Luận văn Bù công suất phản kháng bằng phần mềm pss/adept (các tuyến dây phân phối thuộc trạm cần thơ)

ống Q2 (vì được cung cấp một lượng Qbù cho phụ tải). Tất nhiên dòng công suất phản kháng chạy trên đường dây sẽ giảm và giảm được tổn thất công suất trên các phần tử của mạng điện từ chổ đặt thiết bị bù cho tới nguồn (bao gồm đường dây phân phối, trạm giảm áp, đường dây truyền tải). 4.2.3 Xác định vị trí đặt bù tối ưu Trường hợp đặt 1 vị trí: Phương trình độ giảm tổn thất khi đặt một tụ bù trên phát tuyến ∆P = 3.c.a.x1.[(2 - x1 ) + l.x1 - c] (4 . 3 ) Đạo hàm ∆P theo x1và cho bằng không: ¶∆P = 3.c.a.[(2 - x + x .l - c) + (l - 1)] = 0 ¶x1 ⇒ x1 = 2 - c 2(1 - l) 1 1 (4 . 4 ) Để đơn giản trong việc tính toán, ta áp dụng công thức tỷ số bù tối ưu ở trường hợp tổng quát: 2 c= 2n + 1  49 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG IV: CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Khi đặt một tụ bù trên phát tuyến, thì tỷ số bù tối ưu sẽ là: c=2/3 Đối với phụ tải phân bố đều, dòng phản kháng ở cuối đường dây bằng không: l = 0,a = 1 Vậy vị trí đặt bù tối ưu sẽ là: x1 = 2 chiều dài phát tuyến. 3 Trường hợp đặt hai vị trí Phương trình độ giảm tổn thất khi đặt một tụ bù trên phát tuyến ∆P = 3.c.a.{[x1 (2 - x1 ) + lx1 - 3c] + x2[(2 - x2 ) + x2.l - c]} (4 . 5 ) Đạo hàm ∆P theo x1, x2 và cho bằng không: ¶∆P = 3.c.a[(2 - x + l.x - 3c) + x (l -1)] = 0  ¶x1 1 1 1 x = 2 - 3c  1 2(1 - l) ¶∆P  = 3.c.a[(2 - x2 ) + l.x2 - c + x2 (l - 1)] = 0 ⇒   x2 = 2 - c (4 . 6 )  ¶x2  2(1 - l) Khi đặt một tụ bù trên phát tuyến, thì tỷ số bù tối ưu sẽ là: c=2/5 Đối với phụ tải phân bố đều, dòng phản kháng cuối đường dây bằng không: l = 0,a = 1. Vậy vị trí bù tối ưu là: x1 = 2 và x2 = 4 chiều dài phát tuyến. 5 5 4.3 Các phương pháp bù công suất phản kháng lưới điện phân phối 4.3.1 Bù bằng tụ điện tĩnh Tụ điện tĩnh vận hành tương đối đơn giản, ít sinh sự cố. Nếu trong lúc vận hành một tụ điện nào đó bị hư hỏng thì toàn bộ số tụ điện còn lại vẫn tham gia vận hành như bình thường. Tụ điện có điện áp dưới 1000V được sản xuất loại một pha và ba pha công suất từ 4,5 kVAr đến 50kVAr. Tụ điện có điện áp trên 1000V được sản xuất một pha công suất từ 13 đến 75kVAr. Tụ điện áp thấp có ưu điểm lớn là nó được đặt sâu trong các mạng điện hạ áp xí nghiệp, gần ngay các động cơ nên làm giảm được tổn thất công suất và tổn thất điện áp rất nhiều. Nhưng nhược điểm của tụ điện hạ áp là giá tiền 1 kVAr đắt hơn tụ cao áp. 4.3.2 Bù ngang Đối với lưới điện phân phối, để bù công suất phản kháng người ta thường dùng tụ điện tĩnh mắc song song với đường dây. Đây chính là phương pháp bù ngang, làm thay đổi đặc tính của một tải cảm vì nó phát ra dòng điện sớm pha chống lại thành phần chậm pha của dòng tải phản kháng tại điểm đặt tụ bù. Khi thực hiện bù ngang trên đường dây thì độ lớn của dòng điện nguồn có thể giảm đi, hệ số công suất được cải thiện và do đó sụt áp giữa nơi phát và nơi nhận cũng giảm theo. 50 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG IV: CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Vì vậy đối với lưới điện phân phối người ta sử dụng phương thức bù ngang bằng tụ điện tĩnh để bù công suất phản kháng trực tiếp cho phụ tải. 4.3.3 Bù cố định và bù điều chỉnh theo chế độ làm việc Bù cố định là bù chung cho mọi chế độ, nghĩa là các thiết bị bù đấu cứng vào lưới phân phối và được tính toán sao cho thỏa mãn mọi chế độ vận hành, trong vận hành các thiết bị bù này không điều chỉnh được. Bù điều chỉnh là đặt bù cho từng chế độ vận hành, nghĩa là các thiết bị bù có thể thay đổi khả năng làm việc theo yêu cầu của từng chế độ, trong vận hành các thiết bị này có thể điều chỉnh công suất được. Bù cố định có suất đầu tư rất thấp, ít sự cố, nhưng chỉ tính toán công suất bù ở chế độ cực tiểu để tránh hiện tượng quá bù. Vì vậy không đáp ứng được công suất phản kháng ở các chế độ khác. Bù điều chỉnh thì đáp ứng được nhu cầu công suất phản kháng ở mọi chế độ nhưng có suất đầu tư rất cao và dễ xảy ra sự cố. 4.4 Bù tự nhiên lưới điện phân phối Cấu trúc lưới điện phân phối và phương thức vận hành hệ thống không hợp lý, phụ tải các pha bất đối xứng sẽ làm tăng tổn thất và tiêu thụ công suất phản kháng lớn hơn thực tế. Chính vì vậy cần nghiên cứu bù tự nhiên trước khi bù nhân tạo để khắc phục các thiếu sót trong quản lý, vận hành, phân phối¼nhằm hạn chế tiêu thụ công suất phản kháng quá mức, biện pháp này không đòi hỏi vốn đầu tư mà phụ thuộc tính toán và quản lý vận hành lưới điện phân phối. Tuỳ theo tình hình cụ thể mà ta lựa chọn và phối hợp các biện pháp sau đây: 4.4.1 Điều chỉnh điện áp Điều chỉnh điện áp ta có thể thực hiện các biện pháp sau: - Điều chỉnh điện áp máy phát điện bằng cách điều chỉnh dòng điện kích từ - Điều chỉnh điện áp đầu ra của máy biến áp tăng áp và của máy biến áp giảm áp bằng các đặt đầu phân áp cố định hoặc điều áp dưới tải. - Điều chỉnh điện áp trên đường dây tải điện bằng máy biến áp điều chỉnh và máy biến áp bổ trợ. - Đặt các thiết bị bù ngang có thể điều chỉnh để thay đổi tổn thất điện áp trên đường dây, có thể dùng bộ tụ điện, máy bù đồng bộ hoặc động cơ điện đồng bộ có điều chỉnh kích từ. - Đặt thiết bị bù dọc trên đường dây để thay đổi điện kháng đường dây nhằm thay đổi tổn thất điện áp. - Đối với mạng điện phân phối trực tiếp cung cấp điện năng cho các hộ tiêu thụ, nên quá trình điều chỉnh điện áp được chia theo thời gian thành ba giai đoạn là điều chỉnh sơ cấp, điều chỉnh thứ cấp và điều chỉnh cấp ba. + Điều chỉnh sơ cấp là quá trình đáp ứng nhanh và tức thời các biến đổi nhanh và ngẫu nhiên điện áp của thiết bị điều chỉnh điện áp máy phát điện và các máy bù tĩnh. 51 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG