Đăng ký Đăng nhập
Trang chủ Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối công ty điện lự...

Tài liệu Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối công ty điện lực quảng bình

.PDF
26
91
64

Mô tả:

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ SƠN HẠ LONG TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG BÌNH Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2018 Công trình được hoàn thành tại TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN THỊ ÁI NHI Phản biện 1: PGS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT Phản biện 2: TS. LÊ KỶ Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10 năm 2018 * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa Đại học Đà Nẵng - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN 1 MỞ ĐẦU 1. Lý do lựa chọn đề tài Sự phát triển của Ngành điện đi cùng với sự phát triển của đất nước, sự biến động của Ngành điện sẽ mang lại những ảnh hưởng không nhỏ đến tình hình kinh tế, chính trị, xã hội của một Quốc gia. Trong thời kỳ hội nhập kinh tế quốc tế, vai trò của Ngành điện ngày càng đặc biệt quan trọng. Chúng ta biết rằng trong vòng những năm tới, nguy cơ thiếu hụt điện năng là điều không thể tránh khỏi vì lý do là các trung tâm Thủy điện, Nhiệt điện, Điện khí lớn gần như đã được khai thác triệt để. Đồng thời, các nhà máy điện thường được xây dựng ở nơi gần nguồn nhiên liệu hoặc chuyên chở nhiên liệu thuận lợi, trong khi đó các trung tâm phụ tải lại ở xa, do vậy phải dùng lưới truyền tải để chuyển tải điện năng đến các phụ tải. Vì lý do an toàn người ta không cung cấp trực tiếp cho các phụ tải bằng lưới truyền tải mà dùng lưới phân phối. Đây là khâu cuối cùng của hệ thống điện đưa điện năng đến hộ tiêu dùng. Lưới phân phối thường được phân bố trên diện rộng, gồm nhiều nhánh nút phụ tải, vì vậy khi truyền năng lượng trên đường dây đến các hộ tiêu thụ sẽ gây nên tổn thất công suất, tổn thất điện năng, làm giảm chất lượng điện năng … trong khi nhu cầu tiêu thụ điện năng ngày càng cao, đòi hỏi đáp ứng đầy đủ kịp thời không chỉ về số lượng mà cả về chất lượng. Để hạn chế các vấn đề trên, người ta đưa ra phương pháp như hoàn thiện cấu trúc lưới, điều chỉnh điện áp, bù công suất phản kháng… Vì vậy, việc nghiên cứu giải quyết các vấn đề kỹ thuật trong lưới phân phối nói riêng và hệ thống điện nói chung là một nhu cầu tất yếu đối với hệ thống điện Việt Nam. Do đặc thù phụ tải điện của hệ thống điện miền Trung nói chung và của Công ty Điện lực Quảng Bình nói riêng thì phụ tải giờ cao điểm và giờ thấp điểm thường lệch nhau rất lớn nên giờ cao điểm thường thiếu công suất trong khi đó vào giờ thấp điểm thì công suất phản kháng lại phát ngược về nguồn. Xuất phát từ các lý do trên, hiện nay EVNCPC đang giao chương trình tính toán bù cho các Công ty Điện lực [4] yêu cầu bù tại các thanh cái trạm biến áp 110 KV và trung áp ở các tỉnh thành trong đó có tỉnh Quảng Bình. Ngoài ra do sự phát triển thay đổi lưới điện chưa đồng bộ cộng với việc các phụ tải liên tục thay đổi trong những năm qua dẫn đến vị trí lắp đặt tụ bù không còn hợp lý nữa nên việc nghiên cứu tính toán bù tối ưu lưới điện phân phối cho Công ty Điện lực Quảng Bình và các tỉnh thành khác là vấn đề cấp thiết và quan trọng. 