Tối ưu hóa vị trí và dung lượng đặt của tụ bù trong lưới phân phối.doc

DỊCH VỤ VIẾT THUÊ ĐỀ TÀI TRỌN GÓI ZALO / TEL: 0909.232.620
BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
------------------------------------
NGUYỄN THẾ AN
TỐI ƯU HÓA VỊ TRÍ ĐẶT VÀ DUNG LƯỢNG ĐẶT CỦA TỤ BÙ
TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
TS. NGUYỄN ĐỨC HUY
HÀ NỘI – NĂM 2014

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN............................................................................................................................ 1
DANH MỤC TỪ NGỮ VIẾT TẮT............................................................................................ 2
DANH MỤC BẢNG BIỂU........................................................................................................... 3
DANH MỤC HÌNH VẼ................................................................................................................. 4
LỜI MỞ ĐẦU.................................................................................................................................. 6
CHƯƠNG I....................................................................................................................................... 7
GIỚI THIỆU CHUNG VỀ VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG HỆ
THỐNG ĐIỆN ................................................................................................................................. 7
1.1. VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN.............7
1.2. NGUỒN PHÁT CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN........8
1.3. LỢI ÍCH CỦA VIỆC ĐẶT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG..................................9
1.4. CÁC CHỈ TIÊU KỸ THUẬT – KINH TẾ CỦA VIỆC ĐẶT BÙ CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG CHO HỆ THỐNG ĐIỆN..............................................................................10
CHƯƠNG II ...................................................................................................................................15
MÔ HÌNH VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỂ GIẢI BÀI TOÁN TỐI ƯU HÓA VỊ TRÍ
ĐẶT VÀ DUNG LƯỢNG ĐẶT TỤ BÙ TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI ..............................15
2.1. MÔ HÌNH TỔNG QUÁT CỦA BÀI TOÁN XÁC ĐỊNH DUNG LƯỢNG VÀ VÌ
TRÍ TỐI ƯU CỦA TỤ BÙ..........................................................................................................15
2.1.1. Hàm mục tiêu............................................................................................................. 15
2.1.2. Các ràng buộc............................................................................................................ 17
2.1.3. Tính toán chế độ xác lập của lưới phân phối..................................................... 18
2.2. MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP GIẢI BÀI TOÁN PHÂN BỐ TỐI ƯU DUNG
LƯỢNG VÀ VỊ TRÍ ĐẶT TỤ BÙ............................................................................................23
2.2.2. Phương pháp tuyến tính hóa, xấp xỉ liên tiếp ..................................................... 24
2.2.3. Phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ .................................................. 27

2.3. PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA TỤ BÙ ĐẾN TỔN THẤT CÔNG SUẤT TÁC
DỤNG VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI TRONG CÁC
TRƯỜNG HỢP ĐƠN GIẢN NHẤT ....................................................................................... 30
2.3.1. Lưới phân phối có một phụ t i................................................................................ 30
2.3.2. Lưới phân phối có phụ t i phân bố đều trên trục chính..................................... 34
CHƯƠNG III..................................................................................................................................37
ỨNG DỤNG MODULE CAPO TRONG PHẦN MỀM PSS/ADEPT ĐỂ GIẢI BÀI
TOÁN TỐI ƯU HÓA DUNG LƯỢNG VÀ VỊ TRÍ ĐẶT CỦA TỤ BÙ.........................37
3.1. GIỚI THIỆU VỀ PHẦN MỀM PSS/ADEPT ................................................................ 37
3.2. BÀI TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT.............................................................................38
3.3. BÀI TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG (CAPO) ...........................................39
3.3.1. Cách PSS/ADEPT chọn vị trí bù tối ưu............................................................... 39
3.3.2 Thiết lập các thông số kinh tế lưới điện cho CAPO.......................................... 43
3.4 ỨNG DỤNG MODULE CAPO GIẢI BÀI TOÁN TỐI ƯU VỊ TRÍ ĐẶT VÀ
DUNG LƯƠNG ĐẶT TỤ BÙ CHO XUẤT TUYẾN 477E1.5 THANH XUÂN,
480E21 TÂY HỒ, 475E21 TÂY HỒ, 374E10.2 ỨNG HÒA HÀ NỘI; 971E27.4
THUẬN THÀNH, 384E27.4 THUẬN THÀNH BẮC NINH............................................ 46
3.4.1. Cách nhập các thông số cơ b n của lưới điện trong phần mềm PSS/ADEPT
46
3.4.2. Phân bố công suất của lưới sau khi nhập dữ liệu............................................... 50
3.4.3 Tính toán cho xuất tuyến 477E1.5 Thanh Xuân Hà nội .................................... 53
3.4.4 Tính toán cho các xuất tuyến còn lại ..................................................................... 65
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ....................................................................................................70
PHỤ LỤC........................................................................................................................................73
VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG ĐẶT CỦA CÁC XUÁT TUYẾN ........................................73

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan luận văn “Tối ưu hóa vị trí đặt và dung lượng của tụ bù
trong lưới điện phân phối” là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết qu trình bày trong luận văn là trung thực và chưa từng được
công bố trong bất kỳ luận văn nào trước đây.
Hà Nội, tháng 3 năm 2014
Tác gi luận văn
Nguyễn Thế An
1

DANH MỤC TỪ NGỮ VIẾT TẮT
MBA: Máy biến áp.
TBA: Trạm biến áp
HTĐ: Hệ thống điện
HA: Hạ áp
TA: Trung áp
TTĐN: Tổn thất điện năng
TTCS: Tổn thất công suất
TBAPP: Trạm biến áp phân phối
ĐTPT: Đồ thị phụ t i
LĐPP: Lưới điện phân phối
2

DANH MỤC BẢNG BIỂU
B ng 3.1: Thiết lập thông số kinh tế cho bài toán CAPO......................................................45
B ng 3.2: Bàng tổng hợp kết qu sau khi tính toán chế độ xác lập......................................53
B ng 3.3: Vị trí và dung lượng bù trung áp tại các nút..........................................................56
B ng 3.4: Phân bố công suất sau khi bù của xuất tuyến 477E1.5........................................57
B ng 3.5: Độ gi m tổn thất công suất sau CAPO chế độ cực đại.........................................57
B ng 3.6: Độ gi m tổn thất công suất sau CAPO chế độ bình thường................................57
B ng 3.7: Độ gi m tổn thất công suất sau CAPO chế độ cực tiểu .......................................58
B ng 3.8: B ng kết qu tổn thất điện năng trước và sau khi thực hiện CAPO...................58
B ng 3.9: Vị trí và dung lượng tụ bù bằng quy tắc 2/3..........................................................62
B ng 3.10: B ng kết tổn thất công suất sau khi đặt bù bằng quy tắc 2/3............................62
B ng 3.11: B ng kết độ gi m tổn thất công suất sau khi đặt bù bằng quy tắc 2/3.............62
B ng 3.12: B ng kết qu tổn thất điện năng trước và sau khi thực hiện CAPO.................63
B ng 3.13: B ng so sánh vị trí và dung lượng đặt tụ bù.........................................................63
B ng 3.14: B ng so sánh kết qu độ gi m tốn thất công suất .................................................63
B ng 3.15: B ng so sánh kết qu độ gi m tốn thất điện năng.................................................64
B ng 3.16: B ng so sánh hàm lợi ích chi phí thu được sau khi đặt bù................................64
B ng 3.17: B ng so sánh vị trí và dung lượng đặt tụ bù.........................................................65
B ng 3.18: B ng so sánh kết qu độ gi m tốn thất công suất của 6 xuất tuyến ..................66
B ng 3.19: B ng so sánh kết qu độ gi m tốn thất điện năng 6 xuất tuyến .........................67
B ng 3.20: B ng so sánh hàm lợi ích chi phí thu được sau khi đặt bù................................68
3

DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 2.1: Sơ đồ hệ thống điện đơn gi n ...................................................................... 18
Hình 2.2: Sơ đồ mô phỏng tổng trở, tổng dẫn ............................................................. 18
Hình 2.3: Sơ đồ mô phỏng máy biến áp ...................................................................... 19
Hình 2.4: Ý tưởng gi i bài toán bằng phương pháp Newton - Raphson ....................... 20
Hình 2.5: Lưu đồ thuật toán Newton-Rapson: ............................................................. 21
Hình 2.6: Bù công suất ph n kháng cho lưới đơn gi n ................................................ 31
Hình 2.7: Trường hợp bù theo Qmin ............................................................................. 31
Hình 2.8: Trường hợp bù theo Qtb ............................................................................... 31
Hình 2.9: Trường hợp bù theo Qmax ............................................................................ 32
Hình 2.10: Bài toán bù cho lưới có phụ t i phân bố đều trên trục chính ...................... 34
Hình 2.11: Vị trí đặt tụ sao cho là hiệu qu nhất ......................................................... 34
Hình 3.1: Bài toán phân bố công suất ......................................................................... 39
Hình 3.2: Lưu đồ thuật toán bù công suất ph n kháng ................................................ 40
Hình 3.3: Các tùy chọn trong hộp thoại CAPO ........................................................... 41
Hình 3.4: Các chỉ tiêu kinh tế ..................................................................................... 43
Hình 3.5: Th nhập số liệu nguồn ............................................................................... 47
Hình 3.6: Th nhập số liệu đường dây ........................................................................ 47
Hình 3.7: Th nhập số liệu máy biến áp ...................................................................... 48
Hình 3.8: Th phân loại phụ t i................................................................................... 49
Hình 3.9 Th phân loại phụ t i .................................................................................... 49
Hình 3.10: Đồ thị phụ t i đặc trưng lộ 477E1.5 Thanh Xuân ...................................... 50
Hình 3.11: Đồ thị phụ t i đặc trưng lộ 480E21 Tây Hồ Hà Nội................................... 51
Hình 3.12: Đồ thị phụ t i đặc trưng lộ 475E21 Tây Hồ Hà Nội................................... 51
Hình 3.13: Đồ thị phụ t i đặc trưng lộ 971E27.4 Thuận Thành Bắc Ninh ................... 52
Hình 3.14: Đồ thị phụ t i đặc trưng lộ 384E27.4 Thuận Thành Bắc Ninh ................... 52
4

Hình 3.15: Đồ thị phụ t i đặc trưng lộ 374E10.2 Ứng Hòa Hà Nội....................................53
Hình 3.16: Th xây dựng đồ thị phụ t i......................................................................................55
Hình 3.17: Sơ đồ nhánh 1............................................................................................................59
Hình 3.18: Sơ dồ nhánh 2............................................................................................................61
5

LỜI MỞ ĐẦU
Hiện nay quá trình phát triển kinh tế xã hội của nước ta đang phát triển mạnh
mẽ, đi cùng với điều đó thì việc đ m b o nhu cầu về công suất và chất lượng điện năng
là rất quan trọng. Các nhà máy, xí nghiệp, các khu công nghiệp ngày càng phát triển
nhanh chóng đòi hỏi tiêu thụ công suất ph n kháng ngày càng tăng dẫn điến việc nguồn
điện phát không đủ đáp ứng nhu cầu tiêu thụ của các phụ t i gây tổn hao công suất. nh
hưởng đến chất lượng nguồn điện và kinh tế. Để gi m bớt điều này một trong những
biện pháp khá hiệu qu là bù công suất ph n kháng cho lưới.
Bài toán đặt ra là việc đặt tụ dung lượng bao nhiêu và vì trị tại đâu trong lưới
điện để có hiệu qu kinh tế và vẫn đạt được các chỉ tiêu kỹ thuật cho hệ thống điện.
Do vậy, để khắc phục điều đó điều đó đề tài đi nghiên cứu các phương pháp bù
công suất ph n kháng để xác định vị trí đặt tụ và dung lượng bù tối ưu cho lưới điện
phân phối, đồng thời cũng nghiên cứu cách sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính
toán dung lượng và vị trí đặt tụ cho một lưới điện cụ thể
6

