Nghiên cứu đề xuất các giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối ninh hòa

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN NGỌC MINH NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI NINH HÒA Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện Mã số: 60.52.02.02 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2017 Cơng trình hồn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN HỮU HIẾU Phản biện 1: PGS.TS ĐINH THÀNH VIỆT Phản biện 2: GS.TS NGUYỄN HỒNG ANH Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật họp Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 07 tháng 10 năm 2017 * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng Trường Đại học Bách khoa - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN MỞ ĐẦU Tính cấp thiết lý chọn đề tài Để thực thành công nhiệm vụ cơng nghiệp hóa, đại hóa, đòi hỏi phát triển vượt bậc ngành kinh tế, có ngành Điện lực Sự phát triển Điện lực có ảnh hưởng to lướn đến dự phát triển kinh tế Quốc gia Điện năng lượng sử dụng nhiều thiếu lĩnh lực sản xuất đời sống ngày Với ý nghĩa quan trọng đó, Tập đồn Điện lực Viết Nam (EVN) ln đặt mục tiêu đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện ngày cao, giảm tổn thất điện năng, quản lý vận hành thuận lợi Trong đó, giảm tổn thất điện (TTĐN) có ý nghĩa lớn nâng cao hiệu sản xuất kinh doanh, ngồi ra, TTĐN khơng tiêu kế hoạch thực hàng năm mà tiêu pháp lệnh, nhằm đảm bảo nguồn điện cung cấp phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội, an ninh quốc phòng, đời sống nhân dân địa bàn Thị xã Ninh Hòa đường phát triển mạnh kinh tế, phụ tải tang trưởng nhanh, nhiên lưới điện trung áp đầu tư xây dựng từ năm 1998 (thuộc dự án lưới điện nông thôn) với cấu trúc lưới điện cơng nghệ nhiều hạn chế, tổn thất điện cao Vì yêu cầu nâng cao chất lượng điện giảm tổn thất điện trở nên cấp bách, tạo sở để Điện lực Ninh Hòa hồn thành tiêu đề thực tốt chức nhiệm vụ mình, tơi chọn đề tài “Nghiên cứu đề xuất giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối Ninh Hòa” Mục tiêu nghiên cứu - Đề tài nghiên cứu, tính tốn đánh giá tiêu tổn thất điện Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hoà (KHPC) giao cho điện lực Ninh Hoà - Từ số liệu thực tế, phân tích đề giải pháp để giảm tổn thất điện lưới điện phân phối Ninh Hòa Đối tượng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu đề tài: Lưới điện trung áp khu vực Ninh Hòa - Phạm vi nghiên cứu: Hiện trạng tổn thất lưới điện trung áp thị xã Ninh Hòa, từ đề giải pháp để giảm tổn thất điện năng, đem lại hiệu kỹ thuật kinh tế Phương pháp nghiên cứu Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết thực tiễn: - Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: nghiên cứu tài liệu sách báo, giáo trình, tạp chí, trang web chuyên ngành điện đề cập tính tổn thất công suất, bù công suất phản kháng, tổn thất điện áp - Phương pháp thực tiễn: + Tập hợp số liệu Điện lực Ninh Hoà cung cấp (công suất phụ tải, liệu MBA, sơ đồ thơng số đường dây, thiết bị đóng cắt, số lượng dung lượng tụ bù, xây dựng file từ điển liệu thông số cấu trúc lưới điện thị xã Ninh Hoà) để tạo sơ đồ nhập thông số vào phần mềm PSS/ADEPT + Xây dựng số kinh tế lưới điện cài đặt vào chương trình PSS/ADEPT để đánh giá bù tối ưu CSPK + Khảo sát thực tế lưới điện phân phối Điện lực Ninh Hồ quản lý + Cơng cụ tính tốn: Tìm hiểu sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để hỗ trợ thực tính tốn tổn thất cơng suất, tổn thất điện áp, tối ưu hóa vị trị đặt tụ bù (CAPO) tìm điểm mở tối ưu (TOPO) để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu nhằm giảm tổn thất Tên bố cục đề tài Căn vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài đặt tên là: “Nghiên cứu đề xuất giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối Ninh Hòa” Luận văn gồm chương sau: Chương 1: Giới thiệu đặc điểm chung trạng sử dụng điện Thị xã Ninh Hòa Chương 2: Vấn đề tối ưu hóa lưới điện giới thiệu chương trình PSS/ADEPT Chương 3: Đề xuất phương pháp vận hành tối ưu lưới điện Ninh Hòa CHƯƠNG GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ HIỆN TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN THỊ XÃ NINH HỊA 1.1 ĐẶC ĐIỂM CHUNG 1.1.1 Vị trí địa lý, đặc điểm, tính chất địa phương Thị xã Ninh Hòa vùng đồng ven biên Nam Trung bộ, thuộc tỉnh Khánh Hòa nằm phía đơng vòng cung Bắc Nam dải Trường Sơn tọa độ từ 12020’ – 12045’ độ Vĩ Bắc từ 105052’ – 109020’ độ Kinh Đơng Ninh Hòa có tổng diện tích đất tự nhiên 119.777ha, có 70% núi rừng, 0,44% động cát ven biển 1.1.2 Hiện trạng kinh tế xã hội 1.1.3 Thực trạng phát triển sở hạ tầng 1.2 PHƯƠNGHƯỚNG PHÁT TRIỂN KINH TẾ, XÃ HỘI 1.2.1 