2. Mục đích nghiên cứu 2 - Phân tích các chế độ làm việc hiện hành của lưới phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình. - Tìm hiểu các chế độ bù công suất phản kháng hiện tại trên lưới phân phối của Công ty Điện lực Quảng Bình. - Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán lựa chọn dung lượng bù và vị trí bù hợp lý nhằm giảm tổn thất cho lưới điện để tăng hiệu quả kinh tế cho lưới phân phối 22KV Công ty Điện lực Quảng Bình. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu: Nghiên cứu về mặt lý thuyết và thực tiễn các vấn đề liên quan đến bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối tỉnh Quảng Bình, tính toán bù bằng phần mềm PSS/ADEPT. - Phạm vi nghiên cứu: + Phương pháp tính toán các chế độ làm việc trong lưới phân phối. + Giải pháp bù cho lưới phân phối. + Phần mềm PSS/ADEPT để tính toán giải tích mạng điện và ứng dụng modul CAPO để tính toán bù tối ưu cho lưới phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình 4. Tên đề tài Căn cứ mục đích, đối tượng, phạm vi và phương pháp nghiên cứu, đề tài được đặt tên: “Tính toán bù tối ưu công suất phản kháng cho lưới điện phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình”. 5. Bố cục luận văn Trên cơ sở mục đích nghiên cứu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu, nội dung đề tài dự kiến như sau: - Chương mở đầu. - Chương 1: Tổng quan về lưới điện và bù công suất phản kháng. - Chương 2: Cơ sở lý thuyết bù công suất phản kháng. - Chương 3: Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT và các ứng dụng trong lưới phân phối. - Chương 4: Ứng dụng PSS/ADEPT tính toán bù tối ưu cho lưới điện phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình. 3 CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 1.1. Tổng quát lưới điện phân phối 1.2. Các biện pháp nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành LĐPP 1.3. Công suất phản kháng 1.3.1. Khái niệm công suất phản kháng 1.3.2. Sự tiêu thụ công suất phản kháng 1.3.3. Các nguồn phát CSPK 1.4. Kết luận chương 1 LĐPP cung cấp điện năng trực tiếp cho phụ tải nên yêu cầu chất lượng điện năng cao nhất. Mặt khác LĐPP có nhiều ảnh hưởng đến các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của hệ thống điện, nên việc nghiên cứu thiết kế, vận hành tối ưu LĐPP sẽ đem lại lợi ích rất lớn. Có nhiều biện pháp nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành LĐPP, trong đó biện pháp bù CSPK là một trong những biện pháp hữu hiệu. Ngoài yêu cầu công suất tác dụng, phụ tải còn yêu cầu công suất phản kháng, mặc dù nó không sinh ra công, nhưng cần thiết tạo ra từ trường trong quá trình chuyển hóa điện năng. Vì lý do kinh tế người ta không chế tạo các máy phát có khả năng phát nhiều công suất phản kháng cho phụ tải. Vì vậy cần thiết phải nghiên cứu bù CSPK để đáp ứng cho phụ tải. 4 CHƯƠNG 2 CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 2.1. Tổng quan về bù công suất phản kháng lưới điện phân phối 2.1.1. Khái niệm bù công suất phản kháng 2.1.2. Hệ số công suất và sự điều chỉnh 2.1.3. Mục tiêu và lợi ích bù