Nghiên cứu đề xuất các giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối ninh hòa
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.32 MB, 26 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
NGUYỄN NGỌC MINH
NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT
CÁC GIẢI PHÁP VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI NINH HÒA
Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 60.52.02.02
TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Đà Nẵng - Năm 2017
Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU
Phản biện 1: PGS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT
Phản biện 2: GS.TS. NGUYỄN HỒNG ANH
Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc
sĩ kỹ thuật họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 07 tháng 10
năm 2017
* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách khoa
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
1
MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài
Để thực hiện thành công nhiệm vụ công nghiệp hóa, hiện đại hóa, đòi hỏi sự phát triển
vượt bậc của các ngành kinh tế, trong đó có ngành Điện lực. Sự phát triển của Điện lực có
ảnh hưởng to lướn đến dự phát triển kinh tế của mỗi Quốc gia. Điện năng là năng lượng
được sử dụng nhiều nhất và không thể thiếu trong các lĩnh lực sản xuất cũng như trong đời
sống hằng ngày.
Với ý nghĩa quan trọng đó, Tập đoàn Điện lực Viết Nam (EVN) luôn đặt ra mục tiêu
đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao, giảm tổn thất điện năng, quản lý vận hành
thuận lợi. Trong đó, giảm tổn thất điện năng (TTĐN) có ý nghĩa lớn về nâng cao hiệu quả
sản xuất kinh doanh, ngoài ra, TTĐN không chỉ là chỉ tiêu kế hoạch thực hiện hàng năm mà
còn là chỉ tiêu pháp lệnh, nhằm đảm bảo nguồn điện cung cấp phục vụ các nhu cầu phát
triển kinh tế - xã hội, an ninh quốc phòng, đời sống nhân dân trên địa bàn.
Thị xã Ninh Hòa đang trên con đường phát triển mạnh về kinh tế, phụ tải tang trưởng
nhanh, tuy nhiên lưới điện trung áp được đầu tư xây dựng từ những năm 1998 (thuộc dự án
lưới điện nông thôn) với cấu trúc lưới điện và công nghệ còn nhiều hạn chế, tổn thất điện
năng cao.
Vì những yêu cầu nâng cao chất lượng điện năng và giảm tổn thất điện năng trở nên cấp
bách, tạo cơ sở để Điện lực Ninh Hòa hoàn thành các chỉ tiêu đề ra và thực hiện tốt chức
năng nhiệm vụ của mình, tôi đã chọn đề tài “Nghiên cứu đề xuất các giải pháp vận hành tối
ưu lưới điện phân phối Ninh Hòa”.
2. Mục tiêu nghiên cứu
- Đề tài nghiên cứu, tính toán đánh giá các chỉ tiêu về tổn thất điện năng Công ty Cổ phần
Điện lực Khánh Hoà (KHPC) đã giao cho điện lực Ninh Hoà.
- Từ các số liệu thực tế, phân tích và đề ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng trên
lưới điện phân phối của Ninh Hòa.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện trung áp của khu vực Ninh Hòa.
- Phạm vi nghiên cứu: Hiện trạng tổn thất trên lưới điện trung áp của thị xã Ninh Hòa, từ
đó đề ra các giải pháp để giảm tổn thất điện năng, đem lại hiệu quả về kỹ thuật cũng như
kinh tế.
4. Phương pháp nghiên cứu
Sử dụng phương pháp nghiên cứu lý thuyết và thực tiễn:
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: nghiên cứu các tài liệu sách báo, giáo trình, tạp chí, các
trang web chuyên ngành điện đề cập tính tổn thất công suất, bù công suất phản kháng, tổn
thất điện áp
- Phương pháp thực tiễn:
2
+ Tập hợp số liệu do Điện lực Ninh Hoà cung cấp (công suất phụ tải, dữ liệu MBA,
sơ đồ và thông số đường dây, thiết bị đóng cắt, số lượng và dung lượng các tụ bù, xây dựng
file từ điển dữ liệu thông số cấu trúc lưới điện thị xã Ninh Hoà) để tạo sơ đồ và nhập các
thông số vào phần mềm PSS/ADEPT.
+ Xây dựng các chỉ số kinh tế lưới điện cài đặt vào chương trình PSS/ADEPT để
đánh giá bù tối ưu CSPK.
+ Khảo sát thực tế tại lưới điện phân phối do Điện lực Ninh Hoà quản lý.
+ Công cụ tính toán: Tìm hiểu và sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để hỗ trợ thực
hiện tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện áp, tối ưu hóa vị trị đặt tụ bù (CAPO) và tìm
điểm mở tối ưu (TOPO) để lựa chọn phương thức vận hành tối ưu nhất nhằm giảm tổn thất.
5. Tên và bố cục đề tài
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài được đặt tên là: “Nghiên cứu đề
xuất các giải pháp vận hành tối ưu lưới điện phân phối Ninh Hòa”
Luận văn gồm các chương sau:
Chương 1: Giới thiệu đặc điểm chung và hiện trạng sử dụng điện Thị xã Ninh Hòa.
Chương 2: Vấn đề tối ưu hóa lưới điện và giới thiệu chương trình PSS/ADEPT
Chương 3: Đề xuất phương pháp vận hành tối ưu lưới điện Ninh Hòa.
CHƯƠNG 1
GIỚI THIỆU ĐẶC ĐIỂM CHUNG VÀ HIỆN TRẠNG SỬ DỤNG ĐIỆN
THỊ XÃ NINH HÒA
1.1 ĐẶC ĐIỂM CHUNG
1.1.1 Vị trí địa lý, đặc điểm, tính chất của địa phương
Thị xã Ninh Hòa là vùng đồng bằng ven biên Nam Trung bộ, thuộc tỉnh Khánh Hòa
nằm về phía đông vòng cung Bắc Nam của dải Trường Sơn trên tọa độ từ 12020’ – 12045’
độ Vĩ Bắc và từ 105052’ – 109020’ độ Kinh Đông.
Ninh Hòa có tổng diện tích đất tự nhiên là 119.777ha, có trên 70% là núi rừng, 0,44%
là động cát ven biển.
1.1.2 Hiện trạng kinh tế xã hội
1.1.3 Thực trạng phát triển cơ sở hạ tầng
1.2 PHƯƠNGHƯỚNG PHÁT TRIỂN KINH TẾ, XÃ HỘI
1.2.1 Phương hướng mục tiêu tổng quát
Xây dựng thị xã Ninh Hòa trở thành một trong những trung tâm kinh tế - văn hóa - du
lịch, là trọng điểm phát triển công nghiệp của tỉnh Khánh Hòa. Tiếp tục thực hiện Đề án
chia tách thị xã Ninh Hòa thành hai đơn vị hành chính cấp huyện và phấn đấu lên đô thị loại
III vào năm 2020.
3
Tiếp tục chuyển dịch cơ cấu kinh tế theo hướng Công nghiệp - Dịch vụ, du lịch - Nông
nghiệp. Phấn đấu phát triển kinh tế gắn với việc nâng cao đời sống vật chất và tinh thần cho
người dân, đảm bảo an sinh xã hội; bảo vệ và cải thiện môi trường; giữ vững ổn định chính
trị, bảo đảm quốc phòng - an ninh và trật tự an toàn xã hội, là khu vực phòng thủ của cả tỉnh
Khánh Hòa.
