5. Bố cục của luận văn
4.5. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù tối ưu xuất tuyến 471T44
4.5.3. Lựa chọn các phương án tính bù tối ưu
4.5.3.1. Chọn vị trí trạm biến áp cần đặt bù phía hạ áp
Các TBA Sđm < 250kVA có tổng dung lượng cụm tụ bù hạ áp là 40kVAr, giá thành của cụm tụ (1x20+1x20) = 40kVAr tương đương với giá thành của cụm tụ 100kVAr. Đồng thời, theo thống kê LĐPP trên khu vực Trà My thì số TBA có Sđm < 250kVA trên lưới không nhiều, chủ yếu phân bố ở vùng nông thôn, miền núi và cấp cho các phụ tải ánh sáng sinh hoạt có hệ số cosφ rất cao. Vì vậy, để đảm bảo hiệu quả của dự án lắp đặt tụ bù nên chỉ bù CSPK sau các TBA có cơng suất Sđm ≥ 250kVA.
4.5.3.2. Lựa chọn module tụ bù hạ áp
Chọn module bù nền cho tụ bù hạ áp là 30kVAr. Đối với các TBA 250, 320, 400 kVA thì chọn 1 module 1x30kVAr, đối với các TBA 560, 630 kVA thì chọn 2 module 2x30kVAr sẽ rất đơn giản trong công tác mua sắm thiết bị và vận hành.
Cũng chọn module tụ ứng động là 15 kVAr.
Từ việc lựa chọn các module tụ bù cố định và ứng động như trên phải cài đặt module tụ bù cố định là 30kVAr và module tụ bù điều chỉnh là 15kVAr trong thẻ CAPO của chương trình PSS/ADEPT, để tính tốn bù CSPK phía hạ áp cho LĐPP.
4.5.3.3. Lựa chọn module tụ bù trung áp
Dung lượng tối thiểu của cụm tụ bù trung áp là 10kVAr.
4.5.3.4. Lựa phương án bù trung áp
Hầu hết, tụ bù trung áp hiện có trên lưới điện tỉnh Quảng Nam đều là tụ bù cố định đồng thời theo dự toán chi tiết suất đầu tư tụ bù trung áp cố định là: cFTA = 250.000 đồng/kVAr, suất đầu tư tụ bù trung áp ứng động là: cQTA = 900.000 đồng/ kVAr. Do chi phí lắp đặt tụ bù ứng động là quá lớn, sẽ không đảm bảo được chỉ tiêu tài chính của dự án đầu tư lắp đặt tụ bù, nên đề suất không xem xét lắp đặt bù ứng động cho lưới điện trung mà chỉ tính tốn tụ bù trung áp cố định. Các tụ bù này chủ yếu để bù nền, đảm bảo cosφ các suất tuyến trong giờ thấp điểm.
4.5.3.5. Lựa phương án bù hạ áp
Hầu hết tụ bù hạ áp hiện có trên lưới khu vực Trà My là tụ bù ứng động theo công suất phụ tải và hệ số cosφ của phụ tải. Điều này cho thấy rằng việc đặt tụ bù hạ áp cố định trong thực tế hầu như nhỏ hơn 30% cơng suất định mức lắp đặt tụ bù. Vì phụ tải phía hạ thế ln thay đổi trong ngày từ Pmin đến Pmax. Việc sử dụng bù ứng động phía hạ áp sẽ đảm bảo được cosφ các suất tuyến trong giờ cao điểm và không quá bù lúc thấp điểm. Do đó, ta khơng cần thực hiện tính tốn bù cố định phía hạ áp của các TBA mà chỉ tính tốn bù ứng động phía hạ áp.
