Tính toán, phân tích và đề xuất giải pháp giảm tổn thất điện năng lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (561.39 KB, 26 trang )
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
BÙI THANH HẢI
TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP
GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN
Mã số: 85.20.20.1
TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT
Đà Nẵng, Năm 2019
Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐÀ NẴNG
Người hướng dẫn khoa học: P G S . TS. NGÔ VĂN DƢỠNG
Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH
Phản biện 2: TS. VÕ NHƢ QUỐC
Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn
tốt nghiệp thạc sĩ
t u ậ t họp tại Đại học Bác K oa Đà Nẵng
vào ngày 09 tháng 3 năm 2019.
Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Thông tin học liệu và truyền thông tại Trường
Đại học Bách khoa Đà Nẵng.
- T ư viện K oa Điện, Trường Đại học Bác K oa Đà Nẵng
Nẵng.
1
Chƣơng 1
TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ
TTĐN ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
1.1. Tổng quan lƣới điện phân phối thành phố Quảng
Ngãi:
1.1.1. Quá trình hình thành và phát triển:
Thành phố Quảng Ngãi - tỉnh Quảng Ngãi nằm ở vùng Nam
Trung Bộ Việt Nam, gồm các p ường: Nguyễn Nghiêm, Trần Hưng
Đạo, Ng ĩa Lộ, Ng ĩa C án , Trần Phú, Quảng Phú, Lê Hồng Phong,
P ường Trương Quang Trọng và các xã: Ng ĩa Dũng, Ng ĩa Dõng…
Đến 2015 trên địa bàn thành phố Quảng Ngãi đã đưa t êm 1
trạm biến áp 110kV Quảng Phú với công suất ban đầu là 2x25MVA
vào vận hành đảm bảo nhu cầu cung cấp điện cho các phụ tải KV
thành phố Quảng Ngãi, phía tây huyện Tư Ng ĩa, u công ng iệp
Quảng Phú, góp phần phát triển kinh tế địa p ương, nâng cao c ất
lượng điện năng và giảm bán kính cấp điện, giảm TTĐN trên LĐPP
thành phố Quảng Ngãi.
1.1.2. Đặc điểm của lƣới điện phân phối Điện lực thành phố
Quảng Ngãi:
LĐPP t àn p ố Quảng Ngãi có kết dây dạng hình tia, các xuất
tuyến liên kết với nhau tạo thành mạch
LĐPP t àn p ố Quảng Ngãi chủ yếu là đi nổi trên không, do
đặc điểm KV thành phố Quảng Ngãi có địa bàn rộng phụ tải lớn, bán
kính cấp điện rộng, tiết diện dây dẫn nhỏ, đường dây vận àn lâu năm
bị xuống cấp, ông được cải tạo nâng cấp, trong quá trình vận hành
làm tăng nhiệt độ dây dẫn, điện áp giảm dưới mức c o p ép làm tăng
TTĐN trong dây dẫn. Với các yếu tố trên sẽ gây ra tổn thất công suất
và TTĐN trên LĐPP t àn p ố Quảng Ngãi.
1.1.3. Giới thiệu hiện trạng hệ thống điện lực thành phố
Quảng Ngãi.
1.1.3.1. Cơ cấu tổ chức:
1.1.3.2. Lĩnh vực sản xuất kinh doanh.
Kin doan điện năng. QLVH đến cấp 35kV.
1.1.3.3. Hiện trạng hệ thống điện Điện lực thành phố
Quảng Ngãi.
2
1.1.3.4. Tình hình nguồn điện:
- Được cấp điện bởi TBA 110kV Quảng Ngãi (E16.1) và TBA
110kV Quảng Phú (E16.5). TBA 110kV Quảng Ngãi cấp điện chủ yếu
sinh hoạt, kinh doanh và hành chính sự nghiệp và 2 KV nông thôn
thuộc xã Ng ĩa Dõng, xã Ng ĩa Dũng. TBA 110 V Quảng Phú cấp
điện chủ yếu là các hộ sinh hoạt nằm ở khu phía tây thành phố và khu
công nghiệp Quảng phú.
Lƣới điện trung áp:
- Địa bàn quản lý của Điện lực thành phố Quảng Ngãi bán kính
rộng, địa hình rất phức tạp và ó ăn, bao gồm: 08 p ường; 02 xã;
01 Khu công nghiệp Quảng Phú.
TT
Khối lƣợng quản lý
Đơn vị tính
Số lƣợng
1
Đường dây 35kV
Km
28
2
Đường dây 22 V
Km
97
3
Trạm biến áp p ụ tải
Trạm
332
4
Tổng dung lượng lắp đặt
MVA
114
5
Đường dây ạ áp
Km
228
6
Tổng số ác àng
K hàng
43888
7
Recloser
Cái
11
8
LBS
Cái
17
Bảng 1.1: K ối lượng quản lý của ĐLTP Quảng Ngãi.
