CHƯƠNG 3. ỨNG DỤNG CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG ĐƯỜNG DÂY 22 kV VẠN NINH
3.3. Ứng dụng chương trình PSS/ADEAPT tính toán bài toán chọn vị trí bù công suất phản kháng tối ưu cho các xuất tuyến 22kV Huyện Vạn Ninh
3.3.2. Thiết lập thông số của đường dây và máy biến áp
Trong phần mềm PSS/ADEPT, thông số và các mã dây có sẵn trong thư viên không phù hợp với lưới điện nước ta. Vì vậy ta phải đi xây dựng, nhập dữ liệu thư viện dây dẫn theo các số liệu dây dẫn thực tế đối với khu vực Huyện Vạn Ninh.
Căn cứ vào các số liệu thu thập được như: Mã dây, chiều dài. Ta đi xác định được điện trở và điện kháng trên 1 đơn vị chiều dài. Sau đó ta vào phần cài đặt thiết lập thư viện cho các loại mã dây này. Giả sử phần mềm được cài đặt theo đường dẫn sau: C:\Program Files\PTI\PSS-ADEPT5\Example trong phần Example ta vào file pti.con, sau đó ta thiết lập các loại thông số cho các loại dây mà đường dây có ví dụ:
ACKII70, AC95, AC185, ACWBCC95, AAAWBCC185, ACKII185
Hình 3.9. Thẻ thiết lập thông số đường dây
b/ Thông số máy biến áp
Cũng tương tự như mã dây, đối với MBA của phần mềm không phù hợp với lưới điện nước ta nên chúng ta cũng tiến hành thiết lập các thông số cho MBA theo đơn vị tương đối trong pti.con. Và sau đó vào bằng thiết lập MBA cho (Hình 3.5).
Hình 3.10. Thẻ thiết lập thông số Máy biến áp Tổng trở cơ bản:
Zcb =UScb2
cb =USđm2
đm (4.1)
Z∗ = Un%.Uđm2
100.Zcb.Sđm =Un%
100 (4.2)
Tổng trở, điện trở, điện kháng tương đương của MBA tính trong đơn vị tương đối:
R∗ =∆PZ n.Uđm2
cb.Sđm2 =∆PS n
đm (4.3)
X∗= √Z∗2− R∗2 (4.4) Trong đó:
- Zcb là tổng trở cơ bản [Ω].
- Uđm là điện áp định mức [kV].
- Sđm là công suất định mức [MVA].
- ∆Pn là tổn hao ngắn mạch [MW].
- Un% là điện áp ngăn mạch [%].
c/ Thông số phụ tải
- Tên phụ tải.
- Nhóm phụ tải.
- Loại phụ tải.
- Công suất tác dụng (P) - Công suất phản kháng (Q).
Hình 3.11. Thẻ thiết lập thông số phụ tải
Xác định công suất tiêu thụ của phụ tải, dựa vào sản lượng của từng khách hàng (hoặc TBA) trong tháng (có thể truy xuất từ chương trình CMIS- Hệ thống thông tin quản lý khách hàng của EVN) và đánh giá hệ số công suất (cos ) của khách hàng (hoặc TBA) thông qua quản lý vận hành.
Ví dụ:
Khảo sát khách hàng (hoặc TBA) A có sản lượng là 100kWh/tháng (tháng có 30 ngày), cos = 0,8 và thuộc nhóm phụ tải (A) có biểu đồ phụ tải điển hình như sau:
Hình 3.12. Biểu đồ phụ tải điển hình một ngày của khách hàng A.
Bảng 3.3. Load snapshots của phụ tải A.
Snapshot (Ảnh chụp nhanh)
Relative duration (pu) (Thời lượng tương đối)
Scale Factor (Yếu tố quy mô)
Base (Căn cứ) 0 1
23h – 05h 7/24 0,3
06h – 08h 3/24 0,8
09h – 17h 9/24 0,5
18h – 22h 5/24 1
Lúc đó công suất tiêu thụ của phụ tải A là:
P = 100
30(0,3 × 7 + 0,8 × 3 + 0,5 × 9 + 1 × 5)= 0,238 (kW) Q = P × tan(arccos(0,8)) = 0,179 (kVAr)
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
d/ Thông số nguồn
- Tên nguồn.
- Loại, điện áp định mức.
- Công suất định mức.
- Tổng trở thứ tự thuận và thứ tự không của nguồn.
Hình 3.13. Thẻ thiết lập thông số nguồn e/ Thông số Switch
- Tên thiết bị đóng cắt bảo vệ.
- Đặc tuyến dòng điện thời gian của thiết bị bảo vệ.
Hình 3.14. Thẻ thiết lập thông số Swith
Trước khi tính toán bù công suất phản kháng, cần phải cài đặt các chỉ số kinh tế trong Network > Economic của chương trình. Căn cứ vào tiêu chuẩn kỹ thuật ,vật tư thiết bị, thiết kế lắp đặt cụm tụ bù và một số quy định hiện hành, tính toán được các chỉ số kinh tế của chương trình phù hợp với lưới điện phân phối của VN được cho trong bảng sau:
1. Giá điện năng tiêu thụ 1 kWh [đồng /kWh]
Giá bình quân gp tại khu vực tính bù CSPK năm 2015, lưới trung áp 1.350 đ/kWh.
2. Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh [đồng/kVArh].
Gq = k% x gp (hệ số k tra theo cosφ tại thông tư số 15/2014/TT-BCT với cosφ=0,8 tra được k% = 12,5% x 1.350
= 168,75 đ/kWh.
3. Tỷ số chiết khấu [pu/year] (r). 0,12
4. Tỷ số lạm phát. 0,05
5. Thời gian tính toán [year] (N) 5 6. Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung
áp cố định [đồng/kVAr]
105.600
7. Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp điều chỉnh [đồng/kVAr]
182.000
8. Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố định [đồng/kVAr]
256.118,26
9. Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp điều chỉnh [đồng/kVAr]
352.271,3
10. Chi phí bảo trì tụ bù trung áp cố định hằng năm
[đồng/kVAr.năm].
9.000
11. Chi phí bảo trì tụ bù trung áp điều chỉnh hàng năm
[đồng/kVAr]
12.000
12. Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp cố định hàng năm [đồng/kVAr]
7.683,55
13. Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp điều chỉnh hàng năm [đồng/kVAr]
10.568,14
Nhập vào bảng số liệu chương trình, ta có:
Hình 3.15. Thông số kinh tế cho bài toán CAPO