Đề án nghiên cứu “Xây dựng tiêu chí bù vô công trên lưới điện EVNSPC”

CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ ĐỀ ÁN Trang 4 CHƯƠNG 2. HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC LẮP ĐẶT TỤ BÙ TRONG EVN SPC Trang 6 CHƯƠNG 3. NGHIÊN CỨU LÝ THUYẾT BÙ Trang 16 CHƯƠNG 4. PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ ĐỂ CHỌN GIẢI PHÁP BÙ TỐI ƯU Trang 39 CHƯƠNG 5. PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN VÀ TRIỂN KHAI THỰC HIỆN KẾ HOẠCH BÙ TRUNG HẠ ÁP Trang 45 CHƯƠNG 6. PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN LẬP VÀ TRIỂN KHAI THỰC HIỆN KẾ HOẠCH BÙ THANH CÁI 22KV TRẠMCHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ ĐỀ ÁN Trang 4 CHƯƠNG 2. HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC LẮP ĐẶT TỤ BÙ TRONG EVN SPC Trang 6 CHƯƠNG 3. NGHIÊN CỨU LÝ THUYẾT BÙ Trang 16 CHƯƠNG 4. PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ ĐỂ CHỌN GIẢI PHÁP BÙ TỐI ƯU Trang 39 CHƯƠNG 5. PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN VÀ TRIỂN KHAI THỰC HIỆN KẾ HOẠCH BÙ TRUNG HẠ ÁP Trang 45 CHƯƠNG 6. PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN LẬP VÀ TRIỂN KHAI THỰC HIỆN KẾ HOẠCH BÙ THANH CÁI 22KV TRẠM

N I DUNGỘI DUNG

CHƯƠNG 2 HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC LẮP ĐẶT TỤ BÙ TRONG EVN SPC Trang 6

CHƯƠNG 4 PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ ĐỂ CHỌN GIẢI PHÁP BÙ TỐI ƯU Trang 39CHƯƠNG 5 PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN VÀ TRIỂN KHAI THỰC HIỆN

CHƯƠNG 6 PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN LẬP VÀ TRIỂN KHAI THỰC HIỆN

BẢNG CHÚ THÍCH CÁC TỪ NGỮ VIẾT TẮT

Một số từ, ngữ có thể được viết tắt trong Đề án được hiểu như sau:

 EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

 TCT: Tổng công ty;

 CTĐL: Công ty Điện lực;

 ĐL: Điện lực;

 CNĐCT: Chi nhánh Điện cao thế;

 CTLĐCTMN: Công ty lưới điện cao thế miền Nam;

 ĐTXD: Đầu tư xây dựng;

 SLĐTP: Sản lượng điện thương phẩm;

 SLĐBQ: Sản lượng điện bình quân;

 TSĐL: Tài sản điện lực;

 TSKH: Tài sản khách hàng;

 KH: Khách hàng;

 QL-TDDC: Quản lý - Tiêu dùng dân cư;

 CN-XD: Công nghiệp – Xây dựng;

 NN-LN-TS: Nông nghiệp – Lâm nghiệp – Thủy sản;

 TN-NH-KS: Thương nghiệp – Nhà hàng – Khách sạn;

 ĐD: Đường dây;

 ĐDHA: Đường dây hạ áp;

 ĐDTA: Đường dây trung áp;

 TBA: Trạm biến áp;

 MBA: Máy biến áp;

 LĐHANT: Lưới điện hạ áp nông thôn;

 PSS/ADEPT: Power System Simulator Advance Distribution

Engineering Productivity Tools;

 CMIS: Customer Managment Information System;

 CSPK: Công suất phản kháng

CHƯƠNG I

TỔNG QUAN VỀ ĐỀ ÁN I SỰ CẦN THIẾT CỦA ĐỀ ÁN

Bù vô công trên lưới điện là một giải pháp hiệu quả nhằm giảm tổn thấtđiện năng; giảm sụt áp; giảm quá tải đường dây, giảm quá tải MBA và giảm quátải máy phát đã được nhiều công ty điện lực trên khắp thế giới áp dụng trongnhiều thập kỷ qua Nhiều tài liệu hướng dẫn và chương trình phần mềm tínhtoán bù vô công đã được giới thiệu trên thế giới Tuy nhiên, tùy vào đặc thù lướiđiện, phụ tải và điều kiện kinh tế, việc tính toán áp dụng tại các Công ty điện lựcthường khác nhau và hệ quả là chưa mang hiệu quả tối ưu.

Các vấn đề trên cũng đang hiện hữu tại các Đơn vị thuộc Tổng Công tyĐiện lực miền Nam Bên cạnh đó, sự khác biệt về trình độ nhân viên kỹ thuậtchuyên trách công tác này cũng ảnh hưởng lớn đến công tác lập kế hoạch và tínhtoán lắp đặt bù vô công trên lưới.

Vì vậy, xây dựng tiêu chí bù vô công và các hướng dẫn cụ thể cho cácĐơn vị trên địa bàn SPC là một nhu cầu thực tế nhằm tạo thuận lợi cho các Đơnvị trong tính toán lập qui hoạch, kế hoạch đầu tư, triển khai lắp đặt bù vô công.

II MỤC TIÊU VÀ KẾT QUẢ CỦA ĐỀ ÁN

Xây dựng tiêu chí bù vô công trên lưới điện các đơn vị thuộc EVN SPCnhằm hỗ trợ việc lập kế hoạch bù hàng năm để mang lại hiệu quả cao nhất; cungcấp các tài liệu hướng dẫn lập kế hoạch, triển khai thi công lắp đặt, quản lý vậnhành hệ thống tụ bù đảm bảo hệ số cos đầu phát tuyến trung áp đạt từ 0,95÷0,97 Đây cũng được sử dụng như một tài liệu đào tạo, bồi huấn về công tác lắpđặt tụ bù.

Yêu cầu khoa học, kinh tế: Tiêu chí bù vô công được xây dựng trên cơ sởứng dụng các nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn của các Công ty điện lực, có xemxét đến sự phù hợp với đặc thù phụ tải, lưới điện và điều kiện kinh tế của SPC.

Sản phẩm đề án: i) Tập báo cáo đề án xây dựng tiêu chí bù vô công trênlưới điện các đơn vị thuộc SPC; ii) Các hướng dẫn tính toán, lập kế hoạch bù;iii) Hướng dẫn lắp đặt, đánh giá, quản lý vận hành; iv) Các phụ lục số liệu dựbáo phụ tải, tập bản vẽ sơ đồ bù minh họa.

III PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

Phương pháp điều tra, khảo thực tế;

Dự báo phụ tải trên cơ sở xu hướng và qui hoạch phát triển điện của từngđịa phương;

Sử dụng phần mềm PSS/A để chạy thử bài toán bù tối ưu trên các lướiđiện điển hình.

Phạm vi nghiên cứu: các loại hình bù vô công trên lưới phân phối, gồm:bù thanh cái 22kV trạm 110kV, bù trên lưới điện trung hạ áp.

Kết quả của Đề án là phải trả lời được câu hỏi “Làm sao để công tác

quản lý, lắp đặt tụ bù đúng kỹ thuật và mang lại hiệu quả cao nhất”

Trình tự giải quyết bài toán này được xây dựng như sau:

1 Chúng ta đang làm gì, như thế nào?

Khảo sát đánh giá hiện trạng lưới điện, phụ tải, tình hình lắp đặt thiết bịbù vô công, nêu các tồn tại của khiếm khuyết của lưới điện và công tác bù.

Đánh giá quá trình, nguyên nhân và kết quả thực hiện công tác bù của cácđơn vị trong thời gian qua, nêu các tồn tại cần được khắc phục

2 Nghiên cứu cách làm phổ biến hiện nay.

Nghiên cứu các giải pháp bù đang được áp dụng tại các Công ty điện lực,công nghệ bù vô công trong thời gian tới.

