5. Tên và bố cục của đề tài
3.3. Tính toán vị trí và dung lượng bù kinh tế xuất tuyến 375 trạm biến áp 110k
110kV E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn
Xuất phát từ thuật toán tính toán tối ưu hóa vị trí bù trong chương trình PSS/ADEPT, ta đi xác định vị trí và dung lượng bù tối ưu cho lộ 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ ứng với trường hợp phụ tải cực đại và cực tiểu. Bài toán tính toán bù trên phần mềm PSS/ADEPT chỉ có thể áp dụng cho một lưới cùng cấp điện áp, tức là không thể tính toán bù lưới 35 kV cùng với lưới 0,4 kV cùng một lúc. Vì vậy trong thẻ Capo chúng ta sẽ tiến hành loại bỏ những nút ở thanh cái 0,4 kV nếu tiến hành bù ở lưới 35 kV và ngược lại nếu bù ở thanh cái 0,4 kV thì bỏ các nút ở 35 kV.
Chọn mỗi bộ tụ là 75 kVAr, giả sử số bộ tụ là không giới hạn, tìm dụng lượng và vị trí cần bù tối ưu. Chạy chương trình Capo ta có kết quả tính toán vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt.
3.3.1. Tính toán vị trí, dung lượng, tổn thất công suất bù cố định và bù đóng cắt xuất tuyết 375 trạm biến áp 110kV Đồng Mỏ
3.3.1.1. Tính toán bù cố định và bù đóng cắt phía trung áp 35kV
Kết quả tính toán vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt lưới điện trung áp xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ được tổng hợp trong bảng 3.9, phụ lục 6.1 và phụ lục 6.2:
Bảng 3.9. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt lưới điện trung áp
STT Vị trí Qbù (kVAr) STT Vị trí Qbù (kVAr) I Bù cố định phía trung áp 1 DTC-53 75 7 DTC-31 75 2 DTC-46_N1.1 75 8 DTC-11_N3.9 75 3 TC1_ToHieu1 75 9 DTC-25 75 4 DTC-45 75 10 DTC-11_N3.12 75 5 DTC-36_N1 75 11 DTC-21 75 6 DTC-37 75 12 DTC-11_N_4 75
Tổng dung lượng bù cố định phía trung áp: 900 (kVAr)
II Bù đóng cắt phía trung áp
1 TC1_NaKhoang 75 8 TC1_TuXuyen2 75 2 TC1_CauAi 75 9 DTC-31.N1 75 3 TC1_ToHieu1 75 10 DTC-11_N3.10 75 4 DTC-48_N1 75 11 TC1_TanThanh 75 5 TC1_TanVan3 75 12 DTC-11_N3.12 75 6 DTC-36_N2 75 13 TC1_BanDa 75 7 TC1_TanVan2 75 14 DTC-11_N3.5 75
3.3.1.2. Tính toán bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm biến áp phân phối 35/0,4 kV
Kết quả tính toán vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm biến áp phân phối 35/0,4 kV xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ được tổng hợp trong bảng 3.10, phụ lục 7.1 và phụ lục 7.2:
Bảng 3.10. Vị trí, dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp trạm biến áp phân phối 35/0,4 kV STT Vị trí Qbù (kVAr) STT Vị trí Qbù (kVAr) I Bù cố định phía hạ áp 1 TC2_ToHieu1 75 6 TC2_SuoiMo 75 2 TC2_CauAi 75 7 TC2_HoaBinh 75 3 TC2_TnThanh2 75 8 TC2_HoaBinhT 75 4 TC2_BanChau 75 9 TC2_VanLinh 75 5 TC2_TanThanh 75
Tổng dung lượng bù cố định phía hạ áp: 675 (kVAr)
II Bù đóng cắt phía hạ áp 1 TC2_ToHieu1 75 9 TC2_SuoiMo 75 2 TC2_CauAi 75 10 TC2_VanLinh 75 3 TC2_MoVang 75 11 TC2_TanVan3 75 4 TC2_TnThanh2 75 12 TC2_YTich 75 5 TC2_BanChau 75 13 TC2_HoaBinhT 75 6 TC2_TongChu2 75 14 TC2_NaDai 75 7 TC2_TanThanh 75 15 TC2_PhLien2 75 8 TC2_HoaBinh 75 16 TC2_ChoMoi 75
3.3.1.3. Tổn thất công suất sau khi bù cố định và bù đóng cắt xuất tuyết 375 trạm 110kV Đồng Mỏ
Kết quả tính toán tổn thất công suất sau khi bù cố định và bù đóng cắt phía trung áp và hạ áp cho xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ được tổng hợp cho trong bảng 3.11, phụ lục 6.3, phụ lục 6.4, phụ lục 7.3 và phụ lục 7.4:
Bảng 3.11. Kết quả tính toán tổn thất công suất trên đường dây 375- E13.1 trước và sau khi bù phía trung áp và hạ áp
Nội dung Trước và sau khi bù Bù cố định (phụ tải cực tiểu) Bù đóng cắt (phụ tải cực đại) Trung áp Hạ áp Trung áp Hạ áp Tổn thất công suất tác dụng (kW) Trước khi bù 124,91 213,42 Sau khi bù 118,76 120,05 202,03 202,33 Tổn thất công suất phản kháng (kVAr) Trước khi bù 205,23 359,54 Sau khi bù 196,22 198,89 342,80 343,46 Nhận xét:
- Sau khi tính toán bù, không có nút nào có điện áp nằm dưới và trên giới hạn về độ lệch điện áp cho phép trong chế độ vận hành với phụ tải cực đại và cực tiểu.
