TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG BÌNH. TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ SƠN HẠ LONG TÍNH TỐN BÙ TỐI ƯU CƠNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG BÌNH Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2018 Cơng trình hồn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN THỊ ÁI NHI Phản biện 1: PGS.TS ĐINH THÀNH VIỆT Phản biện 2: TS LÊ KỶ Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật điện họp Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10 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 - ĐHĐN 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, người ta đưa phương pháp hoàn thiện cấu trúc lưới, điều chỉnh điện áp, bù công suất phản kháng… Vì vậy, việc nghiên cứu giải vấn đề kỹ thuật lưới phân phối nói riêng hệ thống điện nói chung nhu cầu tất yếu hệ thống điện Việt Nam Do đặc thù phụ tải điện hệ thống điện miền Trung nói chung Cơng ty Điện lực Quảng Bình nói riêng phụ tải cao điểm thấp điểm thường lệch lớn nên cao điểm thường thiếu cơng suất vào thấp điểm cơng suất phản kháng lại phát ngược nguồn Xuất phát từ lý trên, EVNCPC giao chương trình tính tốn bù cho Công ty Điện lực [4] yêu cầu bù trạm biến áp 110 KV trung áp tỉnh thành có tỉnh Quảng Bình Ngoài phát triển thay đổi lưới điện chưa đồng cộng với việc phụ tải liên tục thay đổi năm qua dẫn đến vị trí lắp đặt tụ bù khơng cịn hợp lý nên việc nghiên cứu tính tốn bù tối ưu lưới điện phân phối cho Cơng ty Điện lực Quảng Bình tỉnh thành khác vấn đề cấp thiết quan trọng Mục đích nghiên cứu - Phân tích chế độ làm việc hành lưới phân phối Cơng ty Điện lực Quảng Bình - 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 Cơng ty Điện lực Quảng Bình Đối tượng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Nghiên cứu mặt lý thuyết thực tiễn vấn đề liên quan đến bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối tỉnh Quảng Bình, tính tốn bù phần mềm PSS/ADEPT - Phạm vi nghiên cứu: + Phương pháp tính tốn chế độ làm việc lưới phân phối + Giải pháp bù cho lưới phân phối + Phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn giải tích mạng điện ứng dụng modul CAPO để tính tốn bù tối ưu cho lưới phân phối Cơng ty Điện lực Quảng Bình Tên đề tài Căn mục đích, đối tượng, phạm vi phương pháp nghiên cứu, đề tài đặt tên: “Tính tốn bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối Cơng ty Điện lực Quảng Bình” 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 - Chương 1: Tổng quan lưới điện bù công suất phản kháng - Chương 2: Cơ sở lý thuyết bù công suất phản kháng - Chương 3: Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT ứng dụng lưới phân phối - Chương 4: Ứng dụng PSS/ADEPT tính tốn bù tối ưu cho lưới điện phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình CHƯƠNG TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 1.1 Tổng quát lưới điện phân phối 1.2 Các biện pháp nâng cao hiệu kinh tế vận hành LĐPP 1.3 Công suất phản kháng 1.3.1 Khái niệm công suất phản kháng 1.3.2 Sự tiêu thụ công suất phản kháng 1.3.3 Các nguồn phát CSPK 1.4 Kết luận chương LĐPP cung cấp điện trực tiếp cho phụ tải nên yêu cầu chất lượng điện cao Mặt khác LĐPP có nhiều ảnh hưởng đến tiêu kinh tế-kỹ thuật hệ thống điện, nên việc nghiên cứu thiết kế, vận hành tối ưu LĐPP đem lại lợi ích lớn Có nhiều biện pháp nâng cao hiệu kinh tế vận