Kết quả tính toán

CHƯƠNG 4 CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ NÂNG

4.1. CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

4.1.3. Kết quả tính toán

a. Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP TP Quảng Ngãi

Hiện nay lưới điện 22kV TP Quảng Ngãi chủ yếu được vận hành hình tia.

Để xác định điểm mở tối ƣu giữa các nguồn với nhau, thực hiện đóng tất cả các phân đoạn trên các đường dây nối các trạm nguồn với nhau để tạo thành mạch vòng kín, sau đó giải bài toán phân bố công suất và tiến hành mở các phân đoạn có dòng điện chạy qua bé nhất cho đến khi lưới điện có dạng hình tia.

Phần tính toán này đƣợc thực hiện bằng cách cho chạy trình TOPO của phần mềm PSS/ADEPT. Trình TOPO này sẽ tính toán để xem xét mở phân đoạn nào trên các mạch vòng để đem đến tổn thất công suất (P) trong toàn mạng là bé nhất.

Kết quả thu đƣợc sau khi chạy điểm mở tối ƣu đƣợc tổng hợp ở bảng 4.1 và kết quả chạy Topo từ chương trình như phụ lục 25.

Hình 4.1: Sơ đồ xuất tuyến 471/E16.5 trước khi chạy Topo

Hình 4.2: Sơ đồ xuất tuyến 471/E16.5 sau khi chạy Topo

Hình 4.3: Sơ đồ xuất tuyến 475/E16.1 và XT 473/E16.5 trước và sau khi chạy Topo Bảng 4.1 Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành tối ưu

STT Tên mạch vòng Vị trí mở của mạch vòng

Trước khi chọn tối ưu Sau khi chọn tối ưu 1 Mạch vòng 471/E16.5

NR Bùi Thị Xuân (đóng) và LL Bệnh viện đa khoa tỉnh 2 (mở)

NR Bùi Thị Xuân (mở) và LL Bệnh viện đa khoa tỉnh 2 (đóng)

2 Mạch vòng 475/E16.1 và 473/E16.5

PĐ Hai Bà Trƣng 2 (đóng) và LL Công ty Đường Quảng Ngãi (mở)

PĐ Hai Bà Trƣng 2 (mở) và LL Công ty Đường Quảng Ngãi (đóng)

Qua bảng 4.1 ta thấy giữa phương thức vận hành tối ưu đã tính toán và phương thức vận hành hiện tại có nhiều thay đổi. Trong đó, tất cả 02 mạch vòng đều thay đổi lại điểm mở của lưới để đem đến tổn thất công suất (P) thấp hơn.

Qua kết quả tính toán, nếu vận hành theo phương thức cơ bản tối ưu thì hiệu quả đem lại sẽ rất lớn. Trong đó, tổn thất công suất toàn hệ thống trước khi chọn tối ƣu là 1440,77 kW và sau khi chọn tối ƣu là 1365,65 kW. Kết quả cụ thể đƣợc tổng hợp ở bảng 4.2.

Bảng 4.2. Công suất và tổn thất công suất trên các xuất tuyến Sau khi tái cấu trúc lưới

Tên xuất tuyến

Công suất Tổn thất công suất P

(kW)

Q (kVAr)

ΔP (kW)

Tỷ lệ ΔP/P (%) Xuất tuyến 471/E16.1 12.299,00 2.368,92 262,82 2,14%

Xuất tuyến 473/E16.1 10.819,53 2.255,05 237,03 2,19%

Xuất tuyến 475/E16.1 9.535,28 1.358,70 232,61 2,44%

Xuất tuyến 477/E16.1 7.521,95 1.382,25 25,38 0,34%

Xuất tuyến 479/E16.1 7.666,97 2.036,99 156,95 2,05%

Xuất tuyến 471/E16.5 4.575,20 651,93 59,72 1,31%

Xuất tuyến 473/E16.5 11.965,72 1.705,02 240,17 2,01%

Xuất tuyến 477/E16.5 8.242,19 2.545,78 150,97 1,83%

Toàn bộ LPP TPQN 72.625,84 14.304,64 1.365,65 1,88%

Như vậy, sau khi tái cấu trúc lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi, tổn thất công suất đã giảm: δP = 1440,77 - 1365,65 = 75,12kW.

b. Bù công suất phản kháng trên LĐPP TP Quảng Ngãi

Sau khi lựa chọn phương án vận hành hợp lý lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi bằng cách tái cấu trúc lại lưới điện. Trên cơ sở đó, tác giả tiếp tục tiến hành tính toán Bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối trung áp và tính cho 04 năm tiếp theo từ năm (2018-2022).