Phương hướng mục tiêu tổng quát Xây dựng thị xã Ninh Hòa trở thành trung tâm kinh tế - văn hóa - du lịch, trọng điểm phát triển công nghiệp tỉnh Khánh Hòa Tiếp tục thực Đề án chia tách thị xã Ninh Hòa thành hai đơn vị hành cấp huyện phấn đấu lên đô thị loại III vào năm 2020 Tiếp tục chuyển dịch cấu kinh tế theo hướng Công nghiệp - Dịch vụ, du lịch - Nông nghiệp Phấn đấu phát triển kinh tế gắn với việc nâng cao đời sống vật chất tinh thần cho người dân, đảm bảo an sinh xã hội; bảo vệ cải thiện môi trường; giữ vững ổn định trị, bảo đảm quốc phòng - an ninh trật tự an toàn xã hội, khu vực phòng thủ tỉnh Khánh Hòa 1.2.2 Các tiêu chủ yếu giai đoạn 2016-2020 1.3 TỔNG QUAN HỆ THỐNG LƯỚI ĐIỆN NINH HÒA 1.3.1 Nguồn lưới điện phân phối Điện lực Ninh Hồ, trực thuộc Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hồ, có nhiệm vụ quản lý vận hành lưới điện phân phối kinh doanh điện theo phân cấp địa bàn Thị xã Ninh Hòa bao gồm 27 xã, phường; khối lượng quản lý tương đối lớn Nguồn điện cấp cho lưới điện phân phối thị xã Ninh Hòa chủ yếu lấy từ nguồn trạm 110kV E24 – Ninh Hòa (công suất 40MVA) trạm 110kV ENT – Ninh Thủy (cơng suất 40MVA), ngồi có liên lạc với TBA 110kV lân cận E33 – Vạn Giã E31 – Đồng Đế Lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa gồm có 13 tuyến trung áp, có 10 tuyến 22kV 03 tuyến 35kV với tổng số khách hàng sử dụng điện 62.941 khách hàng Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến trung áp Ninh Hồ phụ lục Một số thơng số khối lượng quản lý lưới điện sau: Bảng 1.1 Khối lượng quản lý lưới điện Điện lực Ninh Hoà Đường Khu vực TX Ninh Hòa dây trung áp (km) 544,84 Dung Trạm biến áp Đường lượng Tổng dây Recloser LBS bù Số dung hạ áp (máy) (máy) (MVAr) Trạm lượng (km) (MVA) 776,51 42.58 30 663 111,331 1.3.2 Tình hình cấp điện lưới điện phân phối Ninh Hòa Tuyến 471-E24: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 471-E24 đến vị trí cột 471-E24/160, tổng chiều dài trục xuất tuyến 15.3km, XT hình thành từ XT 372-F2A tách phần phụ tải XT 478-E24, cấp điện cho số phụ tải khu vực thôn Phú Hữu, Phong Thạnh–Ninh Lộc, dây dẫn trục sử dụng dây AC185mm2, ACWBCC-185mm2, Pmax 3,8MW; Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 471-E31 Vĩnh Hải qua LBS+DCL trụ 471-E31-E24/229; liên lạc với tuyến 478-E24 qua DCL trụ 471-478-E24/159; liên lạc với tuyến 472-E24 qua CDLL trụ 472471-E24/113b; Tuyến 472-E24: Khối lượng quản lý:Từ đầu cáp ngầm MC 472-E24 đến vị trí cột 472-E24/113B, tổng chiều dài trục xuất tuyến 6.91km , cấp điện cho xã, phường: Ninh Hiệp (phía Nam cầu Dinh), Ninh Giang, Ninh Hà, Ninh Phú phần xã Ninh Phụng (khu vực dọc theo quốc lộ 26), dây dẫn trục sử dụng dây AC-185mm2, ACWBCC-185mm2, Pmax 6,2MW; Kết cấu lưới:DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 474-E24 qua LBS+DCL trụ 474-472-E24/45-18b 472-474-E24/78-15; liên lạc với tuyến 478-E24 qua CDLL trụ 472-478-E24/113b; Tuyến 473-E24: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 473-E24 đến vị trí cột 473-E24/163, tổng chiều dài trục xuất tuyến 17.1km, XT hình thành từ XT 371-F2A, cấp điện cho xã Ninh Đông, Ninh Trung thơn Phú Bình-Ninh Phụng, dây dẫn trục sử dụng dây AC-185mm2, Pmax 2,5MW; Kết cấu lưới:DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 471-F1 Vạn Ninh qua LBS+DCL trụ 471F1-473E24/163, liên lạc với tuyến 475-ENT qua DCL trụ 475ENT-473E24/52-23; Tuyến 474-E24: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 474-E24 đến vị trí cuối cột 474E24/132, tổng chiều dài trục xuất tuyến 11.3km, cấp điện cho xã, phường: Ninh Phụng, Ninh Hiệp (phía Bắc cầu Dinh), Ninh Đa, Ninh Ích - Ninh An; dây dẫn trục sử dụng dây AC-120mm2 (từ 474-E24/04 474-E24/52), ACWBCC-185mm2, Pmax 4,0MW; Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 472-E24 qua LBS+DCL trụ 474-472E24/45-18B 472-474E24/78-15; liên lạc với tuyến 475-ENT qua LBS+CDLL trụ 474E24-475ENT/132; Tuyến 476-E24: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 476-E24 đến vị trí cuối cột 318, tổng chiều dài trục xuất tuyến 24.1km, cấp điện điện cho phụ tải phía tây thị xã: Ninh Phụng, Ninh Xuân, Ninh Thượng, Ninh Sim, Ninh Thân Ninh Tây; dây dẫn trục sử dụng dây AC-185mm2 (từ 476-E24/01 công suất Pmax 476-E24/60), AC-95mm2; 6,7MW; Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, vận hành độc lập (hiện tuyến 476-E24 chưa có mạch liên lạc với tuyến 22kV khác) Tuyến 478-E24: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 478-E24 đến vị trí cột 478-E24/302, tổng chiều dài trục xuất tuyến 23.5km, cấp điện cho xã: Ninh Bình, Ninh Quang, Ninh Hưng, Ninh Tân, Ninh Hà, Ninh Lộc Ninh Ích; dây dẫn trục sử dụng dây AC-95, AWBCC-95; công suất Pmax ~ 2,5MW; Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có liên lạc với tuyến 471-E24 qua DCL trụ 471-478-E24/159; Tuyến 473-ENT: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 473-ENT đến vị trí cuối cột 473ENT/21, tổng chiều dài trục xuất tuyến 2,11km, đường dây khách hàng đầu tư xây dựng; dây dẫn trục sử dụng dây AAAWBCC-185mm2; Hiện phụ tải có 01 TBA 320KVA, 22/0.4kV Công ty Nanoco Tuyến 475-ENT: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 475-ENT đến vị trí cuối cột 315, tổng chiều dài trục xuất tuyến 23,6km, cấp điện cho xã: Ninh Thọ, Ninh An Ninh Sơn; dây dẫn trục sử dụng dây AC-185mm2; AC-95mm2, cơng suất Pmax 3,5MW; Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có liên lạc với tuyến 474-E24 qua LBS+DCL trụ 474E24-475ENT/132; liên lạc với tuyến 477-ENT trụ 475-477ENT/68-3; Tuyến 477-ENT: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 477-ENT đến vị trí cuối cột 125-42, tổng chiều dài trục xuất tuyến 12,2km, cấp điện cho phường: Ninh Thủy, Ninh Diêm, Ninh Hải; dây dẫn trục sử dụng dây AC-185mm2; AC-95mm2, cơng suất Pmax 4,5MW; Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có liên lạc với tuyến 475-E24 qua LBS+DCL trụ 475-477ENT/68-3; Tuyến 479-ENT: Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 479-ENT đến vị trí cuối cột 201-114, tổng chiều dài trục xuất tuyến 27,41km, cấp điện cho xã: Ninh Phước, Ninh Vân; dây dẫn trục sử dụng dây AWBCC-95mm2, ACKII70, M48; công suất Pmax 2,5MW; Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, vận hành độc lập (hiện tuyến 479-ENT chưa có mạch liên lạc với tuyến 22kV khác) 1.3.3 Phụ tải điện khu vực Ninh Hoà Phụ tải điện nông thôn, miền núi Phụ tải sinh hoạt dịch vụ công cộng Phụ tải sản xuất Phụ tải điện chung cư khách sạn 1.4 TÌNH HÌNH THỰC HIỆN GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI ĐIỆN LỰC NINH HỊA 1.4.1 Số liệu chung Tình hình thực TTĐN năm 2016 Điện lực Ninh Hoà: TTĐN chung toàn điện lực: Bảng 1.2 TTĐN chung toàn điện lực Ninh Hoà Năm 2015 2016 So với kỳ TTĐN (%) 6,85% 5,77% -1,08% TTĐN lưới trung áp: Bảng 1.3 TTĐN trung áp Năm 2015 Năm 2016 Tăng/giảm ±(%) 472-E24 -Xuất tuyến 472 2,17% -3,85% -6,02% 474 -E24 -Xuất tuyến 474 2,48% 1,68% -0,80% 476 -E24 -Xuất tuyến 476 3,63% 3,22% -0,41% 478 -E24 -Xuất tuyến 478 3,70% 3,46% -0,24% 475 -ENT -Tuyến 475-ENT 2,18% 4,86% +2,68% 477-ENT -Tuyến 477-ENT 1,43% 0,80% -0,63% 479-ENT -Tuyến 479-ENT 1,77% 1,60% -0,17% TTĐN 22kV: 2,54% 2,39% -0,15% TT 1 Xuất tuyến * Riêng xuất tuyến 471-E24, 473-E24 đưa vào vận hành tháng 9/2016 nên khơng đưa vào phân tích số liệu tổn thất năm 2016 Kế hoạch SXKD năm 2017 Công ty giao Điện lực Ninh Hòa (theo QĐ 345/QĐĐLKH, ngày 28/02/2017):  Tổng sản lượng điện thương phẩm (kWh): 190.500.000  Tỉ lệ TTĐN (%): 5,30%  Giá bán bình quân (đ/kWh): 1.700,75 1.4.2 Chi tiết kết thực giảm TTĐN tháng đầu năm 2017 Tình hình thực tổn thất điện tháng đầu năm Điện lực Ninh Hoà so với kỳ năm 2016 thể theo bảng sau: Bảng 1.4: TTĐN chung điện lực Ninh Hồ STT Nội dung –Tiêu chí thực Tổng sản lượng điện nhận (103kWh) Tổng sản lượng điện thương phẩm (103kWh) Tỉ lệ TTĐN chung (%) Tỉ lệ TTĐN trung áp (%) Tỉ lệ TTĐN hạ áp (%) Lũy kế tháng năm 2016 Lũy kế tháng năm 2017 Tăng/giảm ±(%) 89.645 94.284 + 5,17 82.515 87.613 + 6,18 7,95 7,07 - 0,88 2,73 2,36 -0,37 4,92 4,14 -0,78 So sánh kết thực giảmTTĐN tháng đầu năm Điện lực Ninh Hoà so với kế hoạch giao Bảng 1.5: So sánh kết giảm TTĐN tháng đầu năm STT Nội dung –Tiêu chí thực Tổng sản lượng điện thương phẩm (103kWh) Tỉ lệ TTĐN chung (%) Giá bán bình quân (đ/kWh) Lũy kế tháng năm 2017 Kế hoạch tháng năm 2017 So sánh (%) 87.613 89.434 97,96 7,07 7,20 - 0,13 1.697 1.693 +4 CHƯƠNG VẤN ĐỀ TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN VÀ GIỚI THIỆU CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT 2.1 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG 2.1.1 Khái niệm tổn thất điện 2.1.2 Tổn thất phi kỹ thuật 2.1.3 Tổn thất kỹ thuật 2.2 MỘT SỐ BIỆN PHÁP GIẢM TTĐN ĐANG ÁP DỤNG TẠI ĐLNH 2.2.1 Các biện pháp kinh doanh Công tác quản lý, theo dõi điện sử dụng khách hàng: Công tác theo dõi thay công tơ định kỳ: 2.2.2 Các biện pháp kỹ thuật 2.3 VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG ĐỂ GIẢM TTĐN 2.3.1 Vấn đề chung bù công suất phản kháng 2.3.2 Các dạng lắp đặt bù lưới điện  Bù song song (Bù ngang)  Bù nối tiếp (Bù dọc) 2.4 GIỚI THIỆU CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT Tháng 04-2004 hãng Shaw Power Technologies cho đời phiên phần mềm PSS/ADEPT 5.0 (Power system simular/Advanced Distribution Engineering productivity Tool) phần mềm tiện ích mơ hệ thống điện cơng cụ tính tốn, phân