CHƯƠNG I
GIỚI THIỆU CHUNG VỀ VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG
HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1. VẤN ĐỀ BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN
Công suất ph n kháng được tiêu thụ ở động cơ không đồng bộ, máy biến áp,
đường dây điện và nơi có từ trường. Yêu cầu công suất ph n kháng chỉ có thể gi m tới
tối thiểu chứ không thể triệt tiêu được vì nó cần thiết để tạo ra từ trường, yếu tố trung
gian cần thiết trong quá trình chuyển hóa năng lượng. Yêu cầu công suất ph n kháng
được chia như sau:
- Động cơ không đồng bộ tiêu thụ kho ng : 70 ÷ 80%. Công suất ph n kháng
của động cơ không đồng bộ gồm hai thành phần:
+ Một phần nhỏ CSPK được sử dụng để sinh ra từ trường t n trong mạch
điện sơ cấp
+ Phần lớn CSPK còn lại dùng để sinh ra từ trường khe hở
Máy biến áp tiêu thụ: 15 ÷ 25% MBA nhu cầu CSPK tổng của lưới điện, nhỏ hơn
nhu cầu của các động cơ không đồng bộ do CSPK dùng để từ hóa lõi thép máy biến áp
không lớn so với động cơ không đồng bộ, vì không có khe hở không khí. Nhưng do số
thiết bị và tổng dung lượng lớn, nên nhu cầu tổng CSPK của MBA cũng rất đáng kể.
CSPK tiêu thụ bởi MBA gồm hai thành phần:
+ Công suất ph n kháng được dùng để từ hóa lõi thép
+ Công suất ph n kháng t n từ máy biến áp
- Đường dây điện và các phụ t i khác : 5%
Nhu cầu công suất ph n kháng chủ yếu là các xí nghiệp công nghiệp, cos của
chúng dao động từ 0,5 ÷ 0,8 có ngh a là cứ tiêu thụ 1kW công suất tác dụng thì chúng
yêu cầu từ 0,75 ÷ 1,7 kVAr công suất ph n kháng. Trong xí nghiệp công nghiệp các
7

động cơ không đồng bộ tiêu thụ kho ng 60 ÷ 70%, máy biến áp tiêu thụ 15 ÷ 20%, các
phụ t i khác tiêu thụ 5 ÷ 10% tổng lượng công suất ph n kháng yêu cầu. Do đó muốn gi
m yêu cầu công suất phàn kháng ph i chú tới các động cơ không đồng bộ.
Nhu cầu công suất ph n kháng ở các phụ t i sinh hoạt dân dụng không nhiều,
cos của chúng thường lớn hơn 0,9.
Nhu cầu công suất ph n kháng của các máy biến áp công suất nhỏ là kho ng 10%
công suất định mức của chúng, ở các máy biến áp lớn là kho ng 3% còn các máy biến
áp siêu cao áp thì có thể từ 8 ÷ 10% ( để hạn chế dòng ngắn mạch ).
Đặc điểm của công suất ph n kháng là biến thiên mạnh theo thời gian cũng như
công suất tác dụng. Yêu cầu công suất ph n kháng được cho bằng đồ thị công suất ph n
kháng ngày đêm hoặc đồ thị kéo dài hoặc ít nhất là giá trị cực đại và hệ số Kq =
Qtb/Qmax.
1.2. NGUỒN PHÁT CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN
Về mặt nguồn công suất ph n kháng ta thấy:
+ Kh năng phát công suất ph n kháng của các nhà máy điện là rất hạn chế, cos
 = 0,85 ÷ 0,9. Vì l do kinh tế người ta không làm các máy phát (MF) có kh năng phát
nhiều công suất ph n kháng đủ cho các phụ t i ở chế độ phụ t i cực đại ( chế độ max ).
Các MF chỉ đ m nhận một phần công suất ph n kháng của phụ t i, nó gánh chức năng
điều chính công suất ph n kháng trong HTĐ, làm cho nó đáp ứng được nhanh chóng
yêu cầu thay đổi của phụ t i. Phần còn lại trông vào các nguồn công suất ph n kháng đặt
thêm tức là các nguồn công suất bù.

+ Trong HTĐ còn ph i tính đến một nguồn công suất ph n kháng nữa đó là các
đường dây siêu cáo áp. Các đường dây này phát ra một lượng công suất ph n kháng
đáng kể, trong chế độ max nó làm nh đi khá nhiều vấn đề thiếu công suất ph n kháng.
Nhưng trong chế độ non t i nó lại gây thừa công suất ph n kháng đến mức có thể gây ra
tai biến ph i đối phó bằng cách đặt các kháng điện nếu các đường dây này quá dài.
8

Tóm lại trong HTĐ ph i bù cư ng bức hay kỹ thuật một lượng công suất ph n
kháng nhất định để đ m b o cân bằng công suất ph n kháng trong HTĐ. Lượng công
suất này ph i điều chỉnh được để có thể thích ứng với các chế độ vận hành khác nhau
của HTĐ.
1.3. LỢI ÍCH CỦA VIỆC ĐẶT BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG
Hầu hết các thiết bị sử dụng điện đều tiêu thụ CSTD (P) và CSPK (Q). Sự tiêu thụ
CSPK này sẽ được truyền t i trên lưới điện về phía nguồn cung cấp CSPK, sự truyền t i
công suất này trên đường dây sẽ làm tổn hao một lượng công suất và làm cho hao tổn
điện áp tăng lên đồng thời cũng làm cho lượng công suất biểu kiến (S) tăng, dẫn đến
chi phí để xây dựng đường dây tăng lên. Vì vậy việc bù CSPK cho lưới điện sẽ có
những tích cực như sau:
- Giảm được tổn thất điện áp trong mạng điện
Tổn thất điện áp được xác định theo công thức:
ΔU = PR+QX =
P
R + Q
X = ΔU(P) + ΔU(Q) (1.1)
U U U
Khi ta gi m Q truyền t i trên đường dây, ta gi m được thành phần ∆U(Q) do Q gây
ra. Từ đó nâng cao chất lượng điện áp cho lưới điện.
- Giảm được tổn thất công suất tác dụng trong mạng điện.
Ta có tổn thất công suất trên đường dây được xác định theo công thức:
ΔP =
P2
+ Q2
R =
P2
R +
Q2
R = ΔP(P) + ΔP(Q) (1.2)
U2
U2
U2
Khi gi m Q truyền t i trên đường dây, ta gi m được thành phần tổn thất công suất
∆P(Q) do Q gây ra.
- Tăng khả năng truyền tải của đường dây và máy biến áp
9

Kh năng truyền t i của đường dây và máy biến áp phụ thuộc vào điều kiện phát
nóng, tức phụ thuộc vào dòng điện cho phép của chúng. Dòng điện chạy trên dây dẫn
và máy biến áp được tính như sau:
I =
P2
+ Q2
(1.3)
3U
Từ công thức trên cho thấy với cùng một tình trạng phát nóng nhất định của
đường dây và máy biến áp (tức I = const) chúng ta có thể tăng kh năng truyền t i công
suất tác dụng P của chúng bằng cách gi m công suất ph n kháng Q mà chúng ph i t i đi.
Vì thế khi vẫn giữ nguyên đường dây và máy biến áp, nếu gi m lượng Q ph i truyền t i
thì kh năng truyền t i của chúng sẽ được tăng lên, góp phần làm ổn định điện áp, tăng
kh năng phát điện của máy phát điện…
Việc bù công suất ph n kháng ngoài việc nâng cao hệ số công suất cosφ còn đưa
đến hiệu qu là gi m được chi phí kim loại màu tức gi m được tiết diện dây dẫn…nên
tiết kiệm được chi phí đầu tư xây dựng lưới điện. Gi m được chi phí điện năng.
1.4. CÁC CHỈ TIÊU KỸ THUẬT – KINH TẾ CỦA VIỆC ĐẶT BÙ CÔNG SUẤT
PHẢN KHÁNG CHO HỆ THỐNG ĐIỆN
1.4.1. Chỉ tiêu kỹ thuật
- Đảm bảo yêu cầu về hệ số công suất cos φ:
Các hộ gia đình thường có hệ số công suất cao, gần bằng 1 do đó mức
tiêu thụ CSPK thường ít, chỉ có các nhà máy, xí nghiệp phân xưởng… thường dùng
động cơ không đồng bộ là nguyên nhân tiêu thụ chủ yếu CSPK của lưới điện. Lượng
tiêu thụ phụ thuộc vào các yếu tố như dung lượng động cơ, động cơ có dung lượng
càng lớn thì lượng tiêu thụ CSPK càng nhỏ. Ngoài ra hệ số công suất của động cơ còn
phụ thuộc vào tốc độ quay, hệ số phụ t i của động cơ. Yêu cầu hệ số công suất này
không được thấp quá giới hạn cho phép theo quy định của ngành điện lực.
- Phải giảm tổn thất điện áp tới giới hạn cho phép
10

Ta có điện áp trên từng điểm trên hệ thống điện là không giống nhau, mọi
thiết bị đều có các d i điện áp làm việc định mức theo từng nhà s n xuất nhất định, các
thiết bị này sẽ không làm việc hiệu qu nếu điện áp đặt lên nó không ph i là điện áp định
mức, điều này sẽ gây ra việc các thiết bị sẽ làm việc không hiệu qu , gi m tuổi thọ sử
dụng của các thiết ví dụ như các loại đèn chiếu sang, các loại thiết bị điện gia dung, các
loại động cơ không đồng bộ….
Việc đ m b o điện áp ở giới hạn cho phép là một chỉ tiêu vô cùng quan
trọng, thế nhưng trong thực tế không thể nào giữ được điện áp đặt ở đầu cực các thiết bị
điện cố định bằng điện áp định mức mà chỉ có thể đ m b o mức điện áp trong một phạm
vi nhất định nào đó theo một tiêu chuẩn đặt ra mà thôi, thông thường giới hạn điện áp
cho phép vào kho ng ± 5%
- Phải giảm tổn thất công suất tới giới hạn cho phép
Khi tính tổn thất công suất ta sử dụng công thức sau:
ΔS = ΔP jΔQ (1.4)
Với : ΔP =
P2
+ Q2
R
U2
ΔQ = P2 + Q2
X
U2
Như vậy ta thấy U2
tỷ lệ nghịch với ∆P và ∆Q, vì vậy muốn gi m tổn thất
công suất ta có thể nâng cao điện áp của mạng điện.
Muốn nâng cao điện áp của mạng điện ta có thể có những phương pháp
như sau:
+ Nâng cao điện áp máy phát
+ Thay đổi đầu phân áp của các máy biến áp.
+ Sử dụng các thiết bị bù để nâng cao điện áp.
1.4.2. Chỉ tiêu kinh tế
11

Khi đặt các thiết bị bù thì việc đầu tiên ta cần quan tâm, tính toán đó là việc đạt
được các lợi ích kinh tế, nếu lợi ích về kinh tế thu được cho việc lắp đặt thiết bị bù lớn
hơn chi phí lắp đặt thì ta mới xem xét đến phương án đặt tụ bù.
Vấn đề đặt ra là việc lợi ích khi đặt bù và chi phí khi đặt bù ph i có quan hệ mật
thiết với nhau, ta cần xem xét hai vấn đề này:
* L i ch khi đ t b :
+ Gi m được công suất tác dụng yêu cầu ở chế độ max của HTĐ do
đó gi m được dữ trữ công suất tác dụng ( hoặc tăng độ tin cậy ) của
HTĐ.
+ Gi m nh t i của máy biến áp trung gian và đường trục trung áp do
gi m được yêu cầu của công suất ph n kháng làm cho lưới lâu ph i
c i tạo hơn.
+ Gi m được tổn thất điện năng.
+ C i thiện được chất lượng điện áp trong lưới phân phôi.
* Chi ph khi đ t b :
+ Vốn đầu tư và chi phi vận hành cho trạm bù.
+ Tổn thất điện năng trong trạm bù.
Trong đó vốn đầu tư là thành phần chủ yếu. Khi đặt tụ bù còn có nguy cơ quá áp
khi phụ t i min hoặc không t i và nguy cơ x y ra cộng hưởng và tự kích thích ở phụ t i.
Các nguy cơ này nh hưởng đến vị trí và công suất trạm bù.
Vậy gi i bài toán bù công xuất ph n kháng là xác định: số lượng trạm bù, vị trí
đặt của chúng trên lưới phân phối, công suất bù ở m i trạm và chế độ làm việc của tụ bù
sao cho đạt hiệu qu kinh tế cao nhất, nói cách khác là làm sao cho hàm mục tiêu đạt giá
trị nhỏ nhất.
Nội dung cụ thể của bài toán bù phụ thuộc vào phương thức bù, có 2 cách đặt
bù:
1. Bù tập trung ở một số điểm trên trục chính lưới trung áp.
12