1.2.2 Các chỉ tiêu chủ yếu giai đoạn 2016-2020
1.3 TỔNG QUAN HỆ THỐNG LƯỚI ĐIỆN NINH HÒA
1.3.1 Nguồn và lưới điện phân phối
Điện lực Ninh Hoà, trực thuộc Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hoà, có nhiệm vụ
quản lý vận hành lưới điện phân phối và kinh doanh điện năng theo phân cấp trên địa bàn
Thị xã Ninh Hòa bao gồm 27 xã, phường; khối lượng quản lý tương đối lớn.
Nguồn điện cấp cho lưới điện phân phối thị xã Ninh Hòa chủ yếu lấy từ 2 nguồn là
trạm 110kV E24 – Ninh Hòa (công suất 40MVA) và trạm 110kV ENT – Ninh Thủy (công
suất 40MVA), ngoài ra còn có liên lạc với các TBA 110kV lân cận như E33 – Vạn Giã và
E31 – Đồng Đế.
Lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa gồm có 13 tuyến trung áp, trong đó có 10 tuyến
22kV và 03 tuyến 35kV với tổng số khách hàng sử dụng điện là 62.941 khách hàng. Sơ đồ
nguyên lý các xuất tuyến trung áp Ninh Hoà như phụ lục 2.
Một số thông số khối lượng quản lý lưới điện như sau:
Bảng 1.1 Khối lượng quản lý lưới điện Điện lực Ninh Hoà
Đường
Khu vực
TX Ninh
Hòa
dây
trung
áp
(km)
544,84
Dung
Trạm biến áp
Đường
lượng
Tổng
dây
Recloser LBS
bù
Số
dung
hạ áp
(máy) (máy)
(MVAr)
Trạm
lượng
(km)
(MVA)
776,51
42.58
9
30
663
111,331
1.3.2 Tình hình cấp điện cơ bản của lưới điện phân phối Ninh Hòa
Tuyến 471-E24:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 471-E24 đến vị trí cột 471-E24/160,
tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 15.3km, XT được hình thành từ XT 372-F2A
và được tách một phần phụ tải của XT 478-E24, cấp điện cho một số phụ tải khu
vực thôn Phú Hữu, Phong Thạnh–Ninh Lộc, dây dẫn trục chính sử dụng dây AC185mm2, ACWBCC-185mm2, Pmax 3,8MW;
4
Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 471-E31 của
Vĩnh Hải qua LBS+DCL tại trụ 471-E31-E24/229; liên lạc với tuyến 478-E24 qua
DCL tại trụ 471-478-E24/159; liên lạc với tuyến 472-E24 qua CDLL tại trụ 472471-E24/113b;
Tuyến 472-E24:
Khối lượng quản lý:Từ đầu cáp ngầm MC 472-E24 đến vị trí cột 472-E24/113B,
tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 6.91km , cấp điện cho các xã, phường: Ninh
Hiệp (phía Nam cầu Dinh), Ninh Giang, Ninh Hà, Ninh Phú và một phần xã Ninh
Phụng (khu vực dọc theo quốc lộ 26), dây dẫn trục chính sử dụng dây AC-185mm2,
ACWBCC-185mm2, Pmax
6,2MW;
Kết cấu lưới:DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 474-E24 qua
LBS+DCL tại trụ 474-472-E24/45-18b và 472-474-E24/78-15; liên lạc với tuyến
478-E24 qua CDLL tại trụ 472-478-E24/113b;
Tuyến 473-E24:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 473-E24 đến vị trí cột 473-E24/163,
tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 17.1km, XT được hình thành từ XT 371-F2A,
cấp điện cho xã Ninh Đông, Ninh Trung và thôn Phú Bình-Ninh Phụng, dây dẫn
trục chính sử dụng dây AC-185mm2, Pmax 2,5MW;
Kết cấu lưới:DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 471-F1 của
Vạn Ninh qua LBS+DCL tại trụ 471F1-473E24/163, liên lạc với tuyến 475-ENT
qua DCL tại trụ 475ENT-473E24/52-23;
Tuyến 474-E24:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 474-E24 đến vị trí cuối tại cột 474E24/132, tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 11.3km, cấp điện cho các xã,
phường: Ninh Phụng, Ninh Hiệp (phía Bắc cầu Dinh), Ninh Đa, Ninh Ích - Ninh
An; dây dẫn trục chính sử dụng dây AC-120mm2 (từ 474-E24/04
474-E24/52),
ACWBCC-185mm2, Pmax 4,0MW;
Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có mạch vòngliên lạc với tuyến 472-E24 qua
LBS+DCL tại trụ 474-472E24/45-18B và 472-474E24/78-15; liên lạc với tuyến
475-ENT qua LBS+CDLL tại trụ 474E24-475ENT/132;
Tuyến 476-E24:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 476-E24 đến vị trí cuối tại cột 318, tổng
chiều dài trục chính xuất tuyến 24.1km, cấp điện điện cho phụ tải phía tây thị xã:
Ninh Phụng, Ninh Xuân, Ninh Thượng, Ninh Sim, Ninh Thân và Ninh Tây; dây dẫn
5
trục chính sử dụng dây AC-185mm2 (từ 476-E24/01
công suất Pmax
476-E24/60), AC-95mm2;
6,7MW;
Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, vận hành độc lập (hiện tại tuyến 476-E24 chưa
có mạch liên lạc với tuyến 22kV khác).
Tuyến 478-E24:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm MC 478-E24 đến vị trí cột 478-E24/302,
tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 23.5km, cấp điện cho các xã: Ninh Bình, Ninh
Quang, Ninh Hưng, Ninh Tân, Ninh Hà, Ninh Lộc và Ninh Ích; dây dẫn trục chính
sử dụng dây AC-95, AWBCC-95; công suất Pmax ~ 2,5MW;
Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có liên lạc với tuyến 471-E24 qua DCL tại trụ
471-478-E24/159;
Tuyến 473-ENT:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 473-ENT đến vị trí cuối tại cột 473ENT/21, tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 2,11km, đường dây do khách hàng
đầu tư xây dựng; dây dẫn trục chính sử dụng dây AAAWBCC-185mm2;
Hiện tại phụ tải chỉ có 01 TBA 320KVA, 22/0.4kV Công ty Nanoco.