tích lưới điện phân phối với qui mô số lượng nút không hạn chế áp dụng rộng rãi công ty Điện lực 2.4.1 Các chức ứng dụng 2.4.2 Các phân hệ PSS/ADEPT Nhiều module tính toán hệ thống điện sau cài đặt chương trình bao gồm: Bài tốn phân bố cơng suất (Load Flow): phân tích tính tốn điện áp, dòng điện, công suất nhánh phụ tải cụ thể Bài tốn tính ngắn mạch (All Fault): tính tốn ngắn mạch tất nút lưới bao gồm loại ngắn mạch ngắn mạch pha, pha pha Bài toán TOPO (Tie Open Point Optimization) phân tích điểm mở tối ưu: tìm điểm có tổn thất nhỏ lưới là điểm mở lưới mạng vòng pha Bài toán CAPO (Optimal Capacitor Placement), đặt tụ bù tối ưu: tìm điểm tối ưu để đặt tụ bù cố định tụ bù ứng động cho tổn thất công suất lưới thấp Bài tốn tính tốn thơng số đường dây (Line Properties Calculator): tính tốn thơng số đường dây truyền tải Bài toán phối hợp bảo vệ (Protection and Coordination) Bài tốn phân tích sóng hài (Harmonic): phân tích thơng số thành phần sóng hài lưới Bài tốn phân tích độ tin cậy lưới (DRA-Distribution Reliability Analysis): tính tốn thơng số độ tin cậy lưới điện SAIFI, SAIDI, 2.4.3 Các bước thực ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT Bước 1: thiết lập thông số mạng điện - Xácđịnh thư viện dây dẫn - Xác định thông số thuộc tính lưới điện 10 Bảng Phụ tải xuất tuyến trung áp theo ba nhóm Cơng suất phụ tải trung bình (MW) STT Xuất tuyến Cao điểm Trung bình Thấp điểm 471-E24 3,5 3,18 2,54 472-E24 3,7 3,3 2,9 473-E24 2,2 1,8 474-E24 2,6 2,3 476-E24 6,2 5,2 3,9 478-E24 2,3 1,8 475-ENT 3,1 2,7 2,5 477-ENT 3,95 3,7 3,3 479-ENT 2,3 1,7 10 Tồn ĐL Ninh Hồ 19,5 19,1 17,6 Hình Đồ thị phụ tải trung bình theo nhóm Trên sở số liệu xử lý thống kê biểu diễn mối quan hệ phụ tải thời gian hệ trục tọa độ có tính chất tương tự với trục tung phụ tải trục hoành thời gian ta nhận đồ thị phụ tải ngày Tuy nhiên, chương trình PSS/Adept, việc nhập đồ thị phụ tải vào chương trình thực tỷ lệ công suất theo nhóm tỷ lệ thời gian nhóm ngày Để làm điều đó, đồ thị phụ tải cần chuyển sang hệ đơn vị tương đối Ta chọn công suất giá trị trung bình phụ tải PTB Phụ tải thứ i hệ đơn vị tương đối là: Pi* Pi PTB 11 Hình 3 Đồ thị phụ tải tương đối 3.2 SỬ DỤNG CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT ĐỂ TÍNH TỐN LẮP ĐẶT BÙ TỐI ƯU 3.2.1 Mơ lưới điện thực tế chương trình PSS/Adept Đối với lưới điện phân phối Khánh Hòa, XT đường dây 35kV XT 22kV 473-ENT truyền tải, cung cấp điện cho khách hàng nên ta bỏ qua, không tính tốn cho XT Trong đó, tuyến 473-ENT dài 2,1 km, cấp điện 01 TBA 320KVA, 22/0.4kV Công ty Nanoco; xuất tuyến 35kV thông qua trạm cắt F2 373-F2 cấp điện cho Nhà máy đường Ninh Hoà, 374-F2 375-F2 mạch kép truyền tải điện từ nhà máy thủy điện Ea Krongrou cấp điện cho nhà máy dừng phát điện Bảng 2: Thông số trạng xuất tuyến khu vực thị xã Ninh Hồ STT Xuất tuyến 01 Thơng Số P(kW) Q(kVAr) 471-E24 3.306 234 02 472-E24 5.315 2.278 03 473-E24 2.313 506 04 474-E24 3.250 1.292 05 476-E24 6.162 1.936 06 478-E24 3.296 857 07 475-ENT 3.340 805 08 477-ENT 4.573 1.787 09 479-ENT 2.221 492 12 3.2.2 Thiết lập thơng số phục vụ tồn bù kinh tế cho xuất tuyến lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa Trong chương trình PSS/ADEPT chưa có số kinh tế để tính tốn bù tối ưu (CAPO) điểm mở tối ưu (TOPO), tính tốn, giả định số liệu tính tốn sơ bộ, khơng xác thiếu thống tồn ngành Do cần phải thu thập số liệu để tính tốn số kinh tế, cài đặt vào chương trình Cần phải cài đặt đầy đủ số kinh tế vào bảng trước tính tốn bù tối ưu Các số kinh tế xây dựng sau: - Giá điện tiêu thụ (cP): tính đơn vị /kWh Ở Mỹ thường sử dụng đơn vị tiền tệ dollar, nhiên PSS/ADEPT CAPO không bắt buộc đơn vị tiền tệ phải sử dụng, sử dụng đơn vị tiền tệ đảm bảo tính quán biến số Khi tính tốn LĐPP Việt Nam thường sử dụng tiền đồng Việt Nam tính tốn sau: việc lắp đặt tụ bù phía 22kV hay phía 0,4kV nhằm mục đích giảm tổn thất P LĐPP, giá điện tác dụng tổn thất lắp đặt bù lấy chung giá giá bán điện bình quân khu vực - Giá điện phản kháng tiêu thụ (cQ):Gq = k% x gp (hệ số k tra theo cosφ thông tư số 15/2014/TT-BCT với cosφ=0,8 tra k% = 12,5% x 1700 = 212,5 đ/kWh Giá trị (cũng giá trị khác) đặt khơng có giá trị thực tế - Chi phí cơng suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (dP): suất đầu tư công suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện, để thay tổn hao công suất tác dụng hệ thống Hiện CAPO không sử dụng giá trị - Chi phí cơng suất phản kháng lắp đặt nhà máy điện (dQ): tương tự dP, suất đầu tư CSPK lắp đặt nhà máy điện để thay tổn hao CSPK hệ thống Hiện CAPO không sử dụng giá trị - Tỷ lệ chiết khấu (r): Đối với việc đầu tư lắp đặt tụ bù LĐPP miền Trung