2. Bù phân tán ở các trạm phân phối hạ áp.
C hai cách đều có những điểm mạnh và điểm yếu riêng biệt. Nếu sử dụng cách
đầu thì công suất bù sẽ lớn, dễ dàng thực hiện việc điểu khiển, qu n l ; nếu sử dụng cách
thứ hai vì bù ở các trạm hạ áp nên gi m được tổn thất công suất và tổn thất điện năng
nhiều hơn nhưng sẽ khó khăn trong việc lắp đặt và qu n l , ngoài ra do quá gần phụ t i
nên có thể gây ra các nguy cơ cộng hưởng và tự kích thích ở phụ t i cao. Chúng ta ph i
nghiên cứu đánh giá c hai phương án xem xét nên sử dụng cách nào cho hợp l nhất.
Tóm lại:
Như vậy, qua những phân tích trên ta thấy công suất ph n kháng là một phần
không thể thiếu trong hệ thống điện, được sử dụng nhiều trong các thiết bị điện như
máy biến áp, động cơ không đồng bộ, các loại đèn chiếu sang, các thiết bị gia
dụng…Tuy nhiên trong quá trình truyền t i, do tổn hao trên đường dây, trên các máy
biến áp, trên các thiết bị động cơ nên x y ra hiện tượng thiếu hụt một lượng công suất
ph n kháng làm nh hưởng đến điện áp của hệ thống, đến tổn thất điện năng gây thất
thoát kinh tế. Chính vì vậy cần có những biện pháp để bù đắp lượng thiếu hụt công suất
đó, một trong những biện pháp đơn gi n đó là đặt các thiết bị bù.
Bài toán toán đặt ra là dung lượng và vị trí đặt của các tụ bù là bao nhiêu và đặt
ở đâu để đ m b o các tiêu chí về kỹ thuật và kinh tế. Bù k thuật ở mức HTĐ do thiếu
công suất ph n kháng được thực hiện bắt buộc vì thế gọi là bù cư ng bức. Bù k thuật ở
lưới trung, hạ áp không ph i nhất thiết thực hiện vì còn có phương án khác để cân bằng
công suất ph n kháng như điều áp dưới t i, tăng kích thước dây dẫn để phần bố lại công
suất ph n kháng tất nhiên ph i có điều kiện là lưới cấp trên ph i có đủ công suất ph n
kháng.
Bù kinh tế chỉ được thực hiện khi nó thực sự mang lại lợi ích ngh a là lợi ích
kinh tế mà nó đem lại ph i lớn hơn chi phí lắp đặt và vận hành trạm bù.
13

Trong quá trình thực hiện bài toán bù thì không thể tách bạch được hai loại bù
này mà ph i kết hợp c hai điều kiện để cho ra một kết qu tối ưu nhất
14

CHƯƠNG II
MÔ HÌNH VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐỂ GIẢI BÀI TOÁN TỐI ƯU HÓA VỊ
TRÍ ĐẶT VÀ DUNG LƯỢNG ĐẶT TỤ BÙ TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI
Như đã trình bày ở trên việc tiến hành gi i bài toán bù công suất ph n kháng bị
nh hưởng bởi rất nhiều yếu tố như đồ thị phụ t i, kết cấu lưới điện, điện áp hệ thống
điện…Lưới điện phân phối có cấu trúc hết sức phức tạp, liên tục thay đổi theo thời gian
có nhiều trục chính cấp điệp cho nhiều trạm phân phối. Chính vì vậy việc có nhiều
phương pháp gi i bài toán bù xác định dung lượng và vị trí đặt tụ bù cho lưới điện phân
phối, m i phương pháp cho một kết qu và hiệu qu khác nhau, tuy nhiên ta cần nghiên
cứu mô hình chung của các phương pháp này.
2.1. MÔ HÌNH TỔNG QUÁT CỦA BÀI TOÁN XÁC ĐỊNH DUNG
LƯỢNG VÀ VÌ TRÍ TỐI ƯU CỦA TỤ BÙ
2.1.1. Hàm mục tiêu
Bài toán xác định dung lượng và vì trí đặt tối ưu của tụ bù trong hệ thống điện,
trong trường hợp tổng quát cần ph i tối đa hóa hàm mục tiêu. Hàm mục tiêu là hàm lợi
ích thu được khi đặt bù, bao gồm các lợi ích thu được trừ đi chi phi đặt tụ bù:
S = F1[n,li,Qbi,Tbi,Qbi(t)] + F2 [n,li,Qbi] + F3(Qbi) + F4(Qb) – F5(n,Qbi) – F6[n,Qbi,Tbi] (2.1)
Trong đó:
n: số trạm bù
li: vị trí trạm bù cho bằng độ dài kể từ nguồn đến trạm bù bằng km hay giá trị
tương đối so với độ dài lưới.
Qbi: công suất trạm bù
Tbi: thời gian đóng tụ bù cho trường hợp công suát bù không đổi theo thời gian
nhưng chỉ đóng vào lưới trong kho ng thời gian Tbikhi phụ t i cao. Trong thời gian còn
lại tụ bị cắt ra, nếu tụ làm việc liên tục thì Tbi = 8760h
15

Qbi(t): hàm thời gian của tụ bù nếu tụ bù có điều khiển công suất theo t
Qbi[kVar]: tổng công suất bù trên 1 trục chính:
Ý ngh a của các thành phần trong hàm mục tiêu như sau:
- F1[n,li,Qbi,Tbi,Qbi(t)]: lợi ích thu được do gi m tổn thất điện năng so với trước
khi đặt bù. Ta có F1 = CA.∆A
CA: chi phí cho 1 kWh tổn thất điện năng
∆A: độ gi m tổn thất điện năng so với trước khi bù, phụ thuộc vào cấu
trúc lưới, đồ thị phụ t i, công suất ph n kháng, cấu trúc trạm bù, số
lượng, vị trí, chế độ vận hành tụ
- F2 [n,li,Qbi]: lợi ích thu được trên HTĐ do gi m được yêu cầu công suất tác
dụng ở thời điểm đỉnh của phụ t i do gi m được tổn thất công suất tác dụng do bù.
- F3 (Qbi): lợi ít thu được ở trạm trung gian do gi i phóng được công suất máy
biến áp
- F4 (Qb ): lợi ích của HTĐ do đặt tụ bù tính từ thanh cái cao áp của trạm khu vực
trở lên.
- F5 (n,Qbi): chi phí một năm để đặt thiết bị bù.
- F6 [n,Qbi,Tbi]: tổng tốn thất điện năng của các thiết bị bù
Trong 6 thành phần trên, tùy theo tình hình cụ thể có thể sử dụng tất c hoặc lược
bỏ đi một số thành phần mà nh hưởng của nó đến lời gi i không đáng kể. Thường bỏ
qua nhất là thành phần thứ 6 F6 vì hiện nay tổn thất trong các tụ bù là rất nhỏ.Chi phí
vận hành tụ bù F5 cũng không cần xét đến vì chi phí này cũng rất nhỏ.Sau khi loại bỏ 2
thành phần ta dễ dàng nhận thấy thành phần lợi ích kinh tế cho lưới phân phối là thành
phần F1, các thành phần F2, F3, F4 là thành phần lợi ích đối với lưới truyền tài.Nếu lưới
điện phân phối và lưới hệ thống thuộc các chủ thể khác nhau thì bài toán bù cho lưới
phân phối, để tính lợi ích của việc đặt tụ chỉ cần xét đến thành phần
F1.
16

2.1.2. Các ràng buộc
Việc đặt tụ bù ph i đ m b o các chế độ của hệ thống điện ph i nẳm trong d i làm
việc cho phép, đồng thời công suất bù cũng không được vượt quá phạm vi yêu cầu.
Trong nhiều trường hợp cần hạn chế lượng công suất ph n kháng phát ngược về nguồn
trong chế độ cực tiểu.
Với m i phương pháp, lời gi i ta cần tính toán chế độ xác lập của lưới điện, để
kiểm tra các thông số trạng thái của hệ thống (điện áp các nút, trào lưu công suất trên
các nhánh, công suất đầu nguồn…). Ngoài ra việc tính toán chế độ xác lập cho phép ta
xác định được tổn thất điện năng trong các lưới ở chế độ khác nhau, từ đó có thể tính
toán được lợi ích kinh tế khi đặt các thiết bị bù.
Ta viết lại hàm mục tiêu của bài toán đặt bù như sau:
F(Qbi,li,X) → min (2.2)
Trong đó:
Qbi,li: dung lượng và vị trí bù
X: biểu diễn thông số trạng thái của hệ thống trong các chế độ xác lập
khác nhau.
X [U1
,P1
,Q1
....UN
,PN
,QN
] (2.3)
1 1 1 m mm
trong đó Uk
i ,Pi
k
,Qk
i là điện áp, công suất tác dụng, công suất ph n kháng
ở đầu nhánh i trong chế độ thứ k.
Trong bài toán tối ưu các biến Qbi, li, X ph i thỏa mãn các rằng buộc:
Umin Uk
i Umax (2.4)
P  Pk
 P (2.5)
i,min i i,max
Q  Qk
 Q (2.6)
i,min i i,max
gk
(Qbi,li,Xk
) = 0, k = 1…N (2.7)
17

trong đó Xk [Uk
1 ,P1
k ,Qk
1 ....Uk
m,Pm
k,Qk
m]gk
là rằng buộc tương ứng với chế độ
làm việc thứ k của hệ thống
2.1.3. T nh toán chế độ xác lập của lưới phân phối
2.1.3.1. Giới thiệu chung:
Chế độ xác lập là chế độ trong đó các thông số của chế độ hầu như không biến
đổi vào có thể coi là hằng số. Đây là chế độ làm việc bình thường của hệ thống điện với
các tham số đặc trưng: P, Q, I,S,S, f…
Mục đích chính của việc tính toán chế độ xác lập là nhằm phục vụ cho
quá trình vận hành, phục vụ cho các cơ quan và thiết kế, quá trình c i tạo, phát triển hệ
thống điện. Các số liệu trong chế độ xác lập là số liệu ban đầu của bài toán tính ổn định
của hệ thống điện.
2.1.3.2. Mô phỏng chế độ xác lập và một số phương pháp tính toán.
a. Mô phỏng chế độ xác lập:
MF B1 DD
Spt
B2
H nh 2.1: Sơ đồ hệ thống điện đơn giản
* Các phần tử chính của mạng lưới điện trong tính toán chế độ xác lập:
- Đường dây: Mô phỏng qua tổng trở Z, tổng dẫn Y.
Z = R + jX
Y = G + jB
H nh 2.2:Sơ đồ mô phỏng tổng trở, tổng dẫn
18

- Máy biến áp: Mô phỏng qua tổn thấtS0, tổng trở Zb, tỷ số biến áp KBA.
ZBA
∆ S0
KBA
H nh 2.3:Sơ đồ mô phỏng máy biến áp
- Các phần tử khác: Máy phát, thiết bị bù dọc, bù ngang…Mô phỏng qua tổng
trở Z/Y.
* Hệ phương trình cân bằng công suất nút:
- Xét hệ thống điện n nút, ta sẽ có (n-1) phương trình mô t trạng thái cân bằng
cho HTĐ.
- Xét nút i có công suất Si, điện áp Ui, biểu diễn thông qua Ui, Ji.
- Hệ phương trình cân bằng công suất.
* *
.J
S1 = U1
1
* *
.J2
S2 = U2


