CHƯƠNG 3 47 MÔ PHỎNG GIẢI TÍCH LƯỚI VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP VẬN HÀNH HIỆU QUẢ LỘ 472,
3.3 Giải pháp nâng cao chất lượng điện áp bằng tụ bù tĩnh
3.3.2 Chế độ vận hành 4: Bổ sung số lượng và dung lượng tụ bù
Trong thực tế vận hành lưới điện phân phối, phụ tải là giá trị thay đổi theo thời gian trong ngày nên việc xác định vị trí bù và dung lượng bù chính xác là không có ý nghĩa thực tế. Trong khi mục tiêu đề ra cho bài toán bù là đạt điện áp giá trị các bus-tải trong phạm vi (95 ÷ 105)% đ . Từ đó có thể áp dụng giải pháp tính toán số lượng, dung lượng bù cho trường hợp này là dựa trên 2 nguyên tắc cơ bản sau:
- Bù tại những vị trí trong khu vực có điện áp thấp, cuối nguồn;
- Bù đủ, tính theo theo chiều công suất phản kháng (quan sát trên sơ đồ mô phỏng;
Cụ thể là:
- Bổ sung thêm 05 trạm bù trạm bù 600 kVAr trên lộ 472; thêm 03 trạm bụ trạm bù 600 kVAr trên lộ 476;
- Đối với các trạm bù hiện có từ trước thấy có 2 trạm C6-2 và C6-3 là điều bất hợp lý (cách nhau 208m), nên loại bỏ trạm C6-3 đồng thời nâng cấp công suất cho 03 trạm còn lại lên 600 kVAr.
Để có thể thay đổi dung lượng bù khi phụ tải thay đổi, tất các các trạm bù 600 kVAr đều được thiết kế phân cấp thành 04 cấp:
600 kVAr = 4 x150 kVAr
Kỹ thuật điều khiển phân cấp có thể được điều khiển đơn giản nhất là đóng cắt theo quy luật thời gian dựa trên đồ thị phụ tải ngày điển hình trong mùa, tháng, hay năm.
Tức là trong giờ cao điểm, tất cả các phân cấp tụ được đóng kết nối và sẽ được cắt dần theo phân cấp thời gian dựa trên đồ thị phụ tải ngày đặc trưng. Thiết kế chi tiết hệ thống điều khiển công suất bù vượt quá phạm vi nghiên cứu của luận văn này.
Từ đó, 06 trạm bù được thiết lập trên lộ 472 và 05 trạm bù được thiết lập trên lộ 476 có vị trí được chỉ ra trên sơ đồ mô phỏng, tên gọi và các với các thông số được chỉ ra trong bảng 3.7
66
Bảng 3. 7 Tên gọi và thông số các trạm bù nâng cấp và thiết lập mới STT Tên trạm bù trên lộ
472
Tên trạm bù trên lộ
476 Công suất (KVAr)
1 C2-1 600
2 C2-2 600
3 C2-3 600
4 C2-4 600
5 C2-5 600
6 C2-6 600
7 C6-1 600
8 C6-2 600
9 C6-3 600
10 C6-4 600
11 C6-5 600
12 C6-5 600
Kết quả giải tích lưới bằng ETAP thu được:
Phân bố công suất và điện áp bus-tải hiển thị trên sơ đồ mô phỏng hình 3.4.
67
Hình 3. 4 sơ đồ mô phỏng chế độ vận hành 4
Trên hình 3.5 và hình 3.6 dưới đây là ảnh được trích xuất (phong to) phần cuối của lộ 472 cho thấy hiệu quả của giải pháp áp dụng các trạm bù phân tán bằng bù tụ điện trong hai chế độ vận hành 1 và chế độ vận hành 4. Trong đó, chế độ vận hành 1 được giả lập là: ngắt kết nối tất cả các trạm bù. Kết quả cho thấy các bus-tải đã được nâng cao chất lượng điện áp từ ≈ 91% đ ê ê 95% đ .
