Hình 3.23. Đồ thị phụ tải những ngày điển hình năm 2010 của xuất tuyến 475-E64
Từđồ thị phụ tài ta nhận thấy, thời điểm phụ tải lớn nhất trong ngày nằm trong khoảng 18h đến 19h, cực tiểu khoảng từ 2 đến 3h. Để đơn giản cho quá trình xây dựng phụ tải trong PSS/ADEPT ta lấy gần đúng thời gian phụ tải hoạt động cực đại nằm trong khoảng từ 9h đến 12h và 17h đến 20h; như vậy thời gian hoạt động của phụ tải ở thời điểm cực đại trong ngày chiếm khoảng 7/24=0,3.
b. Xây dựng đồ thị trên phần mềm PSS/ADEPT
Để xác định dung lượng bù cốđịnh chúng ta đi phân loại phụ tải, xây dựng đồ
thị phụ tải, được thực hiện trong Network/Groupt…, Network/Load categories…, Netword/Load snapshots…
Do tính chất phụ tải chủ yếu là chiếu sáng sinh hoạt, tiểu thủ công nghiệp của các tư nhân và doanh nghiệp công nghiệp nhỏ nên phụ tải 474 được chia thành 3 nhóm: Phụ tải sinh hoạt, tiểu thủ công nghiệp và công nghiệp. Trong đó phụ tải tiểu
công nghiệp chiếm đa số. Qua điều tra và số liệu ở chi nhánh điện ta phân loại phụ
tải và thiết lập ở thẻ Load categories hình 3.8. Qua đồ thị phụ tải điển hình trong năm, nhận thấy thời điểm phụ tải cực đại chiếm khoảng 0,3 tổng thời gian trong ngày. Do đó ta xây dựng đồ thị phụ tải cho trong thẻ Load snapshots hình 3.9
3.3.4.2. Xác định vị trí và dung lượng bù kinh tế
Để tiến hành bù cho lưới điện, chúng ta đi thiết lập các thông số cho tụ bù
được cho ở bảng 1 vào hình 3.6 ta sẽ có các thông số tính toán. Tuy nhiên với PSS/ADEPT chỉ cho phép áp dụng tính toán cho một lưới điện ứng với cùng một cấp điện áp, tức là không thể tính toán bù lưới 22 kV cùng với lưới 0,4 kV cùng một lục, vì vậy trong thẻ CAPO chúng ta sẽ tiến hành loại bỏ những nút ở thanh cái 0,4 kV nếu tiến hành bù ở cấp điện áp 22kV và ngược lại.
Chọn mỗi bộ tụ là 100 kVAr, giả sử số bộ tụ là không giới hạnh, chúng ta tìm dung lượng và vị trí cần bù tối ưu.
Thẻ tính toán dung lượng bù lưới trung áp
Kết quả tính toán hiển thị trên PSS/ADEPT
1. Bù ở lưới trung áp 22 kV
Beginning CAPO analysis...
Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node 16. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node 15. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node 15.
Placed 3 fixed capacitor bank(s). Placed 0 switched capacitor bank(s).
Initial system loss: 49.13 kW 134.75 kvar
Final system loss: 45.63 kW 130.54 kvar
---
Bẳng 3.5. Vị trí và dung lượng bù cốđịnh ở lưới trung áp
Bảng 3.6 Tổn thất công suất trước và sau khi bù
Tổn thất Trước khi bù Sau khi bù Giảm tổn
thất
ΔP (kW) 49.13 45.63 3.51
ΔQ (kVAr) 134.75 130.54 4.21
Kết quả tính toán được mô phỏng trên PSS/ADEPT như sau
Hình 3.24. Tính toán bù trung áp trên PSS/ADEPT
Vị trí bù Nút 16 Nút 15 Nút 15
Qbù
(kVAr)
2. Bù ở lưới hạ áp
Hình 3.25. Thẻ tính toán dung lượng bù hạ áp
Beginning CAPO analysis...
Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node HTXTICHLUONG. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node DHKTCN1. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node E576. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node DHKTCN2. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node CGGIAOTHONG. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node TK-THUAT3.
Placed 6 fixed capacitor bank(s). Placed 0 switched capacitor bank(s).