(2.8)
* *

Si =U .J
 i i

* *
Sn = Un .Jn
Yêu cầu xác định Ui, Si.
* Ý tưởng giải bài toán: sử dụng phương pháp lặp, m i bước lặp là một bước tuyến
tính hóa. Phép lặp xuất phát từ trạng thái gần đúng ban đầu.
b. Một số phương pháp tính toán:
*) Phương pháp Newton-Raphson
19

- Cơ sở toán học: cho hàm y = f(x), hãy tìm điểm zero f(x) = 0 biết trạng thái
ban đầu x0 .
- Ý tưởng của phương pháp:
+ Xuất phát từ điểm M0(x0,y0) (x0 lân cận điểm zêro), thay thế đường
cong lân cận M0 bởi đường thẳng tiếp tuyến tại M0, (tuyến tính hóa). Tìm nghiệm lân
cận x1 của đường thẳng tiếp tuyến.
+ Xác định điểm M1 (x1,y1) càng lân cận điểm zero. Từ điểm M1 coi đoạn
đường cong là đường thẳng tiếp tuyến tại M1, xác định xấp xỉ mới.
+ Cứ tiếp tục thay thế đường cong bằng đường thẳng tiếp tuyến cho tới
khi tìm được giá trị thỏa mãn.
H nh 2.4: Ý tưởng giải bài toán bằng phương pháp Newton - Raphson
- Ứng dụng trong việc tính chế độ xác lập của hệ thống điện.
+ Từ trạng thái xấp xỉ U(k)
cho tác động vào các nút của lưới điện theo
các luật vật l (2 luật Kirhoff) thì hệ thống điện sẽ ph n ánh ph n ứng của mình là công
suất tại các nút S(k)
(u(k)
).
Từ U(k)
tính công suất tại các nút S(k)
+ Mong muốn tính được U(k)
sao cho ra giá trị S(k)
 S ( công suất tại các
nút đã cho).
S(k)
= Sbus - S(k)
.U(k)
= 0
20

+ Hệ phương trình lặp N-R
S’(k)
(U(k)
).U(k)
= -S(U(k)
)
Hay S’(k)
(U(k)
).U(k)
=S(U(k)
)
Với S’(k)
(U(k)
): ma trận jacobi
- Sơ đồ khối thuật toán của phương pháp lặp Newton-Rapson:
Nhập dữ liệu nút,
đường dây
Tính ma trận tổng
dẫn Y
Cho nghiệm xấp xỉ
ban đầu
Tính Si (U(K)
)
∆S(K)
= Si - Si (U(K)
)
|∆S(U(K)
| ≤
0 Tính các thông số
chế độ khác
1
Gán nghiệm Tính ma trận
xấp xỉ mới Jacobi
Stop
Tính nghiệm xấp
xỉ mới
H nh 2.5: Lưu đồ thuật toán Newton-Rapson:
21

*) Phương pháp backward/forwad sweep
Phương pháp phổ biến nhất dùng để tính chế độ xác lập của hệ thống điện được
dựa trên hệ phương trình cân bằng công suất nút. Đối với hệ phương trình này ta có thể
sử dụng phương pháp lặp Newton-Raphson để tính toán chế độ xác lập của hệ thống.
Tuy nhiên đối với các lưới phân phối, phương pháp trên có độ tin cậy không cao do
lưới phân phối có tỷ lệ X/R không lớn. Để tính toán chế độ xác lập của lưới điện phân
phối có thể dựa vào đặc điểm cấu trúc hình tia của lưới để đưa ra một phương pháp gi i
khác hiệu qu hơn. Trong phương pháp này lưới điện phân phối là hệ thống gồm m
nhánh là m + 1 nút.
Biến trạng thái được xác định theo từng nhánh, có m nhánh sẽ có 3m biến trạng
thái như sau:
x [P1 Q1 U1
2
,...,Pi Qi Ui
2
,...,Pm Qm U2
m ]T
Trong đó:
Pi: công suất tác dụng từ nút đầu nhánh i
Qi: công suất ph n kháng từ nút đầu nhánh i
Ui: điện áp đầu nhánh i
Ta có các quan hệ sau ( nút j là nút cuối của nhánh):
Pout j Pi - ri (Pi
2
 Qi
2
)/Ui
2
 PLj
Qout j Qi - xi (Pi
2
 Qi
2
)/Ui
2
 QLj
U2
 U - 2(rP2
 x Q2
) (r2
 x2
)(P2
 Q2
)/U2
j i i i i i i i i i i
(2.9)
(2.10)
(2.11)
(2.12)
Trong hệ phương trình trên, biến Pout j và Qout j được gọi là các biến gi bằng
tổng công suất tác dụng và ph n kháng của các nhánh đi ra từ nút cuối j (không kể t i ở
nút j). Điện trở và điện kháng của nhánh k hiệu lần lượt là ri và xi. Hệ phương trình
trên có thể viết lại như sau:
P  P - r (P2
 Q2
)/U2
 P  P (2.13)
i iii ii Lj out j
22

Q
i
 Q - x (P2
 Q2
)/U2
 Q
Lj
 Q
out j
(2.14)
i i i i i
U2
 U2
- U2
- 2(r P2
 x
i
Q2
) (r2
 x2
)(P2
 Q2
)/U2
(2.15)
j i j i i i i ii ii
Với cách xây dựng hệ phương trình như trên ta có thể sử dụng phương pháp
backward/forwad sweep (quét xuôi/quét ngược) để gi i chế độ xác lập.Phương pháp này
được sử dụng rất phổ biến để tính chế độ xác lập của lưới phân phối. Phương pháp này
được trình bày tóm tắt như sau:
- Khởi tạo điện áp tại các nút
- Tính trào lưu công suất (quét ngược), sử dụng hệ phương trình trên để
xác định công suất đi trên m i nhánh. Việc tính toán được thực hiện tuần tự các
nút/nhánh xa nguồn nhất trở về nút đầu nguồn.
- Tính độ sụt gi m điện áp trên các nhánh (quét xuôi), có thể kết hợp cập
nhật lại các dòng công suất. việc tính toán được thực hiện từ nút đầu nguồn (để biết giá
trị điện áp) đến các nút xa nguồn
Bước 2 và bước 3 được lặp đi lặp lại cho đến khi đạt được hội tụ (điện áp đầu
nguồn khi kết thúc tính ngược tiến đến giá trị điện áp đặt).Yêu cầu quan trọng của
phương pháp này là các nhánh và các nút ph i được đánh số một cách hợp l để có thể
xác định trình tự tính toán xuôi từ nút đầu nguồn đến nút cuối nguồn và ngược lại.
Ưu điểm của mô hình này là thời gian tính toán nhanh, vì không sử dụng các
phép tính lượng giác.
2.2. MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP GIẢI BÀI TOÁN PHÂN BỐ TỐI ƯU
DUNG LƯỢNG VÀ VỊ TRÍ ĐẶT TỤ BÙ
Vấn đề tìm vị trí và dung lượng tối ưu cho tụ bù trong lưới điện phân phối hình
tia đã được đề cập đến từ những năm 50 của thế kỷ trước. Khi máy vi tính chưa được
phát triển, các phương pháp đề xuất còn hạn chế và ph i dựa trên nhiều gi thiết đơn gi
n hóa. Phổ biến nhất là bài toán bù cho lưới chỉ có 1 trục chính, phụ t i phân bố đều,
23

với cấu trúc này có thể chứng minh được rằng công suất bù tối ưu bằng 2/3 công suất
trung bình của lưới điện và vị trí tối ưu là 2/3 chiều dài trục chính.
2.2.2. Phương pháp tuyến t nh hóa, xấp xỉ liên tiếp
2.2.2.1. Các giả thiết đơn giản
Do bài toán bù tổng quát là bài toán rất phức tại, nên cần có các gi thiết
đơn gi n hóa để gi m thời gian tính toán. Trong phương pháp này các gi thiết
đơn gi n hóa được sử dụng như sau:
- Lưới điện là ba pha, đối xứng.
- Yêu cầu công suất ở các nút phụ t i là hằng số ( t i PQ)
- Dung lượng tụ bù là giá trị liên tục, sau m i bước tính toán giá trị
bù sẽ được cập nhật về giá trị rời rạc gần nhất.
- Nhu cầu về công suất tác dụng và công suất ph n kháng biến
thiên rời rạc, được cho dưới dạng đồ thị phụ t i kéo dài.
Sử dụng thuật toán tuyến tính hóa, xấp xỉ liên tục để đưa bài toán tối ưu
về việc gi i liên tếp các bài toán quy hoạch tuyến tính.
2.2.2.2. Môt tả phương pháp giải
Bài toán bù được đặt ra với mục tiêu tối thiểu hóa hàm chi phí, bao gồm
chi phí do tổng tổn thất điện năng trong lưới và chi phí cho việc đặt bù:
N M
min fP1
i
(Xi
)Ti
CQi
b (2.16)
i1 J1
Trong đó:
P1
i
: công suất tại nhánh đầu nguồn trong chế độ thứ i. Vì lưới là hình tia
một nguồn nên tối thiểu hóa P1 đồng ngh a tối thiểu tổn thất (gi thiết phụ t i
PQ)
Xi
: véc tơ biến trạng thái của chế độ thứ i Xi [P1
i ,Q1
i ,U1
2i ...Pm
i ,Qm
i ,U2i
m ]là
biến trạng thái của bài toán tính chế độ xác lập tại chế độ thứ i.
T i
: thời gian của chế độ thứ i (h)
24

C: giá tụ bù (đ/kVAr)
Qi
b : dung lượng của tụ bù j (tổng số tụ là M)
Các rằng buộc:
- Các biến P1
i
,Qi
1, Ui2
1 , k = 1,..., m tuân theo phương trình chế
đô xác lập thứ i
- Điện áp tại các nút trong mọi chế độ nằm trong giá trị cho phép.
- Giá trị tụ bù là biến rời rạc, tính đến gi thiết này sẽ dẫn đến bài
toán quy hoạch nguyên thực h n hợp
Sự biến thiên của phụ t i được gi thiết là rời rạc theo các phân đoạn i. Các giá trị
PLi và QLi được xác định từ đồ thị phụ t i điển hình của lưới điện.
Thông thường đồ thị phụ t i được xác định cho thời gian một năm (8760h), tuy
vậy trong bài toán bù ta có thể mở rộng đồ thị phụ t i để xem xét đến quãng thời gian
nhiều năm nếu biết được hệ số tăng trưởng phụ t i.
Để gi i bài toán tối ưu, bài toán phi tuyến sẽ được tuyến tính hóa và gi i liên tiếp
đến khi giá trị của hàm mục tiêu không còn thay đổi, tại m i bước lặp bài toán quy
hoạch tuyến tính sau đây sẽ được gi i:
N M
fP1i (Xi )TiCQbi min
i1 J1
Trong đó các ràng buộc đẳng thức được viết như sau:
 Pi
/Pi
Pi
/Qi
Pi
/U2i

  i
 i
 i
 i
 i
 2i   0
G  Q / P Q / Q Q / U  E Qb
U2i
/Pi
U2i
/Qi
U2i
/U2i

 
Với:
-Pi [P1i .....,Pmi]:biến thiên công suất tác dụng trên các nhánh tại chế độ i
-Qi [Qi .....,Qi ] :biến thiên công suất ph n kháng trên các nhánh tại
1 m
chếđộ i
25

-U2i [U2i
1 .....,U2i
m] : biến thiên công suất tác dụng trên các nhánh tại chế độ
i
- I = 1,2,…,N
- E: ma trận gồm các số 0 và 1, ph n ánh quyết định đặt bù tại các nút
- Qb : độ biến thiên dung lượng bù tại các nút
Bên cạnh các rằng buộc đẳng thức, các rằng buộc bất đẳng thức, ph n ánh giới
hạn vật l cho phép của biến trạng thái, dung lượng tối đa của tụ bù… cũng được tuyến
tính hóa thành dạng dưới đây:
Xi
 XXi
 X
max
 Xi
, i 1,...,N (2.17)
min
Qj
 Q Qj
 Q  Qj
, j1,...,M (2.18)
b min b max b
Tại bước tính ban đầu, ta gi thiết các tụ được đặt tại tất c các nút trong hệ
thống. Sau m i bước tính của bài toán quy hoạch tuyến tính, các tụ bù ít quan trọng sẽ
bị loại theo quy luật minh họa như hình sau:
26