Biểu đồ phụ tải đặt trưng: của các XT471;473;475;479/E16.1;
XT471/E16.5 cho chiếu sáng, sinh hoạt kinh doanh
Biểu đồ phụ tải đặt trưng: của các XT471;473;477/E16.5, cho
KCN
3
Biểu đồ phụ tải đặt trưng c o c iếu sáng, sinh hoạt kinh doanh
Biểu đồ phụ tải đặt trưng c o c iếu sáng, sinh hoạt kinh doanh
1.1.3.5. Đặc điểm phụ tải lưới điện phân phối thành phố Quảng
Ngãi.
1.1.3.5.1. Phụ tải điện có các đặc điểm chung:
1.1.3.5.2. Các đặc trưng của phụ tải điện:
1.1.3.5.3. Yêu cầu của phụ tải đối với hệ thống điện:
a) Phụ tải sinh hoạt, kinh doanh dịnh vụ, sản xuất nhỏ:
b) Phụ tải công nghiệp:
c) Phụ tải nông thôn:
d) Chất lượng điện năng:
e). Tình hình mang tải các đường dây:
4
g). Tình hình mang tải các Trạm biến áp phụ tải:
1.2. TTĐN trên lưới điện phân phối:
Các thành phần gây TTĐN:
- TTĐN trong dây dẫn:
- Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu:
- Nhiều thành phần sóng hài:
- Tổn thất trong máy biến áp:
- Tổn thất dòng rò:
- Hành lang tuyến ông đảm bảo:
- Hiện tượng quá bù:
- Vận hành với hệ số cosφ t ấp:
- Các điểm tiếp xúc:
1.2.3. TTĐN của lƣới điện phân phối thành phố Quảng
Ngãi: (Số liệu thống ê 4 năm, cụ thể n ư sau):
STT
1
2
3
4
Năm vận hành
TTĐN (%)
2014
3,76
2015
3,51
2016
3,24
2017
3,35
1.3. Kết luận:
Qua số liệu thực tế của LĐPP Điện lực thành phố Quảng Ngãi
các xuất tuyến 473&477/E16.1 cấp điện cho KCN Quảng Phú có tổn
thất dưới 2%, các của các xuất 471/E16.1; 473/E16.1; 475/E16.1;
479/E16.1; cấp điện chủ yếu sinh hoạt, kinh doanh và sản xuất nhỏ có
tổn thất dao động từ 2,3% đến 3,63%. Trong năm 2017 TTĐN toàn
trên LĐPP Điện lực TP Quảng Ngãi là 3,35% tổn thất này vẫn còn cao
so với lộ trình của Tổng Công ty Điện lực Mình Trung giao thực hiện
đến năm 2020 tổn thất ≤ 4,6%
5
Chƣơng II:
NGHIÊN CỨU CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN PHÂN
TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ
CÁC PHẦN MỀM TÍNH TOÁN.
2.1. Giới thiệu chung.
2.2. Các p ương p áp tín p ân bố công suất trong hệ thống
điện:
2.2.1. Tính toán phân bố công suất bằng p ương p áp lặp Gauss
– Seidel.
a. Thiết lập công thức giải tích.
b. Độ lệch và tiêu chuẩn hội tụ:
2.2.2. Tính toán phân bố công suất bằng phƣờng pháp lặp
Newton-Raphson.
2.2.3. Các phƣơng pháp xác định phụ tải tải tính toán.
2.2.4. Các phƣơng pháp tính toán tổn thất công suất và
TTĐN trong hệ thống cung cấp điện.
. ư ng p áp t c p n đ t ị.
b. ư ng p áp d ng điện t ng b n b n p ư ng:
c. ư ng p áp t ời gi n t n t ất:
d. ư ng p áp đường cong t n t ất:
2.3. Các phần mềm phân tích, tính toán trong hệ thống điện:
2.3.1. Phần mềm PSS/ADEPT 5.0.
Các tín năng c ín của PSS/ADEPT 5.0 n ư:
- Tín toán xác định vị trí tụ bù
- Tín toán tìm điểm mở tối ưu
2.3.1.1. Phƣơng pháp tính toán phân bổ công suất trong
phần mềm PSS/ADEPT 5.0.
2.3.1.2. Tính toán vị trí đặt bù tối ƣu CAPO.
2.3.1.3.Tính toán điểm dừng tối ƣu TOPO.
2.4. Kết luận:
Sử dụng Modul CAPO để tính lại các vị trí bù sao cho hiệu quả
kinh tế nhất, dùng modul TOPO để tối ưu lại lưới điện để cho ra tổn
thất công suất là bé nhất.
6
Do khối lượng việc cập nhật số liệu đầu vào cho toàn bộ hệ
thống điện Điện lực thành phố Quảng Ngãi rất lớn, thời gian để thực
hiện luận văn á ạn hẹp nên trong khuôn khổ luận văn này, tác giả
lựa chọn 2 xuất tuyến có tổn thất > 2,3% và có liên kết vòng là XT
473/E16.1 và XT 475/E16.1 làm điển ìn để tín toán, p ân tíc , đề
xuất tình giải pháp giảm TTĐN. Trên cơ sở kết quả đạt được sẽ tiếp
tục triển khai tính toán cho toàn hệ thống lưới điện phân phối của Điện
lực thành phố Quảng Ngãi.