công suất phản kháng 2.2. Bù tự nhiên lưới điện phân phối 2.2.1. Điều chỉnh điện áp 2.2.2. Nghiên cứu các phương thức vận hành tối ưu 2.2.3. Nâng cao hệ số công suất tự nhiên 2.3. Bù kinh tế lưới điện phân phối 2.3.1. Khái niệm dòng tiền tệ 2.3.2. Công thức tính giá trị tương đương cho các dòng tiền tệ đơn và phân bố đều 2.3.3. Phương pháp giá trị hiện tại 2.3.4. Bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu, đó là hàm lợi ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi các chi phí do đặt bù. Hàm này phải đạt giá trị cực đại và có 6 thành phần [1, tập 1, tr. 300]: Z = Z1 + Z 2 + Z3 + Z 4 + Z5 + Z 6 (2.3) Z 1 = T. N e . (cP. P + cQ. Q ) (2.4) Thành phần Z 2 là lợi ích thu được trên hệ thống điện do giảm được yêu cầu công suất tác dụng ở thời điểm đỉnh của phụ tải vì giảm được tổn thất công suất tác do bù: Z 2 = P .c p .k td .N e (2.10) Thành phần Z3 là lợi ích thu được ở trạm khu vực hay tram trung gian do giải phóng được công suất máy biến áp. Z3 = S .csNe (2.11) Thành phần Z4 là lợi ích của hệ thống điện do việc đặt bù tính từ thanh cái cao áp của trạm khu vực trở lên do đặt dung lượng bù Qbj tại nút j: Z4 = Cq . Q bj .N e (2.12) Thành phần Z5 là chi phí lắp đặt và vận hành thiết bị bù tại nút j: Z 5 = (q0 + N e .Cbt ).Qbj (2.13) Thành phần Z6 là chi phí tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù có dung lượng Q bj tại nút j : -Z6 = Pb .T .g p .N e .Qbj (2.15) Các thành phần Z 2 ,Z 3 ,Z 4 là lợi ích trên lưới hệ thống và lưới truyền tải chỉ có 5 thành phần Z 1 là lợi ích của LĐPP, do đó hàm mục tiêu tính toán của lưới phân phối   Ri X  T . N . +g q . 2i e  g p . là: Z pp = Z 1 -Z 5 -Z 6 = -  2 iD U i iD U i       + 2.T .N e . g p . iD Ri Qi X .Q +g q . i 2 i 2 Ui iD U i   .Q 2 +  bj     − (1 + 0,03N e ).q 0 − T .Pb .g p .N e .Qbj   (2.16) Trong biểu thức Z pp có hệ số của Q bj2 nhỏ hơn không, do đó Z pp đặt cực đại khi: Zpp = 0 , từ đó tính được giá trị Q bj tối ưu tại nút j là: Qbj  RQ X .Q  2.T .N e . cP. i 2i +cQ. i 2 i  − (1 + 0,03N e ).q0 − T .Pb .cP.N e iD U i  iD U i  Q bj =  R X  2.T .N e . cP. i2 +cQ. 2i  iD U i   iD U i (2.17) Xét trong khoảng thời gian tính toán N năm, với hệ số chiết khấu r% và lạm phát i%, mà Z pp = Z 1 - Z 5 - Z 6 >0 tức là NPV >0 thì phương án khả thi về mặt tài chính, nghĩa là có thể đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j. Vậy điều kiện lắp đặt tụ bù tại nút j là Z pp >0   RQ X .Q  2.T .N e . cP . i 2 i +cQ. i 2 i  − (1 + 0,03N e ).q0 − T .Pb .cP.N e iD U i iD U i   Q bj < (2.18)  Ri Xi  T .N e . cP. 2 +cQ. 2  iD U i   iD U i 2.4. Kết luận chương 2 - Trong luận văn này, phương pháp bù được chọn dựa trên cơ cở phân tích động theo dòng tiền tệ. - Mục tiêu của việc bù CSPK để giảm tổn thất công suất dẫn đến giảm tổn thất điện năng. Do đó nâng cao hiệu quả kinh tế. - Chấp nhận một số giản ước khi tính toán bù kinh tế cho lưới điện phân phối : - Bài toán giải riêng cho từng trục chính. - Giả thiết đồ thị phụ tải của trạm phân phối như nhau và giống như đồ thị phụ tải đo được ở đầu trục chính. - Công suất tụ là biến rời rạc. Giá tiền đơn vị tụ bù có quan hệ không tuyến tính với công suất tụ bù. - Bài