Đặt tụ bù tại tất
c các nút
Tính dung lượng bù
tối ưu tại m i nút
For i = 1 to số
nút đặt bù
Dung lượng bù
quá nhỏ?
Loại nút i
Đã gi m đến số tụ
bù mong muốn
Kết thúc
.
Hình 2.6 Sơ đồ thuật toán b
2.2.3. Phương pháp phân t ch động theo dòng tiền tệ
2.2.3.1.Cơ sở phương pháp:
Trong đầu tư và vận hành LĐPP đều có những kho n chi phí và những kho n thu
nhập x y ra ở những thời điểm khác nhau trong một kho ng thời gian dài, các kho n chi,
thu đó được gọi là dòng tiền tệ.
Gọi N là số thời đoạn 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
27

tổng số tiền ở mốc thời gian quy ước nào đó được gọi là tương lai. Xây dựng được công
thức quan hệ giữa F và P:
N 1 + in
(2.19)
P=F 
1

n = 1  + r
N
 1+ in
Thành phần Ne =
1
 là để quy đổi giá trị tương lai F về giá trị hiện tại
n = 1 + r
P. Thành phần này là một đại lượng thời gian tương đương quy đổi thời gian về thời
gian hiện tại.
Trong ngành điện, tổn thất công suất, tổn thất điện năng tiết kiệm được cũng như
quá trình b o 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.
2.2.3.2.Phương pháp tính toán bù tối ưu.
Để xác định dung lượng bù tối ưu, cần ph i 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 ph i đạt giá trị cực đại. Đối với LĐPP, hàm Z có thành phần lợi ích Z1 do gi m
tổn thất điện năng so với trước khi bù, thành phần chi phí Z2 do lắp đặt, vận hành thiết
bị bù; thành phần chi phí Z3 do tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù: Z = Z1 - Z2 - Z3
. + Thành phần:
Z1 = T.Ne .(gp.P + gq.Q)

(2.Qi.Qbj - Qbj
2
) + gq X
2
i
(2.Q i .Qbj

= T.Ne.gp R
2
i
- Qbj
2
) (2.20)
 iD Ui iD Ui 
Trong đó: T là thời gian làm việc của tụ bù [giờ/năm]; gp, gq là giá điện năng tác
dụng và ph n kháng bình quân tại khu vực tính bù [đ/kWh]; Qi, Ui là phụ t i ph n kháng
và điện áp cuối nhánh i [kVAr], [kV]; Ri, Xi là điện trở và điện kháng của nhánh i [Ω];
Qbj là CSPK bù tại nút j, D là đường đi của dòng điện từ nguồn đến nút j .
28

+ Thành phần Z2 = (qo + Ne.Cbt).Qbj
Trong đó: qolà suất đầu tư cụm tụ bù [đ/kVAr], Cbt là suất chi phí b o trì hàng năm
của cụm bù tại nút j [đ/kVAr.năm], chi phí này m i năm bằng 3% nguyên giá tài s n cố
định của trạm bù tại nút j, vậy Cbt = 3% . qo
Z2 = (qo + Ne.3%.qo ).Qbj = (1 + 0,03.Ne).qo.Qbj
+ Thành phần Z3 = T.ΔPb.gp.Ne.Qbj
Trong đó: ΔPb là suất tổn thất CSTD bên trong tụ bù [kW/kVAr].
Z=Z1 -Z2 -Z3=-
  
.Qbj
2
+
T.Negp R
2
i
+ gq X
2
i

  iD Ui iD Ui
(2.21)
  R .Q + g
q
X Q  
2T.Ne - (1 + 0,03Ne )qo
.Q
bj
 
g
p i 2 i i 2 i  - T.Pb .gp Ne
  iD Ui iD Ui  
Trong biểu thức Z có hệ số củaUbj
2 nhỏ hơn không, do đó Z đạt cực đại khi:
Zpp = 0
, từ đó tính được giá trị Qbj tối ưu tại nút j là:
Qbj
 
+ gqX
i
Q
2
 
2T.Ne gpR i.Q
2 i i  - (1 + 0,03Ne )qo - T.Pb .gp Ne
Q =
 iD
U
i iD
U
i  
(2.22)
bj 
2
i + gq X
2
i

2T.Ne gp R

 iD
U
i iD
U
i
Xét trong kho ng 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 kh thi về mặt tài chính, ngh a
là ta có thể đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j. Vậy điều kiện để đầu tư lắp đặt tụ bù tại nút j
là: Z > 0
29

 
+ gqX
i
Q
2
 
2T.Ne gpRi.Q
2 i i - (1 + 0,03Ne )qo - T.Pb.gp Ne
Q 
 iD Ui iD
U
i  
(2.23)
bj 
+ g q X
2
i 
T.N eg p R
2
i

 iD
U
i iD
U
i
Để xác định vị trí bù tối ưu cho LĐPP, có thể dùng các chương trình tính toán
bằng máy tính
2.3. PHÂN TÍCH ẢNH HƯỞNG CỦA TỤ BÙ ĐẾN TỔN THẤT CÔNG
SUẤT TÁC DỤNG VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI
TRONG CÁC TRƯỜNG HỢP ĐƠN GIẢN NHẤT
2.3.1. Lưới phân phối có một phụ tải
Xét lưới phân phối trên hình 2.6. Công suất ph n kháng yêu cầu max là Qmax,
công suất bù là Qb, đồ thị kéo dài của công suất ph n kháng yêu cầu là q(t), đồ thị kéo
dài của công suất ph n kháng sau khi bù là : qb(t) = q(t) – Qb
Trên hình 2.7: qb1(t) ứng với Qb = Qmin
Trên hình 2.8: qb2(t) ứng với Qb = Qtb
Trên hình 2.9: qb3(t) ứng với Qb = Qmax
Từ các đồ thị kéo dài công suất ph n kháng ta thấy: khi đặt bù đồ thị kéo dài
công suất ph n kháng mới có thể nằm trên, nằm dưới hoặc cắt trục hoành tùy thuộc vào
độ lớn của công suất bù. Công suất ph n kháng dương (+) có ngh a là nó đi từ nguồn
đến phụ t i còn âm (–) ngh a là đi ngược từ phụ t i về nguồn. Dù đi theo hướng nào
công suất ph n kháng đểu gây ra tổn thất công suất tác dụng như nhau.
Trong trường hợp Qb = Qmax( hình 2.2) thì:
- Trong các chế độ trừ chế độ min phụ t i ph i nhận công suất từ nguồn còn
trong các chế độ max thì chỉ gi m được lượng công suất ph n kháng ∆Q = Qmax –
Qb – Qmin
30

- Trong các chế độ trừ chế độ max công suất bù thừa cho phụ t i và đi
ngược về nguồn. Công suất ph n kháng yêu cầu ở chế độ max được triệt tiêu hoàn toàn,
cho lợi ích về độ gi m yêu cầu công suất ph n kháng và tổn thất công suất tác dụng.
Qmax(kVAr)
U
Qb(kVAr)
H nh 2.6:B công suất phản kháng cho lưới đơn giản
Qmax(kVAr)
Qb = Qmin
qb1(t)
+ Qmin
0 T
H nh 2.7: Trường h p b theo Qmin
Qmax
Qb = Qtb
Qtb
+ Qmin
0 qb2(t) - T
H nh 2.8: Trường h p b theo Qtb
31

Qmax
Qb = Qmax
Qmin
0
- T
qb3(t)
H nh 2.9: Trường h p b theo Qmax
Về mặt tổn thất điện năng 2 trường hợp này hoàn toàn giống nhau ta thấy đồ thị
công suất ph n kháng của chúng có dạng giống nhau chỉ ngược dấu thôi.
Trong trường hợp Qb = Qtb (hình 2.8) trong một nửa thời gian công suất ph n
kháng đi từ nguồn đến phụ t i còn trong nửa thời gian còn lại công suất ph n kháng của
tụ bù đi ngược về nguồn. Yêu cầu công suất ph n kháng không gi m được nhiều nhưng
đồ thị này cho tổn thất điện năng nhỏ nhất có ngh a là độ gi m tổn thất điện năng lớn
nhất. Bởi vì tồn thất điện năng phụ thuộc vào độ bằng phẳng của đồ thị công suất ph n
kháng, đồ thị càng bằng phẳng thì tổn thất điện năng càng nhỏ.
Tóm lại nếu cho phép bù không hạn chế thì:
- Qb = Qmax cho độ gi m tổn thất công suất tác dụng và độ gi m yêu cầu
công suất ph n kháng ở chế độ max lớn nhất.
- Qb = Qtb cho độ gi m tổn thất điện năng lớn nhất.
Kết luận này là tổng quát đúng cho mọi cấu trúc lưới phân phối. Nếu xét đồng
thời c 2 yếu tố thì công suất bù tối ưu sẽ ph i nằm đâu đó giữa Qmax và Qtb.
Tổn thất công suất tác dụng do công suất ph n kháng q(t) gây ra là:
P
q2 (t)
RMW, MVAr,, kV
U2
q (t) Qb 2 q(t)
2
 2q (t)
Q  Q 2
Sau khi bù:P   
 R b b
 R (2.24)
U2
U2
b
32

Lợi ích về tồn thất công suất tác dụng sau khi bù chính là độ gi m tổn thất công
suất tác dụng do bù:
P PP 
2q Q  Q 2
(2.25)
(t) b b  R
(t) b U2
Lợi ích do gi m tổn thất công suất tác dụng chỉ có ngh a ở chế độ max của hệ
thống khi mà nguồn công suất tác dụng bị căng thẳng, lúc đó q(t) = Qmax và:
P 
2Q Q  Q 2
(2.26)
max b b  R
(t)
U2
Ta dễ dàng nhận thấy ∆P sẽ lớn nhất khi Qb = Qmax và:P 
Q2
max R
max
U2
Độ gi m tổn thất điện năng trong kho ng thời gian xét T là tích phân của ∆P(t)
trong kho ng thời gian xét T
2q(t)  Q
b
 Q2
 Rdt 2
A  b
 2TQtbQbTQb
U2 U2 (2.27)
 T.R.Qb (2Qtb Qb ) T.R.Qb (2Ksdq .QmaxQb )
U2
U2
Vì
1
q(t)dt Qtb ; Ksdq
Q
tb
T Q
max
Lấy đạo hàm của (2.27) theo Qb đặt = 0 rồi gi i ta được giá trị của Qb cho độ gi
m tổn thất điện năng lớn nhất.
A
2TQ
tb 2Q
bR 0 (2.28)
Qb U2
Q2
Rút ra Qbopt = Qtb khi đóAmax R.T tb
U2
33

2.3.2. Lưới phân phối có phụ tải phân bố đều trên trục ch nh
Một đường dây đơn từ một trạm phân phối cung cấp cho các phụ t i khác nhau
có những gi thiết sau:
- Đường dây có những phần giống nhau và các phụ t i giống nhau được
cung cấp dọc trên chiều dài đường dây.
- Chiều dài tối đa của đường dây cung cấp được giới hạn bởi độ lệch điện
áp.
- Hiệu ứng điện áp tăng không nh hưởng đến tụ bù được bỏ qua.
0 R0 q0(kVAR/km)
Qb
H nh 2.10: Bài toán b cho lưới có phụ tải phân bố đều trên trục ch nh
QN
0
Lx
B C A
L
H nh 2.11: Vị tr đ t tụ sao cho là hiệu quả nhất
Trong trường hợp này có vấn đề là địa điểm dặt bù nên ở đâu để hiệu qu bù là
lớn nhất, còn vấn đề giá trị công suất bù đã được gi i quyết ở phần trên và vẫn đúng cho
trường hợp này.
Gi thiết rằng chỉ đặt bù tại một điểm và ph i tìm điểm đặt bù tối ưu sao cho với
công suất bù nhỏ nhất đạt hiệu qu lớn nhất.
34