3 Xây dựng giải pháp để cải thiện tình hình?

Phân tích dự báo diễn biến phụ tải, lưới điện trong giai đoạn 2011-2015của các khu vực phụ tải điển hình (công nghiệp, tiêu dùng dân cư) để đề xuấtcác giải pháp bù khả thi;

Phân tích hiệu quả kinh tế kỹ thuật các loại hình bù để chọn giải pháp tốiưu;

Xây dựng tiêu chí bù trên cơ sở giải pháp bù tối ưu, giải pháp triển khaiđối với lưới phân phối của ngành điện và lưới điện khách hàng;

Công tác vận hành các dàn tụ bù, phối hợp vận hành các dàn bù thanh cái22kV trạm 110kV.

CHƯƠNG II

HIỆN TRẠNG CÔNG TÁC LẮP ĐẶT TỤ BÙ TRONG EVN SPC

Lưới điện phân phối

ĐD Hạ áp (km)44.625 52.283 57.067 61.623 64.74667.78670.467 10%

ĐD Trung áp (km)42.518 45.523 47.819 49.319 50.92252.81954.694 5%TBA (số lượng)71.227 77.581 83.183 91.277 97.595 104.960 113.263 10%TBA Tổng (MVA)7.8609.142 10.789 12.310 13.85015.66117.214 20%

Tổng cộng có 113 dàn tụ bù 22kV tại các TBA 110kV với dung lượng thiếtkế 588,6MVAR (trong đó PC Đồng Nai có 11 bộ 106,6MVAR) và dung lượngvận hành là 520MVAR (Đính kèm danh sách tụ bù 22kV)

Giai đoạn 2005-2011, các Đơn vị đã có nhiều quan tâm và nỗ lực lắp đặttụ bù nhằm đảm bảo hệ số công suất (cos φ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt

trên 0,95 Trong giai đoạn này, tốc độ tăng trưởng bình quân năm của công suấtđặt trạm biến áp phân phối và chuyên dùng là 20%, thì tốc độ tăng trưởng tụ bùtrung áp đạt 11%, hạ áp đạt 33% (trong đó TSĐL tăng 50%, TSKH tăng 32%).Điều đó cho thấy sự dịch chuyển lắp đặt tụ bù trung áp sang hạ áp của các Côngty Điện lực trong các năm gần đây, đặc biệt là từ năm 2009 khi triển khai lắp đặttụ 1 pha – 3 pha trực tiếp với những ưu điểm chi phí thấp, lắp đặt nhanh và hiệuquả giảm TTĐN rất lớn đã thúc đẩy công tác này.

Bảng 2 Phân bố chi tiết tỷ lệ bù theo các cấp điện áp

Tính theo dung lượng bù lắp đặt

Hạ áp18.806366.9351.80475.64520.610442.58021,16%Trung áp980524.000447329.8041.427853.80440,81%Thanh cái 22kV

Tổng19.795 1.097.935 2.364 994.049 22.159 2.091.984100%Bảng 2.1 Phân bố chi tiết tỷ lệ bù theo các cấp điện áp

Tính theo dung lượng bù vận hành

Hạ áp18.806366.9351.80475.64520.610442.58023.69%Trung áp980524.000447329.8041.427853.80445.70%Thanh cái 22kV

Tổng19.790942.9352.364 925.449 22.154 1.868.384100%Đến nay toàn TCT đã lắp đặt được 2092 MVAR tụ bù, trong đó: bù110kV đạt 207MVAR (9,89%), bù thanh cái 22kV trạm 110kV đạt 588,6MVAR(24,86%), bù trung áp đạt 756,4MVAR (40,81%), bù hạ áp TSĐL đạt183,3MVAR (21,16%).

Nếu tính theo dung lượng tụ vận hành, bù 110kV đạt 52MVAR (2,78%),bù thanh cái 22kV trạm 110kV đạt 520MVAR (27,83%), bù trung áp đạt

756,4MVAR (405,7%), bù hạ áp TSĐL đạt 183,3MVAR (23,69%).

Hiện nay công tác lắp đặt tụ bù của các Đơn vị trong TCT đã thực hiệntương đối tốt, hầu hết hệ số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt đầu tuyến trung áp đạt trên 0,95 Tuy nhiên vẫncòn một số trạm có mức tiêu thụ công suất phản kháng lớn: các trạm thuộc cáctrong khu công nghiệp (Bàu Bèo, Bến Cát, Bình An, Gò Đậu, Mộc Hóa, ĐứcHòa, Tân An, Mỹ Xuân A, Tân Uyên.) Song song đó, vẫn có những thời điểmbù dư lên lưới 110kV thông qua ngăn lộ tổng 22kV vào các thời điểm thấp điểm,điểu này thể hiện việc vận hành không hợp lý về thời gian của các tụ bù 22kVcủa các TBA 110kV Việc này gây TTĐN cho MBA 110kV và các đường dây110kV liên quan.

Tại các điểm giao nhận điện 110kV với các Nhà máy điện, Công tyTruyền tải điện 4 và HCM PC: hiện tại hệ số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt tại ngăn lộ 110kV ranh giớivới các nhà máy điện, Công ty TTĐ4 đều dao động từ 0,9 ÷ 1; công suất phảnkháng nhận từ các TBA 220kV và NMĐ thấp Riêng NMĐ Thác Mơ nhận Q từlưới 110kV qua tuyến đường dây Phước Long- Thác Mơ cao (7 ÷ 10MVAR);công suất Q trên các đường dây cấp điện cho các TBA 110kV nằm trong khucông nghiệp thường rất cao (10 ÷ 20MVAR).

II Đánh giá hiện trạng, tình hình lắp đặt thiết bị bù vô công1 Hiện trạng bù công suất phản kháng

Trong thực tế, phụ tải của lưới điện trừ thành phần phụ tải quản lý tiêudùng dân cư có hệ số cos tương đối cao, phần lớn các phụ tải khác bao gồmcác động cơ không đồng bộ đều có hệ số cos thấp Ngoài ra, còn có một số hộtiêu dùng khác cũng tiêu thụ nhiều công suất phản kháng như: các máy biến ápchuyên dụng, máy biến áp hàn, lò luyện thép, đây là các thiết bị tiêu thụ nhiềucông suất phản kháng, hệ quả là làm cho hệ số công suất cos của mạng điệngiảm thấp.

Theo qui định, các khách hàng có trạm biến áp chuyên dùng công suất từ100kVA trở lên phải lắp đặt hệ thống tụ bù để đảm bảo hệ số công suất tại điểmđo đếm đạt 0,85

Như vậy, lưới điện ngoài việc phải chuyên chở một lượng công suất tácdụng P, nó còn phải chuyên chở một lượng công suất phản kháng Q khá lớn đểcung cấp cho phụ tải Dòng điện tạo ra do phải chuyển tải lượng công suất phảnkháng này làm phát sinh các vấn đề: tăng TTĐN và tổn thất điện áp trên đườngdây, gây quá tải, làm giảm khả năng tải điện của đường dây.

2 Tình hình lắp đặt thiết bị bù vô công

Để nâng cao hệ số cos đường dây, giảm bớt các ảnh hưởng tiêu cực nêutrên, các CTĐL phải lắp đặt bổ sung các bộ tụ trung áp và hạ áp, đối với lướitrung áp vận hành tụ bù cả hai hình thức cố định và ứng động còn đối với hạ ápthì chủ yếu là bù cố định cho các trạm biến áp công cộng Các ưu điểm khi hệ sốcos của đường dây được nâng cao.

Giảm được tổn thất công suất, TTĐN.

P = I2R = , đối với công thức này khi cos tăng lên thì P giảm theo hàm lũythừa 2.

Giảm tổn thất điện áp, mức tăng điện áp do lắp tụ bù như sau:

 2

kVAr XVR

(7)Trong đó: VR: Độ tăng áp tính theo %.