IV: CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Điều chỉnh sơ cấp thực hiện tự động trong thời gian và chục phần trăm giây. Điều chỉnh sơ cấp nhằm mục đích giữ điện áp lưới điện ở mức an toàn, tránh nguy cơ sụt áp trong chế độ vận hành bình thường và nhất là khi có sự cố. + Điều chỉnh thứ cấp để đối phó với các biến đổi chậm của điện áp. Điều chỉnh thứ cấp hiệu chỉnh lại các giá trị điện áp chỉnh định của các thiết bị điều chỉnh sơ cấp trong miền nó phụ trách và điều chỉnh các tụ bù, các kháng điện và các máy biến áp điều áp dưới tải trong từng miền. Quá trình này kết thúc trong vòng 3 phút. Mức điện áp trong mổi miền được điều chỉnh bằng một hệ thống điều chỉnh thứ cấp riêng. Hệ thống này tác động nhanh và có phối hợp với các nguồn công suất phản kháng trong miền. + Điều chỉnh cấp 3 để điều hoà mức điện áp giữa các miền điều chỉnh thứ cấp, với mục đích tối ưu hoá mức điện áp của hệ thống điện theo tiêu chuẩn kinh tế và an toàn. Quá trình này có thể thực hiện bằng tay hay tự động. Thực hiện nhiệm vụ này do hệ thống điều độ trung tâm đảm nhiệm. Điều chỉnh điện áp miền có thể là điều chỉnh tập chung tại các trung tâm cấp điện và củng có thể điều chỉnh cục bộ trực tiếp tại các hộ tiêu thụ. 4.4.2 Lựa chọn các phương án vận hành tối ưu Lựa chọn cấu trúc sơ đồ cung cấp điện hợp lý, đưa các trạm biến áp phân phối vào sâu phụ tải để giảm bán kính cung cấp điện của lưới điện hạ áp. Biện pháp này chủ yếu sử dụng trong giai đoạn quy hoạch, thiết kế và có ảnh hưởng lớn đến toàn bộ hệ thống cung cấp điện. Khi các trạm biến áp quá tải cần cấy thêm trạm sẽ kinh tế hơn là nâng công suất các trạm biến áp. Cân bằng phụ tải: Đa số hệ thống điện phân phối là 3 pha, được thiết kế để vận hành ở chế độ cân bằng. Khi phụ tải các pha không cân bằng làm tăng các thành phần thứ tự nghịch và thứ tự không của dòng điện. Các thành phần này gây tác động xấu như: làm tăng các loại tổn thất trong động cơ và máy phát, gây dao động mômen quay ở các máy điện xoay chiều, gia tăng độ gợn sóng trong các bộ chỉnh lưu, làm cho các thiết bị điện hoạt động không đúng chức năng, làm tăng bão hòa từ cho các máy biến áp và dòng trung tính vượt quá mức cho phép. Một số thiết bị (bao gồm nhiều loại thiết bị bù) làm việc phụ thuộc vào việc vận hành cân bằng để hạn chế các sóng hài. Tất cả các vấn đề trên sẽ gây nên sự tiêu thụ công suất phản kháng không hợp lý ở các phụ tải. Vì vậy cần phải thường xuyên cân bằng phụ tải trên các pha để khắc phục các vấn đề trên nhằm giảm bớt sự tiêu thụ công suất phản kháng. Hoán chuyển các máy biến áp non tải với máy biến áp quá tải để đảm bảo các máy biến áp vận hành không bị non tải, không tải hay quá tải, giúp cho sự tiêu thụ công suất phản kháng của máy biến áp hợp lý hơn, bởi vì thành phần công suất phản kháng tiêu thụ để tản từ trong máy biến áp phụ thuộc vào tải. 52 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG IV: CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG 4.5 Bù kinh tế lưới điện phân phối Trong lưới điện phân phối, sự lưu thông của dòng công suất phản kháng gây ra tổn thất công suất và tổn thất điện năng, một trong những biện pháp giảm tổn thất này là phân bố lại dòng công suất phản kháng bằng cách bù công suất phản kháng, bù cho mục đích này gọi là bù kinh tế. Bù kinh tế chỉ được thực hiện khi nó thực sự mang lại lợi ích, nghĩa là lợi ích kinh tế mà nó mang lại phải lớn hơn chi phí lắp đặt và vận hành của trạm bù. 4.5.1 Cơ sở phương pháp bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ Trong đầu tư và vận hành lưới điện phân phối đều có những khoản chi phí và những khoản thu nhập xảy ra ở những thời điểm khác nhau trong một khoản thời gian dài, các khoản chi, thu đó được gọi là dòng tiền tệ. Gọi N là số thời gian trong kỳ phân tích, r% là chiết khấu tính toán, i% là chỉ số lạm phát, P là tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là hiện tại, F là tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là tương lai. Ta có công thức quan hệ giữa F và P: F = P.å 1 + r  ⇒ N n P = F.å  1 + i  N n     (4.7) n=1  1 + i  N n=1  1 + r  T h àn h p h ần N e = å   1 + i n là để quy đổi giá trị tương lai F về giá trị hiện tại P.  n=1  1 + r  Trong ngành điện, tổn thất công suất, tổn thất điện năng tiết kiệm được cũng như quá trình bảo trì vật tư thiết bị điện diễn ra trong thời gian dài, vì vậy ta có thể sử dụng đại lượng thời gian tương đương Ne quy đổi các lợi ích hoặc chi phí đó về giá trị hiện tại để so sánh, đánh giá các phương án. 4.5.2 Phương pháp tính toán bù tối ưu Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần phải xây dựng hàm mục tiêu Z, 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 Z phải đạt giá trị cực đại. Đối với lưới điện phân phối, hàm Z có thành phần lợi ích Z1 do giảm tổn thất điện năng so với trước khi bù, thành phần chi phí Z2 do lắp đặt,vận hành thiết bị bù và thành phần chi phí Z3 do tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù Z = Z1 - Z 2 - Z 3 (4.8) 53 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG IV: CƠ SỞ LÝ THUYẾT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG - Thành phần: Z1 = T.Ne .(g p .∆P + gq .∆Q) = T.Ne .g p .å Ri2 . 2.Qi .Qbj - Qb2j + gq .å X i2 . 2.Qi .Qbj - Q2j    iÎD Ui ( ) iÎD U i ( b )  (4 . 9 ) Trong đó: T là thời gian làm việc của tụ bù [giờ/năm]. g p , gq là giá điện năng tác dụng và phản kháng bình quân tại khu vực tính bù [đ/kWh]. Qi ,U i là phụ tải phản kháng và điện áp cuối nhánh i [kVAr], [kV]. Ri , X i là điện trở và điện kháng của nhánh i [ W ]. Qbj là công suất phản kháng bù tại nút j, [kVAr]. D là đường đi của dòng điện từ nguồn đến nút j. - Thành phần: Z2 = (q0 + Ne.Cbt ).Qbj (4 . 