R q 2
L3
Ta xét chế độ max:P1 0 0
2
3U
Ta đặt tụ bù sao cho công suất ph n kháng QN từ nguồn cấp cho đoạn Lx (đoạn
OB) còn tụ bù cung cấp công suất ph n kháng Qb cho đoạn còn lại là L – Lx (đoạn BA)
QN = Lx.q0 ; Qb = ( L – Lx ).q0
Dễ dàng nhận thấy rằng muốn cho tổn thất công suất tác dụng và tồn thất điện
năng sau khi bù là nhỏ nhất thì trạm bù ph i đặt chính giữa đoạn L – Lx, công suất ph n
kháng của tụ sẽ chia đều về 2 phía, m i phía có độ dài ( L – Lx )/2 và công suất ph n
kháng Qb/2. Vị trí đặt bù sẽ là:
lb = Lx + (L – Lx)/2 = (L + Lx)/2 (2.29)
Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn Lx là:
P (Lx.q0
2
).Lx.R0  L3
xq0
2
R0
N 3U2
3U2
Tổn thất công suất tác dụng trên đoạn L – Lx là:
P  2 
 (LL ).q 2 (LL)R 0R .q2
(LL )3
 x
  x 0 0 x
b
2
2 2
  6U 12U
Tồn thất công suất tác dụng sau khi bù là:
   R .q 2
L3
R
0
(LL
x
)3
q 2
R q 2
 3
 (LL
x
)3

0 0 x
0
 0 0

L
x 
P2 PN Pb
3U
2
12U
2
3U
2
4
 
Độ gi m tổn thất công suất tác dụng do bù là:
PP P  R0 .q0
2
L3
x
R
0
q
0
2

L3 (L Lx )3

1 2
3U
2
3U
2  x
4

 
Lấy đạo hàm của ∆P theo Lx rồi đặt bằng 0 và gi i ta được lxop:
P R .q2
 (LL )2

 lxop
L
L x
 0 2
0
3L3
x 3
4
x  0
3
3U  
(2.30)
(2.31)
(2.32)
(2.33)
(2.34)
35

Từ đây ta có vị trí bù tối ưu lxop
L
3 . Như vậy muốn gi m độ tổn thất công
suất tác dụng do bù lớn nhất nguồn điện ph i cung cấp công suất ph n kháng cho 1/3 độ
dài lưới điện, tụ bù cung cấp công suất ph n kháng cho 2/3 độ dài còn lại và đặt ở vị trí
cách đầu lưới điện 2/3L. Từ đây cũng tính được công suất bù tối ưu là 2/3 công suất ph
n kháng yêu cầu.
36

CHƯƠNG III
ỨNG DỤNG MODULE CAPO TRONG PHẦN MỀM PSS/ADEPT ĐỂ GIẢI BÀI
TOÁN TỐI ƯU HÓA DUNG LƯỢNG VÀ VỊ TRÍ ĐẶT CỦA TỤ BÙ
3.1. GIỚI THIỆU VỀ PHẦN MỀM PSS/ADEPT
PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering
Productivity Tool) là phần mềm tính toán và phân tích lưới điện phân phối được xây dựng
và phát triển bởi nhóm phần mềm A Shaw Group Company, Power Technologies
International (PTI) thuộc Siemens Power Transmission& Distribution,
Inc.PSS/ADEPT là một module trong phần mềm PSSTM
.
Theo thống kê của công ty phần mềm PTI hiện nay trên thế giới có tới 136 quốc
gia sử dụng phần mềm này phục vụ cho công tác tính toán và vận hành lưới điện phân
phối của các điện lực. Đặc biệt một số nước có hệ thống điện phát triển đã sử dụng các
module tính toán của PSS/ADEPT đã gi m được tổn thất điện năng xuống mức thấp
nhất như Nhật b n (4,3%) Singapore(7,2%) Canađa(5,7%)..
PSS/ADEPT làm việc với mô hình hệ thống ba pha, bốn dây với dạng tổng quát.
Hệ thống được mô t bằng các thành phần tổng trở cân bằng thứ tự thuận và thứ tự
không. Các phần tử trong hệ thống điện được mô phỏng bao gồm:
• Các nút
• Nguồn ba pha cân bằng và không cân bằng
• Đường dây và thiết bị ngắt
• Máy biến thế
• Động cơ và máy phát
• T i
Các phần đường dây, thiết bị ngắt, và máy biến thế của hệ thống hình thành kết
nối giữa các nút.Nguồn, t i, và các tụ shunt được gắn tại nút. Ba pha của hệ thống là
được đặt tên là A, B, và C. Tất c ba pha, hai pha, hay một pha có thể thể hiện trong
37

m i đường dây hay máy biến thế. Vì vậy có thể mô hình một phát tuyến phân phối từ
một nguồn ba pha, với mạch chính ba pha, với các nhánh rẽ hai và một pha, và với t i
ba, hai, và một pha. Nếu hệ thống nối đất tại trung tính thì PSS/ADEPT gi thiết rằng
dây trung tính liên tục, được kết nối tốt, và được kết nối tới tất c nút.Hệ thống không
nối đất có thể được mô hình trong PSS/ADEPT bằng các qui cách kỹ thuật thích hợp
của máy biến thế và các tổng trở đường dây, và quy cách kỹ thuật thích hợp của các
loại t i.
Phần mềm PSS/ADEPT đi gi i quyết 8 bài toán trong hệ thống điện:
- Tính toán chế độ xác lập của hệ thống lưới điện 3 pha 3 dây và 3 pha 4 dây
- Tính toán các loại ngắn mạch trong hệ thống
- Tính toán xác định vị trí tụ bù
- Tính toán tìm điểm mở tối ưu
- Tính toán khởi động động cơ
- Tính toán mô phỏng hoạ tần sóng hài tại các nút
- Tính toán phối hợp lắp đặt b o vệ
- Tính toán độ tin cậy trong hệ thống
3.2.BÀI TOÁN PHÂN BỐ CÔNG SUẤT
Phần mềm PSS/ADEPT gi i bài toán phân bố công suất bằng các phép lặp. Hệ
thống điện đều được thể hiện dưới hình thức sơ đồ 1 pha nhưng chúng bao gồm đầy đủ
thông tin cho lưới điện ba pha. Các thông tin có được từ bài toán phân bố công suất là
trị số điện áp và góc pha tại các nút, dòng công suất tác dụng và công suất ph n kháng
trên các nhánh và trục chính, tổn thất công suất tác dụng và tổn thất công suất ph n
kháng trong mạng điện, vị trí đầu phân áp của các máy biến áp trong trường hợp giữ
điện áp tại một nút nào đó trong một giới hạn cho phép...
Đối với PSS/ADEPT, các bộ phận được phân nhỏ thành một số loại:
38

+ Các điểm đấu nối (các nút) định ngh a vị trí ở đó các bộ phận khác được đấu
nối vào lưới điện. Các điểm đấu nối có thể hoặc không tương ứng với một thiết bị vật lí.
+ Các thiết bị mắc rẽ thể hiện các bộ phận vật lí đang hiện hữu ở một điểm đấu
nối.
+ Các thiết bị nhánh thể hiện các bộ phận vật lí đang hiện hữu giữa hai (hoặc
nhiều) điểm đấu nối.
Hình 3.1: Bài toán phân bố công suất
3.3.BÀI TOÁN BÙ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG (CAPO)
3.3.1. Cách PSS/ADEPT chọn vị tr b tối ưu
Tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới là tính toán vị trí lắp đặt tụ bù trên lưới
sao cho kinh tế nhất (ngh a là sao cho số tiền tiết kiệm được từ việc đặt tụ bù lớn hơn số
tiền ph i bỏ ra để lắp đặt tụ bù).
Gi sử CAPO đang tính toán lắp đặt tụ bù thứ n, độ lớn sF. Tất c các nút hợp lệ
trong lưới điện được xem xét để tìm vị trí đặt tụ bù sao cho số tiền tiết kiệm được là lớn
nhất; gi sử công suất tác dụng tiết kiệm được là xP (kW) và công suất ph n kháng tiết
kiệm được là xQ(kVAr). Năng lượng tiết kiệm và quá trình b o trì diễn ra trong 1 kho
ng thời gian, vì vậy chúng ta sử dụng 1 đại lượng thời gian tương đương, gọi là
Ne:
n 1 i n
Ne
  (3.1)
n1 1  r
Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là:
39

SavingsF 8760Ne.(xP.cP xQ.cQ) (3.2)
Giá trị của chi phí mua tụ bù là:
costF sF.(cF Ne.mF) (3.3)
Nếu tiền tiết kiệm được lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét đến tụ bù thứ n+1,
nếu tiền tiết kiệm được nhỏ hơn thì CAPO bỏ qua tụ bù thứ n và ngừng tính toán. Lưu
đồ thuật toán tối ưu hóa vị trí lắp đặt tụ bù như hình sau:
Chọn đồ thị phụ t i cần tính toán và đặt dụng lượng
định mức tụ cần lắp đặt m i cụm
Tính phân bố công suất và kiểm tra điện
áp tại các nút
Tính dung luợng bù cần lắp đặt tại tất c các nút trên luới
So sánh dung lượng bù tính ra tại tất
c các nút thỏa mãn điều kiện sau:
N
Savings F> CostF
Ui<Ugh trên (i)
Yes
Kết qu
Hình 3.2: Lưu đồ thuật toán b công suất phản kháng
40

Hình 3.3: Các t y chọn trong hộp thoại CAPO
Đầu tiên, tính phân bố công suất cho m i đồ thị phụ t i để biết nấc điều chỉnh của
MBA và nấc chỉnh của tụ bù ứng động đang có trên lưới.Các nấc chỉnh này được lưu
lại cho từng trường hợp.Các MBA và tụ bù này sẽ không được chỉnh nữa khi CAPO
chạy.
Trước hết CAPO xem xét các tụ bù cố định, theo định ngh a thì các tụ bù này
luôn được đóng vào lưới trong tất c các trường hợp phụ t i. Các nút hợp lệ trên lưới sẽ
được kiểm tra xem tại nút nào thì số tiền tiết kiệm được là lớn nhất.Vì có nhiều trường
hợp phụ t i nên số tiền tiết kiệm này sẽ được xem như tổng trọng số của từng trường
41

hợp phụ t i, trong khi đó hệ số trọng lượng là thời gian tính toán của m i trường hợp
phụ t i.
Tụ bù sẽ không được đặt tại nút đang xem xét trong các trường hợp sau:
- Tiền tiết kiệm được không bù đắp được chi phí bỏ ra
- Không còn tụ bù cố định thích hợp để đóng lên lưới.
- Vượt quá giới hạn trên của điện áp cho phép trong 1 trường hợp t i nào đó
(giới hạn điện áp này được thiết lập trong th General của b ng Analysis Options
Property).
- Các tụ bù cố định được đặt lên lưới cho đến khi một trong các trường hợp x y
ra; khi đó việc đặt tụ bù cố định kết thúc và chương trình chuyển qua đặt tù bù ứng
động.
Những nút phù hợp (cho tụ bù ứng động) trên lưới được xem xét để tìm nút cho
ra số tiền tiết kiệm lớn nhất trong tất c các trường hợp. Việc tính toán được thực hiện
đến khi:
- Tiền tiết kiệm không bù đắp được chi phí cho tụ bù ứng động
- Không còn tụ bù ứng động để đóng lên lưới (gi thiết luôn đủ)
Để tham kh o, tất c các phương trình có trong tính toán CAPO sẽ được liệt kê
bên dưới.Chi phí của tụ bù, bao gồm tiền lắp đặt và b o trì, được liệt kê cho loại tụ bù
cố định trước. Công thức là tương tự cho tụ bù ứng động (tụ bù có đóng cắt).
costF sF (cF Ne mF) (3.4)
Nếu có nhiều trường hợp phụ t i, sẽ có nhiều biến cần định ngh a hơn. Gi sử có
K trường hợp phụ t i trong CAPO, m i trường hợp có kho ng thời gian là dk. Gọi
switchk là trạng thái đóng cắt của tụ bù ứng động, switchk = 1 ngh a là tụ bù đóng trên
lưới trong suốt trường hợp t i và bằng 0 là tụ bù được cắt ra.
Tiền tiết kiệm cho m i tụ bù cố định (luôn được đóng vào lưới) là tổng tiền tiết
kiệm của tất c các trường hợp t i.
42