hành LĐPP, biện pháp bù CSPK biện pháp hữu hiệu Ngồi u cầu cơng suất tác dụng, phụ tải cịn u cầu cơng suất phản kháng, khơng sinh cơng, cần thiết tạo từ trường q trình chuyển hóa điện Vì lý kinh tế người ta không chế tạo máy phát có khả phát nhiều cơng suất phản kháng cho phụ tải Vì cần thiết phải nghiên cứu bù CSPK để đáp ứng cho phụ tải CHƯƠNG CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 2.1 Tổng quan bù công suất phản kháng lưới điện phân phối 2.1.1 Khái niệm bù công suất phản kháng 2.1.2 Hệ số công suất điều chỉnh 2.1.3 Mục tiêu lợi ích bù cơng suất phản kháng 2.2 Bù tự nhiên lưới điện phân phối 2.2.1 Điều chỉnh điện áp 2.2.2 Nghiên cứu phương thức vận hành tối ưu 2.2.3 Nâng cao hệ số công suất tự nhiên 2.3 Bù kinh tế lưới điện phân phối 2.3.1 Khái niệm dòng tiền tệ 2.3.2 Cơng thức tính giá trị tương đương cho dịng tiền tệ đơn phân bố 2.3.3 Phương pháp giá trị 2.3.4 Bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dịng tiền tệ Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu, hàm lợi ích thu đặt bù, bao gồm lợi ích thu trừ chi phí đặt bù Hàm phải đạt giá trị cực đại có thành phần [1, tập 1, tr 300]: Z = Z1 + Z + Z3 + Z + Z5 + Z (2.3) Z = T N e (cP P + cQ Q ) (2.4) Thành phần Z lợi ích thu hệ thống điện giảm yêu cầu công suất tác dụng thời điểm đỉnh phụ tải giảm tổn thất công suất tác bù: Z = P c p k td N e (2.10) Thành phần Z3 lợi ích thu trạm khu vực hay tram trung gian giải phóng cơng suất máy biến áp Z3 = S csNe (2.11) Thành phần Z4 lợi ích hệ thống điện việc đặt bù tính từ cao áp trạm khu vực trở lên đặt dung lượng bù Qbj nút j: Z4 = Cq Q bj N e (2.12) Thành phần Z5 chi phí lắp đặt vận hành thiết bị bù nút j: Z = (q0 + N e Cbt ).Qbj (2.13) Thành phần Z6 chi phí tổn thất điện bên thiết bị bù có dung lượng Q bj nút j : -Z6 = Pb T g p N e Qbj (2.15) Các thành phần Z ,Z ,Z lợi ích lưới hệ thống lưới truyền tải có thành phần Z lợi ích LĐPP, hàm mục tiêu tính toán lưới phân phối   Ri X  T N +g q  2i e  g p  là: Z pp = Z -Z -Z = -  iD U i iD U i       + 2.T N e  g p  iD Ri Qi X Q +g q  i i Ui iD U i   Q +  bj     − (1 + 0,03N e ).q − T Pb g p N e .Qbj   (2.16) Trong biểu thức Z pp có hệ số Q bj2 nhỏ khơng, Z pp đặt cực đại khi: Zpp = , từ tính giá trị Q bj tối ưu nút j là: Qbj  RQ X Q  2.T N e  cP. i 2i +cQ. i i  − (1 + 0,03N e ).q0 − T Pb cP.N e iD U i  iD U i  Q bj =  R X  2.T N e  cP. i2 +cQ. 2i  iD U i   iD U i (2.17) Xét khoảng thời gian tính toán N năm, với hệ số chiết khấu r% lạm phát i%, mà Z pp = Z - Z - Z >0 tức NPV >0 phương án khả thi mặt tài chính, nghĩa đầu tư lắp đặt tụ bù nút j Vậy điều kiện lắp đặt tụ bù nút j Z pp >0   RQ X Q  2.T N e  cP  i i +cQ. i i  − (1 + 0,03N e ).q0 − T Pb cP.N e iD U i iD U i   Q bj < (2.18)  Ri Xi  T N e  cP. +cQ.  iD U i   iD U i 2.4 Kết luận chương - Trong luận văn này, phương pháp bù chọn dựa cở phân tích động theo dịng 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 toán 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 - Bài tốn tìm luật điều chỉnh tụ bù giải riêng độc lập với toán tìm cơng suất bù max CHƯƠNG GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC ỨNG DỤNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3.1 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 3.1.1 Khái qt chung Phần mềm tính tốn lưới điện PSS/ADEPT (Power System Simulator/ Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) hãng