7
Chƣơng III:
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ
VẬN HÀNH LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KV TP QUẢNG
NGÃI
3.1. Lƣới điện phân phối Điện lực thành phố Quảng Ngãi.
3.1.1. Phƣơng thức vận hành LĐPP Điện lực thành phố
Quảng Ngãi:
XT 473/E16.1 và XT 475/E16.1. 2 xuất tuyến này có dạng hình
tia có liên kết vòng ép tín n ưng vận hành hở. Bán kính cấp điện
cấp điện các xuất tuyến cụ thể n ư sau:
+ Xuất tuyến 473/E16.1 có bán kính cấp điện là: 4,54km. Dây
dẫn sử dụng chủ yếu là: dây nhôm bọc A/XLPE 185 mm2, A/XLPE
95 mm2, A/XLPE 70 mm2.
+ Xuất tuyến 475/E16.1 có bán kính cấp điện là: 6,59km. Dây
dẫn sử dụng chủ yếu là: dây nhôm bọc A/XLPE 185 mm2, A/XLPE
95 mm2, A/XLPE 70 mm2.
Với đặc điểm địa lý khí hậu của Tỉnh Quảng Ngãi được chia ra
ai mùa trong năm á rỏ rệt là mùa nắng và mùa mưa, do đó gây ảnh
ưởng đến phụ tải điện. Tuy nhiên, qua thống kê số liệu phụ tải, phụ
tải cực đại của mùa nắng lớn ơn mùa mưa, vì vậy để tính toán nhằm
chọn ra p ương t ức vận hành tối ưu, cũng n ư giảm TTĐN c o lưới
điện ta chỉ cần tính toán với số liệu mùa nắng.
3.1.2. Tính toán TTĐN cho XT473&475/E16.1 thuộc lƣới
điện phân phối KV thành phố Quảng Ngãi:
3.2.1.1. Số liệu đầu vào tính toán TTĐN:
- Thông số k thuật về lưới điện: Loại dây dẫn, chiều dài đường
dây, loại MBA, số lượng loại thiết bị đóng cắt, số lượng, dung lượng
cụm tụ bù…
- Thông số về phụ tải (P, Q): Thu thập số liệu công suất tiêu thụ
của các TBA phụ tải từ cao điểm quý trong năm 2017 oặc thông qua
hệ thống thu thập số liệu công tơ từ xa DSPM.
3.1.2. Xác định các chế độ tính toán:
3.1.3. Tính toán các chế độ vận hành của các xuất tuyến:
3.1.3.1 Xuất tuyến 473/E16.1: Cấp điện sinh hoạt, chiếu sáng,
in doan …
8
Giờ cao điểm : từ 9 giờ đến 21giờ 30.
Giờ bìn t ường : từ 6 giờ đến 8 giờ, 22 giờ đến 23 giờ
Giờ thấp điểm : từ 0 giờ đến 5 giờ.
TTĐN của xuất tuyến là 2,75 %
Công suất lúc cao điểm: 10,8MVA cosφ 0,95
Công suất lúc thấp điểm : 1,99MVA cosφ 0,95
Hình 3.1: Biểu đồ phụ tải đặc trưng trong 1 ngày
+ Xuất tuyến 475/E16.1:
Cấp điện sinh hoạt, chiếu sáng, in doan …
Giờ cao điểm : từ 8 giờ đến 24 giờ.
Giờ bìn t ường : từ 6 giờ đến 7 giờ.
Giờ thấp điểm : từ 0 giờ đến 5 giờ.
TTĐN của xuất tuyến là 3,64%
Công suất lúc cao điểm: 13,8MVA cosφ 0,95
9
3.2.2.1. Tính toán chế độ vận hành cực đại (MAX):
Công suất lúc cao điểm tối thời gian lúc 9 30 t áng 6 năm 2017
thời gian này là mùa nắng trong năm.
Công suất
Tên xuất tuyến
P
(kW)
Q
(kVAr)
Tổn thất công
suất
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
(kW)
(%)
Xuất tuyến 473/E16.1 10.800
4.710
236
2,17%
Xuất tuyến 475/E16.1 13.800
5.958
524
3,72%
24.600 10.668
761
3,04%
Tổng cộng
Tuyến
473/E16.1
475/E16.1
Uđm Umin ∆U%
Ghi chú
(kV)
(kV)
23,1 22,64 1,99 NODE307 TBA Tô Hiến T àn 1
23,1
22,4 3,16 NODE485 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.1. Công suất và TTCS, chênh lệc điện áp
3.2.2.2. Tính toán chế độ vận hành trung bình: (AVG).
Công suất lúc cao điểm tối thời gian lúc 9 30 t áng 3 năm 2017
thời gian này vào mùa xuân trong năm
Công suất
Tổn thất công suất
Tên xuất tuyến
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
P
Q
(kW)
(kVAr)
(kW)
(%)
Xuất tuyến 473/E16.1
6395
2789
78
1,22%
Xuất tuyến 475/E16.1
7680
3318
146,8
1,91%
1,60%
Tổng cộng
14.075 6.107
225
Giá trị điện áp nút cao n ất, t ấp n ất.
