CHƯƠNG 4. ỨNG DỤNG PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ, ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ
4.3. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tí nh toán phân bố công suất và tí nh toán bù tối ưu cho một số XT điển hình của lưới điện phân phối thành phố Đồng Hới
4.3.1. Mục đích tính toán
- Xác định điện áp tại các nút phụ tải trước khi bù.
- Xác định hệ số công suất (cos) trước khi bù
- Xác định công suất, tổn thất công suất của toàn XT trước khi bù.
- Xác định dung lượng tối ưu và vị trí lắp đặt tối ưu của tụ bù.
- Xác định điện áp tại các nút phụ tải sau khi bù.
- Xác định hệ số công suất (cos) sau khi bù.
- Xác định công suất, tổn thất công suất của toàn XT sau khi bù.
Từ bảng phân tích số liệu tổn thất 08 tháng năm 2018 để thuận tiện trong tính toán và phân tích, đánh giá hiệu quả kinh tế, Tác giả xét thấy các XT 471, 473, 475, 477 thuộc trạm 110kV Đồng Hới có % tổn thất cao nên đưa vào tính toán.
Từ kết quả tính toán trước bù và sau bù đánh giá hiệu quả của việc đặt bù, tìm giải pháp bù tốt nhất.
4.3.2. Tính toán phân bố công suất ban đầu
Từ sơ đồ các XT đã được xây dựng trong chương 3 áp dụng tính toán phân bố công suất cho các xuất tuyến.
Qua tính toán phân bố công suất ban đầu của 4 XT sau trạm 110kV Đồng Hới, thấy rằng hệ số công suất tương đối thấp từ khoảng 0.95 đến 0.98, tổn thất công suất phản kháng tương đối cao, điện áp tại các nút (phụ lục 4.3) nằm trong giới hạn cho phép.
4.3.3. Tính toán bù
4.3.3.1 Tính toán bù tự nhiên
Nhấn đúp vào từng máy biến áp trên sơ đồ (hoặc vào Edit/Grid chọn sheet Transformer rồi nhấn đúp vào từng dòng), vào thẻ Tap Control để cài đặt:
- Chọn nút Tap in all phases in equal position (ganged).
- Trong khung Tep settings, cột “To” chọn Phase A(B,C) Tap bằng 1; Maximun Tap setting bằng 1.1; Minimum Tap Setting bằng 0.9. Tiếp tục vào thẻ Regulation cài đặt: khung Controlled Voltage: chọn Maximun Voltage = 1.1 và Minximun Voltage=1.05. Regulated node: chọn nút hạ áp (Tapped node trong thẻ General chọn nút trung áp). Nhấn đúp vào từng tải trên sơ đồ (hoặc vào Edit/Grid chọn sheet Load rồi nhấn đúp vào từng dòng), chọn Unbalanced để phân tải cho từng pha. Vào Analysis\Option chọn thẻ Load flow để bỏ đánh dấu nút Transformer Taps Locked và đánh dấu nút Capacitors, trong thẻ General chọn Voltage Thresholds: High=1.1,
Low=0.9. Cuối cùng nhấn nút Load Flow, chương trình sẽ tính phân bố công suất và điều chỉnh nấc phân áp các trạm biến áp.
Thiết lập thông số đường dây Thiết lập thông số MBA Hình 4.4. Hộp thoại cài đặt các chỉ số kinh tế của PSS/ADEPT
Áp dụng tính toán bù tự nhiên cho từng XT 22kV sau TBA Đồng Hới. Tính toán tổn thất công suất cho từng XT sau khi bù tự nhiên kết quả tổn thất sau bù tự nhiên của các XT được tổng kết ở Bảng 4.1.
