 67 HOA PHAT 560 92.82 0.6497 0.85 0.5522 0.3423 69 LE TRONG TAN 250 66.48 0.2078 0.87 0.1808 0.1024 71 CONG TY MUOI IOT 100 25 0.0313 0.96 0.03 0.0089 74 NAM THANG 100 34.72 0.0434 0.96 0.0417 0.012 78 HOANG NAM 320 26.19 0.1048 0.97 0.1017 0.0253 80 CTY SX & TM HAI VAN 630 12.65 0.0996 0.94 0.0936 0.034 82 CO KHI HOA PHAT 180 57.69 0.1298 0.91 0.1181 0.0539 85 SU DOAN F375 T1 250 5.54 0.0173 0.94 0.0163 0.0058 86 SU DOAN F375 T1 250 13.85 0.0433 0.95 0.0411 0.0136 88 PHUOC TUONG 250 81.72 0.2554 0.85 0.2171 0.1345 90 TRAI GA QUAN KHU 400 19.06 0.0953 0.94 0.0896 0.0325 92 TRAI B14 QUAN KHU 50 13.89 0.0087 0.85 0.0074 0.0046 96 KTT A32 T2 320 8.08 0.0323 0.89 0.0287 0.0148 98 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 28.14 0.1126 0.81 0.0912 0.066 99 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 21.65 0.0866 0.76 0.0658 0.0563 100 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 400 66.72 0.3336 0.83 0.2769 0.1861 101 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG-T4 180 66.72 0.1501 0.83 0.1246 0.0837 104 THEP HOA PHAT-T1 250 16.34 0.0511 0.87 0.0445 0.0251 105 THEP HOA PHAT T2 250 18.59 0.0581 0.87 0.0505 0.0287 110 DA HOA PHAT 560 61.88 0.4332 0.91 0.3942 0.1796 112 CTY TNHH L & W 50 11.11 0.0069 0.85 0.0059 0.0036 114 NHO CHIEN 630 93.51 0.7364 0.94 0.6922 0.2513 116 TRUNG DOAN 282 SU DOAN 375 100 34.72 0.0434 0.85 0.0369 0.0228 29 KTT A32 T1 320 75.76 0.303 0.85 0.2576 0.1595 31 KTT A32 T2 320 84.42 0.3377 0.83 0.2803 0.1883 34 E954-T2 180 9.62 0.0216 0.91 0.0197 0.0089 37 DAI CHI HUY K4 100 4.86 0.0061 0.85 0.0052 0.0032 39 DON VI K336 100 4.17 0.0052 0.85 0.0044 0.0028 42 XN CUON ONG PHUOC TUONG 180 27.31 0.0614 0.93 0.0571 0.0226 44 TRUNG DOAN 290(E290) 100 31.25 0.0391 0.85 0.0332 0.0207 46 D5 + D6 E954 100 9.03 0.0113 0.88 0.0099 0.0054 49 C TY ACC 320 3.68 0.0147 0.94 0.0138 0.0051 52 KTT A32 180 8.08 0.0182 0.89 0.0162 0.0083 54 NHA MAY A32 T1 630 9.35 0.0736 0.94 0.0692 0.0251 57 NHA MAY A32 T2 560 60 NHA MAY A32 T3 560 16.71 0.117 0.97 0.1135 0.0284 63 NHA MAY A32 T4 560 9.78 0.0685 0.97 0.0664 0.0168 65 NHA MAY A32 T5 560 3.84 0.0269 0.94 0.0253 0.0091 107 HA DUNG 250 15 0.0469 0.87 0.0408 0.0231 -63- Phụ lục 1.4: CHẾ ĐỘ 50% TẢI THỰC NUT SO TÊN TRẠM BIẾN ÁP Sđm(KVA) Spt% 50%.Spt(MVA) COSφ P(MW) Q(MVAr) NGHI AN 250 94.18 0.1177 0.79 0.093 0.0721 KHO BOM HOA CAM 100 6.25 0.0031 0.85 0.0026 0.0017 11 KHO BOM HOA CAM (BAO VE) 50 20.83 0.0052 