- Tổn thất công suất tác dụng giảm được sau khi bù:
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực đại (bù đóng cắt): phía trung áp giảm 5,34% và phía hạ áp giảm 5,2%.
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực tiểu (bù cố định): phía trung áp giảm 4,92% và phía hạ áp giảm 3,89%.
- Tổn thất công suất phản kháng giảm được sau khi bù:
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực đại (bù đóng cắt): phía trung áp giảm 4,66% và phía hạ áp giảm 4,47%.
+ Trường hợp vận hành với phụ tải cực tiểu (bù cố định): phía trung áp giảm 4,39% và phía hạ áp giảm 3,09%.
3.3.2. Tính toán kinh tế các phương án bù của các lộ đường dây 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đổng Mỏ biến áp 110kV E13.1 Đổng Mỏ
Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung lượng bù cố định và bù đóng cắt, tổn thất công suất giảm so với bù tự nhiên. Từ đó tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là:
cd cd cd dc dc dc b 0 e bt b 0 e bt
C = Q (q + N .C ) + Q (q + N .C )
Trong đó:
+ Q , Qcdb dcb : dung lượng bù cố định và điều chỉnh, [kVAr].
+q cd0 , q dc0 : suất đầu tư tụ bù cố định và điều chỉnh, [đ/kVAr].
+ C , Ccdbt dcbt : suất chi phí bảo trì trong năm đối với tụ bù cố định và điều chỉnh, [đ/năm.kVAr].
- Tổng giá trị hiện tại các khoản lợi nhuận do lắp đặt tụ bù: B = (ΔP’ . gp + ΔQ’ . gq) . Ne .T.
Trong đó:
+ ΔP’, ΔQ’: lượng giảm tổn thất công suất so với bù tự nhiên, [kW, kVAr]. + gp: giá tiền điện năng tác dụng tiêu thụ, [đ/kWh].
+ gq: giá tiền điện năng phản kháng tiêu thụ, [đ/kVArh]. + T: thời gian làm việc của tụ bù, [giờ/năm].
Thế các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và giá trị hiệu quả kinh tế khi bù NPV: NPV = B – C
3.3.2.1. Tính toán bù kinh tế phía trung áp xuất tuyến đường dây 375 trạm biến áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ biến áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ
Kết quả tính toán bù kinh tế phía trung áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ được thống kê trong bảng 3.12, phụ lục 6.1 và phụ lục 6.2.
Bảng 3.12. Kết quả bù kinh tế phía trung áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ
Tổn thất P (kW) Q (kVAr) Giá trị (đ) Cố định (phụ tải cực tiểu) Trước bù 124,91 205,23 6.920.741.451,21 Sau bù 118,76 196,22 6.592.016.996,45 Tiết kiệm 6,15 9,01 328.724.454,76 Đóng cắt (phụ tải cực đại) Trước bù 213,42 359,54 26.693.920.177,95 Sau bù 202,03 342,80 25.296.534.518,04 Tiết kiệm 11,39 16,74 1.397.385.659,91 - Tổng dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía trung áp: 1950 kVAr.
- Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ phía trung áp: C = 55.616.362,46 + 169.137.160,36 = 224.753.522,82 đ.
- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù phía trung áp: B = 328.724.454,76 + 1.397.385.659,91 = 1.726.110.114,67 đ.
- Giá trị hiệu quả kinh tế phía trung áp:
NPV = B - C = 1.726.110.114,67 - 224.753.522,82 = 1.501.356.591,85 đ.
3.3.2.2. Tính toán bù kinh tế phía hạ áp xuất tuyến đường dây 375 trạm biến áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ
Kết quả tính toán bù kinh tế phía hạ áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ được thống kê trong bảng 3.13, phụ lục 7.1 và phụ lục 7.2.