68
Hình 3. 5 Ảnh trích xuất từ hình 3.1 mô phỏng chế độ vận hành 1
Hình 3. 6 Ảnh trích xuất từ hình 3.1 mô phỏng chế độ vận hành 4
Đồng thời, dữ liệu kết quả mô phỏng chế độ vận hành 4 thu được như trên bảng 3.5 .
69
Bảng 3. 8 dữ liệu kết quả mô phỏng chế độ vận hành 4
KẾT QUẢ DỮ LIỆU MÔ PHỎNG ĐIỆN ÁP TRÊN BUS-TẢI VÀ CÔNG SUẤT TẢI NHẬN ĐƯỢC Chế độ vận hành 4: Smax _ 12C600 kVAr
Số tải có U% >100 : 24,00
Số tải có U% < =100 : 105,00
Số tải có U% < 95 : 0,00 MaxVoltage (%) 104,64
Số tải có U% < 90 : 0,00 Số tải: 117 MinVoltage (%) 95,56
N0 ID Rating Rated kV kW kvar Amp %
Loading
%V termal STT Tên bus-tải
đơn vị
Sđm kVA
Uđm kV
P kW
Q kVAr
I A
Kpt
%
Ubus-tai
%
1 aphuong 50 kVA 22 41,787 25,897 1,348 102,7 95,71
2 bandoi 250 kVA 22 210 130 6,69 102 96,86
3 banhoa 180 kVA 22 151 93,711 4,811 101,9 97,03
4 banleo 31,5 kVA 22 26,349 16,329 0,848 102,6 95,94
5 banluong 180 kVA 22 150 93,267 4,849 102,7 95,82
6 bannien 75 kVA 22 62,726 38,874 2,019 102,6 95,9
7 banon 180 kVA 22 153 94,799 4,725 100 99,94
8 banon2 180 kVA 22 153 94,798 4,726 100 99,94
9 bhxahoi 100 kVA 22 83,982 52,047 2,674 101,9 96,96
10 bn bbon 50 kVA 22 41,856 25,94 1,344 102,4 96,14
11 bnmiaduong 320 kVA 22 272 169 8,395 100 100,06
12 bntalong 31,5 kVA 22 26,716 16,557 0,829 100,3 99,45
13 bolieu 50 kVA 22 41,86 25,943 1,344 102,4 96,16
14 bonhang 250 kVA 22 210 130 6,694 102 96,76
15 C2-1 -600 kvar 22 0 -564 15,27 97 96,99
16 C2-2 -600 kvar 22 0 -565 15,28 97,1 97,07
17 C2-3 -600 kvar 22 0 -562 15,24 96,8 96,78
18 C2-4 -600 kvar 22 0 -562 15,24 96,8 96,78
19 C2-5 -600 kvar 22 0 -552 15,1 95,9 95,88
20 C2-6 -600 kvar 22 0 -550 15,07 95,7 95,71
21 C6-1 -600 kvar 22 0 -626 16,09 102,2 102,18
22 C6-2 -600 kvar 22 0 -603 15,78 100,2 100,23
23 C6-3 -600 kvar 22 0 -594 15,67 99,5 99,52
24 C6-4 -600 kvar 22 0 -575 15,41 97,9 97,87
25 C6-5 -600 kvar 22 0 -564 15,27 97 96,97
26 C6-6 -600 kvar 22 0 -558 15,19 96,5 96,46
27 cadac 50 kVA 22 41,932 25,987 1,34 102,1 96,6
28 cavanho 250 kVA 22 210 130 6,686 101,9 96,95
70
29 cbnscodo 250 kVA 22 213 132 6,522 99,4 101
30 cbnshuumanh 180 kVA 22 150 93,197 4,855 102,8 95,62
31 cbnstanhop 180 kVA 22 151 93,478 4,831 102,3 96,39
32 cbnstanlap 250 kVA 22 210 130 6,682 101,9 97,03
33 cbtinhbot 100 kVA 22 83,655 51,845 2,691 102,6 95,96
34 chebhoa 180 kVA 22 151 93,699 4,812 101,9 97
35 chedailoan 320 kVA 22 272 169 8,398 100 99,99
36 chedailoc 250 kVA 22 209 130 6,736 102,7 95,81
37 cheden1 320 kVA 22 277 172 8,178 97,4 104,64