nay, thường sử dụng nguồn vốn vay thương mại Do chọn tỷ lệ chiết khấu r lãi suất bình quân ngân hàng thương mại 12 % Vậy r = 0.12 - Tỷ số lạm phát (i): tỷ số biểu thị giá đồng tiền hàng năm Trong chương trình tỷ số tính đơn vị tương đối (pu) phần trăm (%) Tỷ số Nhà nước công bố năm, theo khuyến cáo nhà lập trình PTI giá trị khoảng 0,02 đến 0,08 cho năm Đối với Việt Nam chọn i = 0,05 - Thời gian tính toán (N): khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm từ việc lắp tụ bù với tiền lắp đặt bảo trì tụ bù (nghĩa thời gian hồn vốn) Theo giáo trình mơn học điện atc = 0,125 N = 1/atc = 1/0,125= Vậy N = năm 13 - Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) tụ bù điều chỉnh (cQ): suất đầu tư tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh, có đơn vị đồng/kVAr; Chi phí bao gồm tiền mua vật tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị cần tính phù hợp với thực tế LĐPP miền Trung Hiện lưới điện trung áp, dải bụ bù thường chọn sử dụng loại tụ bù pha 300kVAr Cơng thức tính cụ thể sau: 𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐 𝑐𝐹 = 𝑄 𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐 𝑐𝑄 = 𝑄 Trong đó: Ctb : đơn giá mua sắm tụ bù trung áp pha 300kVAr; Cp : Là chi phí mua sắm thiết bị đóng cắt bảo vệ; Cnc: Là chi phí nhân cơng lắp đặt tụ bù Cpk : Là chi phí cho hệ thống điều khiển phụ kiện khác; Q : Là dung lượng 01 cụm tụ bù, 300kVAr Bảng 3: Suất đầu tư tụ bù trung áp cố định Stt Dung lượng Q (kVAr) 01 Đơn giá tụ bù Ctb (đồng) Thiết bị đóng cắt, bảo vệ (FCO) Chi phí nhân công lắp đặt Cp (đồng) Cnc (đồng) (1) (2) (3) (4) 300 89.400.000 12.000.000 6.750.000 Vậy suất đầu tư là: 𝑐𝐹 = 𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐 𝑄 = 360.500 đồng Bảng 4: Suất đầu tư tụ bù trung áp điều chỉnh Stt 01 Dung lượng Đơn giá tụ bù Q (kVAr) Ctb (đồng) điều kiển Cpk (đồng) vệ (LBS) Cp (đồng) Cnc (đồng) (1) (2) (3) (4) (5) 300 89.400.000 64.500.000 30.000.000 6.750.000 Vậy suất đầu tư là: Hệ xà đỡ LBS Thiết bị Chi phí nhân hệ thống đóng cắt, bảo cơng lắp đặt 𝑐𝑄 = 𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝𝑘 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐 𝑄 = 635.500 đồng Tuy nhiên trường hợp tính tốn tối ưu hố vị trí lắp đặt tụ bù có sẵn lưới, ta bỏ qua chi phí mua sắm tụ bù thiết bị đóng cắt, bảo vệ, đồng thời, chi phí nhân cơng tính thêm phần nhân cơng thu hồi thiết bị, phần chi phí lấy theo định mức quy định Suất đầu tư tụ bù trung áp lúc là: 14 𝑐𝑛𝑐 6.750.000 = = 22.500 đồ𝑛𝑔 𝑄 300 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑛𝑐 ∗ 𝑘 64.500.000 + 6.750.000 ∗ 1,6 𝑐𝑄 = = = 251.000 đồ𝑛𝑔 𝑄 300 𝑐𝐹 = - Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) tụ bù điều chỉnh (mS): tiền để trì hoạt động tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh hàng năm Tỷ giá tính đồng/kVAr.năm Theo quy định ngành điện Việt Nam chi phí năm 5% nguyên giá tài sản cố định trạm bù - Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định: mFTA = 5% cFTA = 5% x 360.500 = 18.025 đồng/kVAr.năm - Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp điều chỉnh: mSTA = 5% cQTA = 5% x 635.500 = 31.775 đồng/kVAr.năm 3.3 TÍNH TỐN TỐI ƯU TỤ BÙ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3.3.1 Trường hợp giữ nguyên dung lượng tụ bụ lưới: Dung lượng tụ bù lắp đặt lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa cụ thể theo bẳng sau: Bảng 5: Hiện trạng bù trung áp lưới điện Tx Ninh Hòa STT Xuất tuyến Số cụm bù TA Tổng dung lượng (kVAr) 471-E24 2100 472-E24 900 473-E24 300 474-E24 600 476-E24 1200 478-E24 300 475-ENT 600 477-ENT 600 479-ENT 300 23 6900 TỔNG Trong chương trình PSS/Adept, ta gỡ tất tụ bù có lưới Hiện trạng lưới điện Thị Xã Ninh Hòa có tổng cộng 23 dàn tụ bù trung áp với tổng dung lượng 6900kVAr, đó, bước ta tối ưu hóa vị trí dàn tụ bù có sẵn Tiến hành chạy CAPO cho tất xuất tuyến trung áp Thị xã Ninh Hoà, ta thấy tất 23 cụm tụ bù trung áp ban đầu gắn vào lưới Lúc này, kết lắp đặt tụ bù theo xuất tuyến thể cụ thể theo Bảng 6: 15 Bảng Kết lắp đặt tụ bù theo xuất tuyến dung lượng STT Xuất tuyến trước CAPO (kVAr) Vị trí lắp đặt có dung lượng sau CAPO Vị trí lắp đặt tối ưu (kVAr) 471.139-18; 471.102-35; 471.102-14; 471-E24 2100 471.56; 471.90; 471.132; 471.139-4; 900 471.102-29; 471.102-14 471.187 472-E24 900 4260; 42120; 4285-30 900 473-E24 300 4369 474-E24 600 44135; 447818 600 44122; 4478-1 1800 46223B; 46149; 4695.100; 476-E24 1200 4655; 46132; 46200; 4695.67 4285-85; 4298; 4285 4684-8; 4661B; 46121 478-E24 300 48150 900 48.251; 48.168; 48102-16 475-ENT 600 45.121; 45.195 600 45.256; 45.124-16 477-ENT 600 47.68; 47.130 900 47.122; 47.100-18; 47.89 479-ENT 300 49.137 