S: Công suất 3 pha của tụ lắp đặt (kVAR)V: Điện áp dây ở đầu tải (kV)

X: Điện kháng của hệ thống ()

Giảm được tiết diện của đường dây Ta có, công suất chuyên chở trênđường dây trước khi bù là: S = , sau khi đặt tụ bù thì công suất chuyên chở củađường dây giảm xuống là: S = , mức độ giảm nhiều hay ít là tùy vào dung lượngQbù lớn hay nhỏ Do đó, công suất biểu kiến giảm đến mức độ nào thì đó thì tacó thể dùng loại dây dẫn có tiết diện tương ứng nhỏ hơn.

Giảm được công suất đặt của MBA, vì công suất biểu kiến qua MBAgiảm xuống Cho nên, khi trị số này giảm tới giá trị nào đó thì ta có thể chọnđược loại MBA có gam công suất nhỏ hơn, điều này rất lợi về kinh tế

Tăng cường khả năng tải của mạng điện, do nhu cầu dùng điện của các hộtiêu thụ ngày càng gia tăng, nếu đặt thiết bị bù để giảm lượng công suất phảnkháng mà tuyến dây phải tải thì điều đó cũng có nghĩa là tăng lượng công suấttác dụng trên tuyến dây, tức đáp ứng được nhu cầu sử dụng công suất ngày cànggia tăng của các hộ tiêu thụ, điều này dẫn đến việc không cần phải đầu tư để mớihay phát triển lưới điện khi phụ tải gia tăng.

3 Phương pháp xây dựng kế hoạch bù

3.1 Đối với bù trung áp

i Dựa vào biểu đồ phụ tải, công suất phản kháng đầu phát tuyến và tạicác đo ghi ranh giới (biểu đồ 24h của ngày bình thường và ngày nghỉ) Kết hợpkết quả đo tại trung áp tại các điểm nút trên đường trục, nhánh rẽ có phụ tải lớn

tập trung, tốc độ phát triển phụ tải trong thời gian tới Tính dung lượng bù bằngphương pháp tính tay và bù ngay vị trí nút thiếu bù trên lưới Số lượng và chủngloại trạm bù phụ thuộc vào đặc trưng của biểu đồ các nút phụ tải Sau khi tínhxong, kiểm chứng lại bằng phần mềm PSS/ADEPT.

ii Căn cứ vào tình hình phát triển phụ tải qua từng năm, dự đoán khả năngphát triển thêm của phụ tải trong các năm tiếp theo

iii Từ số liệu dự đoán sự phát triển phụ tải, chạy chương trình ADEPT để tham khảo sự thiếu hụt dung lượng bù, từ đó lập kế hoạch, tính toándung lượng, chủng loại bù cho các năm tiếp theo (có xét đến bù hạ áp và dựphòng hư hỏng).

PSS-iv Số liệu P, Q, U từng thời điểm của từng phát tuyến trung áp (số liệu vậnhành hàng ngày của các trạm 110kV); P, Q của các nhánh rẽ trung áp (số liệu đothông số I, cos định kỳ); điện áp cuối nguồn; sơ đồ phân bố tụ bù trên lưới điệnhiện hữu.

v Căn cứ số liệu Pi, Qi từng thời điểm của phát tuyến trung áp, xác địnhdung lượng Q tiêu thụ, cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt nhỏ nhất và lớn nhất của phát tuyến yêu cầu xácđịnh số tụ ứng động, cố định Sử dụng module CAPO của chương trình PSS-APEPT với số lượng và dung lượng bộ tụ đã tính để xác định vị trí phù hợp.

3.2 Đối với bù hạ áp

i Số liệu I, U, cos từng pha tại trạm biến áp ứng với 3 thời điểm; I, U,cos từng pha tại các trục hạ áp (áp dụng đối với trạm có từ 2 trục hạ áp trở lên);dây dẫn hạ áp: tiết diện và loại dây; mặt bằng bố trí trụ của đường dây hạ áp.

ii Kết hợp với kết quả tính toán trên chương trình phần mềm PSS/ADEPTđể lựa chọn vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu, dung lượng tụ cần lắp đặt Trên cơ sở kếtquả thu thập số liệu sẽ lập phương án xây dựng kế hoạch lắp đặt tụ bù hàng năm.iii Căn cứ vào thông số đo phụ tải các trạm biến áp, hệ số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt của trạm <0,85 và kiểm tra TTĐN của trạm qua chương trình CMIS để lập kế hoạch bù.

4 Phương pháp tính toán lắp đặt bù chi tiết

4.1 Đối với tụ bù trung áp

a) Các phương pháp tính toán dung lượng

- Chọn dung lượng tụ bù cố định bằng lượng CSPK tiêu thụ giờ thấpđiểm, dung lượng tụ bù ứng động: Qứng động = Qbù - Qcố định (Qbù = P*(tgφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt1 - tgφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt2),với φ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt2 ứng với hệ số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt2 = 0,98, φ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt1 ứng với hệ số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt1 tại cao điểm khi chưabù, P: công suất sử dụng điện cao điểm).

- Dựa vào thông số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt, CSPK tại thanh cái 22kV của các trạm 110kVđể lựa chọn dung lượng cần bù, loại bù cố định - ứng động, cụ thể: chọn dunglượng tụ bù cố định bằng Qmin, dung lượng bù ứng động = (Qmax - Qmin).

- Hàng tháng cập nhật tình trạng phát triển phụ tải vào chương trình ADEPT, chạy chương trình, so sánh hệ số công suất chạy được với hệ số côngsuất ghi nhân thực tế của các trạm biến áp trung gian Từ đó cân nhắc, tính toán,bổ sung hoặc thay đổi hình thức, dung lượng bù cho phù hợp, đảm bảo hệ sôcông suất các phát tuyến không dưới 0,95 và không quá bù.

c) Các phương pháp điều khiển tụ bù ứng động

- Các trạm bù lắp đặt gần nguồn (do phụ tải gần nguồn), phụ tải ổn định:chọn tín hiệu điều khiển là thời gian

- Các trạm bù lắp đặt gần cuối nguồn: chọn tín hiệu điều khiển là điện áp - Các phát tuyến có nhiều phụ tải công nghiệp: ưu tiên điều khiển theodòng điện hoặc CSPK

d) Ưu và khuyết điểm của các phương pháp trêni Phương pháp điều khiển theo thời gian:

+ Ưu điểm là đóng tụ bù theo thời gian cài đặt đơn giản, chủ động đượcthời gian đóng cắt của tụ bù, vận hành ổn định, vị trí lắp đặt linh hoạt, có thể bấtkỳ vị trí nào trên lưới

+ Nhược điểm là chỉ phù hợp cho các phát tuyến có biểu đồ công suấtphản kháng ổn định, phụ thuộc vào kết quả theo dõi trào lưu công suất nênkhông hoàn toàn tự động, hiệu quả không cao do phụ tải thay đổi thì phải cài đặtlại thời gian, đòi hỏi đơn vị quản lý phải thường xuyên cập nhật thời gian thayđổi của phụ tải.

+ Phải thường xuyên theo dõi thông số đầu phát tuyến (tại các trạm110kV), thông số vận hành tại các vị trí ranh giới, các vị trí đầu nhánh rẽ (vị trícó thiết bị đo ghi) để thay đổi biểu thời gian cài đặt đóng cắt các cụm tụ bù theosự biến đổi của phụ tải.

+ Sai số của bộ đếm thời gian sau thời gian vận hành lớn.

ii Phương pháp điều khiển theo dòng điện hoặc công suất phản kháng:

+ Ưu điểm đóng, cắt tụ bù kịp thời khi có sự thay đổi về dòng điện phảnkháng (theo sự thay đổi Q của phụ tải), thường được ưu tiên lắp cho các pháttuyến có phụ tải công nghiệp lớn, hoàn toàn tự động theo thông số vận hành.