Uđm Umin
Tuyến
∆U%
Ghi chú
(kV) (kV)
10
22,85
1,08
NODE307 TBA Tô Hiến T àn 1
473/E16.1
23,1
475/E16.1
23,1 22,74 1,56 NODE485 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.2. Công suất và TTCS, c ên lệc điện áp
3.2.2.3. Tính toán chế độ vận hành cực tiểu: (MIN).
Công suất
Tổn thất công suất
Tên xuất tuyến
P
Q
(kW)
(kVAr)
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
(kW)
(%)
Xuất tuyến 473/E16.1
1990
868
7,018
0,35%
Xuất tuyến 475/E16.1
1560
674
5,5
0,35%
Tổng cộng
Tuyến
473/E16.1
0,35%
3.550
1.542
13
Giá trị điện áp nút cao n ất, t ấp n ất.
Uđm Umin
∆U%
Ghi chú
(kV) (kV)
23,1
23,04
0,26
NODE307 TBA Tô Hiến T àn 1
475/E16.1 23,1 23,07 0,13
NODE485 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.3. Công suất và TTCS, chênh lệc điện áp
3.1.4.Tính toán gần đúng TTĐN XT 473&475/E16.1 thuộc
LĐPP TP Quảng Ngãi.
a). Số liệu TTĐN XT 473&475/E16.1 t ộc LĐ
T Q ảng
Ngãi năm 2017 n ư Bảng 3.4
STT
1
2
Tên XT
473/E16.1
475/E16.1
TTĐN (%)
2,75
3,64
b). Số liệu tính toán:
Áp dụng các biểu thức sau khi áp dụng tín toán được TTĐN
n ư bảng 3.4. Tuy nhiên, thời gian cao điểm xuất hiện nhiều ơn so
với thời gian thấp điểm do đó ta tín tổn thất điện ở chế độ MAX n ư
bảng 3.5.
11
STT
Tên XT
Điện đầu
nguồn
Tổng điện
năng tổn thất
ΔA (kWh)
TTĐN tính
toán(%)
1
473/E16.1
42.750.376
1.217.294
2,85
2
475/E16.1
71.116.298
2.617.080
3,68
Tổng
3,37
113.866.674
3.834.374
Kết luận:
tín toán TTĐN trên XT 473&475/E16.1 t uộc lưới điện trung
áp TP Quảng Ngãi là: ∆A = 3.834.374 kWh. TTĐN của 2 xuất tuyến
này số liệu ĐLTP Quảng Ngãi đã cung cấp trong năm 2017 là
3.948.012 kWh. N ư vậy p ương p áp tính toán gần chính sát. Từ số
liệu tín toán trên ta tín được thời gian TTCS lớn nhất của 2
XT473&475/E16.1 trên LĐPP TPQN τ = 5.041,26 (h)
3.3.Tính toán các chế độ vận hành sự cố:
3
Hìn 5: Sơ đồ kết lưới 1 sợi XT473&475/E16.1
Xuất tuyến 475/E16.1 và xuất tuyến 473/E16.1 có 2 vị trí liên
kết vòng qua p ân đoạn tại DCPT LL Quang Trung và DCPT LL
Trương Định.
12
3.3.1. Trƣờng hợp sự cố 473/E16.1
Sự cố máy cắt xuất tuyến 473/E16.1 đóng DCPT LL Quang
Trung lúc này xuất tuyến 475/E16.1 cấp điện cho xuất tuyến
473/E16.1.
3.3.1.1. Tính toán chế độ vận hành cực đại (MAX).
Tuyến 475/E16.1 cấp cho tuyến 473/E16.1
Chế
độ vận Imax
Umin
Nút có điện áp thấp nhất
hành
( A)
(kV)
max
740
21.59
NODE 458 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.8. Phân bố dòng, áp
3.3.1.2. Tính toán chế độ vận hành trung bình (AVG).
Chế
độ Tuyến 475/E16.1 cấp cho tuyến 473/E16.1
vận hành
Imax
Umin
trung
Nút có điện áp thấp nhất
(
A)
(kV)
bình
404
22.25
NODE 458 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.9. Phân bố dòng, áp
3.3.1.3. Tính toán chế độ vận hành cực tiểu (MIN):
Tuyến 475/E16.1 cấp cho tuyến 473/E16.1
Chế
độ
vận hành Imax
Umin
Nút có điện áp thấp nhất
cực tiểu
( A)
(kV)
98.2
22.82
NODE 458 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.10. Phân bố dòng, áp
3.3.2. Trƣờng hợp sự cố 475/E16.1.
Sự cố máy cắt xuất tuyến 475/E15.1 đóng DCPT LL Quang
Trung lúc này xuất tuyến 473/E16.1 cấp điện cho xuất tuyến
475/E16.1.