Như đã phân tích như trên, tác giả thực hiện các phương án tính tốn bù như sau: 1. Bù trung áp sử dụng tụ bù cố định. 2. Bù hạ áp sử dụng tụ bù ứng động. 3. 01 Tụ bù trung áp cố định kết hợp bù hạ áp ứng động. 4. 02 Tụ bù trung áp cố định kết hợp bù hạ áp ứng động. 4.5.4. Trình tự tính tốn các phương án bù Tính tốn bù cố định
Chọn sơ đồ cần bù, vào Network/Ecomonics cài đặt các chỉ số kinh tế đã tính tốn như Hình 4.12.
Vào Analysis/ Option chọn thẻ General, trong khung Voltage thresholds chọn các giới hạn điện áp: High = 1.1 pu và Low = 0.9 pu, trong hộp Power factor limit chọn giới hạn hệ số cơng suất: 0.95 như Hình 4.13.
Hình 4.13. Thẻ Genneral của hộp thoại Analysis Options
Tiếp tục chọn thẻ Load flow đánh dấu hộp Transformer Taps Locked để khóa nấc phân áp các TBA và bỏ đánh dấu nút Capacitors Locked để mở khóa các tụ điện.
Vào thẻ CAPO, trong khung Connection type chọn wye cho kiểu đấu dây cụm tụ hình sao. Trong khung Load snapshots to consider chọn chế độ Base là chế độ vận hành cực tiểu để tiến hành bù nền phía trung áp, trong khung Fixed Capacitor Placement, chọn number of banks available = 10 (giả sử số lượng tụ bù có sẵn là khơng hạn chế), 3 phase bank size (kVAr) = 10, Eligible nodes chọn hết các nút trung áp là các nút hợp lệ để xem xét đặt bù. Trong khung Switched Capatior Placement, chọn number of banks available = 0 (khơng bù ứng động) như Hình 4.14.
Cuối cùng, nhấn nút CAPO trên thanh Toolbar hoặc vào Analysis chọn CAPO, chương trình sẽ tiến hành tính tốn bù cố định trung áp. Kết quả chạy bù cố định chương trình tính tốn ra được 02 vị trí bù tại nút NNT000258001 và nút NNT000159001.
Hình 4.14. Các thẻ Load Flow và CAPO của hộp thoại Analysis Options
Sau khi lắp đặt tụ bù thì tổn thất sẽ giảm xuống
Bảng 4.5. Tổn thất công suất sau khi lắp đặt tụ bù của xuất tuyến
Vị trí bù Dung lượng bù (kVar) XT 471T44 Tổn thất công suất (trước khi bù) kW Tổn thất công suất (sau khi bù) kVAr Tổn thất giảm NNT000258001 10 ∆P 13,582 13,46 0,122 NNT000159001 10 ∆Q 21,476 21,426 0,05
4.6. Dùng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn bù tối ưu cho các xuất tuyến còn lại của khu vực Trà My còn lại của khu vực Trà My
Thiết lập các thông số tương tự cho cho xuất tuyến 472T44 và chương trình tính tốn được 1 vị trí bù tại nút NN0921220001. Sau khi lắp đặt tụ bù thì tổn thất sẽ giảm xuống Xuất tuyến 472T44 Vị trí bù Dung lượng bù (kVar) XT 472T44 Tổn thất công suất (trước khi bù) kW Tổn thất công suất (sau khi bù) kVAr Tổn thất giảm NN0921220001 10 ∆P 7,954 7,9 0,054 ∆Q 13,795 13,654 0,141
4.7. Thay đổi cấu trúc lưới để tối ưu hóa tổn thất khu vực Trà My
4.7.1. Hiện trạng lưới điện và phương án đầu tư
- Hiện trạng lưới điện khu vực Nam Trà My được cấp điện bằng đường dây 35kV từ TBA 110kV Tam Kỳ với chiều dài hơn 80km, qua trạm trung gian 35/22kV Takpo (T45). Bán kính cấp điện lớn, kết lưới hình tia, tiết diện dây dẫn nhỏ, dây dẫn vận hành lâu ngày xuống cấp… làm ảnh hưởng đến chất lượng cung cấp điện và tổn thất điện năng lưới điện khu vực.