k k
SavingsF 8760.Ne.(cP.xPk cQ.xQk ) (3.5)
k1 k1
Tiền tiết kiệm cho tụ bù ứng động cũng liên quan đến lịch đóng cắt của tụ.
k k
Savingss 8760.Ne.(cP.switchk .xPk cQ.switchk .xQk ) (3.6)
k1 k1
Để hoàn tất ta xét phương trình tính Ne:
n  1 in
(3.7)
Ne
 
n1 1  r
CAPO đặt tụ bù cố định lên lưới cho đến khi x y ra điều kiện dừng.Sau đó tụ bù
ứng động được đặt lên lưới cho đến khi x y ra điều kiện dừng tương ứng của tụ bù ứng
động. Tổng chi phí của quá trình tối ưu là chi phí lắp đặt và b o trì của tất c các tụ đã
được đóng lên lưới; chi phí tiết kiệm tổng là tổng của các chi phí tiết kiệm thu lại được
của từng tụ bù. CAPO có thể đặt nhiều tụ bù cố định và/hoặc nhiều tụ bù ứng động tại
m i nút.PSS/ADEPT sẽ gộp các tụ bù này thành một tụ bù cố định và/hoặc một tụ bù
ứng động. Tụ bù ứng động đơn sẽ có nấc điều chỉnh tương ứng và lịch đóng cắt tụ sẽ
biểu diễn các bước đóng cắt của từng tụ bù đơn.
3.3.2 Thiết lập các thông số kinh tế lưới điện cho CAPO
Hình 3.4: Các chỉ tiêu kinh tế
43

Price of electrical energy (per kWh): Giá điện năng tiêu thụ, cP, tính bằng
đơn vị/kWh. Đây là năng lượng thực.
Price of electrical reactive energy (per kVAr-h): Giá điện năng ph n
kháng tiêu thụ, cQ, tuỳ chọn đơn vị tiền tệ, PSS/ADEPT và CAPO đều không bắt buộc
đơn vị tiền tệ ph i sử dụng, chúng ta có thể sử dụng bất kỳ đơn vị tiền tệ nào miễn sao đ
m b o tính nhất quán giữa các biến số. Giá trị này cũng như các giá trị khác sẽ được đặt
là 0 nếu không có giá trị trên thực tế.
Price of electrical demand (per kW): Giá công suất thực lắp đặt,dP, là giá công
suất phát ph i tr để thay thế tổn hao hệ thống. Hiện tại CAPO không sử dụng giá trị
này.
Price of electrical reactive demand (per kVAr): Giá công suất ph n kháng
lắp đặt, dQ. Hiện tại CAPO cũng không sử dụng giá trị này.
Discount rate (pu/yr): Tỷ số trượt giá, r, được sử dụng để qui đổi số tiền tiết
kiệm được và chi phí từ tương lai về thời điểm hiện tại. Nếu nguồn tài chính của việc
mua và lắp đặt tụ bù được vay từ ngân hàng thì tỷ số trượt giá sẽ bằng hoặc gần bằng
lãi suất cho vay của ngân hàng.
Inflation rate (pu/yr): Tỷ số phạm phát, i, là sự tăng giá điện năng và tiền b o
trì tụ bù hàng năm. Lưu là tỷ số này tính bằng đơn vị tương đối (pu) chứ không ph i
phần trăm (%). Thông thường giá trị này trong kho ng 0.02 đến 0.08 cho một năm.
Evaluation period (yr): Thời gian tính toán, N, là kho ng thời gian mà tiền
tiết kiệm được từ việc lắp đặt tụ bù bằng với tiền lắp đặt và b o trì tụ bù đó (ngh a là
thời gian hoàn vốn. Nếu thực tế có chính sách là đầu tư ph i hoàn vốn trong 5 năm thì
giá trị này được đặt là 5.
Installation cost for fixed capacitor banks (per/kVAr): Giá lắp đặt tụ bù
cố định, cF, có đơn vị /kVAr của kích c tụ bù ; giá trị này cần ph i được tính để phù
hợp với thực tế của người sử dụng. Có thể nó sẽ bao gồm tiền vỏ bọc tụ bù, tiền vận
chuyển, tiền công lao động,…
44

Installation cost for switched capacitor banks (per/kVAr): Giá lắp đặt tụ bù
ứng động, cQ, giống với tụ bù cố định, tuy nhiên có thể tụ bù ứng động sẽ có giá cao hơn.
Maintenance rate for fixed capacitor banks (per/kVAr-yr): Tỷ giá b o trì
tụ bù cố định, mF, là tiền để duy trì hoạt động của tụ bù hàng năm.
Maintenance rate for switched capacitor banks (per/kVAr-yr): Tỷ giá b
o trì tụ bù ứng động, mS, gống với tụ bù cố định.
Để thiết lập các thông số kinh tế này, chọn Network/Economics từ trình đơn
chính.B ng các thông số kinh tế sẽ hiện ra trên màn hình.
Bảng 3.1: Thiết lập thông số kinh tế cho bài toán CAPO
- Giá điện năng tiêu thụ 1kWh
[đồng/kWh]
- Giá điện năng ph n kháng tiêu thụ
kVArh [đồng/kVArh]
- Tỷ số chiết khấu [pu/year] (r)
- Tỷ số lạm phát [pu/year] (i)
- Thời gian tính toán (years) (N)
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp cố
định [đồng/kVAr]
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp điều
chỉnh [đồng/kVAr]
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố định
[đồng/kVAr]
Căn cứ theo thông tư 19/2013/TT-BCT
ngày 31/07/2013 của Bộ Công Thương
về việc quy định giá bán điện và hướng
dẫn thực hiện: 1508,25đ/kWh
TQ = TP .k%
k% : là hệ số bù đắp chi phí do bên mua
điện sử dụng quá lượng công suất ph n
kháng quy định theo thông tư số
07/2006/TT-BCN ngày 27/10/2006 của
Bộ Công Thương. Lấy giá trị trung bình
với cos = 0,8 được k = 6,25.
TQ = 1508,25x6,25% = 94
0,18
0,16
8
201.375,5
295.231,7
256.118,26
45

- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp
ứng động [đồng/kVAr]
- Chi phí b o trì tụ bù trung áp cố định
hàng năm [đồng/kVAr.năm]
- Chi phí b o trì tụ bù trung áp ứng động
- Chi phí b o trì tụ bù hạ áp cố định hàng
năm [đồng/kVAr.năm]
- Chi phí b o trì tụ bù hạ áp ứng động
352.271,3
6041,27
8.856,95
7683,55
10.568,14
3.4 ỨNG DỤNG MODULE CAPO GIẢI BÀI TOÁN TỐI ƯU VỊ TRÍ ĐẶT VÀ
DUNG LƯƠNG ĐẶT TỤ BÙ CHO XUẤT TUYẾN 477E1.5 THANH XUÂN,
480E21 TÂY HỒ, 475E21 TÂY HỒ, 374E10.2 ỨNG HÒA HÀ NỘI; 971E27.4
THUẬN THÀNH, 384E27.4 THUẬN THÀNH BẮC NINH
3.4.1. Cách nhập các thông số cơ bản của lưới điện trong phần mềm PSS/ADEPT
3.4.1.1. Nguồn
Dữ liệu cần nhập:
- Tên nguồn
- Loại, điện áp định mức;
- Công suất định mức;
- Tổng trở thứ tự thuận và thứ tự nghịch của nguồn.
46

H nh 3.5: Th nhập số liệu nguồn
3.4.1.2. Đường dây
- Tên đường dây, số pha (1 pha, 3 pha);
- Chiều dài đường dây;
- Tổng trở thứ tự thuận, tổng trở thứ tự không của đường dây.
H nh 3.6: Th nhập số liệu đường dây
47

3.4.1.3. Máy biến áp
- Tên MBA;
- Pha (1pha, 3 pha), tổ đấu dây;
- Công suất định mức
- Tổng trở tương đương của MBA.
H nh 3.7: Th nhập số liệu máy biến áp
3.4.1.4. Phụ tải
- Tên phụ t i (nên lấy mã trạm để đặt tên cho phụ t i trạm);
- Nhóm phụ t i (Load Categories);
- Biểu đồ phụ t i (Load Snapshots), có được từ đánh gía thực tế qu n l
vận hành;
- Loại phụ t i (cân bằng và không cân bằng);
- Công suất thực (P);
- Công suất ph n kháng (Q).
48

H nh 3.8: Th phân loại phụ tải
3.4.1.4. Nde
 Tên node;

 Điện áp tại node đó.
H nh 3.9 Th phân loại phụ tải
49

3.4.2. Phân bố công suất của lưới sau khi nhập dữ liệu
3.4.2.1 Đặc điểm lưới điện
a) Xuất tuyến 477E1.5 Thanh Xuân Hà Nội
- Điện áp định mức: 22 kV.
- Tổng chiều dài xuất tuyến: 19,311 km.
- Đồ thị phụ t i đặc trưng
P
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0 t(h)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
H nh 3.10: Đồ thị phụ tải đ c trưng lộ 477E1.5 Thanh Xuân
b) Xuất tuyến 480E21 Tây Hồ Hà Nội
- Tổng chiều dài xuất tuyến: 22,64km.
50

P
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0 t(h)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
H nh 3.11: Đồ thị phụ tải đ c trưng lộ 480E21 Tây Hồ Hà Nội
c) Xuất tuyến 475E21 Tây Hồ Hà Nội
P
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0 t(h)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
H nh 3.12: Đồ thị phụ tải đ c trưng lộ 475E21 Tây Hồ Hà
Nội d) Xuất tuyến 971E27.4Thuận Thành Bắc Ninh
51

P
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0 t(h)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
H nh 3.13: Đồ thị phụ tải đ c trưng lộ 971E27.4 Thuận Thành Bắc Ninh
e) Xuất tuyến 384E27.4 Thuận Thành Bắc Ninh
P
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0 t(h)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
H nh 3.14: Đồ thị phụ tải đ c trưng lộ 384E27.4 Thuận Thành Bắc Ninh
52

f) Xuất tuyến 374E10.2Ứng Hòa Hà Nội
- Tổng chiều dài xuất tuyến: 24,35km.
P
1.2
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0 t(h)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
H nh 3.15: Đồ thị phụ tải đ c trưng lộ 374E10.2 Ứng Hòa Hà Nội
3.4.3Tính toán cho xuất tuyến 477E1.5 Thanh Xuân Hà nội
3.4.3.1. Tính toán chế độ xác lập
Phần tính toán này được thực hiện bằng cách chạy trào lưu công suất cho
phương thức vận hành hiện tại ở chế độ phụ t i cực đại, chế độ phụ t i cực tiểu.
Kết qu thu được trên các xuất tuyến được tổng hợp như sau:
Bảng 3.2:Bàng tổng h p kết quả sau khi t nh toán chế độ xác lập
Công suất Tổn thất công suất Điện áp nút
P, kW Q, kVAr P, kW Q, kVAr Umax, kV Umin, kV
Cực đại 26815 21569,92 911,843 1799,3 22,88 22,01
Bình thường 21291,8 16937,9 569,341 1121,5 22,88 22,19
Cực tiểu 13166,4 10304,99 214,699 419,6 22,88 22,46
53

