Đánh giá hiệu quả kinh tế các phương pháp giảm tổn thất điện năng ứng dụng cho lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HOÀNG LÊ TRUNG ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ CÁC PHƯƠNG PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG ỨNG DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2019 Cơng trình hoàn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS NGUYỄN HỮU HIẾU Phản biện 1: TS TRẦN VINH TỊNH Phản biện 2: TS LÊ HỮU HÙNG Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ chuyên ngành kỹ thuật điện họp Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 22 tháng 12 năm 2018 * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu Truyền thông Trường Đại học Bách khoa Đại học Đà Nẵng - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - Đai học Đà Nẵng 1 MỞ ĐẦU Lý lựa chọn đề tài Sự phát triển Ngành điện với phát triển đất nước, biến động Ngành điện mang lại ảnh hưởng khơng nhỏ đến tình hình kinh tế, trị, xã hội Quốc gia Trong thời kỳ hội nhập kinh tế quốc tế, vai trò Ngành điện ngày đặc biệt quan trọng Chúng ta biết vòng năm tới, nguy thiếu hụt điện điều tránh khỏi lý trung tâm Thủy điện, Nhiệt điện, Điện khí lớn gần khai thác triệt để Đồng thời, nhà máy điện thường xây dựng nơi gần nguồn nhiên liệu chuyên chở nhiên liệu thuận lợi, trung tâm phụ tải lại xa, phải dùng lưới truyền tải để chuyển tải điện đến phụ tải Vì lý an tồn người ta không cung cấp trực tiếp cho phụ tải lưới truyền tải mà dùng lưới phân phối Đây khâu cuối hệ thống điện đưa điện đến hộ tiêu dùng Lưới phân phối thường phân bố diện rộng, gồm nhiều nhánh nút phụ tải, truyền lượng đường dây đến hộ tiêu thụ gây nên tổn thất công suất, tổn thất điện năng, làm giảm chất lượng điện … nhu cầu tiêu thụ điện ngày cao, đòi hỏi đáp ứng đầy đủ kịp thời không số lượng mà chất lượng Để hạn chế vấn đề trên, hàng năm lượng vốn lớn đưa vào lưới điện thơng qua chương trình sửa chữa lớn, sửa chữa thường xuyên để mua sắm, lắp đặt nhiều thiết bị vận hành (tụ bù, thay dây dẫn, thay máy biến áp tổn thất thấp…) nhằm mục đích hồn thiện cấu trúc lưới, điều chỉnh điện áp, bù công suất phản kháng, giảm tổn thất điện lưới điện Tuy nhiên, chương trình thơng thường có nhược điểm là: nguồn lực tài nguồn lực hữu hạn chưa có đánh giá xác tính hiệu cơng trình sửa chữa, nâng cấp lưới nhằm mục đích giảm tổn thất điện 2 Trước nhu cầu thực tiễn vị trí cơng tác tác giả đề tài, tác giả mong muốn xây dựng toán thể mối tương quan chi phí đầu tư lợi nhuận thu từ việc giảm tổn thất Mục đích nghiên cứu - Phân tích chế độ làm việc hành lưới phân phối thành phố Đồng Hới - Tìm hiểu chế độ bù cơng suất phản kháng lưới phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình - Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn lựa chọn dung lượng bù vị trí bù hợp lý nhằm giảm tổn thất cho lưới điện để tăng hiệu kinh tế cho lưới phân phối 22KV thành phố Đồng Hới Đối tượng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Nghiên cứu đề tài phương pháp tính tốn tổn thất cơng suất nhấn mạnh đến phương pháp bù công suất phản