- Được sự thống nhất của UBND tỉnh Quảng Nam, các chủ đầu tư các nhà máy thủy điện khu vực huyện Nam Trà My đầu tư xây dựng đường dây và TBA 110kV dùng chung đấu nối cụm thủy Điện Nam Trà My vào hệ thống điện Quốc Gia
- Nắm bắt chủ trương trên, Công ty Điện lực Quảng Nam đã làm việc với các chủ đầu tư thống nhất chủ trưởng được đấu nối vào 03 ngăn lộ 22kV tại gian phân phối trạm 110kV Nam Trà My để sử dụng nguồn điện tại chỗ, nâng cao độ tin cậy, chất lượng điện năng cung cấp cho khu vực và giảm TTĐN lưới điện.
- Phương án đầu tư: Đầu tư xây dựng mới 4 xuất tuyến, cải tạo lưới điện hiện trạng, thay đổi kết lưới; cụ thể như sau:
+ Xuất tuyến 1 đi Trà Cang từ thanh cái 22kV-TBA 22/110kV Nam Trà My đến vị trí cột 471 Trạm trung gian TakPo - 14/29 hiện trạng
+ Xuất tuyến 2 đi Trà Tập từ vị trí cột đầu tuyến của XT1 đến cột hiện có 471 Trạm trung gian TakPo- 26/14/26 (XT2 và XT1 sẽ đấu chung tại cột đầu tuyến XT1)
+ Xuất tuyến 3 đi Trà Mai và xuất tuyến XT4 đi Trạm trung gian TakPo (đoạn đầu đi chung mạch kép, đoạn sau đi riêng)
4.7.2. Tính tốn tổn thất điện năng trước và sau đầu tư
Sử dụng PSS để tính tốn trào lưu cơng suất và xuất báo cáo tổn thất trên các sơ đồ hiện tại và sơ đồ đề xuất. Kết hợp với dữ liệu đo xa từ chương trình DSPM để tính tốn tổn thất trong từng xuất tuyến và so sánh kết quả thực hiện.
Hình 4.15. Sơ đồ kết lưới hiện trạng khu vực Trà My
Sơ đồ kết lưới tối ưu cho khu vực Trà My
Tổn thất trước và sau khi thực hiện điều chỉnh sơ đồ:
Bảng 4.6. Tổn thất khu vực Trà My trước khi thực hiện đầu tư cải tạo
TT Tên đơn vị, xuất tuyến Smax_2021 (kVA) Kđt T/quý (h) TT Pmax (kW) TT Po (kW) Điện tổn thất (kWh) Điện nhận (kWh) Điện TP (kWh) Tỷ lệ (%) 40 45 136,343 6,081,248 5,944,905 2.24 1. 471-T44 190 0.47 2,190 1.6 3.17 8,586 324,937 316,351 2.64 2. 472-T44 125 0.36 2,190 1.3 2.64 6,814 214,455 207,641 3.18 3. 471-T45 544 0.58 2,190 7.3 4.48 19,079 922,042 902,963 2.07 4. 472-T45 135 0.39 2,190 7.8 1.67 10,355 234,461 224,106 4.42 5. 473-T45 232 0.39 2,190 6.0 7.62 21,871 407,189 385,318 5.37 6. 471 - T46 1,699 0.25 2,190 10.0 18.55 46,019 2,866,987 2,820,968 1.61 7. 472 - T46 655 0.64 2,190 6.0 6.96 23,620 1,111,177 1,087,558 2.13
Bảng 4.7. Tổn thất khu vực Trà My sau khi thực hiện đầu tư cải tạo TT Tên đơn vị, xuất tuyến Smax_2021 (kVA) Kđt T/quý (h) TT Pmax (kW) TT Po (kW) Điện tổn thất (kWh) Điện nhận (kWh) Điện TP (kWh) Tỷ lệ (%) 28 45 126,026 6,104,304 5,978,278 2.06 1. 471-T44 190 0.47 2,190 1.6 3.17 8,586 326,688 318,102 2.63 2. 472-T44 125 0.36 2,190 1.3 2.64 6,814 215,604 208,790 3.16 3. 471-NTM 64 0.58 2,190 1.383 2.86 8,014 114,368 106,354 7.01 4. 472-NTM 206 0.58 2,190 2.743 3.21 10,493 354,195 343,702 2.96 5. 473-NTM 641 0.53 2,190 4.878 7.70 22,480 1,093,649 1,071,169 2.06 6. 471 - T46 1,699 0.25 2,190 10.0 18.55 46,019 2,882,602 2,836,583 1.60 7. 472 - T46 655 0.64 2,190 6.0 6.96 23,620 1,117,197 1,093,578 2.11
1. Kết luận
- Tổn thất khu vực Trà My cải thiện được qua giải pháp đầu tư và trong tương lai nếu phụ tải phát triển thêm thì có thể sử dụng giải pháp bù tối ưu để đảm bảo điện áp và tổn thất.