+ Nhược điểm: phải thường xuyên theo dõi lượng CSPK để điều chỉnhcho phù hợp với thông số cài đặt, lắp đặt phức tạp chi phí cao và cần có biếndòng chân sứ phù hợp, cần phải chọn vị trí bù có dòng đi qua phù hợp với biếndòng Thiết bị thường bị lổi sau một thời gian vận hành xuất phát từ lổi tín hiệudòng từ biến dòng chân sứ.

iii Phương pháp điều khiển theo điện áp:

+ Ưu điểm đóng, cắt tụ bù kịp thời khi có sự thay đổi điện áp, phù hợpcho các phát tuyến có phụ tải công nghiệp, đường dây dài, đóng dàn tụ bù khiđiện áp lưới theo một tỷ lệ nhất định

+ Nhược điểm là không thể lắp các vị trí ở gần nguồn, cần phải khảo sátkỹ tình trạng thấp áp tại vị trí cần lắp đạt và tính toán cài đặt Một số tuyếnđường dây 22kV có bán kính cấp điện ngắn (vd: trong các khu công nghiệp )nên sự chênh lệch điện áp đầu tuyến và cuối tuyến không đáng kể Vì vậy khicài đặt đóng cắt tụ bù theo điện áp sẽ xảy ra trường hợp thiếu công suất phảnkháng nhưng tụ bù không đóng do điện áp đóng chưa đạt đến giá trị cài đặt.

4.2 Đối với tụ bù hạ áp

a) Các phương pháp tính toán dung lượng

Chọn dung lượng, số lượng tụ bù: chọn các loại TBA điển hình như dunglượng trạm, loại phụ tải của trạm: sinh hoạt, sản xuất, hành chính và tình trạngmang tải của TBA 40%, 70%, 90%.

Thu thập các số liệu phụ tải vào các giờ cao điểm, thấp điểm, trung bìnhcủa đường dây (P, U, I, cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt) Tính toán dung lượng bù (kVAR) cần thiết chomỗi (kW) phụ tải để điều chỉnh cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt của phát tuyến từ giá trị hiện tại lên giá trịmong muốn (theo quy định 0,9) Từ đó xác định dung lượng cần bù cho pháttuyến bằng cách nhân hệ số điều chỉnh này với tổng công suất (kW) của toànphát tuyến.

Từ các số liệu phụ tải cao điểm, thấp điểm, trung bình của từng trạm tínhtoán được dung lượng bù Qmin và Qmax Q bù min để tính toán chọn dunglượng tụ bù tĩnh Sau đó dựa vào số liệu Qmax - Qtĩnh (tính toán) để tính toánchọn Q ứng động.

Chọn dung lượng tụ bù cố định: bằng lượng CSPK tiêu thụ giờ thấp điểmhoặc theo dòng điện không tải Io của MBA (trạm chuyên dùng)

Dựa trên thông số phụ tải của đường dây Tính toán để phối hợp giữadung lượng bù cố định (đáp ứng lúc thấp điểm) và bù ứng động (khi nhu cầucông suất phản kháng của phụ tải tăng) để hiệu quả bù được tối ưu.

Chọn hình thức lắp rãi bù trên lưới vì hiệu quả bù cao hơn hình thức lắpbù tập trung.

4.3 Đối với tụ bù thanh cái 22kV trạm 110kV

Những năm trước đây, bù thanh cái 22kV là loại hình bù phải có theo quiđịnh khi phát triển trạm 110kV Tuy nhiên ở giai đoạn từ 2005 đến nay, nhằmtăng cường hiệu quả giảm TTĐN, các CTĐL đã lắp bù rất nhiều trên lưới phânphối, đảm bảo hệ số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt thường đạt trên 0,95, do đó hiện có khá nhiều dàn tụbù thanh cái 22kV không vận hành do quá bù

Vì vậy, hiện nay các trạm 110kV khi đầu tư mới thường chỉ đầu tư ngănlộ máy cắt dự phòng, căn cứ vào phụ tải tăng trưởng, dàn tụ bù sẽ được đầu tưlắp đặt sau.

Tuy nhiên, như đã phân tích ở đầu chương, tình trạng thiếu bù và tiêu thụCSPK đang xảy ra tại các trạm 110kV trong các khu công nghiệp, do đó cầnthiết phải bổ sung tụ bù cho các trạm này cũng như các trạm đầu tư mới trongcác khu công nghiệp.

4.4 Đối với tụ bù 110kV

Các dàn tụ bù 110kV hiện có được lắp đặt trong giai đoạn 2004-2006 theochỉ đạo từ Tập đoàn, việc tính toán thiết kế dung lượng bù cũng như chọn vị trílắp đặt của Điều độ A0 chưa chính xác dẫn đến tình trạng quá bù, quá áp khiđóng điện, phải thực hiện giảm dung lượng, thậm chí tách ra khỏi vận hành, vìvậy hiện chỉ có 4/9 dàn tụ đang vận hành với dung lượng 52/207MVAR.

III Các tồn tại và khiếm khuyết công tác bù:

1 Trên đây là cách làm khá bài bản của một số Đơn vị có nghiên cứu vàtổ chức thực hiện tốt Thực tế do hạn chế về nhân lực, nên vẫn còn nhiều đơn vịchưa đầu tư nghiên cứu, việc giao việc cho một số chuyên viên phụ trách chưacó kinh nghiệm nên thực hiện không đúng phương pháp, chưa hiệu quả Thậm

chí kế hoạch bù được thiện theo kiểu “bốc thuốc” tuỳ thuộc vào dự kiến kếhoạch vốn là chính Không tính toán hiệu qủa bù khi lắp đặt hoặc không theo dõihiệu quả sau khi lắp đặt.

2 Lưới điện cấp điện cho nhiều khu vực, bán kính cấp điện lớn, phụ tảiđa dạng phân bố rãi rác không tập trung, trào lưu công suất trên dây dẫn thay đổiphức tạp nên gây khó khăn trong quản lý vận hành các dàn tụ bù.

3 Các khu vực nông thôn cấp điện cho các phụ tải trạm bơm nôngnghiệp tiêu thụ nhiều CSPK, hoạt động theo mùa vụ không ổn định nên cũngảnh hưởng đến công tác bù.

4 Nhiều khách hàng sản suất nhỏ lẻ chưa lắp đặt tụ bù nên lưới điện vẫnphải truyền tải một lượng công suất phản kháng cho các phụ tải này tiêu thụ.

5 Các dàn tụ bù trung áp có nhược điểm là cấp bù thường có dung lượnglớn (tối thiểu là 3x100 kVAR) chỉ thực hiện được bù thô tại một vài vị trí trênlưới điện nên vẫn còn tình trạng phải truyền tải CSPK trên đường dây Cũngtương tự đối với lưới điện hạ áp trước dây chỉ trang bị tụ bù loại 3 pha có dunglượng tối thiểu là 20 kVAR nên chỉ thực hiện được bù thô, tuy nhiên hiện nay đãtrang bị thêm các loại tụ bù 1 pha có dung lượng nhỏ như 2,5kVAR, 5kVAR rấtlinh hoạt trong việc lựa chọn vị trí lắp đặt trên lưới điện làm cho việc bù manglại hiệu quả hơn.

6 Việc theo dõi trào lưu công suất lưới điện để cài đặt lại các thông sốvận hành của các bộ tụ bù ứng động điều khiển theo thời gian còn mang tính thủcông, bán tự động nên đôi lúc mang lại hiệu quả chưa cao Bên cạnh đó các bộtụ bù ứng động điều khiển theo Var mang lại hiệu quả cao nhưng các bộ điềukhiển này chưa thực hiện được vì chưa có biến dòng chân sứ phù hợp.

7 Các hư hỏng thường gặp của tụ bù và thiết bị:

 Tụ bù bị phù vỏ, bể sứ, giảm chất điện môi, suy giảm cách điện do lãohóa, điện áp chịu đựng của tụ thấp thiếu độ dự phòng khi có dao động điện ápcủa hệ thống Đa số các tụ bù hạ áp khi sử dụng từ 3-5 năm đều xuất hiện tìnhtrạng giảm dung lượng.

 Hư hỏng thông thường với bù trung áp là phóng điện các bản cực tụ;ngắn mạch bên trong và nổ tụ.

 Màn hình tủ điều khiển bị mờ dần, thời gian tủ điều khiển sai số lớn(chạy sai giờ), hay bị xung sét làm hỏng.