Ta tính toán lượng tổn thất điện năng trước, dựa vào đồ thị phụ t i đặc trưng ta
tính tổn thất điện năng theo công thức sau:
A t
P(t)dt
t
min 2P (t)dt tbt 2
P (t)dt tmax 2
P (t)dt
0
min bt max
tmin1 tbt1 tmax1
AP
min
(t
min2 t
min1
)
P
bt
(t
bt2 t
bt1
)
P
max
(t
max2 t
max1
)
Với lộ 477E1.5 ta có:
- thời gian công suất cực tiểu: 5h
- thời gian công suất bình thường: 13h
- thời gian công suất cực đại: 6h
Vậy ta có:
A 911,8436 569,34113 214,699 513945,986 kWh
3.4.3.2. Xây dựng đồ thi phụ tải
Khi xét đến chế độ vận hành của lưới điện người ta quan tâm đến 2 chế độ điển
hình là chế độ phụ t i cực đại và chế độ phụ t i cực tiểu bởi công suất t i ở chế độ này có
sự chênh lệch rất lớn. Vì vậy, để đơn gi n cho quá trình xây dựng đồ thị phụ t i trong
PSS/ADEPT ta lấy gần đúng thời gian hoạt động của phụ t i cực đại và cực tiểu như
sau:
+ Chế độ phụ t i cực đại: từ 09h30 – 11h30 và từ 17h00 – 20h00. Thời gian hoạt
động của phụ t i ở thời điểm cực đại chiếm kho ng 5/24 = 0,21
+ Chế độ phụ t i cực tiểu: từ 22h00 – 04h00. Thời gian hoạt động của phụ t i ở
thời điểm cực tiểu chiếm kho ng: 6/24 = 0,25
+ Chế độ bình thường: các giờ còn lại. Thời gian hoạt động của phụ t i ở thời
điểm cực tiểu chiếm kho ng: 13/24 = 0,54
Trên cơ sở đó, ta đi phân loại phụ t i và xây dựng đồ thị phụ t i trong mục
Network/Load categories, Network/Load Snapshot
54

H nh 3.16: Th xây d ng đồ thị phụ tải
3.4.3.3. Kết quả lựa chọ vị trí và dung lượng tụ bù bằng module CAPO
Lưới điện phân phối bao gồm lưới điện trung áp và hạ áp. Khi tính toán cần xem
xét đặt tụ bù ở vị trí nào thì độ gi m tổn thất điện năng là lớn nhất:
+ Nếu đặt thiết bị bù phía trung áp thì dễ dàng trong công tác vận hành
nhưng chỉ gi m được tổn thất điện năng từ thanh cái trung áp của MBA.
+ Nếu đặt tụ bù phía hạ áp thì gi m được tổn thất điện năng của c lưới
trung áp và hạ áp. Tuy nhiên công tác vận hành khó khăn hơn.
Trong luận văn, tác gi chỉ sử dụng phương án bù trung áp.
Sau khi cài đặt các thông số kinh tế, số lượng tụ bù cố dịnh, dung lượng m i tụ,
ta tiến hành gi i bài toán và có kết qu vị trí và dung lượng tụ bù như sau;
55

Bảng 3.3: Vị tr và dung lư ng b trung áp tại các nút
Vị tr b Dung lư ng b cố định (kVAr)
TG_NG.TUAN2 600
TG_HUDTOWER 300
TG_TBANDUONG 300
TG_CTLINHCHI 300
TG_LMDIENNUO 900
TG_CUVTXM 600
TG_DNSONGDA 600
TG_HONGLIEN1 600
TG_COYEU1 600
TG_LSVHACINC 600
TG_CTXDSO2 300
TG_CTDAIVIET 600
TG_CCTX5 300
TG_HACINCO 1500
TG_TTOTOXM 600
TG_INT.NHAT 300
TG_MOTKHOANG 300
TG_THUYSAN 300
TG_LDDET19/5 600
TG_TLTOWER 300
Tổng dung lư ng b 10500
56

3.4.3.4 Tinh toán phân bố công suất sau khi bù bằng CAPO
Bảng 3.4:Phân bố công suất sau khi b của xuất tuyến 477E1.5
Chế độ
Công suất Tổn thất công suất Điện áp nút
P, kW Q, kVAr P, kW Q, kVAr Umax, kV Umin, kV
Cực đại 26583,4 10446,78 680,17 1488,94 22.88 22.33
Bình thường 21137,6 5741,95 414,81 915,185 22.88 22.52
Cực tiểu 13121,2 -1005,27 169,45 358,466 22.88 22.79
Ta tính toán lượng tổn thất điện sau khi bù:
A 680,176 414,8113169,45510320,87 kWh
Như vậy sau khi đặt bù bằng module CAPO ta có độ gi m tổn thất công suất như sau:
Bảng 3.5: Độ giảm tổn thất công suất sau CAPO chế độ c c đại
Chế độ ∆P (kW) ∆Q (kVAr)
Trước khi thực hiện CAPO 911,843 1799,333
Sau khi thực hiện CAPO 680,171 1488,943
Độ tổn thất gi m được sau khi CAPO 231,672 310,39
Độ tổn thất gi m được sau khi CAPO (%) 25,41% 17,25%
Bảng 3.6: Độ giảm tổn thất công suất sau CAPO chế độ b nh thường
57

Bảng 3.7: Độ giảm tổn thất công suất sau CAPO chế độ c c tiểu
Bảng 3.8: Bảng kết quả tổn thất điện năng trước và sau khi th c hiện CAPO
Chế độ ∆A (kWh)
Trước khi thực hiện CAPO 13945,986
Sau khi thực hiện CAPO 10320,865
Độ tổn thất gi m được sau khi CAPO 3625,121
Độ tổn thất gi m được sau khi CAPO (%) 25,99%
3.4.3.5Sử dụng quy tắc 2/3 để lựa chọn vị trí và dung lượng tụ bù cho xuất tuyến
477E1.5 Thanh Xuân Hà Nội.
Dựa vào hình dáng của xuất tuyến ta tiến hình tách lưới thành 2 đoạn chính với
như sau:
58

a. Tính toán cho nhánh 1 xuất tuyến 477E1.5 Thanh Xuân.
477
XLPE-M-3x240x382 XLPE-M-3x240x30 XLPE-M-3x240x320 XLPE-M-3x240x735 XLPE-M-3x240x105 XLPE-M-3x240x415 XLPE -M -3 x24 0 x84 XLPE-M-3x240x100 XLPE-M-3x240x108 XLPE -M -3 x2 40 x0 110
XNSC H? ÐÌNH 3 THI CÔNG CO GI? I TT THU? C LÁ T.LONG TT D?NG C? 1 BUU ÐI?N TH.ÐÌNH GI?Y ?NH BÌNH MINH HTX PHUONG ÐÔNG TT XE CA
MÁY ÐO Ð?C T-400 X-(A)-1500+750 1C-(SD)-400 T-630 T-400 X-(ET)-320 K-(A)-400 X-(SD)-400
T-320
E1.5
XLPE-M-3x240x198 XLPE-M-3x240x82 XLPE-M-3x240x70 XLPE-M-3x240x270 XLPE-
M-3x240x230 XLPE-M-3x240x225 XLPE-M-3x240x296 XLPE-M-3x240x395 XLPE-
M-3x240x190
V?N T?I XD XENLULÔ G?CH Ð?I LA CA QU?N CO KHÍ ÐI?N ?NH XNK LUONG TH? C XÓM M? I HAPULICO 2 NHÂN CHÍNH 4
X-(SD)-250 X-(SD)-400 T-250 T-400 X-(SD)-400 K-(TD)-400 T.XUÂN X-(SD)-750 X-(A)-400
X-(SD)-(1000+400)
XLPE-M-3x240x80 XLPE-M-3x240x249 XLPE-M-3x240x237 XLPE-M-3x240x85 XLPE-M-3x240x210 XLPE-M-3x240x70 XLPE-M-3x240x65 XLPE-M-3x240x125 XLPE-M-3x240x146
NHÂN CHÍNH 7 PHAN ÐÌNH GIÓT T?P TH? CP84 NGÕ KI?N THI?T CTY VU HOÀNG TTBD CÁN B? TT SAO MAI NH CÔNG THUONG 2 KHU N? I CHÍNH
1C-(SD)-400 T-400 1C-(CP)-400 T-630 1C-(A)-400 K-(SI)-400 1C-(SD)-250 K-(A)-1000 K-(A)-1000
XLPE-M-3x240x200 XLPE -M -3 x24 0 x70
XLPE-M-3x240x180 XLPE-M-3x240x670 XLPE-M-3x240x280 XLPE-M-3x240x65 XLPE-M-3x240x50 XLPE-M-3x240x50 XLPE-M-3x240x000
CTY CPT LÔ 3.7CC NINH PHÚC 2 UB V?T GIÁ CTY 665 BQP TT CO KHÍ VNECO ÐÈN ÐU? NG 1 4.1CC
L?C H? NG X-(A)-1250 1C-(A)-400 T-250 T-180 NGÂN HÀNG X-(SD)-560 K-(VE)-100 NHÂN CHÍNH
X-(SD)-560 T-250 1C-(SI)-560
XLPE-M-3x240x25 XLPE-M-3x240x50 XLPE-M-3x240x50 XLPE-M-3x240x280 XLPE-M-3x240x195 XLPE-M-3x240x195 XLPE-M-3x240x235 XLPE-M-3x240x70 XLPE-M-3x240x150 XLPE-M-3x240x95 XLPE-M-3x240x58 XLPE-M-3x240x143 XLPE-M-3x240x235
L?P MÁY ÐI?N NU? C LÀNG SV CTY XD S? 2 HACINCO2 TTLD TH? Y S?N THANG LONG ÐÈN ÐU? NG 2 Ð?A ? C COMA TT TH? Y S?N XK VACVINA TH?Y S?N XK CTY Ð?U TU CIENCO1
ÐI?N NU? C SÔNG ÐÀ HACINCO T-250 K-(SD)-2*1000 T-400 TOWER K-(VE)-250 1C-(A)-400 T-400 T-400 X-(SD)-2*630 CPPT NHÀ HN X-(AR)-2*560
X-(SD)-1000 T-250 K-(SI)-1000 X-(SD)-1000+1600 X-(SD)-1000
H nh 3.17: Sơ đồ nhánh 1
59

Ta có: Qnhánh Imax = 12026,97kVAr
Dựa vào đồ thị phụ t i điển hình tính được ta tính được KsdQnhư sau:
Qtb T
1
q(t)dt
Qtb 24
1
Qmax (tmax2 tmax1 ) Qbt (tbt2 tbt1 ) Qmin (tmin 2 tmin1 )
Qtb 24
1
(21527,82 616912, 4413 10295,78 5) 16687,8 kW
Mà K 
Q
tb 
16687,8
 0,775
sdQ Q
max 21527,82
Coi KsdP = KsdQ = 0,775, vậy nên công suất trung bình nhánh 1 là:
Qnhánh 1 tb = Qmax.KsdQ = 12026,97×0,775 = 12268,56 (kVAr)
Vậy ta sẽ tiến hành đặt bù cho nhánh 1 với công suất của tụ bù
là: Qnhánh 1 b = 2/3 Qnhánh 1 tb = 2/3×12268,56= 8179,04 (kVAr)
Ta có tổng chiều dài nhánh 1 LI = 9,713 km, vậy vị trí đặt tụ bù cách nút đầu
nhánh một kho ng:
Lnhánh 1 b = 2/3.L1 = 2/3×9,713 = 6,48(km)
Điểm này tương ứng kho ng với nút “TG_TTCKNH” trên sơ đồ.
60

Tối ưu hóa vị trí và dung lượng đặt của tụ bù trong lưới phân phối.doc

Tối ưu hóa vị trí và dung lượng đặt của tụ bù trong lưới phân phối.doc

Recommended

Recommended

More Related Content

What's hot

What's hot (20)

Similar to Tối ưu hóa vị trí và dung lượng đặt của tụ bù trong lưới phân phối.doc

Similar to Tối ưu hóa vị trí và dung lượng đặt của tụ bù trong lưới phân phối.doc (20)

More from Dịch Vụ Viết Bài Trọn Gói ZALO 0917193864

More from Dịch Vụ Viết Bài Trọn Gói ZALO 0917193864 (20)

Recently uploaded

Recently uploaded (20)

Tối ưu hóa vị trí và dung lượng đặt của tụ bù trong lưới phân phối.doc