Bảng 3.13. Kết quả bù kinh tế phía hạ áp khi phụ tải cực đại và cực tiểu xuất tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ
Tổn thất P (kW) Q (kVAr) Giá trị (đ) Cố định (phụ tải cực tiểu) Trước bù 124,91 205,23 6.920.741.451,21 Sau bù 120,05 198,89 6.669.378.177,85 Tiết kiệm 4,86 6,34 251.363.273,36 Đóng cắt (phụ tải cực đại) Trước bù 213,42 359,54 26.693.920.177,95 Sau bù 202,33 343,46 25.335.363.340,69 Tiết kiệm 11,09 16,08 1.358.556.837,26
- Tổng dung lượng bù cố định và bù đóng cắt phía hạ áp: 1875 kVAr. - Tổng giá trị chi phí quy về hiện tại cho việc lắp đặt tụ phía hạ áp:
C = 44.203.716,32 + 120.016.735,50 = 164.220.451,82 đ.
- Tổng giá trị lợi nhuận quy về hiện tại thu được do lắp đặt tụ bù phía hạ áp: B = 251.363.273,36 + 1.358.556.837,26 = 1.609.920.110,62 đ.
- Giá trị hiệu quả kinh tế phía hạ áp:
NPV = B - C = 1.609.920.110,62 - 164.220.451,82 = 1.445.699.658,80 đ.
3.3.2.3. Đánh giá hiệu quả việc bù phía trung áp và bù phía hạ áp
Qua kết quả tính toán hiệu quả kinh tế khi bù phía trung áp và hạ áp trên ta nhận thấy:
- Số tiền tiết kiệm được quy về hiện tại vòng 5 năm khi bù phía trung áp lớn hơn so với bù phía hạ áp. Vì vậy phương án bù ở phía trung áp là hiệu quả hơn so với bù phía hạ áp.
- Khi bù ở phía hạ áp, vị trí bù ở phía hạ áp nhiều, rất khó cho quá trình bảo trì vận hành và kiểm soát. Vì vậy khi lựa chọn phương án bù áp dụng trong thực tế nên cân nhắc bù phía hạ áp hơn hay là bù phía trung áp hơn.
3.4. Một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp xuất tuyến 375 - E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn
Do lưới điện phân phối xuất tuyến 375 trạm biến áp 110kV E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn phân bố rộng, phụ tải phân bố không đều, địa hình đồi núi phức tạp... nên việc đưa ra một biện pháp để nâng cao chất lượng điện áp cần được tính toán phân tích kỹ lưỡng cả về kỹ thuật và hiệu quả kinh tế. Tác giả đề xuất một một số giải pháp nâng cao chất lượng điện áp, cụ thể chia thành hai nhóm chính như sau:
3.4.1. Các giải pháp về tổ chức quản lý vận hành
Các giải pháp tổ chức quản lý vận hành không đòi hỏi chi phí lớn. Nhưng yêu cầu người thực hiện phải hiểu rõ về sơ đồ và tình trạng làm việc của lưới điện vận hành. Nhóm này bao gồm các biện pháp chính sau:
3.4.1.1. Phân bố phụ tải hợp lý
Việc phân bố phụ tải hợp lý sẽ làm san bằng đồ thị phụ tải, giảm sự chênh lệch phụ tải và hao tổn điện áp tại hai thời điểm phụ tải cực đại và cực tiểu, dẫn đến giảm chênh lệch về độ lệch điện áp tại hai thời điểm này. Như vậy sẽ làm giảm khoảng giới hạn của độ lệch điện áp và nâng cao hiệu suất sử dụng của lưới điện.
3.4.1.2. Chọn sơ đồ cấp điện hợp lý
Sơ đồ cung cấp điện hợp lý nhằm giảm tối đa các thông số R, X trong lưới điện, làm giảm tối đa hao tổn điện áp dẫn đến giảm độ lệch điện áp tại các nút của lưới điện. Hoàn thiện cấu trúc lưới để vận hành với tổn thất nhỏ nhất. Vấn đề này đòi hỏi vốn đầu tư, tuy nhiên phụ thuộc vào địa hình và mật độ phụ tải của lưới. Nói chung đây là giải pháp khó đạt hiệu quả cao đối với những tuyến dây hiện hữu, chỉ thực hiện có hiệu quả với những tuyến dây mới, đang trong giai đoạn đầu tư.
3.4.1.3. Chọn điện áp ở đầu vào hộ tiêu thụ điện thích hợp
Thông thường máy biến áp và đường dây được tính toán lựa chọn theo chế độ tải cực đại và cực tiểu. Nhưng phụ tải thực tế trong quá trình vận hành tại phần lớn thời gian lại khác chế độ tính toán. Do đó việc chọn điện áp đầu vào của các hộ tiêu thụ điện thích hợp sẽ làm giảm sự sai khác độ lệch điện áp đầu vào của các hộ tiêu thụ điện này.