kháng cho lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới, tính tốn bù phần mềm PSS/ADEPT - Phạm vi nghiên cứu: + Áp dụng đối tượng nghiên cứu cho số xuất tuyến 22kV thuộc khu vực thành phố Đồng Hới có tổn thất cao + Phương pháp tính tốn chế độ làm việc lưới phân phối + Giải pháp bù cho lưới phân phối Tên đề tài Căn mục đích, đối tượng, phạm vi phương pháp nghiên cứu, đề tài đặt tên: “Đánh giá hiệu kinh tế phương pháp giảm tổn thất điện ứng dụng cho lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới” Bố cục luận văn Trên sở mục đích nghiên cứu, đối tượng phạm vi nghiên cứu, nội dung đề tài dự kiến sau: - Chương mở đầu 3 - Chương 1: Tổng quan lưới điện tổn thất lưới điện phân phối - Chương 2: Mục tiêu bù công suất phản kháng tốn chi phí - Chương 3: Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT, đánh giá tổn thất điện lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới - Chương 4: Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT tính tốn, đánh giá hiệu kinh tế bù tối ưu cho lưới điện phân phối Thành phố Đồng Hới 4 CHƯƠNG TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN & TỔN THẤT TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1 Tổng quan lưới điện phân phối Hệ thống điện bao gồm nhà máy điện, trạm biến áp, đường dây truyền tải phân phối nối với thành hệ thống thống làm nhiệm vụ sản xuất, truyền tải phân phối điện Theo mục đích nghiên cứu, hệ thống điện chia thành phần hệ thống như: - Lưới hệ thống 500kV - Lưới truyền tải (35, 110, 220kV) - Lưới phân phối trung áp (6, 10, 22, 35kV) - Lưới phân phối hạ áp (0,4kV) 1.2 Đặc điểm lưới điện phân phối 1.2.1 Sơ đồ hình tia 1.2.2 Sơ đồ mạch vòng 1.3 Tổn thất ngu ên nhân gâ tổn thất n th t th t - Đường dây dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn nhỏ, đường dây bị xuống cấp, không cải tạo nâng cấp, trình vận hành làm tăng nhiệt độ dây dẫn, điện áp giảm mức cho ph p tăng TTĐN dây dẫn 1.3.1 - Máy biến áp vận hành non tải không tải không phù hợp với hệ thống đo đếm dẫn tới TTĐN cao - Máy biến áp vận hành tải dòng điện tăng cao làm phát nóng cuộn dây dầu cách điện máy dẫn đến tăng tổn thất điện máy biến áp đồng thời gây sụt áp làm tăng TTĐN lưới điện phía hạ áp - Tổn thất thiết bị c , lạc hậu: thiết bị c thường có hiệu suất thấp, máy biến áp loại có t lệ tổn thất cao vật liệu l i từ không tốt dẫn đến sau thời gian vận hành tổn thất có xu hướng tăng lên 5 - Nhiều thành phần sóng hài phụ tải cơng nghiệp tác động vào cuộn dây máy biến áp làm tăng TTĐN - Tổn thất dòng rò: Sứ cách điện, chống s t van thiết bị không kiểm tra, bảo dư ng hợp lý dẫn đến dòng rò, phóng điện - Đối với hệ thống nối đất trực tiếp, lặp lại không tốt dẫn đến TTĐN cao - Hành lang tuyến không đảm bảo: không thực tốt việc phát quang, mọc chạm vào đường dây gây dòng rò cố - Hiện tượng bù, vị trí dung lượng bù khơng hợp lý - Tính tốn phương thức vận hành khơng hợp lý, để xảy cố dẫn đến phải sử dụng phương thức vận hành bất lợi TTĐN tăng cao - Vận hành không đối xứng liên tục dẫn đến tăng tổn thất dây trung tính, dây pha máy biến áp, đồng thời