Shaw Power Technologies phần mềm tiện ích mơ hệ thống điện cơng cụ phân tích lưới điện phân phối với chức sau: Tính tốn phân bố cơng suất Tính tốn điểm mở tối ưu (TOPO) Tính tốn ngắn mạch Tối ưu hố việc lắp đặt tụ bù (CAPO) Phân tích tốn khởi động động Phân tích sóng hài Phối hợp thiết bị bảo vệ Phân tích độ tin cậy lưới điện Trong khuôn khổ luận văn, sử dụng hai chức phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn phân tích lưới điện Đó là: Tính tốn phân bố cơng suất Tối ưu hố việc lắp đặt tụ bù (CAPO) Do đó, vào giới thiệu hai chức phần mềm PSS/ADEPT 3.1.2 Tính tốn phân bố cơng suất 3.1.3 Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù Tối ưu hố vị trí lắp đặt tụ bù lưới tính tốn vị trí lắp đặt tụ bù lưới cho kinh tế (nghĩa cho số tiền tiết kiệm từ việc đặt tụ bù lớn số tiền phải bỏ để lắp đặt tụ bù) CAPO đặt tụ bù cố định lên lưới xảy điều kiện dừng Sau tụ bù ứng động đặt lên lưới xảy điều kiện dừng tương ứng tụ bù ứng động Tổng chi phí q trình tối ưu chi phí lắp đặt bảo trì tất tụ đóng lên lưới; chi phí tiết kiệm tổng tổng chi phí tiết kiệm thu lại tụ bù CAPO đặt nhiều tụ bù cố định và/hoặc nhiều tụ bù ứng động nút PSS/ADEPT gộp tụ bù thành tụ bù cố định và/hoặc tụ bù ứng động Tụ bù ứng động đơn có nấc điều chỉnh tương ứng lịch đóng cắt tụ biểu diễn bước đóng cắt tụ bù đơn 3.1.4 Thuận lợi khó khăn sử dụng phần mềm PSS/ADEPT 3.2 Các bước thực ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT 3.2.1 Thu thập, xử lý nhập số liệu lưới điện cần tính tốn PSS/ADEPT 3.2.2 Thể lưới điện giao diện đồ hoạ PSS/ADEPT 3.3 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 Đồng thời từ sơ đồ lưới mô ứng dụng tính tốn tốn phân tích độ tin cậy, tìm điểm mở tối ưu, bù tối ưu công suất phản kháng… Xây dựng sở liệu cho chương trình PSS/ADEPT sở thơng số cấu trúc lưới phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình CHƯƠNG ỨNG DỤNG PSS/ADEPT TÍNH TỐN BÙ TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CƠNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG BÌNH 4.1 Tổng quan 4.2 Đánh giá tình hình tổn thất điện lưới điện Quảng Bình: 4.2.1 Tình hình tổn thất điện năng: Tình hình tổn thất điện được thống kê Bảng 4.1 4.2.2 Nhận xét: Qua bảng thống kê sản lượng điện thương phẩm nhận thấy phụ tải phát triển hàng năm từ khoảng đến 10% năm Đồng thời với kết thống kê so sánh sản lượng điện nhận sản lượng điện thương phẩm lượng điện tổn thất tương đối cao Bảng 4.1: Tình hình tổn thất điện từ năm 2014 - 2017 Điện nhận (kW) Điện thương phẩm (kW) Tổn thất (kW) Tỷ lệ tổn thất (%) 2015 552,751,902 579,756,751 504,397,662 539,263,980 48,354,240 40,492,771 8.75 6.98 2016 619,049,556 569,913,349 49,136,207 7.94 2017 699,027,538 654,340,009 44,101,842 6.31 Năm 2014 Tỷ lệ tổn thất Bảng 4.1 cao tỷ lệ tổn thất Tổng Công ty Điện Lực Miền Trung yêu cầu Tổn thất thống kê bao gồm tổn thất kỹ thuật tổn thất phi kỹ thuật Vì cần xem xét giải pháp giảm tổn thất để đảm bảo chất lượng điện hiệu kinh tế 4.3 Cấu trúc hệ thống lưới điện tỉnh Quảng Bình: 4.3.1 Đặc điểm lưới phân phối tỉnh Quảng Bình: 4.3.2 Hiện trạng nguồn lưới điện: Tồn phụ tải tỉnh Quảng Bình cấp điện qua TBA 110kV, có tổng dung lượng 325MVA, là: Lệ Thủy, Áng Sơn, Đồng Hới, Bắc Đồng Hới, Ba Đồn, Hịn La, Sơng Gianh, Văn Hóa cấp điện cho tồn tỉnh Quảng Bình gồm thành phố Đồng Hới