38 cheden4 180 kVA 22 156 96,622 4,6 97,4 104,64
39 chemocsuong 250 kVA 22 211 131 6,631 101,1 98,26
40 chenhat 320 kVA 22 269 167 8,558 101,9 96,95
41 chiengdi2 180 kVA 22 151 93,574 4,823 102,1 96,66
42 cholong 180 kVA 22 153 94,906 4,717 99,9 100,23
43 chuatai 100 kVA 22 83,546 51,777 2,697 102,8 95,63
44 cnbscheden 250 kVA 22 217 134 6,389 97,4 104,64
45 cnbstk85 250 kVA 22 214 133 6,497 99 101,65
46 cnchautu 180 kVA 22 155 95,928 4,645 98,3 102,88
47 cnhtrung 31,5 kVA 22 26,466 16,402 0,842 101,8 97,07
48 cnsaodo 100 kVA 22 83,98 52,046 2,674 101,9 96,95
49 codo 320 kVA 22 273 169 8,355 99,5 100,86
50 codo2 180 kVA 22 154 95,396 4,682 99,1 101,5
51 copa 75 kVA 22 62,704 38,861 2,021 102,7 95,81
52 cophay 100 kVA 22 83,936 52,019 2,677 102 96,82
53 cotang 100 kVA 22 83,529 51,767 2,698 102,8 95,58
54 cssxminhsuu 180 kVA 22 153 95,01 4,71 99,7 100,5
55 ctlinhyen 320 kVA 22 274 170 8,31 99 101,78
56 doi9 160 kVA 22 135 83,557 4,256 101,3 97,82
57 doi12 180 kVA 22 151 93,736 4,809 101,8 97,1
58 doi26/7 180 kVA 22 155 95,979 4,642 98,3 103,01
59 doi32 160 kVA 22 135 83,518 4,259 101,4 97,7
60 doi34 160 kVA 22 135 83,768 4,239 100,9 98,45
61 doi84 100 kVA 22 85,611 53,057 2,597 99 101,78
62 doi85 320 kVA 22 274 170 8,295 98,8 102,1
63 doi85II 180 kVA 22 154 95,658 4,664 98,7 102,18
64 dtntvho 320 kVA 22 269 167 8,556 101,9 96,98
65 hangtrung 400 kVA 22 336 208 10,69 101,8 97,07
66 hangtrung2 100 kVA 22 84,041 52,084 2,671 101,8 97,14
67 hdvanho 100 kVA 22 83,984 52,049 2,674 101,9 96,97
68 huatat 100 kVA 22 83,92 52,009 2,677 102 96,77
71
69 huatat2 180 kVA 22 151 93,617 4,819 102 96,77
70 khobacvanho 75 kVA 22 62,987 39,036 2,006 101,9 96,96
71 kimthach 250 kVA 22 212 131 6,582 100,3 99,48
72 km45 100 kVA 22 83,524 51,764 2,699 102,8 95,56
73 longbon 75 kVA 22 62,784 38,91 2,016 102,4 96,14
74 longcoc 100 kVA 22 83,898 51,995 2,679 102,1 96,71
75 Lump26 31,5 kVA 22 26,317 16,31 0,85 102,8 95,63
76 lungxa 180 kVA 22 150 93,198 4,855 102,8 95,63
77 miaduong 320 kVA 22 272 169 8,395 100 100,06
78 minhtam2 560 kVA 22 470 291 14,99 102 96,77
79 muongan 160 kVA 22 134 83,176 4,287 102,1 96,65
80 naan 100 kVA 22 83,875 51,981 2,68 102,1 96,63
81 nami 75 kVA 22 62,851 38,951 2,013 102,3 96,41
82 namkhao 75 kVA 22 62,898 38,981 2,01 102,1 96,6
83 namtom 100 kVA 22 84,813 52,562 2,633 100,3 99,45
84 namuong 100 kVA 22 83,793 51,93 2,684 102,3 96,38
85 napai 100 kVA 22 83,587 51,803 2,695 102,7 95,75
86 nasanh 75 kVA 22 62,869 38,963 2,012 102,2 96,48