c ng gây q tải pha có dòng điện lớn - Vận hành với hệ số cosφ thấp phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực lắp đặt vận hành tụ bù không phù hợp Cosφ thấp dẫn đến tăng dòng điện truyền tải hệ thống tăng TTĐN - Các điểm tiếp xúc, mối nối tiếp xúc k m nên làm tăng nhiệt độ, tăng TTĐN - Chế độ sử dụng điện không hợp lý: công suất sử dụng nhiều phụ tải có chênh lệch lớn cao điểm thấp điểm n th t th ơng mại - Các thiết bị đo đếm công tơ, T , T không phù hợp với tải lớn hay nhỏ khơng đạt cấp xác u cầu, hệ số nhân hệ thống đo không đúng, tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hỏng hóc cơng tơ, mạch thiết bị đo lường, … 1.3.2 - Sai sót khâu quản lý: T pha, T , công tơ hỏng chưa kịp xử lý, thay kịp thời, không thực chu kỳ kiểm định thay công tơ định kỳ theo quy định Pháp lệnh đo lường, đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây, … nguyên nhân dẫn đến đo đếm khơng xác gây TTĐN 6 - Sai sót nghiệp vụ kinh doanh: đọc sai số cơng tơ, thống kê tổng hợp khơng xác, bỏ sót khách hàng, … - Khơng tốn chậm tốn hóa đơn tiền điện - Sai sót thống kê phân loại tính hóa đơn khách hàng - Sai sót khâu tính tốn xác định tổn thất kỹ thuật Hiện nay, có nhiều phương pháp giảm tổn thất điện tùy thuộc vào việc xác định nguyên nhân gây tổn thất Trong phạm vi đề tài, tác giả nghiên cứu đưa phương án tối ưu cho việc lắp đặt tụ bù lưới trung, hạ áp Vì vậy, luận văn trình bày đánh giá hiệu phương án giảm tổn thất bù công suất phản kháng 1.4 Bù công suất phản kháng lưới điện phân phối 1.4.1 Bù công s 1.4.2 Yê cầ t phản háng th t inh tế 1.4.2.1 Tiêu chí kỹ thuật 1.4.2.2 Tiêu chí kinh tế 1.4.3 ác ph ơng pháp ù công s 1.4.4 Ph ơng thức ù công s t phản háng t phản háng 1.4.5 Phân tích ảnh h ởng tụ ù đến t n th t công s t tác dụng t n th t điện l ới phân phối xét số tr ờng hợp đơn giản - Điện áp định 1.5 Kết luận chương Chương trình bày lý thuyết tổn thất điện nêu phương pháp giảm tổn thất xuyên suốt đề tài sử dụng phương pháp bù cơng suất phản kháng cho lưới điện Đây sở bước đầu để xây dụng chương trình tối ưu trình bày chương sau 7 CHƯƠNG MỤC TIÊU BÙ CƠNG SUẤT PHẢN KHÁNG VÀ BÀI TỐN CHI PHÍ 2.1 Tổng quan bù cơng suất phản kháng lưới điện phân phối Dung lượng bù có tính đến thời điểm 31/09/2018 107,89 MVAr gồm 34 dàn bù trung áp (bù cố định) với tổng dung lượng bù 10,05 MVAr ; Tổng dung lượng bù hạ áp (cố định điều chỉnh) 1621 cụm với tổng dung lượng 97,84 MVAr 2.2 Bù tự nhiên lưới điện phân phối 2.2.1 Điề chỉnh điện áp 2.2.2 Nghiên ph ơng thức v n hành tối 2.2.3 Nâng cao hệ số công s t tự nhiên 2.3 Bù kinh tế lưới điện phân phối 2.3.1 Khái niệm dòng tiền tệ 2.3.2 ơng thức tính giá trị t ơng đ ơng cho dòng tiền tệ đơn phân ố đề 2.3.3 Ph ơng pháp giá trị 2.3.4 Bù tối theo ph ơng pháp phân tích động theo dòng tiền tệ 2.4 Kết luận chương - Trong luận văn này, phương pháp bù chọn dựa cở phân tích động theo dòng tiền tệ - Mục tiêu việc bù CSPK để giảm tổn thất công suất dẫn đến giảm tổn thất điện Do nâng cao hiệu kinh tế - Chấp nhận số giản ước tính tốn bù kinh tế cho lưới điện phân phối : - Bài tốn giải