huyện 10 Từ sơ đồ XT xây dựng chương áp dụng tính tốn phân bố cơng suất cho xuất tuyến Qua tính tốn phân bố cơng suất ban đầu XT sau trạm 110kV Đồng Hới XT sau trạm 110kV Ba Đồn, thấy hệ số công suất tương đối thấp từ khoảng 0.85 đến 0.9, tổn thất công suất phản kháng tương đối cao, điện áp nút nằm giới hạn cho phép 4.6.3 Tính tốn bù: 4.6.3.1 Tính tốn bù tự nhiên Áp dụng tính tốn bù tự nhiên cho XT 22kV sau TBA Đồng Hới Ba Đồn Tính tốn tổn thất công suất cho XT sau bù tự nhiên kết tổn thất sau bù tự nhiên XT tổng kết Bảng 4.2 Bảng 4.2: Tổn thất sau bù trạng Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS tác dụng ∆P ∆P/P (kW) (%) Tổn thất CS phản kháng ∆Q ∆Q/Q (kVAr) (%) Cos φ 41.39 39.05% 0.999 87.33 149.96 16.05% 15.03% 0.992 20.62 31 48.56 3.22% 3.81% 4.64% 0.973 0.971 0.969 38.49 86.69 154.96 19.05% 14.21% 14.93% 0.997 0.985 0.976 21.33 40.24 65.357 10.72% 10.79% 11.84% 0.989 0.979 0.972 30.03 50.2 75.48 20.71% 14.90% 14.16% 0.997 0.991 0.985 I Trạm Đồng Hới: Pmin 3,085.0 Pbase Pmax 4,274.0 5,469.0 XT 471/Đồng Hới 106.00 17.23 0.56% 544.00 33.42 0.78% 998.00 55.52 1.02% XT 472/Đồng Hới Pmin 2,706.0 640.00 11 0.41% Pbase 3,295.00 813.00 16.41 0.50% Pmax 4,086.0 1,047.0 25.4 0.62% XT 473/Đồng Hới Pmin 2,416.0 202.00 17.18 0.71% Pbase 3,513.0 610.00 36.84 1.05% Pmax 4,618.0 1,038.0 64.72 1.40% II Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 1,335.0 199.00 8.51 0.64% Pbase 1,806.0 373.00 15.75 0.87% Pmax 2,280.0 552.00 25.37 1.11% XT 473/Ba Đồn Pmin 1,994.0 145.00 16.07 0.81% Pbase 2,518.0 337.00 25.9 1.03% Pmax 3,044.0 533.00 38.25 1.26% XT 475/Ba Đồn 0.988 11 Tổn thất CS Tổn thất CS Tên xuất tác dụng phản kháng Cos φ tuyến Q ∆P ∆P/P ∆Q ∆Q/Q P (kW) (kVAr) (kW) (%) (kVAr) (%) Pmin 2,014.0 32.00 14.73 0.73% 29.19 91.22% 1.000 Pbase 2,951.0 375.00 31.73 1.08% 65.93 17.58% 0.992 Pmax 3,915.0 742.00 56.48 1.44% 119.33 16.08% 0.983 4.6.3.2 Tính tốn bù kinh tế cho LĐPP Lưới điện phân phối bao gồm lưới trung áp hạ áp Khi tính tốn bù cần xem xét đặt tụ bù vị trí độ giảm tổn thất lớn Nếu đặt phía trung áp giảm tổn thất từ phía trung áp MBA trở lên, đặt tụ bù phía hạ áp giảm tổn thất lưới hạ áp trung áp Tuy nhiên để xem xét việc bù lưới trung áp hay hạ áp bù kết hợp trung áp hạ áp mang lại hiệu lớn so với chi phí lắp đặt vận hành tụ bù phương án cần phải tính tốn phương án để tìm phương án mang lại hiệu cao Ứng dụng module CAPO phần mềm PSS/ADEPT tính bù cho phương án Như phần lý thuyết trình bày chương CAPO xem xét tất nút hợp lệ lưới điện để tìm vị trí đặt tụ bù cho số tiền tiết kiệm lớn Vì cần thiết lập thơng số phân tích kinh tế cho tốn tối ưu hóa chế độ đặt bù PSS/ADEPT Đây số quan trọng, định lớn đến kết tính tốn chương trình Ta thiết lập thơng số từ Menu hình chọn Network>Economics Các giá trị để tính tốn PSS/ADEPT định nghĩa sau: - Giá điện tiêu thụ 1kWh (cP): 1695 đồng/kWh Theo kế hoạch sản xuất kinh doanh đầu tư xây dựng năm 2018 mà Tổng Công ty Điện lực Miền Trung giao cho Công ty Điện lực Quảng Bình - Giá điện phản kháng tiêu thụ kVArh (cQ): Với XT lưới phân phối tỉnh Quảng Bình hầu hết hệ số cơng suất từ 0.83 trở lên nên ta lấy giá trị chung tính tốn cQ = 1695 x 1,19% = 20,17 đồng/kVAr - Tỷ số chiết khấu (pu/year): Hiện tỷ lệ chiết khấu r lãi suất bình quân ngân hàng thương mại 8% Lấy r = 0,08 - Thời gian tính tốn (years): Theo quy định tính tốn kinh