300 49.201 TỔNG 6900 6900 Hiệu giảm tổn thất điện tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù thể qua bảng sau: 16 STT Chế độ Cao điểm Bình thường Thấp điểm Trung bình tồn ĐL ∆P trước (kW) 1.007,95 739,29 527,75 ∆Q trước (kW) 1.765,76 1.284,67 905,45 839,57 1.460,97 933,97 684,13 489,40 Độ lợi P (kW) 1.659,26 73,98 1.204,54 55,16 848,75 38,35 Độ lợi Q (kW) 106,5 80,13 56,7 777,87 1.372,03 88,93 ∆P sau (kW) ∆Q sau (kW) 61,70 Sau tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù lưới điện, lượng điện tiết kiệm ngày 1.480,8 kWh 3.3.2 Tính tốn bổ sung bù cho lưới trung áp: Tiếp theo, phụ tải phát triển liên tục, ta dùng module CAPO để tính tốn, xác định lưới điện có thiếu bù cơng suất phản kháng hay khơng, tính tốn tối ưu dung lượng bù cơng suất phản kháng cần lắp đặt thêm lưới điện cần bổ sung Sau chạy tất xuất tuyến, ta nhận thấy khơng có xuất tuyến tìm thêm vị trí lắp đặt tụ bù, vậy, xét hiệu kinh tế, số lượng vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu, không cần lắp đặt bổ sung thêm tụ bù trung áp Điều phù hợp với thực tế năm 2017 năm 2018, Điện lực Ninh Hòa khơng có kế hoạch lắp đặt thêm tụ bù trung áp 3.3.3 Tính bù cơng suất phản kháng tối ưu lưới điện hạ áp Ta tìm vị trí bù cơng suất phản kháng tối ưu dung lượng cần bù cho xuất tuyến trung áp, nhiên, với xuất đầu tư lớn, dung lượng cụm bù trung áp tương đối lớn nhiều xuất tuyến trung áp tiêu thụ lượng cơng suất phản kháng cao chưa tìm vị trí đặt bù thích hợp, đem lại hiệu TTĐN tính kinh tế Vì vậy, tác giả tiếp tục sử dụng modul CAPO chương trình PSS/Adept để tính tốn vị trí đặt bù tối ưu TBA Các tụ bù đặt phía hạ áp TBA Bước ta phải tính tốn lại xuất đầu tư tụ bù hạ áp sau: - Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) tụ bù điều chỉnh (cQ): suất đầu tư tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh, có đơn vị đồng/kVAr; Chi phí bao gồm tiền mua vật tư thiết bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị cần tính phù hợp với thực tế LĐPP miền Trung Bảng 7: Suất đầu tư bù hạ áp cố định Stt 01 Dung lượng (loại tụ) Đơn giá (đồng) Thiết bị đóng cắt, bảo vệ (CB, MCCB) Chi phí nhân công lắp đặt (1) (2) (3) (4) 30 2.000.000 3.500.000 2.750.000 Vậy suất đầu tư là: = {(2) + (3) + (4)}/ (1) = 8.250.000 /30 = 275.000 đồng 17 Bảng 8: Suất đầu tư tụ bù hạ điều chỉnh Dung lượng (loại tụ) Stt Đơn giá (đồng) Thiết bị đóng cắt LBS hệ thống Chi phí nhân công lắp đặt điều kiển 01 (1) (2) (4) (5) 30 2.000.000 5.500.000 2.750.000 Vậy suất đầu tư = {(2) + (3) + (4) }/ (1) = 10.250.000 /30 = 341.700 đồng - Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) tụ bù điều chỉnh (mS): tiền để trì hoạt động tụ bù cố định tụ bù điều chỉnh hàng năm Tỷ giá tính đồng/kVAr.năm Theo quy định ngành điện Việt Nam chi phí năm 5% nguyên giá tài sản cố định trạm bù - Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định: mFTA = 5% cFTA = 5% x 275.000 = 13.750 đồng/kVAr.năm - Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp điều chỉnh: mSTA = 5% cQTA = 5% x 635.500 = 17.085 đồng/kVAr.năm Tiến hành chạy modul CAPO chương trình PSS/Adept ta dung lượng bù cụ thể xuất tuyến bảng sau: Bảng 9: Kết tính toán bù hạ áp sau chạy CAPO Tổng dung Tổng dung lượng cố Số cụm lượng điều định (kVAr) chỉnh (kVAr) STT Xuất tuyến Số cụm 471-E24 120 150 472-E24 27 810 - - 473-E24 16 480 - - 474-E24 25 750 - - 476-E24 27 810 150 478-E24 240 30 475-ENT - - - - 477-ENT 21 630 - - 479-ENT 180 120 134 4.020 15 450 TỔNG 18 Vị trí lắp đặt bù cụ thể xuất tuyến: STT Xuất tuyến Vị trí lắp đặt tụ bù điều chỉnh Vị trí lắp đặt tụ bù cố định 471-E24 2D4311; 2D4850; 2D4313; 2D4307; 2D4281 2D4844; 2D4851; 2D4832; 2D4209 2D4316; 2D4211; 2D4276; 2D4260; 2D4306; 2D4270; 2D4230; 2D4288; 2D4212; 2D4240; 2D4228; 2D4273; 472-E24 - 2D4227; 2D4226; 2D4262; 2D4213; 2D4206; 2D4247; 2D4302; 2D4279; 2D4204; 2D4242; 2D4293; 2D4301; 2D4210; 2D4225; 2D4257 473-E24 - 2D4413; 2D4450; 2D4412; 2D4408; 2D4485; 2D8101; 2D4414; 2D4470; 2D4471; 2D4404 474-E24 - 2D4403; 2D4405; 2D4410; 2D4411; 2D4435; 2D4477; 2D4433; 2D4465; 2D4402; 2D8075; 2D4406; 2D8044; 2D8006; 2D4409; 2D4452; 2D4451; 2D8003 2DC167; 2D4694; 2D4610; 2D4609; 2DC166; 2D4761; 476-E24 478-E24 2D4608; 2D4759; 2D4630; 2D4693; 2D4694 2D4219 2D4697; 2D4605; 2D4753; 2D4684; 2D4661; 2D4604; 2D4705; 2D4611; 2D4760; 2D4602; 2D4709; 2D4607; 2D4708; 2D4703; 2D4756; 2D4748; 2D4720; 2D4758 2D4218; 2D4220; 2D4803; 2D4807; 2D4815; 2D4829; 2D4812; 2D4824 19 STT Xuất tuyến 475-ENT Vị trí lắp đặt Vị trí lắp đặt tụ bù điều chỉnh tụ bù cố định - 2D8804; 2D8102; 2D8803; 2D8802; 2D8103; 2D8124; 477-ENT 2D8804; 2D8814; 2D8105; 2D8813; 2D8120; 2D8114; 2D8128; 