Để giảm tổn thất công suất, tổn thất điện năng cho lưới điện, tăng khả năng truyền tải của đường dây, đảm bảo điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép cần phải bù công suất phản kháng. Do phụ tải luôn luôn biến động cho nên khi đáp ứng đƣợc nhu cầu công suất phản kháng đỉnh vào giờ cao điểm thì sẽ sinh ra hiện tƣợng quá bù vào các thời điểm khác. Vì vậy, cần phải tính toán xác định lƣợng công suất phản kháng cần bù vào thấp điểm và lƣợng tụ đóng cắt đƣợc bổ sung khi nhu cầu công suất tăng lên. Việc tính bù cho các xuất tuyến trung áp 22kV của lưới điện thành phố Quảng Ngãi bằng chương trình PSS/ADEPT và tính toán ở 03 chế độ phụ tải của từng xuất tuyến là PMax, PMin

và PTBinh nên việc tính toán bù trong Capo là hợp lý.

* Dung lƣợng cần bù cho từng xuất tuyến theo tính toán: Sau đây là cách tính toán dung lƣợng bù cho từng xuất tuyến:

- Xác định dung lƣợng bù tổng cho từng xuất tuyến:

QbùƩ = P (tg1 - tg2) [kVAr]

- Dung lƣợng bù tổng của xuất tuyến:

Qbùmax = Pmax (tg1 - tg2) [kVAr]

- Dung lƣợng bù ở tải cực tiểu (bù nền):

Qbùmin = Qbùnền = Pmin (tg1 - tg2) [kVAr]

- Dung lƣợng bù ở tải cực đại (ứng động):

Qbùƣđ = Qbùmax - Qbùmin [kVAr]

Trong đó: + Qbù: Công suất phản kháng cần bù.

+ P: Công suất tác dụng của xuất tuyến.

+ Pmax: Công suất tác dụng của xuất tuyến lúc cao điểm.

+ Pmin: Công suất tác dụng của xuất tuyến lúc thấp điểm.

* Tính toán cụ thể cho từng xuất tuyến: Qua số liệu tăng thêm hàng năm từ năm 2019 đến năm 2022 các XT trung áp của lưới điện thành phố Quảng Ngãi. Ta điều chỉnh phần phụ tải tăng thêm trung bình hàng năm 10% các XT trung áp vào chương trình tính toán PSS/ADEPT thì hệ số công suất Cosφtb từng XT sẽ thay đổi theo từng năm (2019-2022) và hệ số Cosφtb của từng XT sẽ lấy từ đầu các XT của chương trình tính toán PSSADEPT.

Bảng 4.3. Công suất và hệ số Cosφtb các XT trung áp tính toán từ năm 2018-2022:

Xuất tuyến

Năm 2018 Cosφtb 2018

Năm 2019 (Tăng

10%)

Năm 2020 (Tăng

10%)

Năm 2021 (Tăng

10%)

Năm 2022 (Tăng

10%) Cosφtb 2022

P (kW) Q (kVAr) P (kW)

471/E16.1 12299.00 2368.92 0.982 13528.9 14881.8 16370.0 18007.0 0.976 473/E16.1 10819.53 2255.05 0.979 11901.5 13091.6 14400.8 15840.9 0.973 475/E16.1 9535.28 1358.70 0.990 10488.8 11537.7 12691.5 13960.6 0.980 471/E16.5 4575.20 651.93 0.990 5032.7 5536.0 6089.6 6698.6 0.990 473/E16.5 11965.72 1705.02 0.990 13162.3 14478.5 15926.4 17519.0 0.989 477/E16.5 8242.19 2545.78 0.955 9066.4 9973.0 10970.4 12067.4 0.953

+ Qua Bảng 4.3. thì ta thấy đến năm 2022 chỉ còn XT 477/E16.5 cần phải tính bù bổ sung để đạt Cosφtb từ (0,97-0,98) theo yêu cầu của EVNCPC.