0.85 0.0044 0.0028 -64- 14 X38 400 6.07 0.0121 0.94 0.0114 0.0041 17 20 TEN LUA 275 50 19.44 0.0049 0.85 0.0042 0.0025 NMN SAN BAY 630 26.18 0.0825 0.96 0.0792 0.0231 23 NGHI AN 180 75 0.0675 0.83 0.056 0.0377 25 TRAM CHIEU SANG T3 30 69.77 0.0105 0.85 0.0089 0.0056 67 HOA PHAT 560 92.82 0.2599 0.85 0.2209 0.1369 69 LE TRONG TAN 250 66.48 0.0831 0.87 0.0723 0.041 71 CONG TY MUOI IOT 100 25 0.0125 0.96 0.012 0.0035 74 NAM THANG 100 34.72 0.0174 0.96 0.0167 0.0049 78 HOANG NAM 320 26.19 0.0419 0.97 0.0406 0.0104 80 CTY SX & TM HAI VAN 630 12.65 0.0398 0.94 0.0374 0.0136 82 CO KHI HOA PHAT 180 57.69 0.0519 0.91 0.0472 0.0216 85 SU DOAN F375 T1 250 5.54 0.0069 0.94 0.0065 0.0023 86 SU DOAN F375 T1 250 13.85 0.0173 0.95 0.0164 0.0055 88 PHUOC TUONG 250 81.72 0.1022 0.85 0.0869 0.0538 90 TRAI GA QUAN KHU 400 19.06 0.0381 0.94 0.0358 0.013 92 TRAI B14 QUAN KHU 50 13.89 0.0035 0.85 0.003 0.0018 96 KTT A32 T2 320 8.08 0.0129 0.89 0.0115 0.0058 98 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 28.14 0.045 0.81 0.0365 0.0263 99 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 320 21.65 0.0346 0.76 0.0263 0.0225 100 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG -T1 400 66.72 0.1334 0.83 0.1107 0.0744 101 XN V.TU V.LIEU GIAO THONG-T4 180 66.72 0.06 0.83 0.0498 0.0335 104 THEP HOA PHAT-T1 250 16.34 0.0204 0.87 0.0177 0.0101 105 THEP HOA PHAT T2 250 18.59 0.0232 0.87 0.0202 0.0114 110 DA HOA PHAT 560 61.88 0.1733 0.91 0.1577 0.0719 112 CTY TNHH L & W 50 11.11 0.0028 0.85 0.0024 0.0014 114 NHO CHIEN 630 93.51 0.2946 0.94 0.2769 0.1006 116 TRUNG DOAN 282 SU DOAN 375 100 34.72 0.0174 0.85 0.0148 0.0091 29 KTT A32 T1 320 75.76 0.1212 0.85 0.103 0.0639 31 KTT A32 T2 320 84.42 0.1351 0.83 0.1121 0.0754 34 E954-T2 180 9.62 0.0087 0.91 0.0079 0.0036 37 DAI CHI HUY K4 100 4.86 0.0024 0.85 0.002 0.0013 39 DON VI K336 100 4.17 0.0021 0.85 0.0018 0.0011 42 XN CUON ONG PHUOC TUONG 180 27.31 0.0246 0.93 0.0229 0.009 44 TRUNG DOAN 290(E290) 100 31.25 0.0156 0.85 0.0133 0.0082 46 D5 + D6 E954 100 9.03 0.0045 0.88 0.004 0.0021 49 C TY ACC 320 3.68 0.0059 0.94 0.0055 0.0021 52 KTT A32 180 8.08 0.0073 0.89 0.0065 0.0033 54 NHA MAY A32 T1 630 9.35 0.0295 0.94 0.0277 0.0101 57 NHA MAY A32 T2 560 60 NHA MAY A32 T3 560 16.71 0.0468 0.97 0.0454 0.0114 63 NHA MAY A32 T4 560 9.78 0.0274 0.97 0.0266 0.0066 65 NHA MAY A32 T5 560 3.84 0.0108 0.94 0.0102 0.0035 107 HA DUNG 250 15 0.0188 0.87 0.0164 0.0092 -65-