toán tìm luật điều chỉnh tụ bù được giải riêng độc lập với bài toán tìm công suất bù max. 6 CHƯƠNG 3 GIỚI THIỆU PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC ỨNG DỤNG TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 3.1.1. Khái quát chung Phần mềm tính toán lưới điện PSS/ADEPT (Power System Simulator/ Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) của hãng Shaw Power Technologies là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là công cụ phân tích lưới điện phân phối với các chức năng sau: Tính toán về phân bố công suất. Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO). Tính toán ngắn mạch. Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO). Phân tích bài toán khởi động động cơ. Phân tích sóng hài. Phối hợp các thiết bị bảo vệ. Phân tích độ tin cậy lưới điện. Trong khuôn khổ của luận văn, chỉ sử dụng hai chức năng của phần mềm PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện. Đó là: Tính toán về phân bố công suất. Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO). Do đó, dưới đây sẽ đi vào giới thiệu hai chức năng trên của phần mềm PSS/ADEPT. 3.1.2. Tính toán phân bố công suất 3.1.3. Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù Tối ưu hoá vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới là tính toán vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới sao cho kinh tế nhất (nghĩa là sao cho số tiền tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn số tiền phải bỏ ra để lắp đặt tụ bù). CAPO đặt tụ bù cố định lên lưới cho đến khi xảy ra điều kiện dừng. Sau đó tụ bù ứng động được đặt lên lưới cho đến khi xảy ra điều kiện dừng tương ứng của tụ bù ứng động. Tổng chi phí của quá trình tối ưu là chi phí lắp đặt và bảo trì của tất cả các tụ đã được đóng lên lưới; chi phí tiết kiệm tổng là tổng của các chi phí tiết kiệm thu lại được của từng tụ bù. CAPO có thể đặt nhiều tụ bù cố định và/hoặc nhiều tụ bù 7 ứng động tại mỗi nút. PSS/ADEPT sẽ gộp các tụ bù này thành một tụ bù cố định và/hoặc một tụ bù ứng động. Tụ bù ứng động đơn sẽ có nấc điều chỉnh tương ứng và lịch đóng cắt tụ sẽ biểu diễn các bước đóng cắt của từng tụ bù đơn. 3.1.4. Thuận lợi và khó khăn khi sử dụng phần mềm PSS/ADEPT. 3.2. Các bước thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT 3.2.1. Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện cần tính toán trên PSS/ADEPT 3.2.2. Thể hiện lưới điện trên giao diện đồ hoạ của PSS/ADEPT 3.3. Kết luận chương 3 Phần mềm PSS/ADEPT là phần mềm có thể ứng dụng mô phỏng lưới điện phân phối. Qua đó tính toán được phân bố công suất, điện áp và hệ số cos tại các nút. Đồng thời từ sơ đồ lưới mô phỏng ứng dụng tính toán các bài toán như phân tích độ tin cậy, tìm điểm mở tối ưu, bù tối ưu công suất phản kháng… Xây dựng cơ sở dữ liệu cho chương trình PSS/ADEPT trên cơ sở thông số cấu trúc lưới phân phối Công ty Điện lực Quảng Bình. 8 CHƯƠNG 4 ỨNG DỤNG PSS/ADEPT TÍNH TOÁN BÙ TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÔNG TY ĐIỆN LỰC QUẢNG BÌNH 4.1. Tổng quan 4.2. Đánh giá tình hình tổn thất điện năng lưới điện Quảng Bình: 4.2.1. Tình hình tổn thất điện năng: Tình hình tổn thất điện năng được được thống kê trong Bảng 4.1. 