 Phần máy cắt hay bị hỏng phần cơ khí thanh truyền động, chảy dầu,hỏng cách điện nổ bung đầu sứ; không hoạt động do lỏng cáp điều khiển, kẹt cơbộ truyền động, …

 Hỏng MCCB và contactor đóng cắt, hỏng bộ điều khiển tụ bù hạ ápứng động.

IV Đánh giá quá trình, nguyên nhân và kết quả thực hiện

1 Trước đây, khi quy mô lưới điện còn ít thì công tác bù chủ yếu trên lướiđiện trung áp và thực hiện bù tĩnh, việc tính toán vị trí bù lúc bấy giờ dựa trênkết quả đo thông số vận hành và tính toán thủ công, dần dần theo sự phát triểncủa xã hội, nhu cầu phụ tải cũng tăng theo, công tác bù CSPK trên lưới cũngphức tạp hơn, tăng cường thêm bù ứng động và bù trên lưới hạ áp Bên cạnh đóvới sự phát triển công nghệ, phần mềm mô phỏng tính toán lưới điệnPSS/ADEPT ra đời hỗ trợ đắc lực cho công tác tính toán bù CSPK trên lưới điệntrung, hạ áp, thiết bị bù cũng được cải tiến về chất lượng cũng như kích thướctốt hơn, gọn nhẹ hơn góp phần mang lại hiệu quả cao trong công tác bù CSPK.

2 Trong những năm gần đây giá nhiên liệu tăng cao nên các trạm bơmdiesel chuyển sang trạm bơm điện tiêu thụ lớn một lượng CSPK nên cũng cầnđược bù bổ sung.

3 Nhìn chung công tác bù CSPK trong thời gian qua mang lại hiệu quảcao, giải quyết được tình trạng thiếu bù vào giờ cao điểm,\ hạn chế truyền tảiCSPK trên đường dây, góp phần làm giảm TTĐN trên lưới điện.

Bên cạnh những kết quả đạt được vẫn còn một số nguyên nhân cần đượckhắc phục như:

i Do phần lớn các tụ bù ứng động điều khiển theo thời gian phụ thuộcvào kết quả theo dõi trào lưu công suất lưới điện để cài đặt lại các thông số vậnhành của các bộ tụ bù ứng động nên đôi lúc xảy ra tình trạng thiếu bù hoặc quábù.

ii Việc lắp đặt bù làm phát sinh chi phí, nên mặc dù đã có kế hoạch bùnhưng các Điện lực cũng triển khai lắp đặt một cách hạn chế.

CHƯƠNG 3

NGHIÊN CỨU LÝ THUYẾT BÙ

Chương này nhằm mục đích cung cấp một tài liệu lý thuyết về bù chocác nhân viên, kỹ sư mới để hiểu rõ lý thuyết và vận dụng đúng vào thực tế.

Như chúng ta đã biết, chức năng cơ bản của tụ bù là cung cấp công suấtphản khảng kháng nhằm điều chỉnh điện áp, chiều công suất phản kháng tạiđiểm lắp đặt và giảm tổn thất điện năng trên lưới điện.

Trong thực tế ứng dụng tụ bù vào lưới điện có hai cách nối là lắp nốitiếp (bù dọc hoặc series capacitor) và lắp song song (bù ngang hoặc shuntcapacitor) Tụ nối song song nhằm mục đích thay đổi hệ số công suất tại vị trílắp tụ, trong khi tụ nối tiếp nhằm mục đích thay đổi trở kháng của mạch điện.

Trong lưới điện phân phối thường chỉ ứng dụng tụ bù nối song song, vìvậy chương này chỉ tập trung giới thiệu về dạng đấu nối này.

Việc lắp đặt tụ bù vào lưới điện có những ưu điểm sau:- Cải thiện hệ số công suất;

- Cải thiện điện áp;

- Tăng khả năng truyền tải công suất;- Giảm công suất Q nhận từ hệ thống;- Giảm tổn thất.

Hình 1: Mô tả khái quát những ưu điểm khi lắp tụ bù

1 Tiêu chuẩn áp dụng và các thông số chủ yếu

Tiêu chuẩn áp dụng:

IEC 60831Shunt power capacitors of the self healing type for ACsystems having a rated voltage up to and including 660 V.IEC 871-1Shunt capacitor for AC power above 600 V Part 1:

General-Performance safety criteria-Guide for installationand operation.

Các thông số kỹ thuật chủ yếu của tụ điện:1 Điện áp định mức (V);

2 Công suất định mức (VAr);3 Tần số định mức (Hz);

4 Điện áp chịu đựng tần số công nghiệp ướt trong 1 phút (kV);5 Điện áp chịu đựng xung xét 1,2/50 s (kV);

Tải khángLưới

6 Nhiệt độ môi trường tối đa (0C).Lưu ý:

Điện áp định mức của tụ điện ảnh hưởng rất lớn đến tuổi thọ của tụđiện Việc lựa chọn điện áp định mức nên tuân thủ theo tiêu chuẩn IEC –“Điện áp định mức của tụ điện phải được chọn không nhỏ hơn điện áp vậnhành cực đại của hệ thống mà tụ điện sẽ được đấu nối vào”.

Dựa theo tiêu chuẩn này, điện áp định mức của tụ điện được khuyếncáo chọn theo bảng sau:

Cấpđiện áp

Điện áp định mức của tụ điệnmà các CTĐL đang áp dụng.

Điện áp định mức của tụ điệntheo tiêu chuẩn IEC.

2 Tụ bù ngang

Tụ bù ngang, tức là tụ bù được nối song song với phụ tải, thường đượcsử dụng rộng rãi trong lưới điện phân phối Tụ bù ngang cung cấp công suấtphản kháng cho các tải mang tính cảm Nói một cách khác thì tụ ngang điềuchỉnh đặc tính của một tải mang tính cảm bằng cách cung cấp dòng điện sớmpha để bù lại một phần hoặc tất cả thành phần trễ pha của dòng điện tải cảmkháng ở điểm lắp đặt Vì thế tụ bù ngang có ảnh hưởng giống như là một máyphát đồng bộ quá kích từ.

Như trình bày trong hình 2, bằng cách lắp đặt tụ bù ngang cho mộtngăn lộ, biên độ của dòng điện nguồn có thể được giảm xuống, hệ số côngsuất có thể được cải thiện, bởi vậy điện áp rơi giữa đầu nguồn và đầu tải cũnggiảm xuống Tuy nhiên, tụ bù ngang không làm ảnh hưởng đến dòng điện hayhệ số công suất về phía sau điểm lắp đặt tụ bù

Hình 2a, 2b và 2c lần lượt là sơ đồ một sợi, sơ đồ nguyên lý của đườngdây và sơ đồ pha điện áp trước khi lắp tụ bù ngang.

Hình 2d, 2e và 2f lần lượt là sơ đồ một sợi, sơ đồ nguyên lý của đườngdây và sơ đồ pha điện áp sau khi lắp tụ bù ngang.

Khi tụ bù được lắp đặt vào đầu tải ở cuối đường dây, như trình bàytrong hình 2d Kết quả là điện áp rơi trong mạch điện có thể được tính toánxấp xỉ như sau:

ICI I’

VT

3 Hệ số công suất

Như chúng ta đã biết, khi nói về công suất trong mạch điện xoay chiều sẽ có 3thành phần: công suất thực, công suất phản kháng và công suất biểu kiến.Công suất phản kháng có thể sớm hoặc trễ pha 900 so với công suất thực.Trong thực tế, hầu hết các tải đều có tính cảm và công suất phản kháng trễpha 900 so với công suất thực.

Mối quan hệ giữa 3 thành phần công suất này được thể hiện trong tam giáccông suất như sau:

Hình 3: Tam giác công suấtTrong đó:

Công suất thực ký hiệu là P = 3U*I*Cos [W].W].