Tuyến 475-ENT:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 475-ENT đến vị trí cuối tại cột 315, tổng
chiều dài trục chính xuất tuyến 23,6km, cấp điện cho các xã: Ninh Thọ, Ninh An và
Ninh Sơn; dây dẫn trục chính sử dụng dây AC-185mm2; AC-95mm2, công suất
Pmax
3,5MW;
Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có liên lạc với tuyến 474-E24 qua LBS+DCL
tại trụ 474E24-475ENT/132; liên lạc với tuyến 477-ENT tại trụ 475-477ENT/68-3;
Tuyến 477-ENT:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 477-ENT đến vị trí cuối tại cột 125-42,
tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 12,2km, cấp điện cho các phường: Ninh Thủy,
Ninh Diêm, Ninh Hải; dây dẫn trục chính sử dụng dây AC-185mm2; AC-95mm2,
công suất Pmax
4,5MW;
Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, có liên lạc với tuyến 475-E24 qua LBS+DCL
tại trụ 475-477ENT/68-3;
Tuyến 479-ENT:
Khối lượng quản lý: Từ đầu cáp ngầm 479-ENT đến vị trí cuối tại cột 201-114,
tổng chiều dài trục chính xuất tuyến 27,41km, cấp điện cho xã: Ninh Phước, Ninh
Vân; dây dẫn trục chính sử dụng dây AWBCC-95mm2, ACKII70, M48; công suất
Pmax
2,5MW;
6
Kết cấu lưới: DDK 22kV hình tia, vận hành độc lập (hiện tại tuyến 479-ENT
chưa có mạch liên lạc với tuyến 22kV khác).
1.3.3 Phụ tải điện của khu vực Ninh Hoà
Phụ tải điện nông thôn, miền núi
Phụ tải sinh hoạt và dịch vụ công cộng
Phụ tải sản xuất
Phụ tải điện chung cư và khách sạn
1.4 TÌNH HÌNH THỰC HIỆN GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TẠI ĐIỆN LỰC
NINH HÒA
1.4.1 Số liệu chung
Tình hình thực hiện TTĐN năm 2016 Điện lực Ninh Hoà:
TTĐN chung toàn điện lực:
Bảng 1.2 TTĐN chung toàn điện lực Ninh Hoà
Năm
2015
2016
So với cùng kỳ
TTĐN (%)
6,85%
5,77%
-1,08%
TTĐN lưới trung áp:
Bảng 1.3 TTĐN trung áp
Năm 2015
Năm 2016
Tăng/giảm ±(%)
472-E24 -Xuất tuyến 472
2,17%
-3,85%
-6,02%
474 -E24 -Xuất tuyến 474
2,48%
1,68%
-0,80%
3
476 -E24 -Xuất tuyến 476
3,63%
3,22%
-0,41%
4
478 -E24 -Xuất tuyến 478
3,70%
3,46%
-0,24%
5
475 -ENT -Tuyến 475-ENT
2,18%
4,86%
+2,68%
6
477-ENT -Tuyến 477-ENT
1,43%
0,80%
-0,63%
7
479-ENT -Tuyến 479-ENT
1,77%
1,60%
-0,17%
TTĐN 22kV:
2,54%
2,39%
-0,15%
TT
1
1
2
Xuất tuyến
* Riêng xuất tuyến 471-E24, 473-E24 do mới đưa vào vận hành tháng 9/2016 nên
không đưa vào phân tích số liệu tổn thất trong năm 2016.
Kế hoạch SXKD năm 2017 Công ty giao Điện lực Ninh Hòa (theo QĐ 345/QĐĐLKH, ngày 28/02/2017):
Tổng sản lượng điện thương phẩm (kWh):
190.500.000
Tỉ lệ TTĐN (%):
5,30%
7
Giá bán bình quân (đ/kWh):
1.700,75
1.4.2 Chi tiết kết quả thực hiện giảm TTĐN 6 tháng đầu năm 2017
Tình hình thực hiện tổn thất điện năng 6 tháng đầu năm của Điện lực Ninh Hoà so với
cùng kỳ năm 2016 được thể hiện theo bảng sau:
Bảng 1.4: TTĐN chung điện lực Ninh Hoà
STT
Nội dung –Tiêu chí thực hiện
3
Tổng sản lượng điện nhận
(103kWh)
Tổng sản lượng điện thương phẩm
(103kWh)
Tỉ lệ TTĐN chung (%)
4
Tỉ lệ TTĐN trung áp (%)
5
Tỉ lệ TTĐN hạ áp (%)
1
2
Lũy kế
6 tháng
năm 2016
Lũy kế
6 tháng
năm 2017
Tăng/giảm
±(%)
89.645
94.284
+ 5,17
82.515
87.613
+ 6,18
7,95
7,07
- 0,88
2,73
2,36
-0,37
4,92
4,14
-0,78
So sánh kết quả thực hiện giảmTTĐN 6 tháng đầu năm của Điện lực Ninh Hoà so với
kế hoạch được giao
Bảng 1.5: So sánh kết quả giảm TTĐN 6 tháng đầu năm
STT
Nội dung –Tiêu chí thực hiện
2
Tổng sản lượng điện thương phẩm
(103kWh)
Tỉ lệ TTĐN chung (%)
3
Giá bán bình quân (đ/kWh)
1
Lũy kế
6 tháng
năm 2017
Kế hoạch
6 tháng
năm 2017
So sánh
(%)
87.613
89.434
97,96
7,07
7,20
- 0,13
1.697
1.693
+4
CHƯƠNG 2
VẤN ĐỀ TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN VÀ GIỚI THIỆU CHƯƠNG TRÌNH
PSS/ADEPT
2.1 TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
2.1.1 Khái niệm tổn thất điện năng
2.1.2 Tổn thất phi kỹ thuật
2.1.3 Tổn thất kỹ thuật
2.2 MỘT SỐ BIỆN PHÁP GIẢM TTĐN ĐANG ÁP DỤNG TẠI ĐLNH
2.2.1 Các biện pháp kinh doanh
Công tác quản lý, theo dõi điện năng sử dụng của khách hàng:
Công tác theo dõi thay thế công tơ định kỳ:
8
2.2.2 Các biện pháp kỹ thuật
2.3 VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG ĐỂ GIẢM TTĐN
2.3.1 Vấn đề chung của bù công suất phản kháng
2.3.2 Các dạng lắp đặt bù trên lưới điện
Bù song song (Bù ngang)
Bù nối tiếp (Bù dọc)
2.4 GIỚI THIỆU CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT
Tháng 04-2004 hãng Shaw Power Technologies đã cho ra đời phiên bản phần mềm
PSS/ADEPT 5.0 (Power system simular/Advanced Distribution Engineering productivity
Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là công cụ tính toán, phân tích lưới
điện phân phối với qui mô số lượng nút không hạn chế và hiện đang được áp dụng rộng rãi
tại các công ty Điện lực.
2.4.1 Các chức năng ứng dụng
2.4.2 Các phân hệ của PSS/ADEPT
Nhiều module tính toán trong hệ thống điện sau khi cài đặt chương trình bao gồm:
Bài toán phân bố công suất (Load Flow): phân tích và tính toán điện áp, dòng điện,
công suất trên từng nhánh và từng phụ tải cụ thể
Bài toán tính ngắn mạch (All Fault): tính toán ngắn mạch tại tất cả các nút trên
lưới bao gồm các loại ngắn mạch như ngắn mạch 1 pha, 2 pha và 3 pha
Bài toán TOPO (Tie Open Point Optimization) phân tích điểm mở tối ưu: tìm ra
những điểm có tổn thất nhỏ nhất trên lưới và đó là chính là điểm mở lưới trong
mạng vòng 3 pha
Bài toán CAPO (Optimal Capacitor Placement), đặt tụ bù tối ưu: tìm ra những
điểm tối ưu để đặt các bộ tụ bù cố định và tụ bù ứng động sao cho tổn thất công suất
trên lưới là thấp nhất
Bài toán tính toán các thông số đường dây (Line Properties Calculator): tính toán
các thông số của đường dây truyền tải
Bài toán phối hợp và bảo vệ (Protection and Coordination)
Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic): phân tích các thông số và thành phần
sóng hài trên lưới
Bài toán phân tích độ tin cậy trên lưới (DRA-Distribution Reliability Analysis):
tính toán các thông số độ tin cậy trên lưới điện như SAIFI, SAIDI,...