4.2.2. Nhận xét: Qua bảng thống kê sản lượng điện thương phẩm nhận thấy rằng phụ tải phát triển hàng năm từ khoảng 8 đến 10% trên 1 năm. Đồng thời với kết quả thống kê trên so sánh giữa sản lượng điện nhận được và sản lượng điện thương phẩm thì lượng điện tổn thất tương đối cao. Bảng 4.1: Tình hình tổn thất điện năng từ năm 2014 - 2017 Điện nhận (kW) Điện thương phẩm (kW) Tổn thất (kW) Tỷ lệ tổn thất (%) 2015 552,751,902 579,756,751 504,397,662 539,263,980 48,354,240 40,492,771 8.75 6.98 2016 619,049,556 569,913,349 49,136,207 7.94 2017 699,027,538 654,340,009 44,101,842 6.31 Năm 2014 Tỷ lệ tổn thất trên Bảng 4.1 cao hơn tỷ lệ tổn thất do Tổng Công ty Điện Lực Miền Trung yêu cầu. Tổn thất được thống kê trên bao gồm tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật. Vì vậy cần xem xét các giải pháp giảm tổn thất để đảm bảo chất lượng điện năng cũng như hiệu quả kinh tế. 4.3. Cấu trúc của hệ thống lưới điện tỉnh Quảng Bình: 4.3.1. Đặc điểm lưới phân phối tỉnh Quảng Bình: 4.3.2. Hiện trạng nguồn và lưới điện: Toàn bộ phụ tải tỉnh Quảng Bình được cấp điện qua 8 TBA 110kV, có tổng dung lượng 325MVA, là: Lệ Thủy, Áng Sơn, Đồng Hới, Bắc Đồng Hới, Ba Đồn, Hòn La, Sông Gianh, Văn Hóa cấp điện cho toàn tỉnh Quảng Bình gồm thành phố Đồng Hới và 7 huyện. 9 Cuối năm 2018, tỉnh Quảng Bình đưa vào vận hành trạm 110 kV Tuyên Hóa công suất 1x25 - 110/35/22kV cấp điện cho huyện Tuyên Hóa và Minh Hóa thay cho xuất tuyến 371 TBA 110kV Sông Gianh. 4.3.3. Phương thức kết dây cơ bản hiện tại của LĐPP tỉnh Quảng Bình: 4.3.4. Phương án cấp điện khi sự cố: 4.4. Đồ thị phụ tải của các XT điển hình: Mục đích của việc xây dựng đồ thị phụ tải đặc trưng để tính toán nhằm chọn ra phương thức vận hành tụ bù hợp lý cho lưới điện. Đồ thị phụ tải ngày điển hình được xác định trên cơ sở khảo sát phụ tải ngày trong quá khứ của các XT được ghi lại từ chương trình lấy thông số vận hành từ xa MDMS các lộ 22kV, 35kV tại các trạm biến áp 110kV. Qua thu thập số liệu ta xây dựng được đồ thị ngày điển hình của các XT LĐPP tỉnh Quảng Bình. 4.5. Khảo sát tình hình bù hiện trạng Dung lượng bù hiện có tính đến thời điểm 31/12/2017 là 100,262 MVAr gồm 34 dàn bù trung áp (bù cố định) với tổng dung lượng bù 9,9 MVAr ; Tổng dung lượng bù hạ áp là 1621 cụm với tổng dung lượng là 90,362 MVAr. Vị trí lắp đặt tụ bù và dung lượng bù tcủa từng xuất tuyến trung thế được thống kê theo phụ lục 4.1. Do phụ tải điện phát triển hàng năm dẫn đến các vị trí bù và dung lượng bù hiện tại đã không còn hợp lý, vì vậy việc tính toán lại vị trí và dung lượng để đảm bảo chất lượng điện áp cho phép với tổn thất công suất là nhỏ nhất là cần thiết xem xét. 4.6. Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán phân bố công suất và tính toán bù tối ưu cho một số XT điển hình của Công ty Điện lực Quảng Bình: 4.6.1. 