Công suất phản kháng ký hiệu là Q = 3U*I*Sin [W].VAr].Công suất biểu kiến ký hiệu là S = 3U*I* [W].VA].

Hệ số công suất đơn giản là tỷ số gữa công suất thực và công suất biểu kiếntrong mạch điện.

Hệ số công suất =

Q-VArS-VA

Hình 4a: Tải thuần dung (=-900) Hình 4b: Tải thuần cảm (=900).

Hình 4c: Tải thuần trở (=00) Hình 4d: Tải mang tính cảm (=450)

Hình 4e: Tải mang tính cảm (=250)

Hầu hết các Công ty điện lực điều chỉnh hệ số công suất (cos ) tối thiểu ởmức 0,95 và về phương diện kinh tế một số Công ty có một số giải pháp hợplý đối với hệ số công suất cho từng khu vực do các tình huống phụ tải hằngngày.

Nếu một hệ thống có tải là hằng số trong 24 giờ ở một hệ số cos  xác định,việc cải thiện đến hệ số cos  có thể thực hiện một cách dễ dàng Trong thựctế, đường cong tải có những lúc đạt cao điểm và thấp điểm, điều này gây khókhăn để điều chỉnh hệ thống điện đến một cos  xác định Nếu cos  xác địnhthực hiện được trong khoảng thời gian tải cao điểm, thì trong khoảng thờigian tải thấp điểm sẽ có nhiều CSPK sớm pha trên đường dây, kết quả là tạora tình trạng điều chỉnh quá cos  hay còn gọi là quá bù Tình trạng quá bù có

thể làm tăng TTĐN một lượng I2X so với trường hợp thiếu CSPK ở mộtlượng kVAR tương đương Quá điện áp cũng có thể xảy ra khi quá bù và cóthể dẫn đến hỏng hóc thiết bị Hay nói một cách khác, hệ số cos  sớm phakhông có lợi so với hệ số cos  trễ pha Để ngăn chặn hệ số cos  sớm phaxảy ra, số lượng tụ bù cố định đấu nối vào hệ thống phải chỉ đủ để đáp ứngnhu cầu CSPK trong trường hợp tải thấp điểm Các tụ bù ứng động được đấunối vào đường dây trong suốt khoảng thời gian phụ tải cao điểm và sau đóđược tách ra khi nhu cầu phụ tải cao điểm giảm Điều này sẽ ngăn chặn đượchiện tượng quá bù.

Hình 5: Mô tả bù tĩnh và bù ứng động trên biểu đồ phụ tải

Công suất phản kháng của tụ bù cần thiết để chuyển đến một hệ số công suấtxác định có thể đựơc xác định từ phương trình sau:

j 1 : Góc hệ số công suất trước khi bù (0-độ);

j 2 : Góc hệ số công suất sau khi bù (0-độ);

Từ bảng 2, để bù công suất phản kháng từ hệ số công suất cos = 0,74 lêncos = 0,96 ta tra được k = 0,62 Vậy công suất QBÙ = 100*0,62 = 62kVARVí dụ 3: Cho một phát tuyến có tải cao điểm là 3000kVA ở hệ số công suất0,8 và tải thấp điểm là 1500kVA ở hệ số công suất 0,8.

Xác định công suất tụ bù cần bù để hiệu chỉnh hệ số công suất đến 0,98; dunglượng công suất tụ bù để bù cố định và bù ứng động.

5 Cải thiện điện áp

Việc đấu nối tụ điện vào hệ thống sẽ dẫn đến độ tăng điện áp trong hệ thốngtính từ điểm lắp đặt tụ trở về phía nguồn Điều này là bởi khi lắp tụ bù sẽ làmgiảm một lượng dòng điện phản kháng chuyển tải trên dây dẫn, vì thế làmgiảm một lượng độ rơi điện áp IR và IX dọc theo đường dây.

Độ rơi áp: Điện áp rơi trong mạch điện được xác định theo công thức sau:

VD: Độ rơi áp tính theo %.S: Công suất tải 3 pha (kVA)V: Điện áp dây ở đầu tải (kV)Cos : Hệ số công suất ở đầu tảiR: Điện trở của hệ thống ()X: Điện kháng của hệ thống ()

Độ tăng áp khi lắp tụ: Độ tăng điện áp ở đầu tải khi lắp tụ được xác định theocông thức sau:

 2

kVAr XVR

(7)Trong đó:

VR: Độ tăng áp tính theo %.

S: Công suất 3 pha của tụ lắp đặt (kVAR)V: Điện áp dây ở đầu tải (kV)

X: Điện kháng của hệ thống ()

Ví dụ 4: Cho mạch điện có thông số như hình dưới

- Độ rơi áp khi không lắp tụ- Độ tăng điện áp do lắp tụ- Điện áp rơi sau khi lắp tụ

Từ phương trình (6) ta tính được độ rơi áp khi không lắp tụ:

6 Tăng khả năng truyền tải công suất

Công suất điện truyền trong hệ thống là một hàm của biên độ điện áp, tổng trởmạch điện, góc pha giữa 2 điểm Công suất cực đại có thể truyền sẽ xảy ra khigóc pha là 900 Trong thực tế điểm hoạt động của hệ thống tốt nhất là dưới 900bởi vì các vấn đề liên quan đến tính ổn định của hệ thống Công thức sau thểhiện khả năng truyền công suất tăng lên bằng cách tăng Vs (điện áp phíanguồn) và Vr (điện áp phía tải) hoặc giảm X (trở kháng đường dây).

Công suất truyền đến lưới điện bởi đường dây truyền tải như sau:(8.1)

Sử dụng sơ đồ góc pha hình 4.21, dòng điện I có thể được biểu diễn như sau:

(8.2)Phần thực của dòng điện như sau:

(8.3)Khi nhân với điện áp đầu nhận Vr, cho công suất như sau:

Tải – 10000kVA, hệ số công suất 0.84500kVAR



Một cách kinh tế hiện nay mà khả năng truyền công suất có thể được tăng làthông qua việc sử dụng các tụ bù Trong các điều kiện truyền tải công suất lớnđiện áp trên hệ thống giảm Việc lắp đặt các tụ bù ghép song song trong suốtthời gian này sẽ làm tăng điện áp và do đó tăng khả năng truyền tải công suất.

7 Sơ đồ đấu nối và công suất tụ bù

Công suất của tụ bù được tính theo công thức sau:( )2 ( )

V VP



Hình 6: Phát tuyến với tải tập trung cuối đường dây & tải phân bố đều vàBiểu đồ dòng điện cảm kháng trước khi lắp tụ bù

Giả sử tổn thất I2R gây ra bởi dòng điện dây trễ pha I thông qua điện trở củamạch điện R Vì thế nó có thể tính:

Giả sử rằng, chiều dài đoạn phát tuyến là 1 đvtđ chiều dài, như trong hình 6.Biểu đồ dòng điện của dòng điện dây dẫn ở bất kỳ điểm nào đã cho trên pháttuyến là một hàm của khoảng cách từ điểm đầu đến điểm cuối của phát tuyến.Do đó, vi phân tổn thất I2R của vi phân đoạn chiều dài dx có vị trí ở khoảngcách x có thể biểu diễn như

Tải phân bố đềuI1

Biểu đồ dòng điệni=I1-(I1-I2)xx

L=1 chiều dài đvtđ

1đvtđ

PLS : Tổn thất I2R tổng của phát tuyến trước khi lắp tụ

I1 : Dòng điện cảm kháng ở điểm bắt đầu của đoạn phát tuyếnI2 : Dòng điện cảm kháng ở điểm cuối của đoạn phát tuyếnR : Điện trở tổng của đoạn phát tuyến

x : Khoảng cách đvtđ từ điểm bắt đầu của đoạn phát tuyến

Khi có 1 vị trí tụ bù

Việc lắp tụ bù trên 1 phát tuyến sẽ làm cho đặc tính tải cảm kháng mất tínhliên tục, hiệu chỉnh biểu đồ dòng điện cảm kháng, do đó giảm tổn thất nhưtrình bày trong hình 7.