tế kỹ thuật Tổng Cơng ty Điện lực Miền trung vịng đời thiết bị thường lấy 15 năm Công suất 12 - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp cố định: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù cố định cFTA = 150.000 đồng/1 kVAr - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp ứng động: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù ứng động cSTA = 650.000 đồng/1 kVAr - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố định: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù cố định cFHA = 171.720 đồng/1 kVAr - Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp ứng động: số tiền phải trả cho 1kVAr để lắp đặt tụ bù ứng động cSHA = 268.600 đồng/1 kVAr - Chi phí bảo trì tụ bù cố định ứng động hàng năm: * Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định: mFTAcđ = 4203,53 đồng/kVAr.năm * Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp ứng động: mFTAưđ = 19500 đồng/kVAr.năm * Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp cố định: mFHAcđ = 5151,6 đồng/1 kVAr.năm * Chi phí bảo trì trạm tụ bù hạ áp ứng động: mFHAưđ = 8058 đồng/1 kVAr.năm A.Tính tốn bù cố định điều chỉnh phía trung áp: Từ sơ đồ sau bù tự nhiên, cài đặt số kinh tế tính tốn mục 4.6.3.2 cho hộp thoại Economic chương trình Sau vào thẻ CAPO điều chỉnh số lượng, dung lượng tụ bù cố định Áp dụng tính tốn bù cố định phía trung áp cho XT nhánh 22kV sau TBA 110kV Đồng Hới Ba Đồn ta có kết vị trí bù dung lượng bù như: Bảng 4.4: Tổn thất sau bù trung áp Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS Tổn thất CS tác dụng phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Cos φ I Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 3,085.00 106.00 17.23 41.39 0.999 Pbase 4,274.00 544.00 33.42 87.33 0.992 Pmax 5,469.00 855.00 55.28 149.36 0.988 XT 472/Đồng Hới Pmin 2,706.00 640.00 11.00 20.62 0.973 Pbase 3,295.00 667.00 16.16 30.75 0.980 13 Tên xuất tuyến Pmax Công suất P (kW) Q (kVAr) 4,086.00 609.00 Tổn thất CS Tổn thất CS tác dụng phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) 24.62 Cos φ 47.44 0.989 XT 473/Đồng Hới Pmin 2,416.00 202.00 17.18 38.49 0.997 Pbase 4,159.00 463.00 36.58 86.13 0.994 Pmax 4,618.00 454.00 63.22 151.8 0.995 II Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 1,335.00 199.00 8.51 21.33 0.989 Pbase 1,806 230 15.55 39.93 0.992 Pmax 2,280 267 24.83 64.52 0.993 XT 473/Ba Đồn Pmin 1,994.00 145.00 16.08 30.03 0.997 Pbase 2,518 194 25.54 49.8 0.997 Pmax 3,044 249 37.41 74.51 0.997 XT 475/Ba Đồn Pmin 2,014.00 32.00 14.73 29.19 1.000 Pbase 2,951 232 31.46 65.54 0.997 Pmax 3,915 315 55.35 117.64 0.997 B.Tính tốn bù cố định điều chỉnh phía hạ áp: Tính tốn tổn thất cơng suất cho XT sau bù cố định điều chỉnh phía hạ áp, kết tổng dung lượng bù hạ áp giảm tổn thất công suất so với ban đầu sau bù tự nhiên XT bảng: Bảng 4.5: Tổn thất công suất sau bù hạ áp Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS Tổn thất CS tác dụng phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Cos φ I Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 3,085.00 68.00 17.15 41.15 1.000 14 Pbase 4,274.00 248.00 32.62 84.89 0.998 Pmax 5,469.00 255.00 53.05 142.57 0.999 XT 472/Đồng Hới Pmin 2,706.00 611.00 10.92 20.4 0.975 Pbase 3,295.00 706.00 16.12 30.3 0.978 Pmax 4,086.00 814.00 24.74 46.88 0.981 XT 473/Đồng Hới Pmin 2,416.00 114.00 