riêng cho trục - Giả thiết đồ thị phụ tải trạm phân phối giống đồ thị phụ tải đo đầu trục - Cơng suất tụ biến rời rạc Giá tiền đơn vị tụ bù có quan hệ khơng tuyến tính với cơng suất tụ bù 8 - Bài tốn tìm luật điều chỉnh tụ bù giải riêng độc lập với tốn tìm cơng suất bù max CHƯƠNG GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT, ĐÁNH GIÁ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI 3.1 Tổng quan 3.2 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 3.2.1 Khái qt chung 3.2.2 ính tốn phân ố cơng s t 3.2.3 ối hóa việc lắp đặt tụ ù 3.2.4 h n lợi hó hăn hi sử dụng phần mềm PSS/ADEP 3.3 Các bước thực ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT 3.3.1 h th p, xử lý nh p số liệ l ới điện cần tính tốn PSS/ADEPT 3.3.2 hể l ới điện giao diện đồ hoạ PSS/ADEP 3.4 Đánh giá tình hình tổn thất điện lưới điện Thành phố Đồng Hới 3.4.1 ình hình t n th t điện năng: ng 3.3 TT l i i n th nh h n i th n năm Sản lượng tổn thất triệu k h TT Tên xuất tu ến mùa đông 2018 (T1-3) tháng mùa h 2018 (T4-8) tháng năm 2018 Sản lượng tháng năm 201 triệu kWh) Tỷ lệ TTĐN (%) 471/ĐH 109,593 258,022 367,615 20.802,068 1,77 472/ĐH 23,594 57,779 81,372 13.817,112 0,59 473/ĐH 108,090 230,766 338,855 15.284,165 2,22 474/ĐH 73,040 155,061 228,101 13.648,582 1,67 475/ĐH 86,070 186,118 272,189 13.783,381 1,97 476/ĐH 69,675 166,159 235,835 15.502,035 1,52 477/ĐH 43,331 95,248 138,579 6.062,411 2,29 478/ĐH 77,458 206,111 283,568 16.258,723 1,74 471/BĐH 48,415 113,773 162,188 9.777,932 1,66 10 473/BĐH 78,437 227,173 305,610 13.485,379 2,27 11 477/BĐH 104,551 201,862 306,413 13.407,747 2,29 12 372/ĐH 136,387 307,239 443,626 32.587,533 1,36 958,640 2.205,310 3.163,950 184.417,068 1,72 Tổng c ng Để đạt mục tiêu giảm tổn thất điện cần tiến hành đồng thời nhiều biện pháp như: Các biện pháp kỹ thuật: + Nâng cao điện áp định mức lưới điện phù hợp với quy hoạch phát triển lưới điện khu vực, thấy phụ tải tăng trưởng mạnh giá trị c ng khoảng cách, với cấp điện áp định mức c không đáp ứng + Bù kinh tế mạng điện phân phối tụ điện + Phân bố tối ưu công suất phản kháng lưới điện làm cho dòng cơng suất phản kháng vận chuyển hợp lý đường dây cho tổn thất nhỏ + Hoàn thiện kết cấu trúc lưới điện để vận hành với tổn thất nhỏ + Cải tiến kỹ thuật sử dụng thiết bị, vật liệu chất lượng cao có tổn thất nhỏ + Chọn công suất MBA phù hợp với yêu cầu phụ tải, tránh tượng máy biến áp vận hành non tải + Quản lý hệ thống đo đếm, vận hành đường dây quy trình, quy định Các biện pháp quản lý: + Nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành + Nâng cao chất lượng công tác quản lý khách hàng 10 + Nâng cao chất lượng công tác dịch vụ khách hàng Trong việc tiến hành tính tốn hốn chuyển đặt thêm tụ bù giải pháp quan trọng cần xem x t hàng năm Do khn khổ luận văn, tác giả đề cập đến việc xem x t đặt tụ bù công suất phản kháng nhằm giảm tổn thất công suất đáp ứng chất lượng điện đồng thời đem lại hiệu kinh tế cao 3.4.2 Đề x t giải pháp giảm t n th t điện có tính đến hiệ q ả inh tế 3.4.3 Kê vị trí tụ ù 3.5 Kết luận chương Phần mềm PSS/ADEPT phần