Hình 7: Mô tả việc giảm tổn thất trên đường dây khi lắp 1 vị trí tụ bùVì thế, phương trình tổn thất sau khi lắp một vị trí tụ bù có thể biểu diễn nhưsau:

Biểu đồ dòng điện mới

Biểu đồ dòng điện cũ

i1 = i – IC = I1 - (I1 - I2)x – IC

Vì thế giảm tổn thất công suất trong đvtđ như là kết quả của việc bổ sung mộtbản tụ có thể biểu diễn như sau:

(24)Và nếu  được định nghĩa như là tỷ số dòng điện cảm kháng ở đầu cuối đoạnđường dây với dòng điện cảm kháng ở điểm đầu đoạn đường dây, đó là

Dong dien cam khang o cuoi doan duong dayDong dien cam khang o dau doan duong day

(25)Vì thế, thay thế phương trình (24) và phương trình (25) vào phương trình(23), việc giảm tổn thất công suất đơn vị có thể biểu diễn như sau:

Hình 8: Giảm tổn thất như là hàm của vị trí lắp tụ và tỷ lệ bù tụ điện cho đoạnđường dây với tải phân bố đều (=0).

Hình 9: Giảm tổn thất như là hàm của vị trí lắp tụ và tỷ lệ bù tụ điện cho đoạnđường dây với tải phân bố đều và tập trung (=0.25).

Hình 10: Giảm tổn thất như là hàm của vị trí lắp tụ và tỷ lệ bù tụ điện chođoạn đường dây với tải phân bố đều và tập trung (=0.5).

Hình 11: Giảm tổn thất như là hàm của vị trí lắp tụ và tỷ lệ bù tụ điện chođoạn đường dây với tải phân bố đều và tập trung (=0.75).

1 Tổn thất ban đầu do dòng điện cảm kháng2 Tỷ số bù của tụ bù

3 Vị trí của bộ tụ bù Khi lắp 2 vị trí tụ bù

Hình 13: Mô tả việc giảm tổn thất trên đường dây khi lắp 2 vị trí tụ bù

Tải phân bố đều

Biểu đồ dòng điện mới

i1= I1 - (I1 - I2)x – IC

I2= I1 - (I1 - I2)x – IC

Hình 15: Mô tả việc giảm tổn thất trên đường dây khi lắp 4 vị trí tụ bù

Tải phân bố đều

Biểu đồ dòng điện mới

i1= I1 - (I1 - I2)x – IC

I2= I1 - (I1 - I2)x – 2IC

I3= I1 - (I1 - I2)x – 3IC

Tải phân bố đều

i1= I1 - (I1 - I2)x – IC

I2= I1 - (I1 - I2)x – 2IC

I3= I1 - (I1 - I2)x – 3IC

I4= I1 - (I1 - I2)x – 4IC

c là tỷ số bù tụ điện tại mỗi vị trí (xác định từ phương trình (24))xi là khoảng cách đơn vị tương đối của vị trí bản tụ thứ I từ nguồnn là tổng số vị trí lắp tụ

Vị trí tối ưu của dàn tụ bù

Vị trí tối ưu cho tụ bù thứ i có thể được tìm bằng cách lấy đạo hàm thànhphần thứ nhất của phương trình (33) theo xi và cho bằng không, vì thế

n ni

ni

( ) ( )

( )

( )( )

2 toi uu

(45)Giá trị tối ưu của x1 là

(46)Và giá trị tối ưu của c là

(47)

9 Các loại điều khiển đóng cắt tụ bù ngang

Quá trình đóng cắt tụ điện có thể được thực hiện bằng tay hoặc tự động bằngcách sử dụng một số bộ điều khiển thông minh Điều khiển bằng tay (tại chỗhoặc từ xa) có thể được sử dụng ở các trạm biến áp phân phối Các loại điềukhiển thông minh mà sử dụng để điều khiển tự động bao gồm: đóng cắt theothời gian, đóng cắt theo điện áp, đóng cắt theo dòng điện, đóng cắt theo điệnáp - thời gian, đóng cắt theo điện áp - dòng điện, điều khiển đóng cắt bằng hệthống SCADA Điều khiển đóng cắt theo thời gian là một phương pháp có chiphí đầu tư tối thiểu nhất.

10.Trình tự thực tế để xác định vị trí tụ bù tốt nhất

Trong thực tế, vị trí tốt nhất cho tụ bù có thể được xác định bằng cách tối ưuhóa tổn thất công suất và điều chỉnh điện áp Nghiên cứu biểu đồ điện áp củaphát tuyến được thực hiện để đảm bảo hầu hết các vị trí đều ảnh hưởng đếnviệc lắp đặt tụ bù và xác định một giá trị điện áp, gọi là điện áp giới hạn.Thông thường điện áp này không được phép vượt quá điện áp cực đại chophép

Trình tự thực hiện bao gồm các bước sau:

1.) Lựa chọn thông tin của tải và mạch điện như sau:

- Bất kỳ hai trong các thông số sau cho mỗi một phụ tải: dòng điện,công suất phản kháng, công suất thực và hệ số công suất.

- Hệ số công suất mong muốn của mạch điện.- Điện áp của phát tuyến.

- Sơ đồ điện phát tuyến mà chỉ ra các vị trí của tải và các bộ tụ bù hiệnhữu.

2.) Xác định tải công suất thực của phát tuyến và hệ số công suất.

3.) Từ bảng 4, xác định công suất kVAR trên công suất kW của tải (tức là hệsố công suất hiệu chỉnh) cần thiết để hiệu chỉnh hệ số công suất của pháttuyến từ hệ số công suất ban đầu đến hệ số công suất yêu cầu Để xác địnhlượng công suất kVAR yêu cầu của tụ điện, nhân hệ số hiệu chỉnh này vớitổng công suất KW của phát tuyến.

4.) Xác định hệ số công suất và công suất kVA riêng biệt cho mỗi tải hoặccác nhóm tải.

5.) Xác định công suất kVAR trên đường dây, nhân mỗi tải hoặc các nhóm tảibởi các hệ số phản kháng tương ứng mà có thể tra trong bảng 2.

6.) Vẽ sơ đồ phát tuyến để xác định tổn thất đường dây W trên 1000 feet(≈330m) do các tải cảm đã trình bày trong bước 4, 5 Nhân tổn thất đườngdây này bởi chiều dài đường dây tương ứng tính trong 1000 feet Lặp lạiquá trình này cho tất cả các tải và phân đoạn đường dây và cộng thêm nóđể tìm tổn thất đường dây cảm ứng tổng.

7.) Trong trường hợp đã có các tụ bù hiện hữu trên phát tuyến, thực hiện tínhtoán tương tự như trong bước 6, nhưng giai đoạn này trừ ra tổn thất đườngdây dung kháng từ tổn thất đường dây cảm kháng tổng Sử dụng công suấtkVAR của tụ bù đã xác định trong bước 3 và sơ đồ 1 sợi đã phát triểntrong bước 6 và tìm tổn thất đường dây trong mỗi phân đoạn đường dâydo việc lắp tụ bù.

8.) Tìm khoảng cách đến vị trí tụ bù, chia tổn thất đường dây cảm kháng tổngcho tổn thất đường dây dung kháng trên 1000 feet Nếu kết quả phép chianày lớn hơn chiều dài phân đoạn đường dây:

a Chia tổn thất đường dây cảm kháng còn lại cho tổn thất đường dâydung kháng trong phân đoạn đường dây tiếp theo để xác định vị trí.b Nếu quả phép chia này vẫn lớm hơn chiều dài phân đoạn đường dây

này thì lặp lại bước 8a.

9.) Chuẩn bị biểu đồ điện áp bằng cách tính toán bằng tay hoặc bằng cách sửdụng chương trình máy tính cho biểu đồ điện áp và và phân tích tải để xácđịnh điện áp của mạch điện Nếu sơ đồ điện áp chỉ ra rằng điện áp nằmtrong khoảng giới hạn, sau đó các tụ bù được lắp đặt ở vị trí mà tổn thấtcông suất là nhỏ nhất Nếu không, sau đó sử dụng các kỹ thuật đánh giá đểđịnh vị chúng cho việc áp dụng điều khiển điện áp hiệu quả nhất.