1 0 ) Trong đó: q0 là suất đầu tư cụm tụ bù [đ/kVAr]. Cbt là suất chi phí bảo trì hàng năm của cụm tụ bù tại nút j [đ/kVAr.năm], chi phí này mổi tháng bằng 3% nguyên giá tài sản cố định của trạm bù tại nút j. vậy :Cbt = 3%.q0 ⇒ Z2 = (q0 + Ne.3%.q0 ).Qbj = (1 + 0,03.Ne ).q0.Qbj (4 . 1 1 ) - Thành phần Z3 = T.∆Pb.g p .Ne.Qbj (4 . 1 2 ) Trong đó: ∆Pb là suất tổn thất công suất tác dụng trong thiết bị bù [kW/KVAr]. Nếu bù bằng tụ thì ∆Pb = 0,003 - 0,005 ( theo bài giảng Cung cấp Điện) Vậy: Z = Z1 - Z2 - Z3 = -T.Ne . g p .å Ri2 + gq .å X i2 .Qb2j        U U  iÎD i iÎD i   + 2.T.Ne. g p .å Ri .Qi + gq .å X i .Qi  2   - (1+ 0,03.Ne ).q0 - T.∆Pb.g p .Ne .Qbj    (4.13)   iÎD Ui2 iÎD U i   Xét trong khoảng thời gian tính toán N năm với hệ số chiết khấu r% và lạm phát i% mà NPV > 0 tức là Z = Z1 - Z2 - Z3 > 0 thì phương án khả thi về mặt tài chính. 54 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ CHƯƠNG V KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ 5.1 Khái quát đường dây phân phối tại Thành phố Cần Thơ Thành phố Cần Thơ nằm ở trung tâm Đồng Bằng Sông Cửu Long, là Thành phố đầu mối giao thông, giao thương của các tỉnh trong vùng với hệ thống đường bộ, đường sông, đường biển và đường hàng không thuận lợi, nối liền cả nước. Trạm 110/15-22kV Cần Thơ gồm trạm trung gian 25MVA và trạm 40 MVA phân bố phần lớn trong Thành phố Cần Thơ gồm các xuất tuyến 471, 472, 473, 474, 475, 476, 477, 483 là các tuyến chính và 2 tuyến dự phòng là 481 và 485. Tổng chiều dài các xuất tuyến là 204,674 km. Phụ tải có cả phụ tải một pha và phụ tải ba pha. Tuyến 471 thuộc trạm 40 MVA sẽ được tính toán làm đại diện sau đây, tổng chiều dài tuyến 471 là 7,301km. Các trạm biến áp trên tuyến 471 bao gồm: - 12 trạm 1 pha công suất 630 KVA - 2 trạm 1 pha công suất 560 KVA - 5 trạm 1 pha công suất 400 KVA - 1 trạm 1 pha công suất 320 KVA - 1 trạm 1 pha công suất 250 KVA - 1 trạm 3 pha công suất 37,5 KVA 55 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ 5.1.1 Sơ đồ thay thế đơn tuyến đường dây 471CT Hình 5.1:7 ơ đồ t2h6ay thế đơn tuyến 477CT 2S 25 23 24 Nguồn  N  1  14  2  15  3  16  18  4  17  5  6 22 21  7  8  19  9  20 10  11  12  13 Hình 5.1 Sơ đồ thay thế tuyến 471CT 56 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ 5.1.2 Sơ đồ đơn tuyến chi tiết đường dây 471CT (Bản vẽ được kèm theo tài liệu này) 5.1.3 Thông số hệ thống Cấp điện áp 3 pha: 22 kV Cấp điện áp 1 pha: 12,7 kV Hệ số công suất: cosϕ = 0.84 Tần số: 50 Hz 5.1.4 Thông số dây dẫn và thông số phụ tải trên tuyến 477CT Thông số dây dẫn Dây AC-240 sử dụng cho tuyến chính và dây AC-120 làm dây trung tính. Dây AC-185 sử dụng cho tuyến nhánh Bảng 5.1 Thông số dây dẫn tuyến 471CT Tiết diện Tiết diện Đường kính Số sợi Điện trở ở Trọng định tính toán dây dẫn nhôm/thép 20 0 C lượng mức (mm ) 2 (mm ) ( W / km ) (Kg/km) (mm ) 2 120 141, 4 15, 5 26/7 0,237 494 185 213, 6 19 26/7 0,157 746 240 282, 5 21, 9 26/7 0,119 987 Bảng thông số phụ tải tại các nút trên tuyến 471CT Bảng 5.2 Thông số phụ tải tuyến 471CT Tên nút 12345 6 789 10 11 12 13 P (kW) 400.41 328.328 241. 1 127.13 262.767 222.744 232.766 212.001 355.271 482.806 155.911 206.124 153.805 Q (kVAr) 247.723 364.164 132.33 98. 36 168.83 96.223 159.83 193. 6 266.778 304.842 76.8 121.839 46.142 57 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ 14 15 16 17 19 20 21 22 23 24 26 27 Tổng  459.15 182.124 106.887 415.664 159.129 213.376 207.16 241.003 186.72 248.213 75.138 203.656 6079.383  267.745 84.637 62.066 314.699 60 194.013 152.148 162.301 95.016 134.626 52.542 91.097 3948.351 5.2 Tính toán đường dây phân phối tuyến 471CT Tính cảm kháng đường dây Đường dây 3 pha sữ dụng là loại 3 pha 4 dây, các dây pha bố trí trên cùng một mặt phẳng ngang khoảng cách giữa các pha là: Dab = 1m , Dbc = 1,4m , Dac = 2,4m . Khoảng cách trung bình hình học giữa các pha là: Dm = 3 Dab .Dbc .Dac = 3 1.1,4.2,4 = 1,498m - Dây AC - 185 (3 pha) Ds = 0,768.R (tra theo 37 sợi) ⇒ Ds = 0,768.19 = 7,296 (mm) 2 ⇒ L = 2.10-4.ln Dm = 2.10-4.ln 1,498 -3 = 1,065-3 (H/km) Ds 7,296.10 ⇒ X = 2p . f .L = 2p .50.1,065.10-3 = 0,335 (W / km) - Dây AC - 240 (3 pha) Ds = 0,768.R (tra theo 37 sợi) ⇒ Ds = 0,768. 21,9 = 8,41 (mm) 2 ⇒ L = 2.10-4.ln Dm = 2.10-4.ln 1,498-3 = 1,036.10-3 (H/km)\ Ds 8,41.10 ⇒ X = 2p . f .L = 2p .50.1,036.10-3 = 0,325 (W / km) 58 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ 5.2.1 Tính tổn thất công suất trên đường dây - Tổn thất công suất trên các nhánh được tính theo công thức sau: + Tổn thất công suất tác dụng: ∆P =  Stt  2  .r  U đm   (5. 1) + Tổn thất công suất phản kháng: 2 ∆Q =  Stt   U đm   .x   Vậy tổn thất trên các nhánh được tính như sau: Đoạn N - 1 2 (5. 2) ∆P =  7249,026  .0,119.1,16 = 44973,51   (W )  12,7  ∆Q =   7249,026 2.0,325.1,16 = 122826,82   12,7  Đoạn 1 - 2 2  (Var) ∆P =  6778,302  .0,119.0,398 = 13491,63   (W )  12,7  2 ∆Q =  6778,302  .0,325.0,398 = 36846,89   (Var)  12,7  Đoạn 2 - 3 ∆P =   6305,664 2.0,119.0,276 = 8096,74   12,7  2  (W ) ∆Q =  6305,664  .0,325.0,276 = 22112,95   (Var)  12,7  Đoạn 3 - 18 ∆P =   6031,08 2 .0,119.0,913 = 24501,94   12,7  2  (W ) ∆Q =  6031,08  .0,325.0,913 = 66917,06   (Var)  12,7  Đoạn 18 - 15 ∆P =   731,714 2 .0,119.0,03 = 11,85   12,7   (W ) ∆Q =   731,714 2 .0,325.0,03 = 32,37   12,7  Đoạn 15 - 14  (Var) 59 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ ∆P =   531,513 2 .0,157.0,02 = 5,50   12,7  2  (W ) ∆Q =  531,513  .0,335.0,02 = 11,74   (Var)  12,7  Đoạn 18 - 16 ∆P =  123,6 2.0,119.0,08 = 0,9   12,7   (W ) ∆Q =  123,6 2.0,325.0,08 = 2,46   12,7  Đoạn 18 - 17  (Var) ∆P =   521,356 2.0,119.0,2 = 40,11   12,7   (W ) ∆Q =   521,356 2 .0,325.0,2 = 109,54   