3.3.2.2. Tính toán chế độ vận hành cực đại (MAX).
13
Tuyến 473/E16.1 cấp cho tuyến 475/E16.1
Chế
độ
vận hành Imax Umin
Nút có điện áp thấp nhất
max
( A)
(kV)
730
21,74 NODE 458 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.11. Phân bố dòng, áp
3.3.2.3. Tính toán chế độ vận hành trung bình (AVG).
Tuyến 473/E16.1 cấp cho tuyến 475/E16.1
Chế
độ
vận hành
Imax
Umin
trung
Nút có điện áp thấp nhất
( A)
(V)
bình
401
22,33
NODE 458 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.10. Phân bố dòng, áp
3.3.2.4. Tính toán chế độ vận hành cực tiểu (MIN).
Chế độ
vận cực Imax
tiểu
( A)
98
Tuyến 473/E16.1 cấp cho tuyến 475/E16.1
Umin
(V)
22,84
Nút có điện áp thấp nhất
NODE 458 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 3.10. Phân bố dòng, áp
3.4. Kết luận.
3.4.1. Về tổn thất công suất:
Qua tính toán phân tích ở 3 chế độ, điện áp nguồn và điện áp
các nút của 2 xuất tuyến này đảm bảo điều kiện vận hành, Ở chế độ
MAX TTCS > 2% vẫn còn cao
3.4.2. Về TTĐN:
Qua số liệu so sách TTĐN của 2 xuất tuyến XT 473&475/E16.1
giữ số liệu tính toán và số liệu Điện lực thành phố cung cấp gần tương
đương n au. Do đó tác giả sử dụng số liệu TTĐN tín toán làm cơ sở
tính toán và tìm giải pháp giảm TTĐN.
3.4.3. Về giả thuyết sự cố đầu nguồn của 2 XT 473&475/E16.1:
14
Qua tính toán phân tích giả thuyết sự cố đầu nguồn ở 3 chế độ, ở
chế độ MAX; AVG; MIN.
- Ở chế độ MAX: Do công suất đầu nguồn lớn, bán kính cấp
điện lớn, mức mang tải > 90% dòng điện định mức của dây dẫn. Điện
áp cuối nguồn Umin ở chế độ cực đại Vận àn có độ lệc điện áp > 5%
so với điện áp đầu nguồn.
- Ở chế độ AVG; MIN: điện áp và dòng điện vẫn nằm trong giới
hạn cho phép. Tuy nhiên. ở chế độ MIN các TBA t ường vận hành
non tải, chủ yếu là các trạm biến áp khách hàng là các doanh nghiệp sử
dụng máy có công suất định mức lớn trong i đó n u cầu sử dụng
nhỏ.
- Do đặc thù là KV TP nên các u dân cư ngày càng mở rộng
và phát triển mạnh mẽ, dẫn đến các xuất tuyến công suất ngày càng
tăng. Việc lưới điện KV thành phố vận hành với p ương t ức kết dây
cơ bản n ư vậy để đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng, các xuất
tuyến cũng đã được lắp đặt tụ bù trung áp. Tuy nhiên, hiện nay các
phụ tải t ay đổi và ngày càng tăng, dẫn đến các vị trí tụ bù hiện tại đã
không còn hiệu quả về kinh tế nữa, các vị trí liên lạc không còn tối ưu
nữa. Do đó để giảm tổn thất công suất, giảm TTĐN lưới trung áp ta
phải tìm ra p ương t ức vận hành tốt ơn mà cụ thể ở đây là t ay đổi
vị trí lắp đặt tụ bù sao cho phát huy hiệu quả kinh tế nhất, đồng thời
tìm điểm mở tối ưu giữa các xuất tuyến có vị trí liên lạc với n au để
tổn thất là nhỏ nhất.
15
CHƢƠNG IV:
TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP GIẢM TTĐN CHO
LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC THÀNH PHỐ QUẢNG
NGÃI
4.1. Mở đầu:
Lưới điện p ân p ối dùng để c uyển tải điện năng cung cấp
điện trực tiếp đến ác àng sử dụng điện. Luận văn tập trung tín
toán, lựa c ọn p ương t ức vận àn sao cho tổn t ất công suất (∆P) là
bé n ất. Kết quả sẽ giảm được TTĐN trong quá trìn vận àn lưới
điện.
4.2. Tính toán đề xuất giải pháp bù công suất phản kháng.
- Xuất tuyến 473/E16.1 có 02 cụm bù với tổng dung lượng là
600 VAr. Xuất tuyến 475/E16.1 có 02 cụm bù với tổng dung lượng là
600kVAr.