mềm ứng dụng mơ lưới điện phân phối Qua tính tốn phân bố công suất, điện áp hệ số cos nút Xây dựng sở liệu cho chương trình PSS/ADEPT sở thơng số cấu trúc lưới phân phối thành phố Đồng Hới Trên sở tổn thất điện xuất tuyến 22kV Đồng Hới, xuất tuyến có tổn thất cao XT 471, 473, 475, 477 x t đến để thực đánh giá 11 CHƯƠNG ỨNG DỤNG PSS/ADEPT TÍNH TỐN BÙ, ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ KINH TẾ BÙ TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ ĐỒNG HỚI 4.1 Tổng quan hệ thống lưới điện tỉnh Quảng Bình: 4.1.1 Đặc điểm l ới phân phối tỉnh Q ảng Bình 4.1.2 Hiện trạng ng ồn l ới điện 4.1.3 Ph ơng thức c p điện ết dây ản LĐPP TP Đồng Hới C c hụ t i th nh h n h i ợc nhận i n từ c c XT , 35kV từ c c trạm biến kV n i v ắc n i cụ thể nh sau: - Trạm 110 kV Đồng Hới công suất 2x40 MW - 110/35/22kV + Máy biến áp T1-40000 kVA-110/35/22 kV gồm có XT 22kV (471, 473, 475, 477 ), XT 35kV (372, 374) Có Pmax = 16,765MW ++ XT 471 dài 8,0km, số TBA 69, S= 19450kVA, Pmax=6,0, Pmin=3,0 ++XT 473 dài 6,3km, số TBA 39, S= 13850kVA, Pmax=3,3, Pmin=1,5 ++ XT 475 dài 10,4km, số TBA 51, S= 12100kVA, Pmax=3,7, Pmin=1,5 ++ XT 477 dài 4,4km, số TBA 36, S= 11260kVA, Pmax=5,7, Pmin=2,1 ++ XT 372 dài 16,5km, số TBA 28, S= 21475kVA, Pmax=8,0, Pmin=3,0 ++ XT 374 cấp điện cho phụ tải Đài phát sóng trung + Máy biến áp T2-40000 kVA-110/35/22 kV gồm có XT 22kV (472, 474, 476, 478 ) Có Pmax = 24,788 MW ++ XT 472 dài 16,8km, số TBA 45, S= 8727kVA, Pmax=2,8, Pmin=1,0 12 ++ XT 474 dài 4,3km, số TBA 41,S= 13590kVA, Pmax=6,3, Pmin=2,5 ++ XT 476 dài 11,1km, số TBA 40,S= 11410kVA, Pmax=4,0, Pmin=1,5 ++ XT478 dài 10,0km, số TBA 77,S= 20390kVA, Pmax=5,7, Pmin=2,1 - Trạm 110 kV Bắc Đồng Hới công suất 1x25MW - 110/22kV + Máy biến áp T1-25000 kVA-110/22 kV gồm có XT 22kV (471, 473, 475, 477, 479) Có Pmax = 15,00MW ++ XT 471 dài 8,1km, số TBA 28, S= 7475kVA, Pmax=2,5, Pmin=1,0 ++ XT 473 dài 12,6km, số TBA 52,S= 12145kVA, Pmax=3,8, Pmin=1,5 ++ XT 477 dài 63,9km, số TBA 89,S= 18960kVA, Pmax=5,0, Pmin=2,1 4.1.4 Ph ơng án c p điện hi cố 4.1.5 Đồ thị phụ tải X điển hình Sau tiến hành thu thập xử lý số liệu công tơ xuất tuyến 471-478 TBA 110kV Đồng Hới, xuất tuyến 471, 473, 477 TBA 110kV Bắc Đồng Hới, ta có bảng cơng suất phụ tải hàng giờ, đồ thị phụ tải ngày điển hình lưới điện 35kV, 22kV lưới điện tổng thể TP Đồng Hới sau (mùa hè từ T5-T7, mùa đơng từ T1-T3/2018): Hình thị hụ t i n y iển hình l i i n 35kV TP n i 13 Hình 4.2 thị hụ t i n y iển hình l i i n kV TP n i 4.2 Tình hình bù trung, hạ áp điều chỉnh lưới điện TP Đồng Hới 4.3 Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính tốn phân bố cơng suất tính tốn bù tối ưu cho m t số XT điển hình lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới: 4.3.1 Mục đích tính tốn 4.3.2 ính tốn phân ố cơng s t an đầ 4.3.3 Tính tốn bù: 4.3.3 Tính to n bù tự nhiên 4.3.3 Tính to n bù kinh tế cho L PP A.Tính to n bù c ịnh v iều chỉnh hía trun : B.Tính tốn bù c ịnh iều chỉnh hía hạ : C Tính to n bù c ịnh hía trun kết hợ bù iều chỉnh hía hạ áp: 4.4 So sánh hiệu kinh tế phương án bù - Đánh