17.02 38.06 0.999 Pbase 3,513.00 231.00 35.62 83.53 0.998 Pmax 4,618.00 253.00 61.24 146.09 0.999 II Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 1,335 114 8.33 20.85 0.996 Pbase 1,806 145 15.07 38.19 0.997 Pmax 2,280 125 23.79 60.81 0.999 XT 473/Ba Đồn Pmin 1,993 -17 15.7 29.18 1.000 Pbase 2,518 14 24.95 48.18 1.000 Pmax 3,044 -26 37.94 75.24 1.000 XT 475/Ba Đồn Pmin 2,014 -25 14.63 28.95 1.000 Pbase 2,951 15 30.61 63.27 1.000 Pmax 3,915 -72 53.16 111.51 1.000 Từ kết thống kê Bảng 4.8 ta thấy tổn thất công suất sau bù hạ áp XT giảm so với trước bù đồng thời hệ số cos tăng lên từ khoảng 0.98 tính cảm đến 0.98 tính dung kiểm tra nút điện áp ta thấy điện áp nút nằm giới hạn cho phép Như dung lượng bù phía hạ áp chấp nhận C Tính tốn bù cố định phía trung áp kết hợp bù điều chỉnh phía hạ áp: Áp dụng tính tốn bù XT 22kV TBA 110kV Đồng Hới Ba Đồn ta có kết vị trí bù dung lượng bù như: Bảng 4.6: Tổn thất sau bù trung áp kết hợp với hạ áp 15 Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS tác dụng Tổn thất CS phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Cos φ I Trạm Đồng Hới: Pmin Pbase Pmax 3,085.00 4,274.00 5,469.00 Pmin Pbase Pmax 2,706.00 3,295.00 4,086.00 Pmin 2,416.00 Pbase 3,513.00 Pmax 4,618.00 II Trạm Ba Đồn: Pmin Pbase Pmax 1,335 1,806 2,280 Pmin Pbase Pmax 1,993 2,518 3,044 Pmin Pbase Pmax 2,014 2,951 3,915 XT 471/Đồng Hới 77.00 17.7 430.00 32.81 646.00 53.4 XT 472/Đồng Hới 631.00 10.94 628.00 15.95 571.00 24.17 XT 473/Đồng Hới 173.00 17.08 338.00 35.77 218.00 61.56 XT 471/Ba Đồn 142 8.41 164 15.2 173 24.06 XT 473/Ba Đồn 41 15.78 43 25.07 438 36.54 XT 475/Ba Đồn -16 14.65 53 30.74 -15 53.69 41.24 85.5 143.73 1.000 0.995 0.993 20.46 30.16 46.15 0.974 0.982 0.990 38.24 83.98 147.21 0.997 0.995 0.999 20.99 38.71 61.91 0.994 0.996 0.997 29.5 46.66 72.12 1.000 1.000 0.990 28.98 63.76 113.26 1.000 1.000 1.000 Từ kết thống kê Bảng 4.10 ta thấy tổn thất công suất sau bù trung áp kết hợp hạ áp XT giảm so với trước bù đồng thời hệ số cos tăng lên từ khoảng 0.98 đến kiểm tra nút điện áp ta thấy điện áp nút nằm giới hạn cho phép (phụ lục 4-8) Như dung lượng bù trung áp kết hợp với hạ áp chấp nhận Nhận xét: từ kết giảm tổn thất phương án bù ta thấy phương án bù mang lại hiệu giảm tổn thất so với trước bù đồng thời hệ số cos điện áp nút nằm giới hạn cho phép Vì vậy, phương án 16 bù đáp ứng tiêu chí kỹ thuật nên ta cần xem xét phương án mang lại lợi nhuận cao kết luận phương án tối ưu 4.7 So sánh hiệu kinh tế phương án bù Mỗi phương án tính tốn có kết tổng dung lượng bù, tổn thất công suất tác dụng, tổn thất cơng suất phản kháng tồn tuyến lượng giảm tổn thất công suất sau phương án so với bù tự nhiên Từ tính tổng giá trị khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là: C = Qbcd (cF + N e mF ) + Qbdc (cS + N e mS ) (4-2) Tổng giá trị khoản làm lợi lắp đặt tụ bù tính theo công thức: B = [(Ptrước bù -Psau bù) x cP +(Qtrước bù -Qsau bù) x cQ]xNexT (4-3) Thế giá trị vào cơng thức, tính tốn giá trị B, C NPV = B – C phương án bù kinh tế theo XT bảng 4.12 17 Bảng 4.7: Tính tốn kinh tế phương án bù trung áp Tên xuất tuyến /Công suât tải ∆P (kW) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆Q (kVAr) Tự nhiên Sau bù TA Tự nhiên Sau bù TA ∆P (kW) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆Q (kVAr) B Qcđ Quđ Trung áp Trung áp kVAr kVAr C NPV = B - C I Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 17.23 41.39 41.39 Pbase 33.42 33.42 87.33 87.33 Pmax 55.52 55.28 149.96 149.36 36,944,547.67 150 28,671,209.68 8,273,337.99 XT 472/Đồng Hới Pmin 11 11.00 20.62 20.62 Pbase 16.41 16.16 31 30.75 36,421,889.54 150 28,671,209.68 7,750,679.86 Pmax 25.4 24.62 48.56 47.44 117,430,365.49 450 86,013,629.05 31,416,736.44 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18 17.18 38.49 38.49 Pbase 36.84 36.58 86.69 86.13 40,379,164.99 150 28,671,209.68 11,707,955.31 Pmax 64.72 63.22 154.96 151.8 223,974,913.38 600 214,684,838.74 9,290,074.64 II Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 8.51 8.51 21.33 21.33 Pbase 15.752 15.55 40.24 39.93 32,419,973.17 150 29,109,583.57 3,310,389.60 Pmax 25.378 24.83 65.36 64.52 86,715,347.17 300 58,219,167.14 28,496,180.03 XT 473/Ba Đồn 18 Pmin 16.075 16.08 30.03 30.03 Pbase 25.9 25.54 50.20 49.8 57,473,423.64 150 29,109,583.57 28,363,840.07 Pmax 38.25 37.41 75.48 74.51 133,406,636.80 300 58,219,167.14 75,187,469.66 XT 475/Ba Đồn Pmin 14.73 14.73 29.19 29.19 Pbase 31.73 31.46 65.93 65.54 42,461,093.88 150 29,109,583.57 13,351,510.31 Pmax 56.48 55.35 119.33 117.64 179,778,437.23 450 87,328,750.71 92,449,686.52 Bảng 4.8 : Tính tốn kinh tế phương án bù hạ áp Tên xuất tuyến /Công suât tải ∆P (kW) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆Q (kVAr) B Trước bù Sau bù HA Trước bù Qcđ Quđ Hạ áp Hạ áp (kVAr) (kVAr) C NPV = B - C Sau bù HA I Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 17.15 41.39 41.15 12,685,378.25 30 10 10,138,878.83 2,546,499.42 Pbase 33.42 32.62 87.33 84.89 120,714,091.87 300 10 70,116,810.04 50,597,281.83 Pmax 55.52 53.05 149.96 142.57 372,400,117.79 780 173,269,579.05 199,130,538.74 6,664,214.58 5,008,761.06 26,941,972.24 17,288,664.53 XT 472/Đồng Hới Pmin 11 10.92 20.62 20.4 11,672,975.64 30 Pbase 16.41 16.12 31 30.3 44,230,636.77 90 Pmax 25.4 24.74 48.56 46.88 103,949,327.91 240 53,313,716.63 50,635,611.28 17.02 38.49 38.06 24,351,930.31 90 19,992,643.74 4,359,286.57 20 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18 19 Pbase 36.84 35.62 86.69 83.53 183,389,288.62 390 Pmax 64.72 61.24 154.96 146.09 521,126,611.23 780 30 86,634,789.53 96,754,499.09 183,693,571.81 337,433,039.42 II Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 8.51 8.33 21.33 20.85 29,674,147.69 90 20,314,990.94 9,359,156.75 Pbase 15.752 15.07 40.24 38.19 110,009,524.97 240 54,173,309.18 55,836,215.79 Pmax 25.378 23.79 65.357 60.81 256,007,762.37 420 30 105,395,352.88 150,612,409.49 XT 473/Ba Đồn Pmin 16.075 15.7 30.03 29.18 60,176,648.49 120 50 44,740,090.96 15,436,557.53 Pbase 25.9 24.95 50.2 48.18 151,913,757.46 300 40 81,839,385.56 70,074,371.90 Pmax 38.25 37.94 75.48 75.24 328,384,289.30 50 139,543,382.02 188,840,907.28 13,543,327.29 2,356,691.21 540 XT 475/Ba Đồn Pmin 14.73 14.63 29.19 28.95 15,900,018.50 60 Pbase 31.73 30.61 65.93 63.27 182,751,344.59 330 50 92,141,736.49 90,609,608.10 Pmax 56.48 53.16 119.33 111.51 532,763,474.52 780 80 204,308,753.02 328,454,721.50 20 Bảng 4.9: Tính toán kinh tế phương án bù trung áp kết hợp hạ áp Tên xuất tuyến /Công suât tải ∆P ∆P ∆Q ∆Q (kW) (kW) (kVAr) (kVAr) Trước Trước Sau bù Sau bù bù bù TA+HA TA+HA TA+HA TA+HA Quđ B Qcđ Trung Hạ áp áp C NPV = B - C kVAr kVAr I Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 