87 natan 100 kVA 22 84,266 52,223 2,66 101,3 97,82
88 nga3doi12 180 kVA 22 151 93,748 4,808 101,8 97,13
89 pacop 100 kVA 22 83,924 52,011 2,677 102 96,78
90 pakha 180 kVA 22 150 93,245 4,851 102,7 95,76
91 pakhen1 180 kVA 22 153 94,657 4,736 100,3 99,57
92 pakhen2 160 kVA 22 136 84,281 4,199 100 99,99
93 papuoc 31,5 kVA 22 26,341 16,325 0,848 102,6 95,86
94 phiengcanh 100 kVA 22 84,478 52,355 2,649 100,9 98,45
95 phumau 100 kVA 22 83,62 51,823 2,693 102,6 95,86
96 phumau1 50 kVA 22 41,801 25,906 1,347 102,7 95,8
97 phumau2 50 kVA 22 41,8 25,905 1,347 102,7 95,79
98 ponang1 50 kVA 22 41,867 25,947 1,344 102,4 96,21
99 ponang2 31,5 kVA 22 26,372 16,344 0,847 102,4 96,16
100 rada 160 kVA 22 137 85,029 4,145 98,7 102,18
101 samkha 100 kVA 22 83,749 51,903 2,686 102,4 96,25
102 saodo 180 kVA 22 152 94,396 4,756 100,7 98,87
103 saodo3 250 kVA 22 210 130 6,686 101,9 96,95
104 suoiang 75 kVA 22 62,99 39,038 2,005 101,9 96,97
105 suoichanh1 31,5 kVA 22 26,397 16,359 0,845 102,3 96,4
106 suoikhoang 50 kVA 22 41,966 26,008 1,338 102 96,81
107 suoimuc 31,5 kVA 22 26,343 16,326 0,848 102,6 95,88
108 suoipung 50 kVA 22 41,935 25,989 1,34 102,1 96,62
72
109 suoisay 31,5 kVA 22 26,393 16,357 0,846 102,3 96,37
110 tade 100 kVA 22 83,545 51,777 2,697 102,8 95,63
111 talong 180 kVA 22 153 94,764 4,728 100,1 99,85
112 talongII 100 kVA 22 84,949 52,647 2,627 100,1 99,85
113 tamphe 75 kVA 22 62,858 38,956 2,012 102,2 96,44
114 tancuong 250 kVA 22 215 133 6,452 98,3 102,88
115 taphinh 100 kVA 22 84,217 52,193 2,662 101,4 97,67
116 tdcponang 100 kVA 22 83,735 51,894 2,687 102,4 96,21
117 tdcsuoichanh1 50 kVA 22 41,894 25,963 1,342 102,3 96,37
118 thuevanho 100 kVA 22 83,963 52,036 2,675 101,9 96,9
119 tk56 100 kVA 22 84,019 52,071 2,672 101,8 97,07
120 trai2 180 kVA 22 155 96,356 4,617 97,7 103,97
121 traibomau 400 kVA 22 344 213 10,3 98,1 103,24
122 tramtronbonhang 320 kVA 22 269 166 8,568 102 96,76
123 tthcvanho 400 kVA 22 336 208 10,7 101,9 96,96
124 ubxlongluong 180 kVA 22 150 93,204 4,855 102,8 95,64
125 ubxtanlap 180 kVA 22 151 93,711 4,811 101,9 97,03
126 vibacolong 50 kVA 22 41,784 25,896 1,348 102,7 95,7
127 xivanho 750 kVA 22 630 390 20,06 101,9 96,97
128 xuoilin 160 kVA 22 134 83,278 4,279 101,9 96,97
129 xuongche2 250 kVA 22 214 133 6,493 99 101,77
Trong đó: thấy được tất cả các bus-tải đều nhận được điện áp đủ tiêu chuẩn (≥
95% đ ):
- Bus-tải có điện áp cao nhất là: 104,66% đ - Bus-tải có điện áp nhỏ nhất là: 95,56% đ .