Initial system loss: 49.13 kW 134.75 kvar
Final system loss: 41.20 kW 114.09 kvar
---
Power savings: 7.93 kW 20.66 kvar
Bẳng 3.7. Vị trí và dung lượng bù cốđịnh ở lưới hạ áp
Vị trí bù Qbù (kVAr) Vị trí bù Qbù (kVAr)
HTXTICHLUONG 100 DHKTCN1 100
DHKTCN2 100 E576 100
Bảng 3.8 Tổn thất công suất trước và sau khi bù
Tổn thất Trước khi bù Sau khi bù Giảm tổn thất
ΔP (kW) 49.13 41.20 7.93
ΔQ (kVAr) 134.75 114.09 20.66
Kết quả tính toán được mô phỏng tren PSS/ADEPT như sau
3.3.4.3. Tính toán kinh tế các phương án bù
Với PSS/ADEPT việc tính toán chi phí hiệu quả bù được thực hiện như sau: Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung lượng bù cốđịnh và bù
điều chỉnh, tổn thất công suất giảm so với bù tự nhiên. Từđó ta tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành để lắp đặt tụ bù: ( ) ( dc) bt e dc o dc b cd bt e cd o cd b q N C Q q N C Q C = + . + + . Trong đó: cd b Q , dc b
cd o q , dc o q [đồng/ kVAr] là suất đầu tư tụ bù cốđịnh và điều chỉnh cd bt C , dc bt
C [đồng/năm.kVAr] là suất chi phí bảo trì trong năm đối với tụ bù cố định và điều chỉnh.
Tổng giá trị hiện tại các khoản lợi nhuận do lắp đặt tụ bù được tính theo công thức: B= (ΔP’.gp +ΔQ’.gq).Ne.T
Trong đó: ΔP’, ΔQ’ [kW, kVAr] là lượng giảm tổn thất điện năng so với tụ bù tự nhiên, gp [đ/kW] là giá tiền điện năng tác dụng tiêu thụ, gq [đ/kVAr] là giá tiền
điện năng phản kháng tiêu thụ. T [giờ/năm] là thời gian làm việc của tụ bù.
gp = k% * gp ( hệ số k tra theo cosφ tại thông tư số 07/2006/TT-BCN ngày 27/10/2006). Với cosφ = 0,8 ta tra được k% = 6,25 %.
Thay các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và NPV: NPV = B – C
Kết quảđược tính cho chếđộ cực đại như sau:
Bảng 3.10. Lượng tổn thất công suất giảm được so với trước khi bù: Phương án bù Qb cd + Qb dc (kVAr) ΔP (kW) ΔQ (kVAr) ΔP’ (kW) ΔQ’ (kVAr) Trước bù 0 + 0 49.13 134.75 Bù trung áp 300 + 0 45.63 130.54 3.51 4.21 Bù hạ áp 600+0 41.20 114.09 7.93 20.66 Tính toán hiệu quả kinh tế NPV 1. Bù trung áp: B =(3,51*1200 + 4,21*0,0625*1200)*5*365,25*24= 198451282,5 ( đồng) C = 300*(232.075,85+5*6.962,28) = 80066175 (đồng) NPV = B – C = 198451282,5 – 80066175 = 118385107,5 đồng 2. Bù hạ áp B =(7,93*1200 + 20.66*0,0625*1200)*5*365,25*24= 485000865 ( đồng) C = 600*(232.075,85+5*6.962,28) = 160132350 (đồng) NPV = B – C = 485000865 – 133.443.625 = 324868515 (đồng)
Kết luận:
Qua kết quả tính toán ta nhận thấy:
Số tiền tiết kiệm được quy về hiện tại vòng 5 năm khi bù hạ áp là lớn hơn nhiều so với bù trung áp. Vì vậy phương án bù ở hạ áp là hiệu quả hơn. Tuy nhiên vị trí bù ở hạ áp là rất lớn, rất khó cho quá trình vận hành và kiểm soát, vì vậy thực tế vận hành chúng ta nên cân nhắc nên bù hạ áp lớn hơn hay trung áp hơn.
KẾT LUẬN CHUNG VỀ LUẬN VĂN
1. ĐÁNH GIÁ VÀ NHẬN XÉT KẾT QUẢ ĐẠT ĐƯỢC CỦA LUẬN VĂN.