3.4.1.4. Điều chỉnh chế độ làm việc của phụ tải điện một cách hợp lý
Việc điều chỉnh chế độ làm việc của phụ tải điện một cách hợp lý sẽ kết hợp được phụ tải phản kháng giữa các hộ dùng điện. Do đó làm giảm hao tổn công suất và hao tổn điện áp của lưới điện tại các thời điểm khác nhau.
3.4.1.5. Lựa chọn tiết diện dây trung tính hợp lý
Đối với lưới điện có dây trung tính, nếu chọn dây trung tính quá nhỏ sẽ làm tăng hao tổn điện áp trên dây trung tính dẫn đến mất đối xứng của lưới điện.
3.4.1.6. Phân bố đều phụ tải giữa các pha
Phân bố thời gian làm việc và đưa vào thiết bị vận hành trong các thời gian hợp lý, tránh hiện tượng quá tải cục bộ vào giờ cao điểm. Vấn đề này chỉ thực hiện ở cấp vĩ mô, có sự tham gia của nhiều bộ ngành và nhà nước.
Tăng cường sử dụng các thiết bị ba pha. Biện pháp này làm giảm sự mất đối xứng trong lưới điện.
3.4.1.7. Không vận hành thiết bị non tải
Các thiết bị vận hành non tải làm cho hệ số công suất thấp, tăng cường công suất phản kháng làm tăng hao tổn dẫn đến tăng độ lệch điện áp.
3.4.1.8. Với lưới điện có nhiều phụ tải một pha nên chọn máy biến áp có tổ nối dây sao-ziczăc
Để giảm tổn hao phụ do dòng thứ tư không gây ra.
3.4.2. Các giải pháp về kỹ thuật
Nhóm này được thực hiện khi các biện pháp tổ chức vận hành được áp dụng mà vẫn không mang lại kết quả như mong muốn, nhóm này bao gồm các giải pháp:
- Điều chỉnh điện áp. - Đối xứng hóa lưới điện.
- Hạn chế sóng hài trong lưới hạ áp.
- Nâng cao điện áp vận hành lưới phân phối, việc thực hiện giải pháp này tương đối hiệu quả nhưng đòi hỏi vốn đầu tư lớn mà thời gian thực hiện dài.
- Bù công suất phản kháng trong lưới phân phối. Tác giả đã ứng dụng phần mềm PSS/ADEP tính toán chi tiết việc lựa chọn vị trí và dung lượng bù tối ưu (bù cố định và bù ứng động) cho hai trường hợp bù trên lưới điện trung áp 35kV và bù tại thanh cái hạ áp 0,4kV của trạm biến áp phân phối, kết quả tính toán mạng lại hiệu quả kinh tế cao như đã trình bày trong chương 3.
3.5. Kết luận Chương 3
Xuất tuyến đường dây 375 trạm biến áp 110 kV E13.1 Đồng Mỏ, huyện Chi Lăng, thành phố Lạng Sơn gồm rất nhiều phụ tải, tính chất của phụ tải thể hiện đặc trưng của phụ tải sinh hoạt. Số lượng các trạm biến áp cung cấp cho phụ tải sản xuất, công nghiệp không nhiều. Vì vậy mà có sự chênh lệch khá lớn về công suất giữa các thời điểm trong ngày đặc biệt là giờ cao điểm và thấp điểm. Bằng biện pháp bù kinh tế với việc tính toán vị trí và dung lượng bù nhờ sự trợ giúp của phần mềm PSS/ADEPT cho thấy rõ được hiệu quả của việc bù công suất phản kháng trên lưới điện. Ngoài lợi ích mà phần mềm mang lại như phân tích ở trên, còn góp phần cải thiện chất lượng
điện áp tại các nút. Do đó việc bù CSPK theo các kịch bản đã trình bày trong chương 3 cho xuất tuyến đường dây 375 – E13.1 Đồng Mỏ là cần thiết nhằm đảm bảo nâng cao được chất lượng điện áp đồng thời mang lại nhiều lợi ích về kinh tế. Nhưng để áp dụng được phần mềm trong luận văn, tác giả phải thống kê các thông số cụ thể của lưới, thông số phụ tải,... điều này mất rất nhiều thời gian và tốn nhiều công sức.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 1. Kết luận
Bù công suất phản kháng là một trong các giải pháp kỹ thuật nâng cao chất lượng điện năng cung cấp cho các hộ tiêu thụ và cho phép giảm tổn thất. Điều đó dẫn đến giảm công suất phát đầu nguồn, giảm vốn đầu tư xây dựng mạng điện, giảm tải trên