12,7  Đoạn 18 - 4  (Var) ∆P =   4657,712.0,119.0,23 = 3681,39   12,7   (W ) ∆Q =   4657,712 .0,325.0,23 = 10054,23   12,7  Đoạn 4 - 5 2  (Var) ∆P =  4497,776  .0,119.0,42 = 6268,80   (W )  12,7  ∆Q =   4497,776 2.0,325.0,42 = 17120,67   12,7  Đoạn 5 - 6 2  (Var) ∆P =  4185,48  .0,119.0,08 = 1034   (W )  12,7  2 ∆Q =  4185,48  .0,325.0,08 = 2823,95   (Var)  12,7  Đoạn 6 - 7 ∆P =   2596,419 2 .0,119.0,42 = 2089   12,7  2  (W ) ∆Q =  2596,419  .0,325.0,42 = 5705,25   (Var)  12,7  Đoạn 7 - 8 60 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ ∆P =   2314,134 2.0,119.0,27 = 1066,79   12,7  2  (W ) ∆Q =  2314,134  .0,325.0,27 = 2913,51   (Var)  12,7  Đoạn 8 - 19 ∆P =  170,065 2.0,119.0,05 = 1,07   12,7   (W ) ∆Q =  170,065 2 .0,325.0,05 = 2,91   12,7  Đoạn 8 - 9  (Var) ∆P =  1864,764 2.0,119.0,3 = 769,68   12,7   (W ) ∆Q =  1864,764 2.0,325.0,3 = 2102,06   12,7  Đoạn 9 - 10  (Var) ∆P =  1421,968 2.0,119.0,23 = 343,12   12,7   (W ) ∆Q =  1421,968 2.0,325.0,23 = 937,09   12,7  Đoạn 10 - 20 2  (Var) ∆P =  288,393  .0,119.0,09 = 5,52   (W )  12,7  ∆Q =   288,393 2 .0,325.0,09 = 15,08   12,7  Đoạn 10 - 11 2  (Var) ∆P =  570,972  .0,119.0,2 = 48,11   (W )  12,7  2 ∆Q =  570,972  .0,325.0,2 = 131,38   (Var)  12,7  Đoạn 11 - 12 ∆P =   397,198 2.0,119.0,21 = 24,44   12,7  2  (W ) ∆Q =  397,198  .0,325.0,21 = 66,76   (Var)  12,7  Đoạn 12 - 13 61 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ ∆P =  160,578 2 .0,119.0,14 = 2,66   12,7  2  (W ) ∆Q = 160,578  .0,325.0,14 = 7,27   (Var)  12,7  Đoạn 6 - 21 ∆P =  1350,17 2 .0,119.0,52 = 699,39   12,7   (W ) ∆Q =  1350,17 2.0,325.0,52 = 1910,1   12,7  Đoạn 21 - 22  (Var) ∆P =  1094,695 2.0,119.0,44 = 389,03   12,7   (W ) ∆Q =  1094,695 2 .0,325.0,44 = 1062,47   12,7  Đoạn 22 - 24  (Var) ∆P =   805,447 2.0,119.0,23 = 110,09   12,7   (W ) ∆Q =   805,447 2 .0,325.0,23 = 300,66   12,7  Đoạn 24 - 23 2  (Var) ∆P =  209,505  .0,119.0,33 = 10,69   (W )  12,7  ∆Q =   209,505 2 .0,325.0,33 = 29,19   12,7  Đoạn 24 - 25 - 26 2  2  (Var) ∆P =  313,62  .0,119.0,44 +  313,62  .0,119.0,2 = 46,44     (W )  12,7   12,7  2 2 ∆Q =  313,62  0,325.0,44 +  313,62  .0,325.0,2 = 126,84     (Var)  12,7   12,7  Đoạn 26 - 27 ∆P =  123,102 2.0,157.0,1 = 1,48   12,7  2  (W ) ∆Q = 123,102  .0,335.0,1 = 3,15 (Var)    12,7  62 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ Bảng 5.3 Tổng hợp tổn thất trên toàn bộ tuyến 471CT Tên đoạn N-1 1-2 2-3 3-18 18-15 15-14 18-16 18-17 18-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-19 8-9 9-10 10-20 10-11 11-12 12-13 6-21 21-22 22-24 24-23 24-25-26 26-27 Tổng ∆P (W) 44973,51 13491,63 8096,74 24501,94 11, 85 5,50 0,90 40,109 3681,39 6268,8 1034 2089 1066,79 1,07 769,68 343,12 5,52 48, 11 24, 44 2,66 699,39 389,03 110,09 10, 69 46, 44 1,48 107,71 ∆Q (VAr) 122826,8 36846,89 22112,95 66917,06 32,37 11,74 2, 46 109,54 10054,23 17120,67 2823,95 5705,25 2913,51 2, 91 2102,06 937,09 15,08 131,38 66,76 7, 27 1910,1 1062,47 300, 66 29,19 126, 84 3, 15 294,17 Vậy tổng tổn thất trên tuyến 471CT là: 26 å ∆P = å P = 107,71 (kW) i i=1 26 å ∆Q = åQ = 294,17 (kVAr) i i=1 63 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG V: KHẢO SÁT ĐƯỜNG DÂY PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ CẦN THƠ 5.2.2 Tính toán bù công suất phản kháng Tuyến 471CT cung cấp cho một số phụ tải tại trung tâm Thành phố Cần Thơ nên độ tin cậy và chất lượng điện cần được duy trì ở mức tốt nhất có thể. Hệ số công suất hiện tại của tuyến là cosϕ1 = 0,84 và hệ số công suất cần đạt là cosϕ2 = 0,95. Ta có thể đặt thêm tụ bù để nâng cao hệ số công suất. Ta có: • - Công suất tải toàn tuyến: S = 6079,383 + j3948,351 (kV A ) cosϕ1 = 0,84 ⇒ tgϕ1 = 0,65 cosϕ2 = 0,95 ⇒ tgϕ2 = 0,33 - Lượng công suất phản kháng cần bù để nâng lên hệ số công suất cosϕ2 = 0,95 là: Qbù = P(tgϕ1 - tgϕ2 ) = 6079,383.(0,65 - 0,33) = 1945,4 (kVAr) Vậy ta chọn bộ tù có dung lượng 2100 kVAr. - Kiểm tra hệ số cosϕ2 sau khi bù: c os ϕ 2 = P [P 2 + (Q1 - Qbù )2 ] = 6079,383 [6079,3832 + (3948,351 - 2100)2 ] = 0,95 Ta thấy hệ số cosϕ2 = 0,95 thoả yêu cầu đặt ra ban đầu. Chọn vị trí đặt tụ bù Tổng chiều dài trục chính là 4,961 km ta đặt bộ tụ bù tại vị trí khoảng 2/3 chiều dài trục chính (3x700 kVar) tức khoảng 3,307 km tính từ nguồn. 64 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT CHƯƠNG VI TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT 6.1 Mô phỏng lưới điện phân phối trên PSS/ADEPT 6.1.1 Sơ đồ đơn tuyến chi tiết tuyến 471CT mô phỏng trên PSS/ADEPT Hình 6.1: Sơ đồ đơn tuyến chi tiết tuyến 417CT trên PSS/ADEPT 65 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT 6.1.2 Nhập các thông số sử dụng trong tuyến 471CT Mở Menu Network > Properties và nhập các giá trị vào hình như sau: Hình 6.2: Hộp thoại Network Properties Đồ thị phụ tải sử dụng trong sơ đồ mô phỏng (Số liệu từ Công ty Điện lực Thành phố Cần Thơ) Bảng 6.1 Thông số đồ thị phụ tải sữ dụng trong PSS/ADEPT Base Cao điểm Bình thường Thấp điểm Xây dựng hằng số kinh tế Load 1 0, 96 0. 73 0. 