2.4.3 Các bước thực hiện ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Bước 1: thiết lập thông số của mạng điện
- Xácđịnh thư viện dây dẫn
- Xác định thông số thuộc tính của lưới điện
9
- Xác định hằng số kinh tế của lưới điện
Bước 2: tạo sơ đồ cho lưới điện.
Bước 3: chạy các chức năng tính toán
Bước 4: lập báo cáo
CHƯƠNG 3
ĐỀ XUẤT PHƯƠNG PHÁP VẬN HÀNH TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN
3.1 XÂY DỰNG ĐỒ THỊ PHỤ TẢI CHO CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP
Từ các số liệu thu thập được, tiến hành xây dựng đồ thị phụ tải ngày điển hình của các
xuất tuyến trung áp Thị xã Ninh Hòa như sau:
Hình 3. 1: Đồ thị phụ tải ngày ĐL Ninh Hòa
Do tính chất phụ tải của Điện lực Ninh Hoà, một TBA công cộng có thể cấp điện cho
các phụ tải ở nhiều nhóm phụ tải khác nhau như: vừa cấp điện sinh hoạt, vừa cấp điện chiếu
sáng, vừa cấp điện sản xuất cho các cơ sở sản xuất nhỏ lẻ,...nên việc phân chia phụ tải theo
các nhóm phụ tải gặp nhiều khó khăn. Do đó, trong phạm vi luận văn tác giả sẽ chia đồ thị
phụ tải theo các khoảng thời gian đặc biệt trong ngày. Dựa vào đồ thị phụ tải điển hình các
xuất tuyến ta xây dựng đặc trưng của hệ thống điện Thị xã Ninh Hoà trong một ngày đêm và
có các khoảng thời gian đặc biệt cần phải xem xét trong việc tinh toán chế độ vận hành của
lưới điện như sau:
- Cao điểm (từ 10h00 đến 16h00 và từ 19h00 đến 23h00)
- Trung bình (từ 6h00 đến 9h00 và từ 16h đến 19h)
- Thấp điểm (từ 24h00 đến 6h00)
Sau đó, ta lập đồ thị phụ tải của các xuất tuyến trung áp chia theo ba nhóm giờ đặc
trưng, P của từng nhóm giờ được lấy trung bình từ số liệu Pi của từng giờ trong nhóm giờ
đó, cụ thể như sau:
10
Bảng 3. 1 Phụ tải xuất tuyến trung áp theo ba nhóm giờ
Công suất phụ tải trung bình (MW)
STT
Xuất tuyến
1
Cao điểm
Trung bình
Thấp điểm
471-E24
3,5
3,18
2,54
2
472-E24
3,7
3,3
2,9
3
473-E24
2,2
2
1,8
4
474-E24
3
2,6
2,3
5
476-E24
6,2
5,2
3,9
6
478-E24
2,3
2
1,8
7
475-ENT
3,1
2,7
2,5
8
477-ENT
3,95
3,7
3,3
9
479-ENT
2,3
2
1,7
10
Toàn ĐL Ninh Hoà
19,5
19,1
17,6
Hình 3. 2 Đồ thị phụ tải trung bình theo nhóm giờ
Trên cơ sở số liệu đã được xử lý thống kê biểu diễn mối quan hệ giữa phụ tải và thời
gian trên hệ trục tọa độ có tính chất tương tự với trục tung là phụ tải và trục hoành là thời
gian ta sẽ nhận được đồ thị phụ tải hằng ngày. Tuy nhiên, trong chương trình PSS/Adept,
việc nhập đồ thị phụ tải vào chương trình được thực hiện bằng tỷ lệ của công suất theo
nhóm giờ và tỷ lệ thời gian của nhóm giờ đó trong một ngày. Để làm được điều đó, đồ thị
phụ tải cần chuyển sang hệ đơn vị tương đối. Ta chọn công suất cơ bản là giá trị trung bình
của phụ tải PTB. Phụ tải giờ thứ i trong hệ đơn vị tương đối sẽ là:
Pi*
Pi
PTB
11
Hình 3. 3 Đồ thị phụ tải tương đối
3.2 SỬ DỤNG CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT ĐỂ TÍNH TOÁN LẮP ĐẶT BÙ TỐI
ƯU
3.2.1 Mô phỏng lưới điện thực tế trên chương trình PSS/Adept
Đối với lưới điện phân phối Khánh Hòa, 3 XT đường dây 35kV và XT 22kV 473-ENT
chỉ truyền tải, cung cấp điện cho 1 khách hàng nên ta sẽ bỏ qua, không tính toán cho các XT
này. Trong đó, tuyến 473-ENT dài 2,1 km, cấp điện 01 TBA 320KVA, 22/0.4kV Công ty
Nanoco; các xuất tuyến 35kV thông qua trạm cắt F2 là 373-F2 cấp điện cho Nhà máy đường
Ninh Hoà, 374-F2 và 375-F2 đi mạch kép truyền tải điện từ nhà máy thủy điện Ea Krongrou
về và cấp điện cho nhà máy khi dừng phát điện.
Bảng 3. 2: Thông số hiện trạng của các xuất tuyến khu vực thị xã Ninh Hoà
STT
Xuất tuyến
01
Thông Số
P(kW)
Q(kVAr)
471-E24
3.306
234
02
472-E24
5.315
2.278
03
473-E24
2.313
506
04
474-E24
3.250
1.292
05
476-E24
6.162
1.936
06
478-E24
3.296
857
07
475-ENT
3.340
805
08
477-ENT
4.573
1.787
09
479-ENT
2.221
492
12
3.2.2 Thiết lập các thông số phục vụ bài toàn bù kinh tế cho các xuất tuyến lưới điện
phân phối Thị xã Ninh Hòa
Trong chương trình PSS/ADEPT chưa có các chỉ số kinh tế để tính toán bù tối ưu (CAPO)
hoặc điểm mở tối ưu (TOPO), hiện nay khi tính toán, chỉ giả định số liệu hoặc tính toán sơ bộ,
không chính xác và thiếu thống nhất trong toàn ngành. Do đó cần phải thu thập số liệu để tính
toán các chỉ số kinh tế, cài đặt vào chương trình.
Cần phải cài đặt đầy đủ các chỉ số kinh tế vào bảng trên trước khi tính toán bù tối ưu.