- Đặt thiết bị bù CSPK là một trong những giải pháp quan trọng để nâng cao hệ số cosφ và chất lượng điện. Trong số các nguồn CSPK thì tụ điện tĩnh có ưu thế và kỹ thuật tuy nhiên việc tính tốn với kết lưới hiện tại thì giải pháp bù là chưa thực hiện được.
- Với các lưới mạch vịng kín vận hành hở, phân tích tính tốn xác định các điểm mở phù hợp để lưới vận hành tối ưu nâng cao độ tin cậy và giảm TTĐN.
2. Kiến nghị
- Các đơn vị Quản lý vận hành cần chú ý xây dựng các giải pháp cho riêng khu vực mình từ quản lý vận hành, sửa chữa thường xuyên, kiểm soát kết lưới cơ bản đến đưa ra danh mục đầu tư xây dựng hàng năm và cũng cần có nghiên cứu đề xuất Cơng ty có giải pháp tổng thể về đầu tư, về kết lưới toàn tỉnh để đạt mục tiêu giảm TTĐN chung.
- Đối với lưới điện hạ thế vị trí đặt thiết bị bù CSPK càng xa nguồn càng có lợi, bù có thể tập trung tại trạm để dễ thay thế và điều chỉnh dung lượng bù, còn dung lượng bù cố định nên rải dọc theo đường dây hạ thế.
3. Hướng mở rộng đề tài
- Áp dụng tính tốn bù CSPK và tìm điểm mở tối ưu trên các mạch vịng kín vận
hành hở bằng chương trình PSS/ADEPT cho tất cả các xuất tuyến trong tồn các Cơng ty Điện lực.
- Áp dụng việc tính tốn bù trung áp cố định kết hợp với bù hạ áp ứng động để tính tốn lại các xuất tuyến hiện nay đang lắp đặt nhiều tụ bù trung áp. Hạn chế lắp đặt bù trung áp để nâng cao chỉ tiêu kinh tế trong vận hành LĐPP, tránh tình trạng bù dư vào lúc thấp điểm.
- Chương trình cũng có thể tính tốn cho tất cả các phương án lắp đặt tụ bù khác như: Bù trung áp ứng động, bù hạ áp cố định, bù kết hợp trung áp ứng động và hạ thế ứng động. vv… Nhưng người dùng phải lưu ý việc nhập lại suất đầu tư tụ bù và chi phí bảo dưỡng hàng năm cho phù hợp.
- Các Công ty Điện lực có thể áp dụng chương trình để tính tốn phân tích tài chính dự án lắp đặt tụ bù để tiết kiệm thời gian, cơng sức phân tích tài chính dự án.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]. Trần Bách (2006), Lưới điện và hệ thống điện tập1,2,3; Nhà xuất bản Khoa học
và Kỹ thuật, Hà Nội.