Bảng 4.1: Tổn thất sau bù tự nhiên
Tên xuất tuyến
Công suất Tổn thất CS Tổn thất CS
Cos φ tác dụng phản kháng
P (kW) Q (kVAr)
∆P (kW)
∆P/P (%)
∆Q (kVAr)
∆Q/Q (%) Trạm Đồng Hới:
1. XT 471/Đồng Hới
Pmin 3,085.00 106.00 17.23 0.56% 41.39 39.05% 0.999
Pbase 4,274.00 544.00 33.42 0.78% 87.33 16.05% 0.992
Pmax 5,469.00 998.00 55.52 1.02% 149.96 15.03% 0.984
2. XT 473/Đồng Hới
Pmin 2,416.00 202.00 17.18 0.71% 38.49 19.05% 0.997
Pbase 3,513.00 610.00 36.84 1.05% 86.69 14.21% 0.985
Pmax 4,618.00 1,038.00 64.72 1.40% 154.96 14.93% 0.976 3. XT 475/Đồng Hới
Pmin 1,753.00 145.00 10.04 0.57% 21.76 15.01% 0.997
Pbase 2,760.00 516.00 26.281 0.95% 61.412 11.90% 0.983 Pmax 3,849.00 936.00 53.304 1.38% 127.446 13.62% 0.972
4. XT 477/Đồng Hới
Pmin 610.00 77.00 1.93 0.32% -0.83 -1.08% 0.992
Pbase 1,154.00 295.00 6.887 0.60% 12.1 4.10% 0.969
Pmax 1,694.00 519.00 15.03 0.89% 33.35 6.43% 0.956
4.3.3.2 Tính toán bù kinh tế cho LĐPP
Lưới điện phân phối bao gồm lưới trung áp và hạ áp. Khi tính toán bù cần xem xét đặt tụ bù ở vị trí nào thì độ giảm tổn thất là lớn nhất. Nếu đặt phía trung áp thì chỉ giảm được tổn thất từ thanh cái phía trung áp MBA trở lên, nếu đặt tụ bù phía hạ áp thì giảm được tổn thất trên cả lưới hạ áp và trung áp. Tuy nhiên để xem xét việc bù trên lưới trung áp hay hạ áp hoặc bù kết hợp cả trung áp và hạ áp mang lại hiệu quả lớn nhất so với chi phí lắp đặt và vận hành tụ bù của từng phương án cần phải tính toán các phương án để tìm phương án nào mang lại hiệu quả cao nhất.
Ứng dụng module CAPO trong phần mềm PSS/ADEPT tính bù cho các phương án trên. Như phần lý thuyết đã trình bày ở chương 3 thì CAPO xem xét tất cả các nút hợp lệ trên lưới điện để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết kiệm được là lớn nhất.
Vì vậy cần thiết lập các thông số phân tích kinh tế cho bài toán tối ưu hóa chế độ đặt bù trong PSS/ADEPT. Đây là các chỉ số quan trọng, quyết định rất lớn đến kết quả tính toán của chương trình. Ta thiết lập thông số từ Menu chính của màn hình chọn Network>Economics.
Bảng các thông số kinh tế sẽ hiện ra trên màn hình như Bảng 4.3.
Thông số kinh tế cho bù trung áp Thông số kinh tế cho bù hạ áp Hình 4.5: Hộp thoại cài đặt các chỉ số kinh tế của PSS/ADEPT Các giá trị trong Bảng 4. 2 được định nghĩa như sau:
- Giá điện năng tiêu thụ 1kWh (cP): giá tiền phải trả cho 1kWh điện năng tiêu thụ. Do việc lắp đặt tụ bù phía 22kV hay 0,4 kV đều nhằm mục đích giảm tổn thất P trên LĐPP, vì vậy lấy chung một giá là giá bán điện bình quân khu vực là 1695 đồng/kWh. Theo kế hoạch sản xuất kinh doanh và đầu tư xây dựng năm 2018 mà Tổng Công ty Điện lực Miền Trung giao cho Công ty Điện lực Quảng Bình.
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh (cQ): giá tiền phải trả cho 1kVArh điện năng phản kháng tiêu thụ. Do việc lắp đặt tụ bù phía 22kV hay 0,4 kV đều nhằm mục đích giảm tổn thất Q trên LĐPP, vì vậy lấy chung một giá theo hệ số công suất tại đầu XT trung áp, theo [3] có:
cQ= cP x k% (4-1)
Trong đó: k% là hệ số bù đắp chi phí do bên mua điện sử dụng quá lượng CSPK quy định. Hệ số k được cho theo Bảng 4. 2.
Với các XT trên lưới phân phối của tỉnh Quảng Bình hầu hết hệ số công suất từ 0.83 trở lên nên ta có thể lấy một giá trị chung khi tính toán
cQ = 1695 x 1,19% = 20,17 đồng/kVAr Bảng 4.2: Hệ số bù k ( tra theo TT 07/2006/TT-BCN)
TT Hệ số công
suất (cos) k (%) TT Hệ số công
suất (cos) k (%)
1 0,85 0 15 0,71 19,72
2 0,84 1,19 16 0,70 21,43
3 0,83 2,41 17 0,69 23,19
4 0,82 3,66 18 0,68 25,00
5 0,81 4,94 19 0,67 26,87
6 0,80 6,25 20 0,66 28,79
7 0,79 7,59 21 0,65 30,77
8 0,78 8,79 22 0,64 32,81
9 0,77 10,39 23 0,63 34,92
10 0,76 11,84 24 0,62 37,1
11 0,75 13,33 25 0,61 39,34
12 0,74 14,86 26 0,60 41,67
13 0,73 16,44 27 Dưới 0,6 44,07
14 0,72 18,66 28
- Giá công suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (/kW): giá tiền phải trả cho 1kW công suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (suất đầu tư công suất tác dụng nhà máy điện).
Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này.
- Giá CSPK lắp đặt nhà máy điện (/kvar): giá tiền phải trả cho 1kVAr CSPK lắp đặt nhà máy điện (suất đầu tư CSPK nhà máy điện). Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị này.
- Tỷ số chiết khấu (pu/year): tỷ số hàng năm cần thêm vào để tính đến sự sinh sôi của đồng tiền, dùng để chuyển đổi tiền về cùng một thời điểm lúc chương trình tính toán. Vì nguồn tài chính của việc mua và lắp đặt tụ bù thường được vay từ ngân hàng thì tỷ lệ chiết khấu sẽ bằng bình quân gia quyến các lãi suất cho vay của ngân hàng.
Hiện nay tỷ lệ chiết khấu r bằng lãi suất bình quân các ngân hàng thương mại là 8%.
Lấy r = 0,08.
- Thời gian tính toán (years): khoảng thời gian để tính toán trong bài toán phân tích kinh tế-tài chính, chính là thời gian hoàn vốn. Theo quy định tính toán kinh tế kỹ thuật trong Tổng Công ty Điện lực Miền trung thì vòng đời của 1 thiết bị thường lấy 15 năm.
- 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 và ứng động hàng năm: chi phí tính trên kVAr- năm cần để bảo trì tụ bù cố định và ứng động. Theo định mức lao động sản xuất kinh doanh điện số 7350 /QĐ-EVNCPC ngày 20/10/2016 của Tổng công ty Điện lực miền Trung
* 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 toán bù cố định và điều chỉnh phía trung áp: Hiện tại, thực hiện chỉ đạo của Tổng Công ty Điện lực Miền trung, Công ty Điện lực Quảng Bình đã thực hiện đầu tư các cụm tụ bù trung, hạ áp hằng năm với tổng dung lượng bù mỗi năm gần 5MVAr. Định hướng bự sõu vào trung tõm phụ tải bằng cỏc cụm tụ bự hạ ỏp để Cosà đầu các xuất tuyến 22kV tại TBA 110kV luôn ở mức ≥0,98.
Chính vì vậy, từ sơ đồ sau khi bù tự nhiên, cài đặt các chỉ số kinh tế đã tính toán trong mục 4.6.3.2 cho hộp thoại Economic của chương trình. Sau đó vào thẻ CAPO điều chỉnh số lượng tụ bù cố định để lắp đặt là 5 (giả thiết số tụ có sẵn để lắp đặt là
không giới hạn) và dung lượng mỗi cụm tụ là 150 kVAr (dung lượng nhỏ nhất của một cụm tụ bù). Cuối cùng nhấn nút CAPO chương trình tiến hành tính toán bù cố định và điều chỉnh cho phía trung áp.
Áp dụng tính toán bù cố định phía trung áp cho các XT 471, 473, 475, 477 sau TBA 110kV Đồng Hới ta có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù (phụ lục 4.4).
Tính toán tổn thất công suất cho từng XT sau khi bù cố định phía trung áp, kết quả tổng dung lượng bù trung áp và tổn thất công suất của các XT như Bảng 4.3.
Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.3 ta thấy tổn thất công suất sau khi điều chỉnh bù trung áp trên các XT đều giảm so với trước khi bù đồng thời hệ số cos tăng lên từ khoảng 0.98 đến 1 và kiểm tra các nút điện áp ta thấy điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép (phụ lục 4.3). Như vậy dung lượng điều chỉnh bù trên phía trung áp là chấp nhận được.
Bảng 4.3: Tổn thất sau bù trung áp
Tên xuất tuyến Công suất Tổn thất CS Tổn thất CS
Cos φ tác dụng phản kháng
P (kW) Q (kVAr) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Trạm Đồng Hới:
1. 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
2. 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
3. XT 475/Đồng Hới
Pmin 1,753.00 145.00 10.04 21.76 0.997
Pbase 2,760.00 516.00 26.28 61.41 0.983
Pmax 3,848.00 497.00 52.46 125.63 0.992
4. XT 477/Đồng Hới
Pmin 610.00 77.00 1.93 -0.83 0.992
Pbase 1,154.00 295.00 6.89 12.10 0.969
Pmax 1,694.00 519.00 15.03 33.35 0.956
B.Tính toán bù cố định và điều chỉnh phía hạ áp:
Từ sơ đồ sau khi bù tự nhiên, cài đặt các chỉ số kinh tế đã tính toán trong mục 4.3.2 cho hộp thoại Economic của chương trình. Tiếp tục điều chỉnh số lượng tụ bù điều chỉnh để lắp đặt là 50 (giả thiết số tụ có sẵn để lắp đặt là không giới hạn) và dung lượng mỗi tụ là 10 kVAr (dung lượng cụm tụ bù nhỏ nhất cho hạ áp).