Các chỉ số kinh tế được xây dựng như sau:
- Giá điện năng tiêu thụ (cP): tính bằng đơn vị /kWh. Ở Mỹ thường sử dụng đơn vị
tiền tệ là dollar, tuy nhiên cả PSS/ADEPT và CAPO đều không bắt buộc đơn vị tiền tệ phải
sử dụng, chúng ta có thể sử dụng bất cứ đơn vị tiền tệ nào miễn sao đảm bảo tính nhất quán
giữa các biến số.
Khi tính toán LĐPP Việt Nam thường sử dụng tiền đồng Việt Nam và tính toán như sau:
việc lắp đặt tụ bù ở phía 22kV hay phía 0,4kV đều nhằm mục đích giảm tổn thất P trên LĐPP,
vì vậy giá điện năng tác dụng tổn thất do lắp đặt bù lấy chung một giá là giá bán điện bình quân
của khu vực.
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ (cQ):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 1700 = 212,5 đ/kWh.
Giá trị này (cũng như các giá trị khác) sẽ được đặt là 0 nếu không có giá trị trên thực tế.
- Chi phí công suất tác dụng lắp đặt nhà máy điện (dP): là suất đầu tư công suất tác
dụng lắp đặt của nhà máy điện, để thay thế tổn hao công suất tác dụng trên hệ thống. Hiện
tại CAPO không sử dụng giá trị này.
- Chi phí công suất phản kháng lắp đặt nhà máy điện (dQ): tương tự như dP, là suất
đầu tư CSPK lắp đặt nhà máy điện để thay thế tổn hao CSPK trên hệ thống. Hiện tại CAPO
cũng không sử dụng giá trị này.
- Tỷ lệ chiết khấu (r): Đối với việc đầu tư lắp đặt tụ bù trên LĐPP miền Trung hiện
nay, thường sử dụng nguồn vốn vay thương mại. Do đó chọn tỷ lệ chiết khấu r bằng lãi suất
bình quân các ngân hàng thương mại là 12 %. Vậy r = 0.12.
- Tỷ số lạm phát (i): là tỷ số biểu thị sự mất giá của đồng tiền hàng năm. Trong
chương trình tỷ số này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không phải phần trăm (%). Tỷ
số này do Nhà nước công bố hằng năm, theo khuyến cáo của nhà lập trình PTI thì giá trị này
trong khoảng 0,02 đến 0,08 cho 1 năm. Đối với Việt Nam chọn i = 0,05.
- Thời gian tính toán (N): là khoảng thời gian mà tiền tiết kiệm được từ việc lắp tụ bù
bằng với tiền lắp đặt và bảo trì tụ bù (nghĩa là thời gian hoàn vốn). Theo các giáo trình môn
học điện thì atc = 0,125
N = 1/atc = 1/0,125= 8. Vậy N = 8 năm.
13
- Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù điều chỉnh (cQ): là suất đầu tư tụ bù cố định
và tụ bù điều chỉnh, có đơn vị là đồng/kVAr; Chi phí này bao gồm cả tiền mua vật tư thiết
bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị này cần được tính phù hợp
với thực tế của LĐPP miền Trung hiện nay. Hiện nay trên lưới điện trung áp, dải bụ bù
thường được chọn sử dụng là loại tụ bù 3 pha 300kVAr. Công thức tính cụ thể như sau:
𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑐𝐹 =
𝑄
𝑐𝑡𝑏 + 𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑝 + 𝑐𝑛𝑐
𝑐𝑄 =
𝑄
Trong đó:
Ctb : là đơn giá mua sắm tụ bù trung áp 3 pha 300kVAr;
Cp : Là chi phí mua sắm các thiết bị đóng cắt và bảo vệ;
Cnc: Là chi phí nhân công lắp đặt tụ bù
Cpk : Là chi phí cho hệ thống điều khiển và các phụ kiện khác;
Q : Là dung lượng của 01 cụm tụ bù, ở đây là 300kVAr.
Bảng 3. 3: Suất đầu tư tụ bù trung áp cố định
Stt
Dung lượng
Q (kVAr)
01
Đơn giá tụ bù
Ctb (đồng)
Thiết bị đóng cắt,
bảo vệ (FCO)
Chi phí nhân
công lắp đặt
Cp (đồng)
Cnc (đồng)
(1)
(2)
(3)
(4)
300
89.400.000
12.000.000
6.750.000
Vậy suất đầu tư sẽ là:
𝑐𝐹 =
𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐
𝑄
= 360.500 đồng
Bảng 3. 4: Suất đầu tư tụ bù trung áp điều chỉnh
Stt
01
Dung
lượng
Đơn giá tụ
bù
Q (kVAr)
Ctb (đồng)
điều kiển
Cpk (đồng)
vệ (LBS)
Cp (đồng)
Cnc (đồng)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
300
89.400.000
64.500.000
30.000.000
6.750.000
Vậy suất đầu tư sẽ là:
Hệ xà đỡ LBS
Thiết bị
Chi phí nhân
và hệ thống
đóng cắt, bảo công lắp đặt
𝑐𝑄 =
𝑐𝑡𝑏 +𝑐𝑝𝑘 +𝑐𝑝 +𝑐𝑛𝑐
𝑄
= 635.500 đồng
Tuy nhiên trong trường hợp tính toán tối ưu hoá vị trí lắp đặt các tụ bù đã có sẵn
trên lưới, ta sẽ bỏ qua các chi phí mua sắm mới tụ bù và thiết bị đóng cắt, bảo vệ, đồng thời,
chi phí nhân công sẽ được tính thêm phần nhân công thu hồi thiết bị, phần chi phí này được
lấy theo định mức quy định. Suất đầu tư tụ bù trung áp lúc này sẽ là:
14
𝑐𝑛𝑐 6.750.000
=
= 22.500 đồ𝑛𝑔
𝑄
300
𝑐𝑝𝑘 + 𝑐𝑛𝑐 ∗ 𝑘 64.500.000 + 6.750.000 ∗ 1,6
𝑐𝑄 =
=
= 251.000 đồ𝑛𝑔
𝑄
300
𝑐𝐹 =
- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù điều chỉnh (mS): là tiền để duy trì hoạt
động của tụ bù cố định và tụ bù điều chỉnh hàng năm. Tỷ giá này tính bằng đồng/kVAr.năm.
Theo quy định của ngành điện Việt Nam hiện nay thì chi phí này mỗi năm bằng 5%
nguyên giá tài sản cố định của trạm bù.
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định:
mFTA = 5% . cFTA = 5% x 360.500 = 18.025 đồng/kVAr.năm
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp điều chỉnh:
mSTA = 5% . cQTA = 5% x 635.500 = 31.775 đồng/kVAr.năm
3.3 TÍNH TOÁN TỐI ƯU TỤ BÙ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
3.3.1 Trường hợp giữ nguyên dung lượng tụ bụ trên lưới:
Dung lượng tụ bù lắp đặt trên lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa hiện tại cụ thể theo
như bẳng sau:
Bảng 3. 5: Hiện trạng bù trung áp trên lưới điện Tx. Ninh Hòa
STT
Xuất tuyến
Số cụm bù TA
Tổng dung lượng (kVAr)
1
471-E24
7
2100
2
472-E24
3
900
3
473-E24
1
300
4
474-E24
2
600
5
476-E24
4
1200
6
478-E24
1
300
7
475-ENT
2
600
8
477-ENT
2
600
9
479-ENT
1
300
23
6900
TỔNG
Trong chương trình PSS/Adept, ta gỡ tất cả các tụ bù hiện có trên lưới. Hiện trạng lưới
điện Thị Xã Ninh Hòa có tổng cộng 23 dàn tụ bù trung áp với tổng dung lượng là
6900kVAr, do đó, bước đầu tiên ta sẽ tối ưu hóa vị trí những dàn tụ bù có sẵn.