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 kết quả tính toán trước bù và sau bù đánh giá hiệu quả của việc đặt bù, tìm giải pháp bù tốt nhất. 4.6.2. Tính toán phân bố công suất ban đầu 10 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 8 XT sau trạm 110kV Đồng Hới và 5 XT sau trạm 110kV Ba Đồn, thấy rằng hệ số công suất tương đối thấp từ khoảng 0.85 đến 0.9, tổn thất công suất phản kháng tương đối cao, điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép. 4.6.3. Tính toán bù: 4.6.3.1 Tính toán bù tự nhiên Áp dụng tính toán bù tự nhiên cho từng XT 22kV sau TBA Đồng Hới và Ba Đồn. 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 4.2. Bảng 4.2: Tổn thất sau bù hiện trạng Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS tác dụng ∆P ∆P/P (kW) (%) Tổn thất CS phản kháng ∆Q ∆Q/Q (kVAr) (%) Cos φ 41.39 39.05% 0.999 87.33 149.96 16.05% 15.03% 0.992 20.62 31 48.56 3.22% 3.81% 4.64% 0.973 0.971 0.969 38.49 86.69 154.96 19.05% 14.21% 14.93% 0.997 0.985 0.976 21.33 40.24 65.357 10.72% 10.79% 11.84% 0.989 0.979 0.972 30.03 50.2 75.48 20.71% 14.90% 14.16% 0.997 0.991 0.985 I. Trạm Đồng Hới: Pmin 3,085.0 Pbase Pmax 4,274.0 5,469.0 XT 471/Đồng Hới 106.00 17.23 0.56% 544.00 33.42 0.78% 998.00 55.52 1.02% XT 472/Đồng Hới Pmin 2,706.0 640.00 11 0.41% Pbase 3,295.00 813.00 16.41 0.50% Pmax 4,086.0 1,047.0 25.4 0.62% XT 473/Đồng Hới Pmin 2,416.0 202.00 17.18 0.71% Pbase 3,513.0 610.00 36.84 1.05% Pmax 4,618.0 1,038.0 64.72 1.40% II. Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 1,335.0 199.00 8.51 0.64% Pbase 1,806.0 373.00 15.75 0.87% Pmax 2,280.0 552.00 25.37 1.11% XT 473/Ba Đồn Pmin 1,994.0 145.00 16.07 0.81% Pbase 2,518.0 337.00 25.9 1.03% Pmax 3,044.0 533.00 38.25 1.26% XT 475/Ba Đồn 0.988 11 Tổn thất CS Tổn thất CS Tên xuất tác dụng phản kháng Cos φ tuyến Q ∆P ∆P/P ∆Q ∆Q/Q P (kW) (kVAr) (kW) (%) (kVAr) (%) Pmin 2,014.0 32.00 14.73 0.73% 29.19 91.22% 1.000 Pbase 2,951.0 375.00 31.73 1.08% 65.93 17.58% 0.992 Pmax 3,915.0 742.00 56.48 1.44% 119.33 16.08% 0.983 4.6.3.2 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. Các giá trị để tính toán PSS/ADEPT được định nghĩa như sau: - Giá điện năng tiêu thụ 1kWh (cP): 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): 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 - Tỷ số chiết khấu (pu/year): 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): 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. Công suất 12 - 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 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: 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, dung lượng tụ bù cố định Áp dụng tính toán bù cố định phía trung áp cho các XT của nhánh 22kV sau TBA 110kV Đồng Hới và Ba Đồn ta có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù như: Bảng 4.4: Tổn thất sau bù trung áp Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS Tổn thất CS tác dụng phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Cos φ I. Trạm Đồng Hới: 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 XT 472/Đồng Hới Pmin 2,706.00 640.00 11.00 20.62 0.973 Pbase 3,295.00 667.00 16.16 30.75 0.980 13 Tên xuất tuyến Pmax Công suất P (kW) Q (kVAr) 4,086.00 609.00 Tổn thất CS Tổn thất CS tác dụng phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) 24.62 Cos φ 47.44 0.989 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 II. Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 1,335.00 199.00 8.51 21.33 0.989 Pbase 1,806 230 15.55 39.93 0.992 Pmax 2,280 267 24.83 64.52 0.993 XT 473/Ba Đồn Pmin 1,994.00 145.00 16.08 30.03 0.997 Pbase 2,518 194 25.54 49.8 0.997 Pmax 3,044 249 37.41 74.51 0.997 XT 475/Ba Đồn Pmin 2,014.00 32.00 14.73 29.19 1.000 Pbase 2,951 232 31.46 65.54 0.997 Pmax 3,915 315 55.35 117.64 0.997 B.Tính toán bù cố định và điều chỉnh phía hạ áp: 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: Bảng 4.5: Tổn thất công suất sau bù hạ áp Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS Tổn thất CS tác dụng phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Cos φ I. Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 3,085.00 68.00 17.15 41.15 1.000 14 Pbase 4,274.00 248.00 32.62 84.89 0.998 Pmax 5,469.00 255.00 53.05 142.57 0.999 XT 472/Đồng Hới Pmin 2,706.00 611.00 10.92 20.4 0.975 Pbase 3,295.00 706.00 16.12 30.3 0.978 Pmax 4,086.00 814.00 24.74 46.88 0.981 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 II. Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 1,335 114 8.33 20.85 0.996 Pbase 1,806 145 15.07 38.19 0.997 Pmax 2,280 125 23.79 60.81 0.999 XT 473/Ba Đồn Pmin 1,993 -17 15.7 29.18 1.000 Pbase 2,518 14 24.95 48.18 1.000 Pmax 3,044 -26 37.94 75.24 1.000 XT 475/Ba Đồn Pmin 2,014 -25 14.63 28.95 1.000 Pbase 2,951 15 30.61 63.27 1.000 Pmax 3,915 -72 53.16 111.51 1.000 Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.8 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. 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: Áp dụng tính toán bù các XT 22kV của TBA 110kV Đồng Hới và Ba Đồn ta có kết quả các vị trí bù và dung lượng bù như: Bảng 4.6: Tổn thất sau bù trung áp kết hợp với hạ áp 15 Tên xuất tuyến Công suất P (kW) Q (kVAr) Tổn thất CS tác dụng Tổn thất CS phản kháng ∆P (kW) ∆Q (kVAr) Cos φ I. Trạm Đồng Hới: Pmin Pbase Pmax 3,085.00 4,274.00 5,469.00 Pmin Pbase Pmax 2,706.00 3,295.00 4,086.00 Pmin 2,416.00 Pbase 3,513.00 Pmax 4,618.00 II. Trạm Ba Đồn: Pmin Pbase Pmax 1,335 1,806 2,280 Pmin Pbase Pmax 1,993 2,518 3,044 Pmin Pbase Pmax 2,014 2,951 3,915 XT 471/Đồng Hới 77.00 17.7 430.00 32.81 646.00 53.4 XT 472/Đồng Hới 631.00 10.94 628.00 15.95 571.00 24.17 XT 473/Đồng Hới 173.00 17.08 338.00 35.77 218.00 61.56 XT 471/Ba Đồn 142 8.41 164 15.2 173 24.06 XT 473/Ba Đồn 41 15.78 43 25.07 438 36.54 XT 475/Ba Đồn -16 14.65 53 30.74 -15 53.69 41.24 85.5 143.73 1.000 0.995 0.993 20.46 30.16 46.15 0.974 0.982 0.990 38.24 83.98 147.21 0.997 0.995 0.999 20.99 38.71 61.91 0.994 0.996 0.997 29.5 46.66 72.12 1.000 1.000 0.990 28.98 63.76 113.26 1.000 1.000 1.000 Từ kết quả thống kê trên Bảng 4.10 ta thấy tổn thất công suất sau khi bù trung áp kết hợp hạ 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 4-8). Như vậy dung lượng bù trung áp kết hợp với hạ áp là chấp nhận được. Nhận xét: từ các kết quả giảm tổn thất của các phương án bù trên ta thấy các phương án bù đều mang lại hiệu quả giảm tổn thất so với trước bù đồng thời hệ số cos và điện áp tại các nút đều nằm trong giới hạn cho phép. Vì vậy, các phương án 16 bù trên đều đáp ứng tiêu chí kỹ thuật nên ta cần xem xét phương án nào mang lại