giá cho 01 Xuất tuyến trung áp: VD XT 473 Đồng Hới thời điểm Pmax Tổng giá trị khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là: 14 C Qbcd (cF Ne mF) Qbdc (cS Ne mS) (4.2) Phương án bù trung áp, + Qbcd = 600 , Qbdc = (MVAr); cF =150.000, cS=650.000 (đ/kVAr) + mF=4203,53, mS=19.500 (đ/năm.kVAr) Với N = 15 năm thời gian tính tốn, r = 0.08 t số chiết khấu tính tốn, i = 0.02 t số lạm phát ta có Ne = N n 1 r i n 15 n 1 0.02 0.08 n 9.478 C=600*(150.000+9.478*4203,53)+0*(650.000+9.478*19.500)=113.904.6 34,40đ Tổng giá trị khoản làm lợi lắp đặt tụ bù theo công thức: B = [( Ptrước bù - Psau bù) x cP +( Qtrước bù - Qsau bù) x cQ]xNexT (4.3) Trong đó: + Ptrước bù - Psau bù = 64,72 – 63,22 = 1,5(kW) + Qtrước bù - Qsau bù = 154,96 – 151,8 = 3,16(kW) + cP = 1695 (đ/kWh); cQ = 20,17 (đ/kVArh) + T = 8760 (giờ/năm) Ta có : B= [ 1,5 x 1695 + 3,16 x 20,17] x 9,478 x 8760 = 216.388.785,75đ Thế giá trị vào công thức NPV = B – C NPV = 216.388.785,75 - 113.904.634,40 = 102.484.151.35đ Phương án bù hạ áp, + Qbcd = 780 , Qbdc = 30 (MVAr); cF =171.720, cS=268.600 (đ/kVAr) + mF=5151,6, mS=8058 (đ/năm.kVAr) 15 Với N = 15 năm thời gian tính tốn, r = 0.08 t số chiết khấu tính tốn, i = 0.02 t số lạm phát ta có Ne = N n 1 r i n 15 n 1 0.02 0.08 n 9.478 C=780*(171.720+9.478*5151,6)+30*(268.600+9.478*8058)=182.37 5.766,26đ Tổng giá trị khoản làm lợi lắp đặt tụ bù theo công thức: B = [( Ptrước bù - Psau bù) x cP +( Qtrước bù - Qsau bù) x cQ]xNexT (4.3) Trong đó: + Ptrước bù - Psau bù = 64,72 – 61,24 = 3,48(kW) + Qtrước bù - Qsau bù = 154,96 – 146,09 = 8,87(kW) + cP = 1695 (đ/kWh); cQ = 20,17 (đ/kVArh) + T = 8760 (giờ/năm) Ta có : B= [ 3,48 x 1695 + 8,87 x 20,17] x 9,478 x 8760 = 504.598.950,12đ Thế giá trị vào công thức NPV = B – C NPV = 504.598.950,12 - 182.375.766,26 = 322.223.183.85đ Phương án bù trung áp + hạ áp, + Trung áp Qbcd = 600 , Qbdc = (MVAr); cF =150.000, cS=650.000 (đ/kVAr) + mF=4203,53, mS=19.500 (đ/năm.kVAr) + Hạ áp Qbcd = , Qbdc = 380 (MVAr); cF =171.720, cS=268.600 (đ/kVAr) + mF=5151,6, mS=8058 (đ/năm.kVAr) Với N = 15 năm thời gian tính tốn, r = 0.08 t số chiết khấu tính tốn, i = 0.02 t số lạm phát ta có Ne = N n 1 r i n 15 n 1 0.02 0.08 n 9.478 16 Như C = 600 x (150.000+9.478 x 4203,53) + x (650.000+9.478 x 19.500)+ x (171.720+9.478 x 5151,6) + 380x (268.600+9.478 x 8058) = 244.994.649,52 đ Tổng giá trị khoản làm lợi lắp đặt tụ bù theo công thức: B = [( Ptrước bù - Psau bù) x cP +( Qtrước bù - Qsau bù) x cQ]xNexT (4.3) Trong đó: + Ptrước bù - Psau bù = 64,72 – 61,56 = 3,16(kW) + Qtrước bù - Qsau bù = 154,96 – 147,21 = 7,75(kW) + cP = 1695 (đ/kWh); cQ = 20,17 (đ/kVArh) + T = 8760 (giờ/năm) Ta có : B= [ 3,16 x 1695 + 7,75 x 20,17] x 9,478 x 8760 = 457.689.333,98đ Thế giá trị vào công thức NPV = B – C NPV = 457.689.333,98 - 244.994.649,52 = 212.694.684.45đ Giá trị làm lợi Chế độ Pmax Bù Trung áp vnđ Bù Hạ áp (vnđ 102.484.151.35 322.223.183.85 Bù Trung áp + Hạ áp vnđ 212.694.684.45 Áp dụng cho xuất tuyến lại ta bảng sau : 17 Bảng 4.6: Tính tốn kinh tế ph ơng án bù trung áp Tên xuất tu ến /Công suât tải ∆P (kW) ∆P