Mặt khác, so sánh báo cáo kết quả tính cân bằng công suất giữa hai chế độ vận hành 1 và chế độ vận hành 4 cho thấy được hiệu quả của bù tụ điện như trên bảng 3.9.
73
Bảng 3. 9 So sánh tổn thất công suất giưa hai chế độ vận hành 1 và chế độ vận hành 4
Từ các dữ liệu trong bảng 3.8 đã chỉ ra:
- Lượng tổn thất CSTD giảm được: (1,312 – 0,936) = 0,376 MW - Lượng tổn thất CSTD giảm được: (1,223 – 0,797) = 0,426 MVAr
Nhận xét chế độ vận hành 4:
Giải pháp bù phân tán bằng tụ điện tĩnh có một số ưu nhược điểm sau:
Ưu điểm:
- Nâng cao được chất lượng điện áp, có thể bù phân tán theo vị trí bất kỳ nào có nhu cầu.
- Thiết kế bù có phân cấp tại mỗi vị trí bù cho phép điều khiển thay đổi dung lượng bù lính hoạt theo đồ thị phụ tải.
- Thiệt bù là tụ điện tĩnh nên không đòi hỏi chế độ chăm sóc bảo dưỡng phức tạp.
Nhược điểm:
- Điều khiển dung lượng bù không trơn, phụ thuộc nhiều yếu tố thực tế.
- Tụ điện có thể hỏng hoặc giảm thọ do tác động của quá áp hoặc sóng hài.
- Thiết bị đóng cắt đường dây có tụ bù đòi hỏi điều kiện tính chọn đặc biệt.
- Tụ điện gây khó khăn cho các bảo vệ recloser.
Trường hợp khi về đêm, như đã phân tích tại chương 1về những đặc điểm của lưới điện có tính đặc thù miền núi nói chung và lộ 472 và 476 trong lưới điện 22 kV Mộc
No Study ID Untitled %Loss
1 Buses 210
2 Branches 209
3 Generators 0
4 Power Grids 1
5 Loads 117
6 Load-MW 17,153
7 Load-Mvar 11,041
8 Generation-MW 17,153
9 Generation-Mvar 11,041
10 Loss-MW 1,312 7,649
11 Loss-Mvar 1,223 11,077
DỮ LIỆU KẾT QUẢ MÔ PHỎNG CÂN BẰNG CÔNG SUẤT ĐIỆN ÁP NGUỒN 105%Uđm
Chế độ vậnhành 1: Smax_ chưa có tụ bù
No Study ID Untitled %Loss
1 Buses 222
2 Branches 221
3 Generators 0
4 Power Grids 1
5 Loads 117
6 Load-MW 16,967
7 Load-Mvar 3,856
8 Generation-MW 16,967
9 Generation-Mvar 3,856
10 Loss-MW 0,936 5,517
11 Loss-Mvar 0,797 20,669
DỮ LIỆU KẾT QUẢ MÔ PHỎNG CÂN BẰNG CÔNG SUẤT ĐIỆN ÁP NGUỒN 105%Uđm
Chế độ vận hành 4: Smax_ 12 trạmbù 600kVAr
74
Châu nói riêng. Hiện tượng này đối với lộ 472, 476 Mộc Châu được kiểm tra bởi chế độ vạn hành 5 sau đây.