[2]. Bùi Ngọc Thư (2007), Mạng cung cấp và phân phối điện, nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[3]. Hồ Văn Hiến (2005), Hệ thống điện truyền tải và phân phối, nhà xuất bản đại học quốc gia thành phố Hồ Chí Minh
[4]. Trần Vinh Tịnh, Trương Văn Chương (2008), Bù tối ưu công suất phản kháng lưới điện phân phối, Tạp chí khoa học và cơng nghệ, Đại học Đà Nẵng.
[5]. Trần Vinh Tịnh (2001), Nghiên cứu áp dụng các phương pháp tối ưu hóa nhằm
nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành hệ thống cung cấp điện, Luận án tiến sỹ kỹ
thuật, Đại học Bách khoa Hà nội.
[6]. Bộ Công Nghiệp (2006), Quy phạm trang bị điện 11TCN-18(19-20-21)-2006, kèm quyết định số 19/2006/QĐ-BCN ngày 11/7/2006, Hà Nội.
[7]. Bộ Công Nghiệp (2006), Quy phạm điện nông thôn ban hành kèm theo quyết định số 44/2006/QĐ-BCN ngày 08/12/2006, Hà Nội.
[8]. Nguyễn Lân Tráng (2005), Quy hoạch và phát triển hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[9]. Giáo trình mạng điện, Khoa điện, Trường đại học Bách khoa Đà Nẵng.
[10]. Đinh Thành Việt, Bài giảng Chất lượng điện năng, Trường đại học Bách khoa
Đà Nẵng
[11]. Trần Vinh Tịnh (2001), Áp dụng các phương pháp tối ưu hóa nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành hệ thống cung cấp điện, Trường Đại học Bách khoa –
Đại học Đà Nẵng, Đà Nẵng
[12]. Nguyễn văn Đạm (2008), Thiết kế các mạng và hệ thống điện, nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[13]. EVNSPC (2016), Tài liệu hướng dẫn tính tốn mơ phỏng lưới điện sử dụng chương trình PSS/Adept.
[14]. Thơng tư số 15/2014/TT-BCN ngày 28 tháng 5 năm 2014, hướng dẫn mua bán CSPK.
[15]. Thông tư số: 39/2015/TT-BCT ngày 18 tháng 11 năm 2015. Quy định hệ thống điện phân phối của Bộ Công thương.
[16]. VB số 1508/EVN-KD+KTSX, ngày 20 tháng 11năm 2016, hướng dẫn bổ sung phương pháp xác định TTĐN lưới điện phân phối.
[17]. Quyết định số 385/QĐ-EVN ngày 08 tháng 5 năm 2014, quy định cách xác định TTĐN của EVN
[18]. Văn bản số 8939/EVNCPC-KT+VTCNTT ngày 30/9/2019 của Tổng công ty Điện
lực miền Trung về việc sử dụng công cự cập nhật dữ liệu phụ tải tự động cho phần mềm PSS/ADEPT
PHỤ LỤC
Số hiệu Tên sơ đồ - Biểu đồ trong phụ lục
1. Sơ đồ nguyên lý của xuất tuyến 471, 472T46 2. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 471-T46 3. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 472-T46 4. Sơ đồ nguyên lý của xuất tuyến 471, 472 Nước Xa
5. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 471-22Kv Nước Xa 6. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 472-22Kv Nước Xa 7. Sơ đồ nguyên lý của xuất tuyến 471, 472, 373 Tak Pỏ 8. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 471-22Kv Tak Pỏ 9. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 472-22Kv Tak Pỏ 10. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 473-22Kv Tak Pỏ 11. Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 373, 374 E15
12. Sơ đồ nguyên lý PSS/adept xuất tuyến 373-374-E15 13. Kết quả in từ PSS/ADEPT xuất tuyến 471T44 14. Kết quả in từ PSS/ADEPT xuất tuyến 472T44