55 Po 11 11 (Các số liệu sau đây thu thập từ công ty điện lực Thành phố Cần Thơ) Hệ thống sử dụng đơn vị không tên, nên ta nhập các giá trị theo tính nhất quán giữa các con số là được. ( ví dụ ta nhập 1369 nghĩa là 1369 đồng). Ta mở Menu Network > Ecomonics và nhập các giá trị như sau: 66 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Hình 6.3: Hộp thoại Ecomonics Trong đó: Giá mua 1kWh là 1116 đồng, Giá bán 1kVar là 1369 đồng, tỉ lệ gia tăng giá điện là 0,06, tỷ số trược giá là 0,12, thời gian hoàn vốn là 10 năm, giá lắp đặt tụ cố định là 68000 đồng/kVar, giá lắp đặt tụ ứng động là 200000 đồng/kVar, chi phí bảo trì 1kVar tụ cố định là 5000 đồng/năm, chi phí bảo trì 1kVar tụ ứng động là 7000 đồng/năm. Nút nguồn (Source) Ta Double Click vào nút nguồn thì hộp thoại xuất hiện và ta nhập các giá trị công suất cơ bản, điện trở thứ tự thuận, điện trở thứ tự không, điện kháng thứ tự thuận, điện kháng thứ tự không như sau: 67 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Hình 6.4: Thông số nút nguồn Trong đó: ( Scb = 1000kVA, X TTT = 0,00448 (Ohm/km), X TTK = 0,000758 (Ohm/km)) (Các số liệu thu thập từ công ty điện lực Thành phố Cần Thơ). Dây dẫn (Line) Dây dẫn sử dụng trong tuyến 471CT như sau: - Dây AC-240 sử dụng cho tuyến chính 3 pha (dây AC-120 làm dây trung tính). - Dây AC-185 sử dụng cho tuyến nhánh 3 pha 68 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Bảng 6.2 Kết quả tính toán thông số dây dẫn tính từ tiện ích Line Constants. Điện trở thứ Kháng trở Điện trở thứ Kháng trở Loại dây tự thuận thứ tự thuận tự không thứ tự không AC240-120 0.1210 0. 3974 0. 3371 1. 1722 (3pha) AC185 0.1643 0. 3937 0. 4084 1. 2511 (3pha) Thông số các dây trên đây đã được lưu trong file "pti.con" của PSS/ADEPT. Để bổ sung dây dẫn vào lưới điện ta làm như sau: Menu File > Program setting cửa sổ xuất hiện như sau: Chọn đường dẫn đến thư viện Đường dẫn đến file pti.con Hình 6.5: Chọn file thư viện dây dẫn Hình 6.5 Đường dẫn đến thư viện Ta chọn đường dẫn đến file thư viện ở mục "PSS/U Raw Data" sau đó nhấn OK. Bây giờ ta Double click vào đường dây cần thiết lập thì hộp thoại Line properties xuất hiện và ta chọn loại dây phù hợp như sau: 69 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Chọn dây dẫn phù hợp: Hình 6.6: Chọn loại dây từ danh sách có trong file "pti.con" Máy biến áp (Transformer) Bảng số liệu máy biến áp sử dụng trong tuyến 471CT (số liệu từ Công ty Điện lực Thành phố Cần Thơ). Bảng 6.3 Thông số máy biến áp tuyến 471CT Dung lượng MBA (KVA) 630 560 400 320 250 37, 5 1000 Số pha 1111 131 Rn( W ) 0,0103 0,0106 0,0115 0,0122 0, 013 0,0195 0, 012 X n( W ) 0, 0438 0, 0386 0, 0383 0, 0381 0, 0378 0, 0349 0, 0588 Các thông số máy biến áp trên được lưu sẵn trong file "pti.con" nên ta chỉ việc Double click vào máy biến áp và chọn loại máy biến áp thích hợp như sau: 70 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Chọn loại máy biến áp cần mô phỏng Hình 6.7: Hộp thoại thông số máy biến áp Nếu như loại máy biến áp không có trong thư viện file "pti.con" ta phải cập nhật các thông số máy biến áp như giá trị R, X bằng chương trình notepad rồi save lại. Bằng cách vào C:\Program Files\PTI\PSS-ADEPT5\Example\pti.con và làm như sau: 71 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Cập nhật thông số máy biến áp trong file pti.con Hình 6.8: Cấu trúc file "pti.con" Tải (Load) Ta nhấp Double click vào tải rồi nhập các giá trị p, Q, tên, loại tải như sau: Hình 6.9: Hộp thoại thông số tải 72 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT 6.2 Tính toán phân bố công suất trên PSS/ADEPT Trước khi chạy các bài toán phân tích ta cần thiết lập các tuỳ chọn tính toán trong thẻ Analysis Option, ta vào Menu Analysis > Option trong thẻ General chọn giới hạn điện áp trên là 1.05 và giới hạn điện áp dưới là 0.95 theo đơn vị tương đối. Mục đích phân bố công suất để PSS/ADEPT biết nấc điều chỉnh điện áp của máy biến áp và các tụ ứng động hiện có trên lưới. Thiết lập tuỳ các chọn tính toán Hình 6.10: Thiết lập các tuỳ chọn tính toán Sau khi thiết lập xong các tuỳ chọn tính toán ta nhấn OK để tiến hành tính toán. Để tính toán phân bố công suất đầu tiên ta vào Network > Load Snapshots rồi chọn đồ thị phụ tải cần tính toán cho phù hợp với từng thời điểm như: Cao điểm, bình thường, thấp điểm. 73 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Chọn đồ thị phụ tải cần tính toán Chọn đồ thị phụ tải theo bảng 7.1 Thông số đồ thị phụ tải trang 91 của luận văn này. Hình 6.11: Chọn đồ thị phụ tải 6.3 Tính toán bù công suất phản kháng Sau khi đã xác định được dung lượng bù PSS/ADEPT sẽ chọn vị trí bù và phân bố dung lượng bù sao cho phù hợp và kinh tế nhất, tức là không gây ra hiện tượng quá áp sau khi bù và số tiền tiết kiệm được từ việc lắp đặt lớn hơn số tiền bỏ ra lắp đặt tụ bù. Để bắt đầu tính toán ta vào Analysis > CAPO Kết quả vị trí bù tối ưu và dung lượng bù được hiển thị ngay trên sơ đồ như sau: 74 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Tổn thất công suất trước và sau khi bù Hình 6.12: Kết quả bù bằng CAPO tuyến 471CT SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 75 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT So sánh kết quả tính toán tổn thất công suất trước khi bù trên xuất tuyến 471CT so với PSS/ADEPT. Bảng 6.4: So sánh kết quả tổn thất công suất trước khi bù tuyến 471CT giữa tính toán và PSS/ADEPT Kết quả tính toán PSS/ADEPT ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆P (kW) ∆Q (kVAr) 107,71 294,17 108, 26 332, 38 Nhận xét : Kết quả tính toán và PSS/ADEPT có sự chênh lệch nguyên nhân là do quá trình tính toán chọn loại dây chỉ mang tính tương đối, có sự chênh lệch về các thông số dây như đường kính, giá trị điện trở, số lượng dây so với giá trị thực tế dẫn đến kết quả tính toán có sự chênh lệch và do sai số trong quá trình tính toán. Kiểm tra điện áp tại các nút trước và sau khi đặt tụ bù từ PSS/ADEPT. (Kết quả chi tiết kèm theo từ trang 82 - 85 của luận văn này) Bảng 6.5 Sụt áp trước và sau khi bù tuyến 471CT từ PSS/ADEPT Giá trị điện áp Tên nút Thanh cái 12345678 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Trước khi bù (kV) 12, 7 12, 662 12, 650 12, 642 12, 611 12, 602 12, 600 12, 594 12, 591 12, 588 12, 587 12, 586 12, 586 12, 586 12, 616 12, 616 12, 616 12, 615 12, 616 Sau khi bù (kV) 12, 7 12, 666 12, 655 