Áp dụng tính toán bù phía hạ áp cho các XT 471, 473, 475, 477 TBA 110kV Đồng Hới ta có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù (phụ lục 4.5).
Tính toán tổn thất công suất cho từng XT sau khi bù cố định và điều chỉnh phía hạ áp, kết quả tổng dung lượng bù hạ áp và giảm tổn thất công suất so với ban đầu sau bù tự nhiên của các XT như Bảng 4.4.
Bảng 4.4: Tổn thất công suất sau bù hạ áp
Tên xuất tuyến
Công suất Tổn thất CS Tổn thất CS
Cos φ tác dụng phản kháng
P (kW) Q
(kVAr) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Trạm Đồng Hới:
1. XT 471/Đồng Hới
Pmin 3,085.00 68.00 17.15 41.15 1.000
Pbase 4,274.00 248.00 32.62 84.89 0.998
Pmax 5,469.00 255.00 53.05 142.57 0.999
2. 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
3. XT 475/Đồng Hới
Pmin 1,753.00 107.00 9.92 21.49 0.998
Pbase 2,760.00 254.00 25.33 59.17 0.996
Pmax 3,849.00 230.00 49.87 119.19 0.998
4. XT 477/Đồng Hới
Pmin 610.00 49.00 1.89 -0.92 0.997
Pbase 1,154.00 124.00 6.26 10.58 0.994
Pmax 1,694.00 158.00 13.35 29.18 0.996
Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.4 ta thấy tổn thất công suất sau khi bù hạ áp trên các XT đều giảm so với trước khi bù đồng thời hệ số cos tăng lên từ khoảng 0.98
tính cảm đến 0.98 tính dung và kiểm tra các nút điện áp ta thấy điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép (phụ lục 4.3). Như vậy dung lượng bù trên phía hạ áp là chấp nhận được.
C. Tính toán bù cố định phía trung áp kết hợp bù điều chỉnh phía hạ áp:
Từ sơ đồ sau khi bù tự nhiên, cài đặt các chỉ số kinh tế đã tính toán trong mục 4.5.3.2 cho hộp thoại Economic (các giá trị cho phía trung áp) của chương trình. Sau đó vào thẻ CAPO điều chỉnh số lượng tụ bù cố định để lắp đặt là 10 (giả thiết số tụ có sẵn để lắp đặt là không giới hạn) và dung lượng mỗi tụ là 150 kVAr. Tiếp tục điều chỉnh số lượng tụ bù điều chỉnh để lắp đặt là 10 (giả thiết số tụ có sẵn để lắp đặt là không giới hạn) và dung lượng mỗi tụ là 150 kVAr. Trong khung Eligble nodes chỉ chọn các nút trung áp. Tiến hành chạy bù CAPO cho phía trung áp. Sau đó cài đặt lại hộp thoại Economic (các giá trị cho phía hạ áp). Điều chỉnh trong thẻ CAPO số lượng tụ bù cố định là 50 ứng với dung lượng bù là 10 kVAr. Tiếp tục điều chỉnh số lượng tụ bù điều chỉnh để lắp đặt là 50 ứng với dung lượng bù là 10 kVAr. Cuối cùng nhấn nút CAPO chương trình tiến hành tính toán bù cố định và điều chỉnh cho phía hạ áp.
Áp dụng tính toán bù các XT 471, 473, 475, 477 của TBA 110kV Đồng Hới ta có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù (phụ lục 4.6 kèm theo)
Bảng 4.5: Tổn thất sau bù trung áp kết hợp với hạ áp
Tên xuất tuyến
Công suất Tổn thất CS Tổn thất CS
Cos φ tác dụng phản kháng
P (kW) Q (kVAr) ∆P (kW) ∆Q (kVAr)
Trạm Đồng Hới:
1. XT 471/Đồng Hới
Pmin 3,085.00 77.00 17.7 41.24 1.000
Pbase 4,274.00 430.00 32.81 85.5 0.995
Pmax 5,469.00 646.00 53.4 143.73 0.993
2. XT 473/Đồng Hới
Pmin 2,416.00 173.00 17.08 38.24 0.997
Pbase 3,513.00 338.00 35.77 83.98 0.995
Pmax 4,618.00 218.00 61.56 147.21 0.999
3. XT 475/Đồng Hới
Pmin 1,753.00 107.00 9.92 21.49 0.998
Pbase 2,760.00 390.00 25.39 59.31 0.990
Pmax 3,849.00 299.00 50.05 119.81 0.997
4. XT 477/Đồng Hới
Pmin 610.00 68.00 1.88 -0.93 0.994
Pbase 1,154.00 219.00 6.33 10.79 0.982
Pmax 1,694.00 405.00 13.41 29.39 0.973