2. KẾT LUẬN CHUNG VÀ HƯỚNG NGHIÊN CỨU TIẾP THEO.
Luận văn đã sử dụng các tài liệu của các thầy cô giáo, Viện sĩ, Giáo sư, Tiến sĩ, và của các cơ quan chuyên ngành cung cấp được ghi trong phần phụ lục.
Với nội dung của luận văn, đề tài mới chỉ khai thác một phần nhỏ các chưng năng và ứng dụng của PSS/ADEPT trong tính toán lưới điện phân phối, các đề tài tiếp theo có thể khai thác về nhiều tính năng khác và đặc biệt là tính toán sóng hài,
đây là một vấn đề mà lưới điện nước ta ít được quan tâm.
Sau cùng, mặc dù đã nỗ lực làm việc hết sức dưới sự hướng dẫn chỉ bảo tận tình của thầy giáo PGS.TS. Trần Bách nhưng luận văn không tránh khỏi những thiếu sót. Kính mong hội đồng giám khảo, các thầy cô, bạn bè đồng nghiệp đóng góp ý kiến để luận văn tăng thêm giá trị khoa học và thực tiễn. Xin chân thành cảm ơn!
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Trần Bách (2002), Lưới điện và hệ thống điện - tập 1, NXBKH&KT, Hà Nội. 2. Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện - tập 2, NXBKH&KT, Hà Nội. 3. Trần Bách (2004), Giáo trình lưới điện, NXBGDVN, Hà Nội.
4. Trần Đình Long (1999), Quy hoạch phát triển năng lượng và điện lực, NXB KH &KT. Hà Nội.
5. Nguyễn Bạch Nguyệt (2005), Giáo trình lập dự án đầu tư, NXBTK, Hà Nội. 6.Nguyễn Văn Đạm (2002), Mạng lưới điện1, 2, 3, NXB KH&KT, Hà Nội.
7. Nguyễn Lân Tráng (2005), Quy hoạch phát triển hệ thống điện, NXBKH&KT, Hà Nội.
8. Nguyễn Văn Đạm, Phan Đăng Khải (1992), Mạng điện và hệ thống điện, ĐHBK HN. 9. Điện lực Thái Nguyên (2007), Báo cáo công tác kinh doanh bán điện năm 2009 ,
Phòng KH-VT ĐLHT.
10. Đoàn Kim Tuấn (2008), Nghiên cứu ứng dụng chương trình DSM vào điều khiển quản lý nhu cầu điện năng thành phố Thái Nguyên, Luận văn thạc sĩ kỹ thuật,
ĐHKTCNTN.
11. Bộ công thương, Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 Quy định hệ
thống phân phối điện.
12. Berrie, T.W (1992), Electricity economics and planning, Peter peregrinus Ltd. 13. Binns, D.F (1986), Economics of electrical power engineering, Electricial logic power Ltd., PO Box 14, Manchester M16 7QA.
14. E.Lakervi and E.J.Holmes (1995), Electricity Distribution Network Design, Peter peregrinus Ltd.
15. Nimrihter, M.D (1994), Comparative analysis of security concepts for urban medium voltage cable distribution networks, Elect. Power syst. Res.
16. Guldseth, O.J., Bjornstad, R. and Paulsen, H.M. (1983), Totan system design of overhead line netwoks, 7th International conference on Electriccity distribution cired.
KẾT QUẢ TÍNH TOÁN BÙ
1. Tính bù hạ áp
Beginning CAPO analysis...
Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node HTXTICHLUONG. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node DHKTCN1. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node E576. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node DHKTCN2. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node CGGIAOTHONG. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node TK-THUAT3.
Placed 6 fixed capacitor bank(s). Placed 0 switched capacitor bank(s).
Initial system loss: 49.13 kW 134.75 kvar
Final system loss: 41.20 kW 114.09 kvar
---
Power savings: 7.93 kW 20.66 kvar
2. Tính bù trung áp
Beginning CAPO analysis...
Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node 16. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node 15. Placing 100.00 kvar fixed capacitor bank at node 15.
Placed 3 fixed capacitor bank(s). Placed 0 switched capacitor bank(s).
Initial system loss: 49.13 kW 134.75 kvar
Final system loss: 45.63 kW 130.54 kvar
---