Pbase 33.42 Pmax 55.52 XT 472/Đồng Hới Pmin 11 Pbase 16.41 Pmax 25.4 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18 Pbase 36.84 Pmax 64.72 XT 471/Ba Đồn Pmin 8.51 Pbase 15.752 Pmax 25.378 XT 473/Ba Đồn 17.7 32.81 53.4 41.39 87.33 149.96 41.24 85.5 143.73 8,408,448.16 93,091,633.20 320,016,968.48 20 190 500 6,949,328.50 66,018,620.78 150 202,404,422.27 1,459,119.66 27,073,012.42 117,612,546.21 10.94 15.95 24.17 20.62 31 48.56 20.46 30.16 46.15 8,650,632.19 68,304,964.27 184,587,789.75 20 70 120 6,949,328.50 150 52,993,859.44 450 127,709,600.07 1,701,303.69 15,311,104.83 56,878,189.68 17.08 35.77 61.56 38.49 86.69 154.96 38.24 83.98 147.21 14,471,647.80 161,332,995.42 473,620,603.12 II Trạm Ba Đồn: 30 210 380 10,423,992.76 150 101,639,158.97 600 246,722,080.31 4,047,655.04 59,693,836.45 226,898,522.81 8.41 15.2 24.06 21.33 40.24 65.357 20.99 38.71 61.91 16,786,588.02 89,285,623.62 211,796,556.24 40 120 230 14,122,749.09 150 71,477,830.85 300 139,424,974.43 2,663,838.93 17,807,792.77 72,371,581.81 21 ∆P ∆P ∆Q ∆Q Tên (kW) (kW) (kVAr) (kVAr) xuất tuyến Trước Trước Sau bù Sau bù /Công bù bù TA+HA TA+HA suât tải TA+HA TA+HA Pmin 16.075 15.78 30.03 29.5 Pbase 25.9 25.07 50.2 46.66 Pmax 38.25 36.54 75.48 72.12 XT 475/Ba Đồn Pmin 14.73 14.65 29.19 28.98 Pbase 31.73 30.74 65.93 63.76 Pmax 56.48 53.69 119.33 113.26 Quđ B Qcđ Trung Hạ áp áp C NPV = B - C kVAr kVAr 47,638,669.71 132,738,819.04 274,052,493.83 90 140 250 31,776,185.46 150 78,539,205.40 300 246,486,348.97 15,862,484.25 54,199,613.64 27,566,144.86 13,530,216.29 158,408,220.66 446,686,201.02 30 210 400 10,592,061.82 150 103,254,016.31 450 428,556,241.64 2,938,154.47 55,154,204.35 18,129,959.38 22 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 Cơng ty Điện lực Quảng Bình Giá trị lợi nhuận rịng NPV phương án tính toán cho 13 xuất tuyến 22kV sau TBA110kV Đồng Hới TBA 110kV Ba Đồn tổng hợp bảng Bảng 4.10: So sánh gía trị lợi nhuận rịng NPV phương án Giá trị lợi nhuận Bù Hạ áp (vnđ) Bù Trung áp + Hạ áp (vnđ) 199,666,050.69 149,213,732.39 1,560,948,193.05 1,073,833,381.06 1,844,415,053.00 5,167,339,577.27 3,210,340,951.32 Bù Trung áp (vnđ) Chế độ Chế độ base Chế độ max 403,163,425.82 4.8 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 trung áp kết hợp bù hạ áp phương án hiệu - Sử dụng chương trình phụ trợ truy xuất liệu từ chương trình MDMS tính tốn bù tối ưu (vị trí, dung lượng) cụm tụ bù hạ áp cho năm 23 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 Cơng ty Điện lực Quảng Bình 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 Ứng dụng chương trình MDMS vào modul phụ trợ để tính tốn đưa giá trị phù hợp cho năm 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 cịn phù hợp (khơng tối ưu), cần theo dõi 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 - Do đặc thù phụ tải lưới điện Cơng ty Điện lực Quảng Bình tới có nhà máy phát quang điện, phong điện vừa nhỏ đấu nối lưới điện, nên cần phải có tính tốn cụ thể phương thức vận hành lưới điện trung hạ áp, lựa chọn thời điểm đóng cắt tụ bù hợp lý lựa chọn nấc phân áp MBA để đảm bảo điện áp mức cho phép thiết bị giảm TTĐN lưới điện - Theo dõi chặt chẽ để tránh tình trạng bù vào thấp điểm bình thường, cấu phụ tải thay đổi khơng cần tiêu thụ nhiều cơng suất phản kháng Trong q trình bù để xảy tình trạng bù lớn vượt ngưỡng cho phép (cosµ