k Tự Sau bù nhiên TA ∆P ∆P k (kW) XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 17.23 Pbase 33.42 33.42 Pmax 55.52 55.28 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18 17.18 Pbase 36.84 36.58 Pmax 64.72 63.22 XT 475/Đồng Hới Pmin 10.04 10.04 Pbase 26.281 26.28 Pmax 53.304 52.46 XT 477/Đồng Hới Pmin 1.93 1.93 Pbase 6.887 6.89 Pmax 15.03 15.03 ∆Q (kVAr) ∆Q (kVAr) Tự nhiên ∆Q (kVAr) Sau bù TA ∆Q (kVAr) 41.39 87.33 149.96 41.39 87.33 149.36 38.49 86.69 154.96 38.49 86.13 151.8 21.76 61.41 127.45 21.76 61.41 125.63 -0.83 12.10 33.35 -0.83 12.10 33.35 Qcđ B Khoản làm lợi lắp đặt tụ bù) Trung Trung áp áp kVAr 34,780,293.65 37,527,932.03 216,388,785.75 121,818,349.21 Qđc 150 150 600 450 C (Chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù NPV = B - C kVAr 28,476,158.60 0 6,304,135.05 28,476,158.60 113,904,634.40 9,051,773.43 102,484,151.35 85,428,475.80 0 36,389,873.41 0 18 Bảng 4.7 : Tính tốn kinh tế ph ơng án bù hạ áp Tên ∆P ∆P xuất (kW) (kW) tu ến /Công Trước Sau bù suât bù HA tải Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 17.15 Pbase 33.42 32.62 Pmax 55.52 53.05 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18 17.02 Pbase 36.84 35.62 Pmax 64.72 61.24 XT 475/Đồng Hới Pmin 10.04 9.92 Pbase 26.281 25.33 Pmax 53.304 49.87 XT 477/Đồng Hới Pmin 1.93 1.89 Pbase 6.887 6.26 Pmax 15.03 13.35 ∆Q ∆Q (kVAr) (kVAr) B Khoản làm lợi lắp đặt Trước Sau bù tụ bù bù HA Qcđ Qđc Hạ áp Hạ áp C (Chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù NPV = B - C (kVAr) (kVAr) 41.39 87.33 149.96 41.15 11,660,417.63 84.89 116,671,162.66 142.57 359,981,900.97 30 300 780 10 10,066,143.18 1,594,274.44 10 69,613,796.68 47,057,365.98 172,026,554.54 187,955,346.42 38.49 86.69 154.96 38.06 23,237,102.24 83.53 176,984,038.66 146.09 504,598,950.12 90 390 780 19,849,217.83 3,387,884.41 86,013,277.27 90,970,761.39 30 182,375,766.26 322,223,183.85 240 690 40 13,798,948.96 3,540,958.06 30 63,280,459.27 74,309,537.84 40 165,976,285.67 331,120,786.04 30 150 360 6,616,405.94 570,875.46 30 43,431,241.44 47,352,729.35 20 86,296,345.81 157,115,469.91 21.76 21.49 17,339,907.02 61.412 59.17 137,589,997.11 127.446 119.19 497,097,071.71 -0.83 12.1 33.35 -0.92 10.58 29.18 7,187,281.40 90,783,970.79 243,411,815.72 19 Bảng 4.8: Tính tốn kinh tế ph ơng án bù trung áp kết hợp hạ áp Qđc Qcđ ∆P ∆P ∆Q ∆Q Tên (kW) (kW) (kVAr) (kVAr) B Khoản làm xuất C (Chi phí Trung Hạ áp tu ến lợi lắp đặt vận hành, lắp NPV = B - C áp Trước Trước Sau bù Sau bù /Công tụ bù đặt tụ bù bù bù TA+HA TA+HA kVAr kVAr suât tải TA+HA TA+HA Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 17.7 41.39 41.24 8,695,073.41 20 6,899,474.48 1,795,598.93 Pbase 33.42 32.81 87.33 85.5 88,910,684.39 190 65,545,007.56 23,365,676.83 Pmax 55.52 53.4 149.96 143.73 308,783,361.23 500 150 200,963,020.60 107,820,340.63 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18 17.08 38.49 38.24 14,491,789.02 30 10,349,211.72 4,142,577.30 Pbase 36.84 35.77 86.69 83.98 155,120,755.62 210 150 100,920,640.64 54,200,114.97 Pmax 64.72 61.56 154.96 147.21 457,689,333.98 