ST
T
1
2
3
Hìn 6: Sơ đồ vị trí lắp đặt bù trước i tín toán XT 473/E16.1
và XT 475/E16.1
4.2.1. Tính toán cho xuất tuyến 473/E16.1
4.2.1.1. Sơ đồ tín toán:
4.2.1.2. Kết quả tín toán.
Vị trí tụ
Dung
Vị trí tụ bù thay đổi
bù giữ
lƣợng
Ghi chú
nguyên (KVAr)
Vị trí NODE295 Nguyễn Tự Tân 3
0
300
Vị trí NODE302 Trương Địn 1
0
300
Vị trí NODE310 Ngô S Liên 2
0
300
16
XT 473/E16.1 khi S = 9000kVA; P = 8277,58 kW
1
Vị trí NODE307 Tô Hiến T àn 2
300
Vị
trí
NODE3
2
0
02
300
Trương
Địn 1
Vị trí NODE293 NR Huỳn Công
3
0
300
T iệu
XT 473/E16.1 khi S = 5000kVA; P = 4598,66kW
1
Vị trí NODE305 Tô Hiến T àn 1
0
300
2
Vị trí NODE258 Hùng Vương 4
0
300
XT 473/E16.1 khi S = 4000kVA; P = 3678,92kW
1
Vị trí NODE302 Trương Địn 1
0
300
XT 473/E16.1 khi S = 3000kVA; P = 2769,19kW (Không thực hiện bù)
Bảng 4.1. Tổng ợp các vị trí tụ bù t ay đổi
4.2.2. Tính toán cho xuất tuyến 475/E16.1.
4.2.2.1. Sơ đồ tín toán.
4.2.2.2. Kết quả tín toán.
Dung
Vị trí tụ bù
lƣợng
TT Vị trí tụ bù thay đổi
giữ nguyên
(KVAr)
1
Vị trí NODE474 Trần Cao Vân 1
0
300
2
Vị trí NODE471 Hai Bà Trưng 6
0
300
3
Vị trí NODE443 Hai Bà Trưng 3
0
300
XT 475/E16.1 khi S = 9000kVA; P = 8262,75kW
Vị trí
NODE474
1
0
300
Trần Cao
Vân 1
Vị trí NODE466 KDC Tây Trương
2
300
Địn
3
Vị trí NODE443 P an Bội C âu 1
300
XT 475/E16.1 khi S = 4000kVA; P = 3672,33kW
17
1
Vị trí NODE223 Tôn Diêm 1
0
2
Vị trí NODE467 Tố Hữu 1
0
XT 475/E16.1 khi S = 3000kVA; P = 2754,25kW
1
Vị trí NODE461 Hai Bà Trưng 4
0
300
300
300
XT 475/E16.1 khi S = 2000kVA; P = 1836,17kW (Không thực
hiện bù)
Bảng 4.2. Tổng ợp các vị trí tụ bù t ay đổi
4.3. Tính toán phân tích các chế độ vận hành của xuất tuyến
473/E16.1 và 475/E16.1 sau khi thực hiện tối ƣu hóa vị trí bù.
Hình 7: Sơ đồ vị trí lắp đặt bù sau i tín CAPO c o XT
473/E16.1 và XT 475/E16.1
4.3.1. Tín toán c ế độ vận àn cực đại: MAX.
Công suất
Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 473/E16.1
Tổn thất công suất
P
Q
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
(kW)
(kVAr)
(kW)
(%)
10800
3852,31 197,19
1,83%
18
Xuất tuyến 475/E16.1
13800
5928,21 498,654
Tổng cộng
24.600
9.781
Giá trị điện áp nút cao n ất, t ấp n ất.
Uđm Umin
Tuyến
473/E16.1
(kV)
(kV)
23,1
22,59
3,61%
2,83%
696
∆U%
Ghi chú
2,21
NODE307TBA Tô Hiến T àn 1
23,1
22,4 3,03
NODE485 TBA Hai Bà Trưng 6
Bảng 4.1. Công suất và TTCS, c ên lệc điện áp
4.3.2. Tín toán c ế độ vận àn trung bình AVG:
Công suất
Tổn thất công suất
475/E16.1
Tên xuất tuyến
P
Q
(kW)
(kVAr)
Xuất tuyến 473/E16.1
6359
Xuất tuyến 475/E16.1
7680
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
(kW)
(%)
2789
76,323
1,20%
3315,78
144,374
1,88%
1,57%
Tổng cộng
14.039
6.105
221
Giá trị điện áp nút cao n ất, t ấp n ất.
Tuyến
Uđm Umin ∆U
Ghi chú
(kV)
(kV)
%
NODE307 TBA Tô Hiến T àn
473/E16.1 23,1
22,8
1,30
1
NODE485 TBA Hai Bà Trưng
475/E16.1 23,1 22,77 1,43
6
Bảng 4.2. Công suất và TTCS, c ên lệc điện áp
4.3.3. Tính toán chế độ vận hành cực tiểu MIN:
Công suất
Tổn thất công suất
Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 473/E16.1
P
Q
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
(kW)
(kVAr)
(kW)
(%)
1999
849,35
7,46
0,37%
19
Xuất tuyến 475/E16.1
1560
673,54
Tổng cộng
3.559
1.523
Giá trị điện áp nút cao n ất, t ấp n ất.