12, 647 12, 620 12, 612 12, 610 12, 606 12, 603 12, 602 12, 601 12, 600 12, 600 12, 600 12, 624 12, 624 12, 624 12, 624 12, 625 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 76 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT 19 20 21 22 23 24 25 26 27  12, 590 12, 585 12, 597 12, 595 12, 593 12, 594 12, 593 12, 593 12, 593  12, 603 12, 599 12, 607 12, 605 12, 604 12, 605 12, 604 12, 603 12, 603 Nhận xét: Giá trị sụt áp cao nhất là 12,585 kV tại nút 20 nhưng sao khi đặt tụ bù thì giá trị này được nâng lên 12,599 kV. Mặc dù chưa bằng giá trị định mức là 12,7 kV nhưng củng nằm trong giới hạn cho phép là ± 5%U đm . Bảng tổng kết kết quả tính toán tổn thất trên các xuất tuyến bằng PSS/ADEPT thuộc trạm phân phối Thành phố Cần Thơ: Bảng 6.6 Tổn thất công suất trước và sau khi bù của các tuyến thuộc trạm Cần Thơ Tên xuất tuyến Trước khi bù Sau khi bù ∆P (kW) ∆Q (kVAr) ∆P (kW) ∆ Q (kV A r) 471CT 108,26 332,38 98,75 316,60 472CT 0 0 0 0 473CT 196,67 558,10 196, 32 557,54 474CT 160,38 550,64 159, 38 548,36 475CT 189,62 563,55 187, 30 556,71 476CT 127,39 221,05 127, 23 220,52 477CT 122,61 431,23 117, 32 413,44 483CT 5,28 15, 99 5, 22 15, 78 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 77 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT Kết quả bù cố định bằng PSS/ADEPT. (Kết quả chi tiết kèm theo từ trang 86 - 99 của luận văn này) Bảng 6.9 Kết quả bù cố định từ PSS/ADEPT Dung Tên Vị trí tụ bù lượng tụ Số lượng tụ Giá trị năng lương tiết tuyến bù (kVAr) cố định kiệm sau khi đặt tụ bù T39-2 900 1 Nquyền 900 1 782,100,770.25 471CT T61-2 900 1 T48-2 900 1 472CT Không có 0 0 0 473CT HTHVuong 100 1 19,089,032.92 HT18-2 100 1 474CT NMND-70/1 900 1 11,434,744.34 H9-4/1/2/1 300 1 475CT H11-4/6 300 1 189,276,607.70 HT5-5 300 1 476CT H.123 150 1 824,401.31 477CT T23-2 900 1 463,095,463.17 CoopMart 900 1 483CT H 35 60 1 205,377.85 Tổng 7610 14 1,466,026,398 Kết quả bù ứng động bằng PSS/ADEPT. (Kết quả chi tiết kèm theo từ trang 100 - 113 của luận văn này) Bảng 6.10 Kết quả bù ứng động D ung Tên Vị trí tụ bù lượng tụ Số lượng tụ Giá trị năng lương tiết tuyến bù ứng động kiệm sau khi đặt tụ bù (kV A r) 471CT T39-2 900 1 350,667,725.71 N Q u y ền 900 1 472CT Không có 0 0 0 473CT HTHVuong 90 1 11,376,700.73 474CT HT_BDThThanh 300 1 275,708,705.10 475CT H9-4/1/2/1 300 1 64,663,747.95 H11-4/6 300 1 476CT H.T123 100 1 3,476,871.00 477CT T23-2 900 1 214,996,470.54 483CT H95-6/4/5 30 1 1,163,079.82 Tổng 3820 9 922,053,300.9 SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 78 CHƯƠNG VI: TÍNH TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG BẰNG PSS/ADEPT KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Khi bù công suất phản kháng ta có thể giảm được tổn thất điện áp, giảm tổn thất công suất, nâng cao hệ số công suất, từ đó nâng cao được khả năng truyền tải và chất lượng điện sẽ được nâng cao. Kết quả tính toán thu được ở luận văn này cho kết quả tương đối chính xác vì còn phụ thuộc rất nhiều vào các thông số đầu vào như thông số đường dây, máy biến áp, hằng số kinh tế¼ Để được chính xác thì việc thu thập số liệu cần phải chính xác. Khả năng phân tích số nút của PSS/ADEPT trong hệ thống điện không hạn chế nên ta có thể thiết lập được các loại sơ đồ đa dạng không bị giới hạn. Kết quả tính toán từ PSS /ADEPT ta có thể xuất ra dưới nhiều loại file khác nhau phục vụ cho việc in ấn và báo cáo. Ta thấy kết quả bù ứng động các tuyến thuộc trạm Cần Thơ không hiệu quả bằng bù cố định, vì giá trị năng lượng tiết kiệm từ việc bù ứng động nhỏ hơn bù cố định. Đối với tuyến 474CT, 476CT và 483CT ta thay từ việc bù cố định sang bù ứng động vì giá trị năng lượng tiết kiệm sau 10 năm đặt tụ bù ứng động lớn hơn tụ bù cố định. Riêng tuyến 472CT không tổn thất nên CAPO không đặt tụ bù. Kiến nghị Kết quả bù chỉ mang lại chính xác khi phụ tải không thay đổi trong thời gian lắp đặt tụ bù. Vì thế cần phải liên tục cập nhập thông số phụ tải, khi có thay đổi cần điều chỉnh lại dung lượng và vị trí của tụ bù để phù hợp với nhu cầu của phụ tải ngày càng tăng. Cần có sự kết hợp giữa bù cố định và bù ứng động để việc bù công suất phản kháng được chủ động và hiệu quả bù sẽ được nâng cao hơn. Ngoài ra ta có thể đặt các tụ điện áp thấp vào sâu trong các mạng điện hạ áp gần ngay các động cơ nó sẽ làm giảm tổn thất công suất và tổn thất điện áp rất nhiều. SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 79 TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện tập 1 và 2, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà nội. 2. Công ty Điện lực 2 (2007), Tài liệu Sử dụng phần mềm phân tích và tính toán lưới điện PSS/ADEPT, TP. Hồ Chí Minh. 3. Nguyễn Văn Đạm (2004), Mạng lưới điện tập 1, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà nội. 4. Hồ Văn Hiến (2005), Hệ thống điện truyền tải và phân phối, Nhà xuất bản Đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí Minh, TP. Hồ Chí Minh. 5. TS. Phan Đăng Khải (2005), Bù công suất phản kháng lưới cung cấp và phân phối điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà nội. 6. Nguyễn Đăng Khoa (2009), Bài giảng Cung cấp điện, Đại học Cần Thơ, Cần Thơ. 7. TS. Trần Trung Tính (2009), Bài giảng Hệ thống điện 1, Đại học Cần Thơ, Cần Thơ. 8. Bùi Ngọc Thư (2005), Mạng cung cấp và phân phối điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà nội. 9. Lê Ngọc Thiện khoá 32 (2011), Khai thác phần mềm PSS/ADEPT 5.0 Ứng dụng phân tích đường dây 22kV tuyến 476BL, Luận văn tốt nghiệp đại học ngành Kỹ thuật điện, khoa Công Nghệ, Trường Đại học Cần Thơ, Cần Thơ. 10. Trần Vinh Tịnh (2008), Tạp chí khoa học và công nghệ, Đại học Đà Nẵng, Đà Nẵng. SVTH: Huỳnh Bá Tân MSSV: 