Tiến hành chạy CAPO cho tất cả các xuất tuyến trung áp Thị xã Ninh Hoà, ta thấy tất
cả 23 cụm tụ bù trung áp ban đầu đều được gắn vào lưới.
Lúc này, kết quả lắp đặt tụ bù theo từng xuất tuyến được thể hiện cụ thể theo như Bảng
3. 6:
15
Bảng 3. 6 Kết quả lắp đặt tụ bù theo từng xuất tuyến
dung lượng
STT Xuất tuyến
trước
CAPO
(kVAr)
Vị trí lắp đặt
hiện có
dung
lượng
sau
CAPO
Vị trí lắp đặt
tối ưu
(kVAr)
471.139-18;
471.102-35;
471.102-14;
1
471-E24
2100
471.56;
471.90;
471.132;
471.139-4;
900
471.102-29;
471.102-14
471.187
2
472-E24
900
4260; 42120;
4285-30
900
3
473-E24
300
4369
0
4
474-E24
600
44135; 447818
600
44122; 4478-1
1800
46223B;
46149;
4695.100;
5
476-E24
1200
4655; 46132;
46200;
4695.67
4285-85;
4298; 4285
4684-8;
4661B; 46121
6
478-E24
300
48150
900
48.251;
48.168;
48102-16
7
475-ENT
600
45.121;
45.195
600
45.256;
45.124-16
8
477-ENT
600
47.68; 47.130
900
47.122;
47.100-18;
47.89
9
479-ENT
300
49.137
300
49.201
TỔNG
6900
6900
Hiệu quả giảm tổn thất điện năng do tối ưu hóa vị trí đặt tụ bù được thể hiện qua bảng
sau:
16
STT
1
2
3
Chế độ
Cao điểm
Bình thường
Thấp điểm
Trung bình
toàn ĐL
∆P
trước
(kW)
1.007,95
739,29
527,75
∆Q
trước
(kW)
1.765,76
1.284,67
905,45
839,57
1.460,97
933,97
684,13
489,40
Độ lợi
P
(kW)
1.659,26 73,98
1.204,54 55,16
848,75
38,35
Độ lợi
Q
(kW)
106,5
80,13
56,7
777,87
1.372,03
88,93
∆P sau
(kW)
∆Q sau
(kW)
61,70
Sau khi tối ưu hóa các vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới điện, lượng điện năng tiết kiệm
được trong 1 ngày là 1.480,8 kWh.
3.3.2 Tính toán bổ sung bù cho lưới trung áp:
Tiếp theo, do phụ tải phát triển liên tục, ta sẽ dùng module CAPO để tính toán, xác
định trên lưới điện có còn thiếu bù công suất phản kháng hay không, và tính toán tối ưu
dung lượng bù công suất phản kháng cần lắp đặt thêm trên lưới điện nếu cần bổ sung.
Sau khi chạy lần lượt tất cả các xuất tuyến, ta nhận thấy không có xuất tuyến nào tìm được
thêm vị trí lắp đặt tụ bù, như vậy, xét về hiệu quả kinh tế, số lượng và vị trí lắp đặt tụ bù đã tối
ưu, không cần lắp đặt bổ sung thêm tụ bù trung áp. Điều này phù hợp với thực tế trong năm
2017 và năm 2018, Điện lực Ninh Hòa không có kế hoạch lắp đặt thêm tụ bù trung áp.
3.3.3 Tính bù công suất phản kháng tối ưu trên lưới điện hạ áp
Ta đã tìm được các vị trí bù công suất phản kháng tối ưu và dung lượng cần bù cho từng
xuất tuyến trung áp, tuy nhiên, với xuất đầu tư lớn, dung lượng các cụm bù trung áp cũng tương
đối lớn do vậy nhiều xuất tuyến trung áp vẫn còn tiêu thụ lượng công suất phản kháng cao
nhưng chưa tìm được vị trí đặt bù thích hợp, đem lại hiệu quả về TTĐN cũng như tính kinh tế.
Vì vậy, tác giả sẽ tiếp tục sử dụng modul CAPO của chương trình PSS/Adept để tính toán vị trí
đặt bù tối ưu tại các TBA. Các tụ bù này sẽ được đặt tại phía hạ áp của các TBA.
Bước đầu tiên ta phải tính toán lại xuất đầu tư của các tụ bù hạ áp như sau:
- Giá lắp đặt tụ bù cố định (cF) và tụ bù điều chỉnh (cQ): là suất đầu tư tụ bù cố định
và tụ bù điều chỉnh, có đơn vị là đồng/kVAr; Chi phí này bao gồm cả tiền mua vật tư thiết
bị, vỏ tủ tụ bù, tiền vận chuyển, tiền công lao động, v.v…, giá trị này cần được tính phù hợp
với thực tế của LĐPP miền Trung hiện nay.
Bảng 3. 7: Suất đầu tư bù hạ áp cố định
Stt
01
Dung lượng
(loại tụ)
Đơn giá
(đồng)
Thiết bị đóng cắt,
bảo vệ (CB, MCCB)
Chi phí nhân
công lắp đặt
(1)
(2)
(3)
(4)
30
2.000.000
3.500.000
2.750.000
Vậy suất đầu tư sẽ là:
= {(2) + (3) + (4)}/ (1) = 8.250.000 /30
= 275.000 đồng
17
Bảng 3. 8: Suất đầu tư tụ bù hạ điều chỉnh
Dung lượng
(loại tụ)
Stt
Đơn giá
(đồng)
Thiết bị đóng cắt
LBS và hệ thống
Chi phí nhân
công lắp đặt
điều kiển
01
(1)
(2)
(4)
(5)
30
2.000.000
5.500.000
2.750.000
Vậy suất đầu tư sẽ là
= {(2) + (3) + (4) }/ (1) = 10.250.000 /30
= 341.700 đồng
- Tỷ giá bảo trì tụ bù cố định (mF) và tụ bù điều chỉnh (mS): là tiền để duy trì hoạt
động của tụ bù cố định và tụ bù điều chỉnh hàng năm. Tỷ giá này tính bằng đồng/kVAr.năm.
Theo quy định của ngành điện Việt Nam hiện nay thì chi phí này mỗi năm bằng 5%
nguyên giá tài sản cố định của trạm bù.