lợi nhuận cao nhất thì kết luận đó là phương án tối ưu. 4.7. So sánh hiệu quả kinh tế các phương án bù Mỗi phương án tính toán sẽ có được kết quả tổng dung lượng bù, tổn thất công suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng trên toàn tuyến và lượng giảm tổn thất công suất sau các phương án so với bù tự nhiên. Từ đó tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành, lắp đặt tụ bù là: C = Qbcd (cF + N e .mF ) + Qbdc (cS + N e .mS ) (4-2) Tổng giá trị hiện tại các khoản làm lợi do lắp đặt tụ bù được tính theo công thức: B = [(Ptrước bù -Psau bù) x cP +(Qtrước bù -Qsau bù) x cQ]xNexT (4-3) Thế các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và NPV = B – C của các phương án bù kinh tế theo từng XT như các bảng 4.12. 17 Bảng 4.7: Tính toán kinh tế ở phương án bù trung áp Tên xuất tuyến /Công suât tải ∆P (kW) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆Q (kVAr) Tự nhiên Sau bù TA Tự nhiên Sau bù TA ∆P (kW) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆Q (kVAr) B Qcđ Quđ Trung áp Trung áp kVAr kVAr C NPV = B - C I. Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 17.23 41.39 41.39 Pbase 33.42 33.42 87.33 87.33 Pmax 55.52 55.28 149.96 149.36 36,944,547.67 150 28,671,209.68 8,273,337.99 XT 472/Đồng Hới Pmin 11 11.00 20.62 20.62 Pbase 16.41 16.16 31 30.75 36,421,889.54 150 28,671,209.68 7,750,679.86 Pmax 25.4 24.62 48.56 47.44 117,430,365.49 450 86,013,629.05 31,416,736.44 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18 17.18 38.49 38.49 Pbase 36.84 36.58 86.69 86.13 40,379,164.99 150 28,671,209.68 11,707,955.31 Pmax 64.72 63.22 154.96 151.8 223,974,913.38 600 214,684,838.74 9,290,074.64 II. Trạm Ba Đồn: XT 471/Ba Đồn Pmin 8.51 8.51 21.33 21.33 Pbase 15.752 15.55 40.24 39.93 32,419,973.17 150 29,109,583.57 3,310,389.60 Pmax 25.378 24.83 65.36 64.52 86,715,347.17 300 58,219,167.14 28,496,180.03 XT 473/Ba Đồn 18 Pmin 16.075 16.08 30.03 30.03 Pbase 25.9 25.54 50.20 49.8 57,473,423.64 150 29,109,583.57 28,363,840.07 Pmax 38.25 37.41 75.48 74.51 133,406,636.80 300 58,219,167.14 75,187,469.66 XT 475/Ba Đồn Pmin 14.73 14.73 29.19 29.19 Pbase 31.73 31.46 65.93 65.54 42,461,093.88 150 29,109,583.57 13,351,510.31 Pmax 56.48 55.35 119.33 117.64 179,778,437.23 450 87,328,750.71 92,449,686.52 Bảng 4.8 : Tính toán kinh tế ở phương án bù hạ áp Tên xuất tuyến /Công suât tải ∆P (kW) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆Q (kVAr) B Trước bù Sau bù HA Trước bù Qcđ Quđ Hạ áp Hạ áp (kVAr) (kVAr) C NPV = B - C Sau bù HA I. Trạm Đồng Hới: XT 471/Đồng Hới Pmin 17.23 17.15 41.39 41.15 12,685,378.25 30 10 10,138,878.83 2,546,499.42 Pbase 33.42 32.62 87.33 84.89 120,714,091.87 300 10 70,116,810.04 50,597,281.83 Pmax 55.52 53.05 149.96 142.57 372,400,117.79 780 173,269,579.05 199,130,538.74 6,664,214.58 5,008,761.06 26,941,972.24 17,288,664.53 XT 472/Đồng Hới Pmin 11 10.92 20.62 20.4 11,672,975.64 30 Pbase 16.41 16.12 31 30.3 44,230,636.77 90 Pmax 25.4 24.74 48.56 46.88 103,949,327.91 240 53,313,716.63 50,635,611.28 17.02 38.49 38.06 24,351,930.31 90 19,992,643.74 4,359,286.57 20 XT 473/Đồng Hới Pmin 17.18
- Xem thêm -

Tài liệu liên quan