1091214 80 PHỤ LỤC Trang Report kết quả tính toán từ phần mềm PSS/ADEPT Bao gồm : 1. Report tổn thất điện áp tại nút trên tuyến 471CT 2. Report tính toán CAPO trên các xuất tuyến thuộc trạm phân phối TP. Cần Thơ. 81 Node Voltage by Phase Report 14/06/13 10:40:33CH Sụt áp trước khi bù tuyến 471CT Voltage: Angle: Volts LN Degrees (0 to 360) System Base kVA: 1000.00 471CT 82 Voltage: Volts LN Angle: Degrees (0 to 360) C h ú th íc h : - Node name: tên nút - Base kV LN: giá trị điện áp - [Va]: điện áp pha A - [Vb]: điện áp pha B - [Vc]: điện áp pha C 83 Node Voltage by Phase Report 14/06/13 10:39:12CH Sụt áp sau khi bù tuyến 471CT System Base kVA: 1000.00 Voltage: Volts LN 471CT Angle: Degrees (0 to 360) 84 Voltage: Volts LN Angle: Degrees (0 to 360) 85 Capacitor Placement Optimization Report 4/7/2013 1:11:45PM Bù cố định tuyến 471CT System Base kVA: 1000.00 Tuyen 471CT Chú thích: - Number of fixed banks: số lượng tụ cố định. - Number of switched banks: số lượng tụ ứng động. - Energy Cost Real: giá công suất tác dụng. - Energy Cost Reactive: giá công suất phản kháng. - Discount Rate: tỉ lệ gia tăng giá điện. - Inflation Rate: tỷ số trược giá. - Evaluation Period: thời gian hoàn vốn (tuổi thọ tụ bù). - Installation Cost Fixed: giá lắp đặt 1kVar tụ cố định. - Installation Cost Switched: giá lắp đặt 1kVar tụ ứng động. - Maintenance Rate Fixed: chi phí bảo trì 1kVar tụ cố định/năm. - Maintenance Rate Switched: chi phí bảo trì 1kVar tụ ứng động/năm. 86 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: 491,521,244.26 Present value cost of switched banks: 0 .0 0 Present value cost of all banks: 491,521,244.26 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 108.26 332.38 14,506,535,175.97 Final Losses 9 8 .7 5 3 1 6 .6 13,232,913,161.46 Savings 9 .5 1 1 5 .7 8 1,273,622,014.51 Total savings 782,100,770.25 Summary of Capacitors Placed Node Fixed T39-2 Nquyền T61-2 T48-2 Chú thích:  Size (kvar) 900 900 900 900 - Present value cost of fixed banks: chi phí tụ cố đinh - Present value cost of switched banks: chi phí tụ ứng động - Present value cost of all banks: chi phí của tất cả loại tụ - Initial Losses: tổn thất ban đầu - Final Losses: tổn thất sau cùng - Savings: lượng tiết kiệm (độ giảm tổn thất công suất tác dụng và phản kháng) - Total savings: tổng giá trị tiết kiệm - Summary of Capacitor Placed: Bảng tóm tắt vị trí đặt tụ bù 87 Capacitor Placement Optimization Report Bù cố định tuyến 473CT 4/3/2013 1:11:15PM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 473CT 88 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  27,306,735.79 0 .0 0 27,306,735.79 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 196.67 558.10 26,353,238,197.40 Final Losses 196.32 557.54 26,306,842,428.69 Savings 0 .3 5 0 .5 6 46,395,768.71 Total savings 19,089,032.92 Summary of Capacitors Placed Node Fixed HTHVuong HT18-2  Size (kvar) 100 100 89 Capacitor Placement Optimization Report 4/4/2013 1:21:35PM Bù cố định tuyến 474CT System Base kVA: 1000.00 Tuyen 474CT 90 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  122,880,311.06 0 .0 0 122,880,311.06 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 160.38 550.64 21,490,450,226.91 Final Losses 159.38 548.36 21,356,135,171.51 Savings 1 .0 0 2 .2 8 134,315,055.40 Total savings 11,434,744.34 Summary of Capacitors Placed Size Node (kvar) Fixed NMND-70/1 900 91 Capacitor Placement Optimization Report Bù cố định tuyến 475CT  4/5/2013 3:31:45PM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 475CT 92 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  122,880,311.06 0 .0 0 122,880,311.06 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 189.62 563.55 25,409,595,874.39 Final Losses 187.30 556.71 25,097,447,955.63 Savings 2 .3 2 6 .8 4 312,147,918.76 Total savings 189,276,607.70 Summary of Capacitors Placed Node Fixed H9-4/1/2/1 H11-4/6 HT5-2  Size (kvar) 300 300 300 93 Capacitor Placement Optimization Report 4/8/2013 2:22:45PM Bù cố định tuyến 476CT System Base kVA: 1000.00 Tuyen 476CT 94 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  20,480,051.84 0 .0 0 20,480,051.84 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 127.39 221.05 17,070,026,387.76 Final Losses 127.23 220.52 17,048,716,934.61 Savings 0 .1 6 0 .5 3 21,309,453.15 Total savings 829,401.31 Summary of Capacitors Placed Size Node (kvar) Fixed H.T123 150 95 Capacitor Placement Optimization Report Bù cố định tuyến 477CT 4/13/2013 10:00:03AM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 477CT 96 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  245,760,622.13 0 .0 0 245,760,622.13 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 122,61 431,23 16,430,226,154.92 Final Losses 117.32 413.44 15,721,370,069.62 Savings 5 .2 9 1 7 .7 9 708,856,085.30 Total savings 463,095,463.17 Summary of Capacitors Placed Node Fixed T23-2 CoopMart  Size (kvar) 900 900 97 Capacitor Placement Optimization Report Bù cố định tuyến 483CT 4/9/2013 5:10:19PM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 483CT 98 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  8,192,020.74 0 .0 0 8,192,020.74 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 5 .2 8 1 5 .9 9 707,213,066.78 Final Losses 5 .2 2 1 5 .7 8 698,815,668.19 Savings 0 .0 6 0 .2 1 8,397,398.59 Total savings 205,377.85 Summary of Capacitors Placed Size Node (kvar) Fixed H3 5 60 99 Capacitor Placement Optimization Report Bù ứng động tuyến 471CT 4/7/2013 1:55:24PM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 471CT Chú thích: - Number of fixed banks: số lượng tụ cố định. - Number of switched banks: số lượng tụ ứng động. - Energy