Uđm
(kV)
5,916
0,38%
13
0,38%
Umin
(kV)
∆U%
473/E16.1 23,1
22,99
0,48
NODE307 TBA Tô Hiến T àn 1
475/E16.1
23,1
0
NODE485 TBA Hai Bà Trưng 6
Tuyến
23,1
Ghi chú
Bảng 4.3. Công suất và TTCS, c ên lệc điện áp
Công suất
Tổn thất công suất
P
Q
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
Tên xuất tuyến
(kW)
(kVAr)
(kW)
(%)
Xuất tuyến 473/E16.1
10800
Xuất tuyến 475/E16.1
13800
Tổng cộng
T
T
Tên XT
1
473/E16.1
2
475/E16.1
3
3852,31 197,19
5928,21 498,654
1,83%
3,61%
2,83%
24.600
9.781
696
Bảng 4.4. Công suất và TTCS sau i tối ưu bù
ΔA
ΔA
ΔA
ΔA sau trƣớc sau
Điện đầu trƣớc khi
khi bù
khi
khi
bù
nguồn
bù
bù
(kWh)
(kWh)
(%)
(%)
42.750.376
1.217.294
1.029.339
2,85
2,41
Chên
h lệch
(+/-)
(%)
-0,44
3,51
-0,17
71.116.298 2.617.080 2.493.055 3,68
Tổng
113.866.674 3.834.374 3.522.394 3,37
3,09
-0,27
Bảng 4.5. TTĐN sau i tối ưu bù
N ư vậy, sau i lắp bù 2 XT 473&475/E16.1 t uộc lưới điện
p ân p ối TP Quảng Ngãi, tổn t ất công suất, TTĐN đã giảm: δP =
761 - 696 = 65kW. δA = 3,37 – 3,09 = 0,27%.
4.3.5. Nhận xét, đánh giá.
Từ ết quả tín toán sau i lắp đặt tối ưu bù tổn t ất công suất
20
và TTĐN giảm so với trước i tối ư bù đã giảm 65kW; 0,27%.
4.4. Tính toán đề xuất giải pháp tìm điểm mở tối ƣu TOPO.
Hìn 8: Sơ đồ liên ết vòng của 2 XT 473&475/E16.1
4.4.1. Tính toán chọn liên lạc nối vòng Xuất tuyến 473/E16.1
và 475/E16.1:
T
Tên
T
Mạch
vòng
473/E16.
1&
1
475/E16.
1 (c ế độ
Max)
Phƣơng thức hiện trạng
Kết quả TOPO
PSS/ADEPT
PĐ Lê T án Tôn đóng
PĐ Lê T án Tôn đóng
LTD PĐ Quang Trung đóng
LTD PĐ Quang Trung đóng
PĐ Hùng Vương 1 đóng
PĐ Hùng Vương 1 đóng
NR Huỳn Công T iệu đóng
NR Huỳn Công T iệu đóng
PĐ Bà Triệu đóng
PĐ Bà Triệu đóng
LBS PĐ ai Bà Trưng đóng
LBS PĐ ai Bà Trưng cắt
21
LBS LL Trương Địn đóng
LBS LL Trương Địn cắt
LBS LL Quang Trung cắt
LBS LL Quang Trung cắt
Bảng 4.6: Kết quả tín toán sau i c ạy TOPO
Công suất
Tổn thất công suất
P
Q
ΔP
Tỷ lệ ΔP/P
(kW)
(kVAr)
(kW)
(%)
Xuất tuyến 473/E16.1
13.276
4.903
378,242
2,85%
Xuất tuyến 475/E16.1
11.324
5.958
374,028
3,30%
Tên xuất tuyến
S
T
T
3,06%
Tổng cộng
24.600
10.861
752
Bảng 4.7: Tổn t ất công suất sau i c ạy modul TOPO.
ΔA
ΔA
ΔA
ΔA sau
Chênh
trƣớ
sau
trƣớc khi
khi tối
lệch
Điện đầu
c khi
khi
Tên XT
tối
ƣu
ƣu
(+/-)
nguồn
bù
bù
(kWh)
(kWh)
(%)
(%)
(%)
1
473/E16.1
2
475/E16.1
3
4,45
1,60
2,66
71.116.298
2.617.080 1.892.607 3,68
Tổng
113.866.674 3.834.374 3.794.254 3,37
3,33
Bảng 4.8: TTĐN sau i c ạy modul TOPO.
4.4.2. Nhận xét, đánh giá.
-1,02
42.750.376
1.217.294
1.901.648
2,85
Từ ết quả tín toán sau tìm lại điểm mở tối ưu, tổn t ất công
suất giảm, TTĐN so với trước
i tối ưu đã giảm 9kW; 0,04%.