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp cố định:
mFTA = 5% . cFTA = 5% x 275.000 = 13.750 đồng/kVAr.năm
- Chi phí bảo trì trạm tụ bù trung áp điều chỉnh:
mSTA = 5% . cQTA = 5% x 635.500 = 17.085 đồng/kVAr.năm
Tiến hành chạy modul CAPO của chương trình PSS/Adept ta được dung lượng bù cụ
thể của từng xuất tuyến như bảng sau:
Bảng 3. 9: Kết quả tính toán bù hạ áp sau khi chạy CAPO
Tổng dung
Tổng dung
lượng cố
Số cụm
lượng điều
định (kVAr)
chỉnh (kVAr)
STT
Xuất tuyến
Số cụm
1
471-E24
4
120
5
150
2
472-E24
27
810
-
-
3
473-E24
16
480
-
-
4
474-E24
25
750
-
-
5
476-E24
27
810
5
150
6
478-E24
8
240
1
30
7
475-ENT
-
-
-
-
8
477-ENT
21
630
-
-
9
479-ENT
6
180
4
120
134
4.020
15
450
TỔNG
18
Vị trí lắp đặt bù cụ thể của từng xuất tuyến:
STT
Xuất tuyến
Vị trí lắp đặt
tụ bù điều chỉnh
Vị trí lắp đặt
tụ bù cố định
1
471-E24
2D4311; 2D4850; 2D4313;
2D4307; 2D4281
2D4844; 2D4851; 2D4832;
2D4209
2D4316; 2D4211; 2D4276;
2D4260; 2D4306; 2D4270;
2D4230; 2D4288; 2D4212;
2D4240; 2D4228; 2D4273;
2
472-E24
-
2D4227; 2D4226; 2D4262;
2D4213; 2D4206; 2D4247;
2D4302; 2D4279; 2D4204;
2D4242; 2D4293; 2D4301;
2D4210; 2D4225; 2D4257
3
473-E24
-
2D4413; 2D4450; 2D4412;
2D4408; 2D4485; 2D8101;
2D4414; 2D4470; 2D4471;
2D4404.
4
474-E24
-
2D4403; 2D4405; 2D4410;
2D4411; 2D4435; 2D4477;
2D4433; 2D4465; 2D4402;
2D8075; 2D4406; 2D8044;
2D8006; 2D4409; 2D4452;
2D4451; 2D8003
2DC167; 2D4694; 2D4610;
2D4609; 2DC166; 2D4761;
5
6
476-E24
478-E24
2D4608; 2D4759; 2D4630;
2D4693; 2D4694
2D4219
2D4697; 2D4605; 2D4753;
2D4684; 2D4661; 2D4604;
2D4705; 2D4611; 2D4760;
2D4602; 2D4709; 2D4607;
2D4708; 2D4703; 2D4756;
2D4748; 2D4720; 2D4758
2D4218; 2D4220; 2D4803;
2D4807; 2D4815; 2D4829;
2D4812; 2D4824
19
STT
Xuất tuyến
7
475-ENT
Vị trí lắp đặt
Vị trí lắp đặt
tụ bù điều chỉnh
tụ bù cố định
-
2D8804; 2D8102; 2D8803;
2D8802; 2D8103; 2D8124;
8
477-ENT
2D8804; 2D8814; 2D8105;
2D8813; 2D8120; 2D8114;
2D8128; 2D8811; 2D8127;
-
2D8812; 2D8101
9
479-ENT
2D4943; 2D4946; 2D4948;
2D4951; 2D8901; 2D8930;
2DP045
2D4949; 2D8933
Hiệu quả giảm TTĐN sau khi tối ưu hóa vị trí và dung lượng tụ bù hạ áp được tính
bằng độ lợi P và Q trung bình (theo tỷ lệ thời gian của các chế độ tính: cao điểm, trung bình,
thấp điểm) thể hiện qua bảng sau (chi tiết như phụ lục 2):
Bảng 3. 10: Hiệu quả giảm TTĐN sau khi lắp đặt tụ bù hạ áp
STT
Xuất
tuyến
∆P
trước
(kW)
∆Q
trước
(kW)
∆P sau
(kW)
∆Q sau
(kW)
Độ lợi
P
(kW)
Độ lợi
Q
(kW)
1
471-E24
146,31
239,77
144,77
236,32
1,54
3,45
2
472-E24
83,78
190,18
79,49
179,22
4,29
10,96
3
473-E24
25,12
54,63
22,15
47,3
2,97
7,33
4
474-E24
55,3
131,53
49,72
117,21
5,58
14,32
5
476-E24
153,29
289,22
147,67
275,53
5,62
13,69
6
478-E24
113,45
140,78
111,96
137,51
1,49
3,27
7
477-ENT
80,82
161,02
76,76
151,54
4,06
9,48
8
479-ENT
37,81
43,25
36,71
40,64
1,1
2,61
695,88
1.250,38
669,23
1185,27
26,65
65,11
TỔNG
Như vậy, sau khi thực hiện bù hạ áp, lượng điện năng tiết kiệm được trong 1 ngày là
639,68 kWh.
3.4 TÍNH TOÁN HIỆU QUẢ KINH TẾ NPV
Ta tính được tổng giá trị hiện tại các khoản chi phí vận hành để lắp đặt tụ bù:
Trong đó:
𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [kVAr] là dung lượng bù cố định và điều chỉnh.
𝑄𝑏𝑐𝑑 , 𝑄𝑏𝑑𝑐 [đồng/kVAr] là suất đầu tư tụ bù cố định và điều chỉnh
20
𝑐𝑑
𝑑𝑐
𝐶𝑏𝑡
, 𝐶𝑏𝑡
[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 tại thông tư số 15/2014/TT-BCT). Với
cosφ= 0,8 ta tra được k%= 12,5%.
Thay các giá trị vào công thức, tính toán được các giá trị B, C và NPV:
NPV= B–C
Áp dụng tính toán hiệu quả kinh tế cho bù trung áp
B=(61,7*1700+ 88,93*0,125*1700)*8*365*24= 8.675.036.760(đồng)
C= 6.900*(22.500+8*18.025)=1.150.230.000(đồng)
NPV= B–C= 8.675.036.760–1.150.230.000= 7.524.806.760 đồng
Ta có thể thấy số tiền tiết kiệm được trong 1 năm từ việc giảm TTĐN trên lưới điện là
1.084.379.595 đồng. Thời gian thu hồi vốn của phương án chỉ là 13 tháng và đem lại mức
lợi nhuận cao cho Công ty.
Tính toán hiệu quả kinh tế NPV cho bù hạ áp:
B=(26,65*1700+ 65,11*0,125*1700)*8*365*24= 4.144.592.520(đồng)
C= 4.020*(275.000+8*12.750)= 1.515.540.000(đồng)
NPV= B–C= 4.144.592.520–1.515.540.000= 2.629.052.520đồng
Việc lắp đặt tụ bù hạ áp ngoài việc giúp nâng cao hệ số Cosφ tại trạm, cải thiện điện áp
phụ tải còn mang lại hiệu quả giảm TTĐN, giúp tiết kiệm kinh tế. Phương án lắp đặt tụ bù
hạ áp có thời gian là 4 năm, đem lại lợi nhuận cao cho Công ty.
Như vậy, sau khi thực hiện cả bù trung áp và hạ áp, số tiền thu lợi từ hiệu quả kinh tế
lắp đặt công suất phản kháng trên lưới điện là 10.153.859.280 đồng.