2D8811; 2D8127; - 2D8812; 2D8101 479-ENT 2D4943; 2D4946; 2D4948; 2D4951; 2D8901; 2D8930; 2DP045 2D4949; 2D8933 Hiệu giảm TTĐN sau tối ưu hóa vị trí dung lượng tụ bù hạ áp tính độ lợi P Q trung bình (theo tỷ lệ thời gian chế độ tính: cao điểm, trung bình, thấp điểm) thể qua bảng sau (chi tiết phụ lục 2): Bảng 10: Hiệu giảm TTĐN sau lắp đặt tụ bù hạ áp STT Xuất tuyến ∆P trước (kW) ∆Q trước (kW) ∆P sau (kW) ∆Q sau (kW) Độ lợi P (kW) Độ lợi Q (kW) 471-E24 146,31 239,77 144,77 236,32 1,54 3,45 472-E24 83,78 190,18 79,49 179,22 4,29 10,96 473-E24 25,12 54,63 22,15 47,3 2,97 7,33 474-E24 55,3 131,53 49,72 117,21 5,58 14,32 476-E24 153,29 289,22 147,67 275,53 5,62 13,69 478-E24 113,45 140,78 111,96 137,51 1,49 3,27 477-ENT 80,82 161,02 76,76 151,54 4,06 9,48 479-ENT 37,81 43,25 36,71 40,64 1,1 2,61 695,88 1.250,38 669,23 1185,27 26,65 65,11 TỔNG Như vậy, sau thực bù hạ áp, lượng điện tiết kiệm ngày 639,68 kWh 3.4 TÍNH TỐN HIỆU QUẢ KINH TẾ NPV Ta tính tổng giá trị khoản chi phí vận hành để lắp đặt tụ bù: Trong đó: 𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [kVAr] dung lượng bù cố định điều chỉnh 𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [đồng/kVAr] suất đầu tư tụ bù cố định điều chỉnh 20 𝑐𝑑 𝑑𝑐 𝐶𝑏𝑡 , 𝐶𝑏𝑡 [đồng/năm.kVAr] suất chi phí bảo trì năm tụ bù cố định điều chỉnh Tổng giá trị khoản lợi nhuận lắp đặt tụ bù tính theo cơng thức: B= (ΔP’.gp+ΔQ’.gq).Ne.T Trong đó: ΔP’, ΔQ’[kW,kVAr] lượng giảm tổn thất điện so với tụ bù tự nhiên, gp[đ/kW] giá tiền điện tác dụng tiêu thụ, gq[đ/kVAr] giá tiền điện phản kháng tiêu thụ T[giờ/năm] thời gian làm việc tụ bù gp=k%*gp (hệ số k tra theo cosφ tại thông tư số 15/2014/TT-BCT) Với cosφ= 0,8 ta tra k%= 12,5% Thay giá trị vào cơng thức, tính tốn giá trị B, C NPV: NPV= B–C Áp dụng tính tốn hiệu kinh tế cho bù trung áp B=(61,7*1700+ 88,93*0,125*1700)*8*365*24= 8.675.036.760(đồng) C= 6.900*(22.500+8*18.025)=1.150.230.000(đồng) NPV= B–C= 8.675.036.760–1.150.230.000= 7.524.806.760 đồng Ta thấy số tiền tiết kiệm năm từ việc giảm TTĐN lưới điện 1.084.379.595 đồng Thời gian thu hồi vốn phương án 13 tháng đem lại mức lợi nhuận cao cho Cơng ty Tính tốn hiệu kinh tế NPV cho bù hạ áp: B=(26,65*1700+ 65,11*0,125*1700)*8*365*24= 4.144.592.520(đồng) C= 4.020*(275.000+8*12.750)= 1.515.540.000(đồng) NPV= B–C= 4.144.592.520–1.515.540.000= 2.629.052.520đồng Việc lắp đặt tụ bù hạ áp việc giúp nâng cao hệ số Cosφ trạm, cải thiện điện áp phụ tải mang lại hiệu giảm TTĐN, giúp tiết kiệm kinh tế Phương án lắp đặt tụ bù hạ áp có thời gian năm, đem lại lợi nhuận cao cho Công ty Như vậy, sau thực bù trung áp hạ áp, số tiền thu lợi từ hiệu kinh tế lắp đặt công suất phản kháng lưới điện 10.153.859.280 đồng 3.5 TÍNH TOÁN PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN THỊ XÃ NINH HỊA BẰNG CƠNG CỤ TOPO CỦA CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT Sau tính tối ưu lại vị trí đặt tụ bù nhằm làm cho suất phản kháng tồn lưới giảm đi, việc thay đổi kết cấu lưới làm cho tổn thất công suất giảm mà bỏ vốn đầu tư thêm Để làm điều này, cần phải tái cấu trúc lại lưới điện cách tính tốn lại điểm mở xuất tuyến cho tổn thất công suất hệ thống lưới đạt thấp nhất, biện pháp để tái cấu trúc lưới điện dùng module TOPO phần mềm PSS/ADEPT để giải tốn tìm điểm mở tối ưu 21 3.3.1 Ý nghĩa mục đích tính tốn điểm dừng tối ưu 3.3.2 Áp dụng tính tốn điểm mở tối ưu lưới điện phân phối Ninh Hoà Xét trạng lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa, hầu hết xuất tuyến vận hành độc lập theo kiểu hình tia, có cầu dao liên lạc xuất tuyến để cấp điện có cố lưới điện hay bảo trì, bão dưỡng, thí nghiệm đường dây máy cắt đầu xuất tuyến (trong tuyến 478-E24 tuyến 479-ENT vận hành độc lập hồn tồn, chưa có liên lạc với xuất tuyến khác) Các vị trí liên lạc xuất tuyến hữu lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa thể cụ thể qua bảng sau: Bảng 11: Hiện trạng vị trí liên lạc xuất tuyến STT Tên mạch vòng liên lạc VT liên lạc 02 xuất tuyến VT 471-472-E24/25 Mạch vòng 471-E24 472-E24 Mạch vòng 471-E24 478-E24 Mạch vòng 472-E24 474-E24 Mạch vòng 473-E24 475-ENT VT 473E24-275ENT/104-1 Mạch vòng 474-E24 475-ENT VT 474E24-275ENT/148 Mạch vòng 475-ENT 477-ENT VT 475-477-ENT/68-3 VT 471-472-E24/52-2 VT 471-478-E24/159 VT 472-474-E24/54-11-2 VT 472-474-E24/78-15 Thực tốn TOPO chương trình PSS/Adept, ta tìm vị trí tối ưu để tổn thất cơng suất ∆P tồn mạng bé nhất: Bảng 12: Vị trí liên lạc sau tối ưu hóa điểm mở STT Tên mạch vòng liên lạc VT liên lạc 02 xuất tuyến VT 471-472-E24/25 Mạch vòng 471-E24 472-E24 Mạch vòng 471-E24 478-E24 Mạch vòng 472-E24 474-E24 Mạch vòng 473-E24 475-ENT VT 473E24-275ENT/104-1 Mạch vòng 474-E24 