4.4.3. Hiệu quả giảm tổn thất sau khi thực hiện giải pháp
lắp bù kinh tế và tìm điểm mở tối ƣu cho XT473&475/E16.1.
T ời gian tổn t ất công suất lớn n ất của lưới điện TP Quảng
Ngãi được tín toán ở c ương 3: τ =5.041,26 ( )
δA= (δPbù + δPtu )* τ = 74*5.041,26 = 373.053,88kWh
-0,04
22
Nếu giá bán điện bìn quân Điện lực t àn p ố Quảng Ngãi gP
= 1792,28 đồng/ W , t ì giá trị làm lợi của sau
i t ực iện 2 giải
pháp là. δA* gP = 373.053,88 * 1792,28 = 668.616.999,96 đồng.
Tỉ lệ tổn t ất trước
i t ực iện 2 giải p áp lắp bù in tế và
tìm điểm mở tối ưu là 3,37% sau
i t ực iện giảm còn 3,21%.
4.4.4. Tính toán dao cách ly phân đoạn khi sự cố MC
473/E16.1.
4.4.4.1. Tín toán c ế độ vận àn cực đại: MAX: Bảng 4.9.
4.4.4.2. Tín toán c ế độ vận àn trung bìn : AVG: Bảng 4.10.
4.4.4.3. Tín toán c ế độ vận àn cực tiểu: MIN: Bảng 4.10.
4.4.4.4. Nhận xét đánh giá.
N ư vậy
i MC 473 bị sự cố ở c ế độ MAX, VAG, MIN để
đảm bảo cấp điện lại c o XT 473 t ì cắt DCPT PĐ Hai Bà Trưng.
Đồng t ời DCPT LL Trương Địn đóng.
4.4.5. Tính toán dao cách ly phân đoạn khi sự cố MC475/E16.1:
4.4.5.1. Tín toán c ế độ vận àn cực đại: MAX: Bảng 4.11.
4.4.5.2. Tín toán c ế độ vận àn trung bìn : AVG: Bảng 4.12.
4.4.5.3. Tín toán c ế độ vận àn cực tiểu: MIN: Bảng 4.12.
4.4.5.4. Nhận xét đánh giá.
N ư vậy
i MC 475 bị sự cố ở c ế độ MAX, VAG, MIN để
đảm bảo cấp điện lại c o XT 475 t ì cắt DCPT PĐ Hai Bà Trưng.
Đồng t ời DCPT LL Trương Địn đóng.
4.5. Đề xuất hoàn thiện một số phƣơng thức kết dây hiện tại
và các giải pháp nhằm giảm TTĐN:
23
- T ực iện tốt việc quản lý àn lang tuyến.T ường xuyên
iểm tra tiếp xúc xấu trên lưới. T ường xuyên iểm tra và có ế oạc
oán đổi máy biến áp vận àn non tải, quá tải. Có ế oạc đăng ý
t ay t ế nâng cấp các tuyến đường dây đầu nguồn, tiết điện dây n ỏ. Thay
t ế các t iết bị cũ, lạc ậu. T ay t ế các sứ các điện, c ống sét van
vận àn lâu năm. Kiểm tra các ệ t ống nối đất trực tiếp. Theo dõi bù
trên lưới. Kiểm tra và cân p a. Kiểm tra để trác vận àn với ệ số
cosφ t ấp.
Xuất tuyến 473/E16.1:
Lắp đặt t êm t iết bị đóng cắt từ xa tại các DCPT LL Trương
Địn . T ay t ế LTD PĐ Quang Trung bằng DCPT. Tăng cường mạc
vòng tại vị trí cột 87 trục c ín 473/E16.1 và n án rẽ P an Bội C âu
1 XT 475/E16.1, Nâng công suất 18 MBA vận àn trên 15 năm
Xuất tuyến 475/E16.1:
T ay t ế FCO bằng LBFCO: N án rẽ C iếu sáng Nam trà
khúc.T ay t ế FCO bằng LBFCO: N án rẽ TBA Ng ĩa Dõng 6. Bổ
sung LBFCO tại các vị trí: NR An Phú Sinh 3, NR LL Lê Trung Đìn .
Bổ sung t iết bị đóng cắt có tải tại cột 47 trên trục c ín .
4.6. Kết luận
Sau
i sử dụng modul CAPO để tín toán lại bù iệu quả in
tế và iểm tra lại các vị trí bù này ở 3 c ế độ MAX; AVG; MIN. Ta
t ấy tất cả các vị trí iện tải
ông còn iệu quả và đều dịc c uyển về
vị trí cuối nguồn. Vì 2 XT473&475/E16.1 có công suất p ụ tải lớn;
bán ín cấp điện dài, cấp điện c ủ yếu là sin
oạt, in doan , sản
xuất vừa và n ỏ..., p ụ tải tập trung tuyến đường dây nằm trong trung
tâm t àn p ố. Do đó vào cao điểm điện áp cuối nguồn t ấp nên vị trí