3.5 TÍNH TOÁN PHƯƠNG THỨC VẬN HÀNH TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN THỊ XÃ
NINH HÒA BẰNG CÔNG CỤ TOPO CỦA CHƯƠNG TRÌNH PSS/ADEPT
Sau khi tính tối ưu lại các vị trí đặt tụ bù nhằm làm cho suất phản kháng trên toàn lưới
giảm đi, thì việc thay đổi kết cấu lưới cũng làm cho tổn thất công suất giảm mà không phải
bỏ vốn đầu tư thêm. Để làm được điều này, cần phải tái cấu trúc lại lưới điện bằng cách tính
toán lại điểm mở giữa các xuất tuyến sao cho tổn thất công suất trên hệ thống lưới đạt thấp
nhất, một trong các biện pháp để tái cấu trúc lưới điện là dùng module TOPO của phần mềm
PSS/ADEPT để giải bài toán tìm điểm mở tối ưu.
21
3.3.1 Ý nghĩa và mục đích tính toán điểm dừng tối ưu
3.3.2 Áp dụng tính toán điểm mở tối ưu lưới điện phân phối Ninh Hoà
Xét hiện trạng lưới điện phân phối Thị xã Ninh Hòa, hầu hết các xuất tuyến hiện nay
vận hành độc lập theo kiểu hình tia, có cầu dao liên lạc giữa các xuất tuyến để cấp điện khi
có sự cố lưới điện hay bảo trì, bão dưỡng, thí nghiệm trên đường dây hoặc máy cắt đầu xuất
tuyến (trong đó tuyến 478-E24 và tuyến 479-ENT vận hành độc lập hoàn toàn, chưa có liên
lạc với các xuất tuyến khác).
Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến hiện hữu trên lưới điện phân phối Thị xã Ninh
Hòa được thể hiện cụ thể qua bảng sau:
Bảng 3. 11: Hiện trạng các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến
STT
Tên mạch vòng liên lạc
VT liên lạc giữa 02 xuất tuyến
VT 471-472-E24/25
1
Mạch vòng 471-E24 và 472-E24
2
Mạch vòng 471-E24 và 478-E24
3
Mạch vòng 472-E24 và 474-E24
4
Mạch vòng 473-E24 và 475-ENT
VT 473E24-275ENT/104-1
5
Mạch vòng 474-E24 và 475-ENT
VT 474E24-275ENT/148
6
Mạch vòng 475-ENT và 477-ENT VT 475-477-ENT/68-3
VT 471-472-E24/52-2
VT 471-478-E24/159
VT 472-474-E24/54-11-2
VT 472-474-E24/78-15
Thực hiện bài toán TOPO trên chương trình PSS/Adept, ta tìm được các vị trí tối ưu để
tổn thất công suất ∆P trong toàn mạng là bé nhất:
Bảng 3. 12: Vị trí liên lạc sau khi tối ưu hóa điểm mở
STT
Tên mạch vòng liên lạc
VT liên lạc giữa 02 xuất tuyến
VT 471-472-E24/25
1
Mạch vòng 471-E24 và 472-E24
2
Mạch vòng 471-E24 và 478-E24
3
Mạch vòng 472-E24 và 474-E24
4
Mạch vòng 473-E24 và 475-ENT
VT 473E24-275ENT/104-1
5
Mạch vòng 474-E24 và 475-ENT
VT 474E24-275ENT/148
6
Mạch vòng 475-ENT và 477-ENT VT 475-477-ENT/68-3
VT 471-472-E24/52-2
VT 471-478-E24/159
VT CDPĐ nhánh rẽ 474-E24/78
VT 472-474-E24/78-15
Như vậy, sau quá trình chạy TOPO ta thấy phương thức vận hành sau khi tối hóa và
hiện tại có sự thay đổi: ở mạch vòng 472-E24 và 474-E24, đóng DLL và LBS tại vị trí liên
lạc VT 472-474-E24/54-11-2 và mở CDPĐ tại vị trí 474-E24/78, như vậy,phương thức vận
22
hành tối ưu hơn là chuyển toàn bộ nhánh rẽ 474-E24/78 sang nhận điện từ xuất tuyến 472E24. Các mạch vòng khác không tìm được vị trí điểm mở tối ưu hơn. Sơ đồ tóm gọn mạch
vòng XT 472-E24 và 474-E24 (tìm được điểm mở tối ưu) trước và sau khi chạy TOPO được
thể như sau:
Hình 3. 4Sơ đồ tóm gọn mạch vòng XT 472-E24 và 474-E24
Khi đó, tổn thất sau khi tối ưu như sau:
23
Bảng 3. 13: Tổn thất sau khi tối ưu hóa điểm mở
Xuất tuyến
472-474-E24
∆P trước
(kW)
144,13
∆Q
trước
∆P
sau
∆Q
sau
Độ lợi
P
Độ lợi
Q
(kW)
(kW)
(kW)
(kW)
(kW)
333,22
142,21 328,48
1,92
4,74
cao điểm
166,05
380,94
163,20
374,73
2,85
6,21
trung bình
120,53
277,36
119,01
273,26
1,52
4,10
thấp điểm
61,94
139,39
61,04
136,58
0,90
2,81
Như vậy, sau khi tái cấu trúc lại lưới điện, lượng điện năng tiết kiệm được trong 1
ngày là 46,08 kWh.
Hiệu quả kinh tế của phương án 1 năm là
NPV= (1,92*1700+4,74*0,125*1700)*365*24= 37.416.150 đồng
Chỉ bằng việc thay đổi điểm mở tối ưu vận hành, một năm Điện lực đã tiết kiệm được
37.416.150 đồng nhờ giảm TTĐN cho lưới điện phân phối.
Qua đó có thể thấy, đây là phương án giảm TTĐN rất hiệu quả vì không tốn kém chi
phí, chỉ thay đổi phương thức kết lưới vận hành mà vẫn đem lại hiệu quả giảm TTĐN.
3.6 KẾT LUẬN CHƯƠNG 3
Hiện nay, với nhiều phần mềm máy tính, việc tính toán giải tích lưới điện được thực
hiện dễ dàng, nhanh chóng và có độ chính xác đảm bảo. Để tính toán đưa ra các giải pháp
giảm tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối chúng ta phải thu thập được số liệu đầu vào
một cách chính xác. Các số liệu về thông số kỹ thuật về lưới điện có thể thu thập và tính
toán một cách dễ dàng. Ngược lại, thu thập số liệu về thông số phụ tải điện tại một thời
điểm tính toán là một việc rất khó khăn và tốn nhiều thời gian.
Trong chương này tác giả đã ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để mô phỏng tính toán
phân bổ công suất, TTĐN trên lưới phân phối Ninh Hoà, từ đó đề xuất các giải pháp có thể
thực hiện mang tính khả thi trên lưới điện phân phối Ninh Hoà như: tối ưu hoá vị trí lắp đặt
tụ bụ trên lưới trung áp, tối ưu các vị trí tụ bù hạ áp lắp đặt bổ sung vào lưới điện, tìm điểm
mở vận hành tối ưu của lưới điện Ninh Hoà.