475-ENT VT 474E24-275ENT/148 Mạch vòng 475-ENT 477-ENT VT 475-477-ENT/68-3 VT 471-472-E24/52-2 VT 471-478-E24/159 VT CDPĐ nhánh rẽ 474-E24/78 VT 472-474-E24/78-15 Như vậy, sau trình chạy TOPO ta thấy phương thức vận hành sau tối hóa có thay đổi: mạch vòng 472-E24 474-E24, đóng DLL LBS vị trí liên lạc VT 472-474-E24/54-11-2 mở CDPĐ vị trí 474-E24/78, vậy,phương thức vận 22 hành tối ưu chuyển toàn nhánh rẽ 474-E24/78 sang nhận điện từ xuất tuyến 472E24 Các mạch vòng khác khơng tìm vị trí điểm mở tối ưu Sơ đồ tóm gọn mạch vòng XT 472-E24 474-E24 (tìm điểm mở tối ưu) trước sau chạy TOPO thể sau: Hình 4Sơ đồ tóm gọn mạch vòng XT 472-E24 474-E24 Khi đó, tổn thất sau tối ưu sau: 23 Bảng 13: Tổn thất sau tối ưu hóa điểm mở Xuất tuyến 472-474-E24 ∆P trước (kW) 144,13 ∆Q trước ∆P sau ∆Q sau Độ lợi P Độ lợi Q (kW) (kW) (kW) (kW) (kW) 333,22 142,21 328,48 1,92 4,74 cao điểm 166,05 380,94 163,20 374,73 2,85 6,21 trung bình 120,53 277,36 119,01 273,26 1,52 4,10 thấp điểm 61,94 139,39 61,04 136,58 0,90 2,81 Như vậy, sau tái cấu trúc lại lưới điện, lượng điện tiết kiệm ngày 46,08 kWh Hiệu kinh tế phương án năm NPV= (1,92*1700+4,74*0,125*1700)*365*24= 37.416.150 đồng Chỉ việc thay đổi điểm mở tối ưu vận hành, năm Điện lực tiết kiệm 37.416.150 đồng nhờ giảm TTĐN cho lưới điện phân phối Qua thấy, phương án giảm TTĐN hiệu khơng tốn chi phí, thay đổi phương thức kết lưới vận hành mà đem lại hiệu giảm TTĐN 3.6 KẾT LUẬN CHƯƠNG Hiện nay, với nhiều phần mềm máy tính, việc tính tốn giải tích lưới điện thực dễ dàng, nhanh chóng có độ xác đảm bảo Để tính tốn đưa giải pháp giảm tổn thất điện lưới điện phân phối phải thu thập số liệu đầu vào cách xác Các số liệu thông số kỹ thuật lưới điện thu thập tính tốn cách dễ dàng Ngược lại, thu thập số liệu thông số phụ tải điện thời điểm tính tốn việc khó khăn tốn nhiều thời gian Trong chương tác giả ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để mơ tính tốn phân bổ cơng suất, TTĐN lưới phân phối Ninh Hồ, từ đề xuất giải pháp thực mang tính khả thi lưới điện phân phối Ninh Hoà như: tối ưu hố vị trí lắp đặt tụ bụ lưới trung áp, tối ưu vị trí tụ bù hạ áp lắp đặt bổ sung vào lưới điện, tìm điểm mở vận hành tối ưu lưới điện Ninh Hoà 24 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Lưới điện phân phối đóng vai trò quan trọng việc cung cấp điện liên tục, góp phần ổn định trị, phát triển kinh tế địa phương nói riêng quốc gia nói chung Việc cung cấp điện liên tục, đảm bảo chất lượng điện lưới phân phối đặt lên hàng đầu để đạt mục tiêu vấn đề tính tốn lựa chọn phương thức vận hành hợp lý việc làm cần thiết Về mặt nguyên tắc, TTĐN giảm liên tục đến mức thấp với điều kiện phải có giải pháp quản lý hiệu quả, đặc biệt phải có vốn đầu tư Tỷ lệ TTĐN không giảm việc đầu tư khơng mang lại hiệu (khi lợi ích từ giảm TTĐN khơng bù đắp chi phí đầu tư) Với trợ giúp chương trình tính tốn lưới điện phân phối PSS/ADEPT, luận văn tính tốn dung lượng vị trí lắp đặt tụ bù lưới điện trung áp hạ áp, qua đem lại hiệu kinh tế lớn cho Công ty Bên cạnh đó, phạm vi luận văn, tác giả sử dụng module TOPO để tìm vị trí kết lưới tối ưu kết lưới vận hành Do điều kiện khả thời gian có hạn nên luận văn nhiều thiếu sót như: - Đối với lưới điện hạ áp khơng thực tính toán bù TBA mà nên dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn xác định vị trí bù lưới hạ áp nhằm đem lại hiệu giảm tổn thất cao - Các công suất phụ tải thay đổi liên tục phụ tải thực tế lưới điện phân bố không pha dẫn đến việc tính tốn gặp khó khăn Tuy nhiên việc tìm hiểu cặn kẽ phần mềm tính toán lưới điện phân phối xây dựng số liệu lưới điện tương đối đầy đủ điều kiện thuận lợi cho tác giả thực cơng việc tính tốn cơng tác sau đơn vị công tác Qua kết nghiên cứu đề tài, tác giả có kiến nghị sau: - Đề nghị Điện lực Ninh Hoà nói riêng Cơng ty Cổ phần Điện lực Khánh Hồ nói chung hàng năm cần tổ chức bồi huấn, đào tạo cho cán bộ, ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn lựa chọn vị trí lắp đặt tụ bù lưới điện việc quản lý vận hành lưới điện ... Điện lực Ninh Hòa hồn thành tiêu đề thực tốt chức nhiệm vụ mình, tơi chọn đề tài Nghiên cứu đề xuất giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối Ninh Hòa” Mục tiêu nghiên cứu - Đề tài nghiên. .. 478-E24/302, tổng chiều dài trục xuất tuyến 23.5km, cấp điện cho xã: Ninh Bình, Ninh Quang, Ninh Hưng, Ninh Tân, Ninh Hà, Ninh Lộc Ninh Ích; dây dẫn trục sử dụng dây AC-95, AWBCC-95; công suất Pmax... tìm điểm mở tối ưu 21 3.3.1 Ý nghĩa mục đích tính tốn điểm dừng tối ưu 3.3.2 Áp dụng tính tốn điểm mở tối ưu lưới điện phân phối Ninh Hoà Xét trạng lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa, hầu hết