380 600 244,994,649.52 212,694,684.45 XT 475/Đồng Hới Pmin 10.04 9.92 21.76 21.49 17,339,907.02 40 13,798,948.96 3,540,958.06 Pbase 26.281 25.39 61.412 59.31 128,911,670.30 200 68,994,744.80 59,916,925.50 Pmax 53.304 50.05 127.446 119.81 470,727,159.23 430 450 233,767,177.12 236,959,982.11 XT 477/Đồng Hới Pmin 1.93 1.88 -0.83 -0.93 7,204,028.00 10 3,449,737.24 3,754,290.76 Pbase 6.887 6.33 12.1 10.79 80,581,105.37 120 41,396,846.88 39,184,258.49 Pmax 15.03 13.41 33.35 29.39 234,616,262.69 290 100,042,379.96 134,573,882.73 20 Từ kết đạt bảng trên, Tác giả so sánh giá trị lợi nhuận ròng NPV = B – C phương án XT có phương án bù hạ áp cố định điều chỉnh kết hợp có NPV lớn Vì đề xuất chọn phương án bù bù hạ áp để thực bù kinh tế cho LĐPP Thành phố Đồng Hới Bảng 4.9: So sánh giá trị lợi nhu n ròng NPV ph ơng án Giá trị làm lợi Bù Trung áp vnđ Chế độ Pmin Bù Hạ áp vnđ Bù Trung áp + Hạ áp vnđ 10,600,921.87 13,187,161.39 281,325,380.48 196,302,355.28 Chế độ Pbase 11,707,955.31 Chế độ Pmax 57,267,475.31 1,064,320,810.62 652,402,109.74 4.5 Kết luận chương - Xây dựng số kinh tế cho PSS/ADEPT để đánh giá hiệu bù CSPK - Phương pháp thực bù: dùng chương trình PSS/ADEPT trước tiên tính bù trung áp cố định bù trung áp điều chỉnh thời điểm phụ tải min, max, base, sau tương tự cho phương án bù hạ áp phương án bù trung áp cố định kết hợp với bù hạ áp điều chỉnh - Ứng dụng PSS/ADEPT tính tốn phân bố cơng suất, tìm vị trí bù dung lượng bù phương án : bù phía trung áp, bù phía hạ áp, bù trung áp kết hợp hạ áp - So sánh phương án kết luận phương án bù hạ áp cố định kết hợp bù hạ áp ứng động phương án mang lại hiệu cho lưới điện phân phối Thành phố Đồng Hới 21 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Kết luận: Bù công suất phản kháng cho lưới điện phân phối giải pháp hiệu giảm tổn thất công suất dẫn đến giảm tổn thất điện Phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích tính tốn lưới điện phân phối cách xác thu thập số liệu xác Đồng thời hiệu chỉnh thay đổi thông số lưới dễ dàng dẫn tới việc mở rộng sơ đồ cách thuận lợi Thêm vào cách xuất liệu đa dạng nên dễ dàng cho việc tổng hợp đánh giá kết Sau tính tốn phương án bù so sánh lợi nhuận phương án kết luận bù hạ áp giải pháp tốt mang lại hiệu kinh tế cao cho lưới điện trạng Điện lực Đồng Hới Vì vậy, đề xuất phương pháp thực bù: dùng chương trình PSS/ADEPT cho thây phương án bù hạ áp cố định kết hợp bù hạ áp điều chỉnh có giá trị làm lợi kinh tế nhiều so với phương án bù trung áp bù trung áp cố định kết hợp với bù hạ áp điều chỉnh Kiến nghị: - Do tình hình phát triển phụ tải, cấu trúc lưới điện phân phối thường xuyên thay đổi nên số vị trí tụ bù lắp đặt lưới khơng phù hợp (khơng tối ưu), cần theo d i hệ số công suất đầu nguồn thay đổi phụ tải để có tính tốn, phân tích, hốn chuyển kịp thời vị trí tụ bù lưới không đảm bảo tối ưu theo định kỳ hàng năm - Theo d i chặt chẽ để tránh tình trạng bù vào thấp điểm bình thường, cấu phụ tải thay đổi không cần tiêu thụ nhiều công suất phản kháng Trong trình bù để xảy tình trạng bù lớn vượt ngư ng cho ph p (cosµ