- Hệ số Cos lúc cao điểm của XT 477/E16.5 là Cos1 = 0,953 (tg1= 0,318).

- Hệ số cos lúc thấp điểm của XT 477/E16.5 là cos1 = 0,97 (tg1= 0,292).

- Nâng hệ số cos của xuất tuyến lên Cos2= 0,98 (tg2 = 0,203).

- Công suất của xuất tuyến XT 477/E16.5 (năm 2022:

+ Pmax = 12067,4 kW.

+ Pmin = 3258,2 kW.

- Lƣợng công suất phản kháng cần bù cho xuất tuyến:

Qbùmax = Pmax (tg1 - tg2) = 12067,4 (0,318 - 0,203) = 1387,75 kVAr.

Qbùmin = Pmin (tg1 - tg2) = 3258,2 (0,292 - 0,203) = 289,98 kVAr.

Qbùƣđ = Qbùmax - Qbùmin = 1387,75- 289,98 = 1097,77 kVAr.

- Vậy: Chọn Qbù nền = 300 kVAr và Qbù ứng động = 1200 kVAr.

* Xác định vị trí lắp đặt tụ bù tối ƣu về mặt kinh tế: Phần tính toán, lựa chọn vị trí lắp đặt này đƣợc thực hiện bằng cách cho chạy trình CAPO của phần mềm PSS/ADEPT. Trình CAPO này sẽ tính toán xác định vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu trên lưới sao cho kinh tế nhất, tức là số tiền tiết kiệm được do lắp đặt tụ bù lớn hơn số tiền đặt tụ bù.

a

Tên xuất tuyến Vị trí bù (tên nút bù) Tổng dung lượng bù (kVAr)

Nền Ứng động

Xuất tuyến 477/E16.5 Node 741 Không tìm đƣợc 300

Tổng cộng 300

Bảng 4.5. Tính toán tổn thất công suất cho từng xuất tuyến sau khi tính toán di chuyển và bù

Tên xuất tuyến

Dung lượng

bù (kVAr)

Tổn thất công suất ∆P (kW)

Điểm lắp đặt bù hiện tại

Điểm lắp đặt bù sau

di chuyển

Độ giảm δP (kW) khi di

chuyển bù

Độ giảm δP (kW) khi tính

bù

Tổng δP (kW)

XT 471/E16.1 0 Node 38 Node 111 1,52 - 1,52

XT 473/E16.1 0 Node 204, 273

Node 300,

307 4,1 - 4,1

XT 475/E16.1 0 Node 416 Node 423 1,5 - 1,5 XT 473/E16.5 0 Node 470,

641, 660

Node 461,

644, 661 5,94 - 5,94

XT 477/E16.5 300 Node 711 Node 769 4,5 1,83 6,33

Tổng cộng 300 19,39

Vậy tổng tổn thất công suất sẽ giảm đƣợc sau khi thực hiện thực hiện tái cấu trúc lưới điện và tính bù: 75,12+19,39 = 94,51 kW.

- Tương đương đã giảm TTĐN khoảng: δA=94,51*4665,9=

440.974,21kWh trong một năm.

- Giá bán điện bình quân gP = 1886,17 đồng/kWh (Số liệu thu thập đến 31/12/2018). Tương đương: 831.752.323 đồng.

* Ghi chú: Kết quả tính toán Capo các xuất tuyến trung áp trên lưới điện gồm (Di chuyển vị trí lắp bù hiện tại, bổ sung bù để Cosφ đảm bảo theo quy định) khu vực Thành phố Quảng Ngãi nhƣ phụ lục (26, 27, 28, 29, 30, 31).