Cost Real: giá công suất tác dụng. - Energy Cost Reactive: giá công suất phản kháng. - Discount Rate: tỉ lệ gia tăng giá điện. - Inflation Rate: tỷ số trược giá. - Evaluation Period: thời gian hoàn vốn (tuổi thọ tụ bù). - Installation Cost Fixed: giá lắp đặt 1kVar tụ cố định. - Installation Cost Switched: giá lắp đặt 1kVar tụ ứng động. - Maintenance Rate Fixed: chi phí bảo trì 1kVar tụ cố định/năm. - Maintenance Rate Switched: chi phí bảo trì 1kVar tụ ứng động/năm. 100 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  0 .0 0 472,324,194.15 472,324,194.15 Initial Losses Final Losses Savings Total savings  P (kW) 108.26 102,45 5 ,8 1 535,719,865.70  Q (kvar) 332.38 320,87 1 1 ,5 1  Present Value Of Energy loss 14,506,535,175.97 13,498,491,116.13 1,008,044,060 Summary of Capacitors Placed Size Node (kvar) Switched T39-2 900 NQuyền 900 Switched Capacitor Switching Schedule Size Step Size Fraction in Service Node Load Snapshot (kvar) (pu) (pu) T39-2 Base 900.00 1.0000 1.0000 NQuyền 900.00 1.0000 1.0000 Chú thích: - Present value cost of fixed banks: chi phí tụ cố đinh - Present value cost of switched banks: chi phí tụ ứng động - Present value cost of all banks: chi phí của tất cả loại tụ - Initial Losses: tổn thất ban đầu - Final Losses: tổn thất sau cùng - Savings: lượng tiết kiệm (độ giảm tổn thất công suất tác dụng và phản kháng) - Total savings: tổng giá trị tiết kiệm - Summary of Capacitor Placed: Bảng tóm tắt vị trí đặt tụ bù - Step size (nấc điều chỉnh tụ), Size (dung lượng tụ), Node (nút đặt tụ), Load Snapshot (kiểu đồ thị phụ tải) 101 Capacitor Placement Optimization Report 4/3/2013 11:10:14PM Bù ứng động tuyến 473CT System Base kVA: 1000.00 Tuyen 473CT 102 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks: Initial Losses Final Losses Savings  P (kW) 196.67 196.38 0 .2 9  0 .0 0 26,635,243.55 26,635,243.55 Q (kvar) 558.10 557.78 0 .3 2  Present Value Of Energy loss 26,353,238,197.40 26,315,226,253.12 38,011,944.28 Total savings 11,376,700.73 Summary of Capacitors Placed Node Switched HTHVuong Switched Capacitor Switching Schedule  Size (kvar) 90 Size  Step Size  Fraction in Service Node Load Snapshot (kvar) (pu) (pu) HTHVuong Base 9 0 .0 0 1.0000 1.0000 103 Capacitor Placement Optimization Report Bù ứng động tuyến 474CT 4/3/2013 11:11:46AM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 474CT 104 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks: Initial Losses Final Losses Savings  P (kW) 160.38 157.66 2 .7 2  0 .0 0 88,784,145.16 88,784,145.16 Q (kvar) 550.64 545.62 5 .0 2  Present Value Of Energy loss 21,490,450,226.91 21,125,957,376.65 364,492,850.26 Total savings 275,708,705.10 Summary of Capacitors Placed Size Node (kvar) Switched HT_BDThThanh 300 Switched Capacitor Switching Schedule Size Step Size Fraction in Service Node Load Snapshot (kvar) (pu) (pu) HT_BDThThanh Base 300.00 1.0000 1.0000 105 Capacitor Placement Optimization Report Bù ứng động tuyến 475CT 4/5/2013 3:45:30PM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 475CT 106 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks: Initial Losses Final Losses Savings  P (kW) 189.62 187.82 1 .8 0  0 .0 0 177,568,290.33 177,568,290.33 Q (kvar) 563.55 558.98 4 .5 7  Present Value Of Energy loss 25,409,595,874.39 25,167,363,836.11 242,232,038.28 Total savings 64,663,747.95 Summary of Capacitors Placed Size Node (kvar) Switched H9-4/1/2/1 300 H11-4/6 300 Switched Capacitor Switching Schedule Size Step Size Fraction in Service Node Load Snapshot (kvar) (pu) (pu) H9-4/1/2/1 Base 300.00 1.0000 1.0000 H11-4/6 Base 300.00 1.0000 1.0000 107 Capacitor Placement Optimization Report Bù ứng động tuyến 476CT 4/8/2013 2:1:23PM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 476CT 108 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks: Initial Losses Final Losses Savings  P (kW) 127.39 127.14 0 .2 5  0 .0 0 29,594,715.05 29,594,715.05 Q (kvar) 221.05 220.23 0 .8 2  Present Value Of Energy loss 17,070,026,387.76 17,036,954,801.71 33,071,586.05 Total savings Summary of Capacitors Placed Node Switched H.T123  3,476,871.00 Size (kvar) 100 Switched Capacitor Switching Schedule Size Step Size Fraction in Service Node Load Snapshot (kvar) (pu) (pu) H.T123 Base 100.00 1.0000 1.0000 109 Capacitor Placement Optimization Report Bù ứng động tuyến 477CT 4/13/2013 10:01:39AM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 477CT 110 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  0 .0 0 266,352,435.49 266,352,435.49 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses Final Losses Savings Total savings Summary of Capacitors Placed Node Switched T23-2  122.61 119.02 3 .5 9 214,996,470.54 Size (kvar) 900  431.23 419.22 1 2 .0 1  16,430,226,154.92 15,948,877,248.89 481,348,906.03 Switched Capacitor Switching Schedule Size Step Size Fraction in Service Node Load Snapshot (kvar) (pu) (pu) T23-2 Base 900.00 1.0000 1.0000 111 Capacitor Placement Optimization Report Bù ứng động tuyến 483CT 4/3/2013 10:52:47AM System Base kVA: 1000.00 Tuyen 483CT 112 Financial: Cost of Placing Banks: Present value cost of fixed banks: Present value cost of switched banks: Present value cost of all banks:  0 .0 0 88,784,145.16 88,784,145.16 P (kW)  Q (kvar)  Present Value Of Energy loss Initial Losses 5 .2 8 1 5 .9 9 707,213,066.78 Final Losses 5 .2 0 1 5 .7 8 697,171,572.44 Savings 0 .0 8 0 .2 1 10,041,494.34 Total savings 1,163,079.82 Summary of Capacitors Placed Size Node (kvar) Switched H95-6/4/5 30 Switched Capacitor Switching Schedule Size Step Size Fraction in Service Node Load Snapshot (kvar) (pu) (pu) H95-6/4/5 Base 3 0 .0 0 1.0000 1.0000 113