11 Dây chảy bảo vệ cho bộ tụ điện

(1) Các yêu cầu kỹ thuật

Để phối hợp bảo vệ giữa dây chảy và bộ tụ điện ta phải chọn cácthông số dây chảy theo các điều kiện sau:

- Dây chảy phải có khả năng chịu đựng được dòng điện xác lập vàquá độ để tránh tác động sai.

- Dây chảy phải có khả năng tách các sự cố của các bộ tụ ra khỏihệ thống để tránh gây sự cố cho hệ thống.

(2) Cách chọn dây chảy cho bộ tụ điện.

Để một dây chảy bảo vệ được cho bộ tụ điện, dòng điện định mức củadây chảy phải chọn như sau:

Về mặt lý thuyết và thông qua tiêu chuẩn của tụ điện thì dòng điệnđịnh mức làm việc liên tục của dây chảy được chọn lớn hơn hoặc bằng135% dòng điện định mức của bộ tụ.

Theo kinh nghiệm vận hành thì dòng điện định mức làm việc liên tụccủa dây chảy nên chọn nằm trong khoảng 1,61,8 lần dòng điện địnhmức của bộ tụ điện.

Do đó, dòng điện làm việc liên tục của dây chảy trong lưới nối đất lặplại được tính toán như sau:

(A) 3

(48)kVAR-3pha: công suất của bộ tụ điện.

KVp-p: điện áp dây của hệ thống.

Công thức 48 áp dụng cho dây chảy mang dòng định mức 100%, nếudây chảy có khả năng mang tải 150% dòng định mức (loại tin links)thì giá trị dòng điện tính toán được từ công thức 48 phải chia thêm chohệ số 1,5 (tức là Ifuse150%=Ilink/1,5).

(3) Ví dụ

Để nắm rõ hơn chúng ta cùng khảo sát đường cong giới hạn vùng làmviệc an toàn và vùng làm việc không an toàn của bộ tụ điện như hìnhvẽ dưới:

Từ hình vẽ dưới ta nhận thấy, để bộ tụ làm việc an toàn thì đặc tuyếnlàm việc của dây chảy phải nằm thấp hơn đặc tuyến làm việc của bộtụ Điều này có nghĩa là đặc tuyến làm việc của dây chảy phải nằm vềbên trái đặc tuyến làm việc của bộ tụ.

Hình 16: Đường cong làm việc của bộ tụ điện theo dòng điện và thời gian

Bảng tra dây chảy khi sử dụng để bảo vệ cho bộ tụ điện có dunglượng chuẩn thông dụng

Dung lượngbộ tụ(kVAR)

Điện áp 15kV Điện áp 22kVItính toán của bộ tụ

Loại dâychảy (loại K)

Itính toán của bộ tụ(A)

Loại dâychảy (loại K)

toµn cña bé tô ®iÖn

CHƯƠNG IV

PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ CÁC LOẠI HÌNH BÙ & ĐỊNH HƯỚNG CÔNG TÁC BÙ

I.Phân tích hiệu quả các loại hình bù

Bảng 7.1 Phân bố chi tiết tỷ lệ bù theo các cấp điện áp đến tháng 6/2012.

Tính theo dung lượng bù vận hành

Hạ áp18.806366.9351.80475.64520.610442.58023.69%Trung áp980524.000447329.8041.427853.80445.70%Thanh cái 22kV

(ƯĐ: 75) 10 %Theo số liệu của bảng thống kê, bù trên lưới hạ áp chỉ đạt 12,13% Giả thiếtmỗi trạm chỉ lắp một bộ tụ hạ áp, thì còn khoảng 44.000 trạm chưa được bù(chiếm 66% tổng số trạm), và với dung lượng 442,6 MVAR chỉ đạt xấp xĩ 10%tổng dung công suất đặt trạm biến áp Điều này cho thấy dù đã được quan tâmlắp đạt trong những năm gần đây, nhưng tỷ lệ bù hạ áp còn thấp và còn nhiềutrạm chưa được bù.

Việc lắp tụ bù trên trên lưới hạ áp có ưu điểm: có khả năng chia nhỏ dunglượng tụ nên dễ tính toán lắp đặt, giảm dòng điện phản kháng chạy trên lưới hạáp, máy biến áp, đường dây trung áp nên phương pháp này đạt hiệu quả cao nhất

về giảm TTĐN; nhược điểm: chi phí đầu tư cao, triển khai thi công chậm dodung lượng mỗi bộ tụ nhỏ.

Hình thức điều khiển: bù cố định chiếm khoảng 80%, bù ứng động chỉchiếm 20%.

Kết quả tính toán hiệu quả bù hạ áp 1 pha của 20 Điện lực, với các tham sốchi phí tụ 500.000 đồng/2,5kVAR và giá điện 1100 đồng/kWh, cho thấy việc lắptụ hạ áp 1 pha là rất lớn, thời gian thu hồi vốn nhanh chỉ từ 1 ÷ 1,5 năm

Do tụ bù hạ áp vẫn còn chiếm tỷ trọng khá thấp, trong giai đoạn trung hạn(2013-2015), để nâng hệ số cos φ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt đầu tuyến > 0,95-0,97, nên tập trung bổ sungbù hạ áp, đảm bảo tất cả các trạm công cộng được lắp bù nền cố định Giai đoạnsau 2015, để nâng cao hiệu quả và tránh tình trạng thiếu bù hoặc quá bù hạ áp,cần nghiên cứu lắp đặt các dàn bù ứng động cho các trạm phân phối có côngsuất ≥ 150kVA.

I.2 Bù trên lưới điện trung áp

Bù trên lưới trung áp hiện được các Điện lực thực hiện tốt, dung lượng bùtrên đường dây trung áp chiếm tỉ trọng khá lớn 50,03%

Việc lắp tụ bù trên trên lưới trung áp có ưu điểm: chi phí thấp, thi công lắpđặt nhanh đáp ứng yêu cầu nâng cos φ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt đầu tuyến > 0,95-0,97; nhược điểm: hiệuquả giảm TTĐN còn hạn chế do bù trung áp chỉ cung cấp công suất phản kháng,làm giảm dòng điện chạy trên đường dây trung áp.

Mặc dù mục tiêu giảm TTĐN chưa đạt hiệu quả cao nhất, song đây là loạihình bù cần thiết phải duy trì và bổ sung nhằm đáp ứng nhu cầu sử dụng côngsuất phản kháng của các khách hàng trạm chuyên dùng vốn chỉ qui định bù đếnhệ số cosφ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt = 0,85 Vì vậy để đảm bảo hệ số công suất đầu tuyến đạt đến 0,97, thìdung lượng bù cần thiết phải đạt xấp xĩ 40% công suất đặt các trạm chuyên dùngnày.

I.3 Bù trên thanh cái 22kV trạm 110kV

Bù trên thanh cái 22kV chiếm tỉ lệ 34,4% Việc lắp tụ bù trên trên thanh cái22kV có ưu điểm: thi công lắp đặt nhanh, dung lượng dàn tụ lớn, thuận tiệntrong điều khiển và quản lý vận hành; nhược điểm: hiệu quả giảm TTĐN kháhạn chế do chỉ giảm được dòng điện phản kháng trên đường dây và MBA trạm110kV, trong khi TTĐN tập trung trên lưới trung hạ áp; bên cạnh đó, do dunglượng dàn tụ lớn (≥2,4MVAR) nên xảy ra tình trạng quá bù khi đóng tụ và thiếtbù khi ngắt tụ.

Đối với các lưới điện dài và phụ tải ổn định, các CTĐL thường thực hiệnlắp đặt bù khá đầy đủ, cos φ) tại hầu hết đầu tuyến trung áp đạt đầu tuyến thường cao 0,98 - 0,99 Vì vậy các CTĐL