TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008
59
BÙ TỐI ƯU CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG LƯỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI
REACTIVE POWER OPTIMAL COMPENSATION OF
DISTRIBUTION NETWORK
TRẦN VINH TỊNH
Trường Đại học Bách khoa, Đại học Đà Nẵng
TRƯƠNG VĂN CHƯƠNG
Công ty Điện lực 3
TÓM TẮT
Lưới điện phân phối (LĐPP) liên tục phát triển theo không gian và thời gian, ngoài
việc đáp ứng đủ nhu cầu công suất tác dụng cho phụ tải, cần chú trọng đáp ứng
nhu cầu công suất phản kháng (CSPK). Việc bù CSPK sẽ cho phép nâng cao
chất lượng điện năng cũng như hiệu quả kinh tế của LĐPP.
Bài báo trình bày kết quả nghiên cứu xây dựng cơ sở dữ liệu và các chỉ số kinh tế
LĐPP cho chương trình PSS/ADEPT. Từ đó sử dụng chương trình để tính toán,
đánh giá hiệu quả các phương án bù tối ưu phía trung áp và phía hạ áp, nhằm đề
xuất phương án bù tối ưu cho LĐPP.
ABSTRACT
The distribution network developed continuously in space and time, beside
sufficiently meeting the active power need for additional load, it’s also very
important to meet reactive power need. Reactive power compensation will
enhance electricity quality as well as economic efficiency of the distribution
network.
In this article, we present the study result of establishing data bases and
economic indexes of the distribution network to PSS/ADEPT. Then, we can use
this program to calculate and evaluate the efficiency of medium and low voltage
optimal compensation with the aim of proposing the most optimal alternative for
the distribution network.
1. Đặt vấn đề
Theo dự báo của tổng sơ đồ VI thì ngành điện vẫn còn thiếu điện, cả công suất tác
dụng và CSPK. Mặt khác, hiện nay nhiều nhà máy ngoài ngành điện, vì lợi ích cục bộ, chủ
yếu phát công suất tác dụng lên lưới, gây thiếu hụt CSPK rất lớn cho hệ thống.
Trong thời gian gần đây, dư luận quan tâm nhất là vấn đề thiếu điện và tăng giá
điện. Để góp phần giải quyết hai vấn đề này, ngành điện đang tích cực bù CSPK lưới điện
phân phối:
- Bù CSPK sẽ tăng công suất phát cho các nhà máy điện, tăng khả năng tải cho
các phần tử mang điện, giảm tổn thất công suất góp phần khắc phục thiếu điện [3].
- Bù CSPK sẽ giảm chi phí đầu tư nguồn và nâng cấp lưới điện, giảm tổn thất điện
năng góp phần bình ổn giá điện [3] .
Thực tế vận hành thì bù trung áp nhiều hơn phía hạ áp, tủ tụ bù hạ áp chưa hợp lý
về dung lượng và phân chia các module tụ, chương trình PSS/ADEPT tính toán bù CSPK
chưa có cơ sở dữ liệu và các chỉ số kinh tế LĐPP để tính toán, đánh giá hiệu quả bù; đồng
thời chương trình tính toán bù phía hạ áp không chính xác.
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008
Xuất phát từ những hạn chế trên, bài viết đặt vấn đề nghiên cứu lý thuyết bù tối ưu
theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ; dung lượng tối ưu và phân chia module tụ
trong tủ tụ bù hạ áp; xây dựng cơ sở dữ liệu và các chỉ số kinh tế LĐPP cho chương trình
PSS/ADEPT. Sử dụng chương trình để tính toán, đánh giá hiệu quả các phương án bù tối
ưu phía trung áp và hạ áp nhằm đề xuất phương án bù tối ưu cho LĐPP.
2. Cơ sở lý thuyết
2.1. Tính toán bù tối ưu theo phương pháp phân tích động theo dòng tiền tệ
- Cơ sở phương pháp: Trong đầu tư và vận hành LĐPP đều có những khoản chi
phí và những khoản thu nhập xảy ra ở những thời điểm khác nhau trong một khoảng thời
gian dài, các khoản 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 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
n
n
i
r
PF
11
1
.Ö∑
=
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
+
+
=
N
n
n
r
i
FP
11
1
..
Thành phần ∑
=
⎟
⎠
⎞
⎜
⎝
⎛
+
+
=
N
n
n
er
i
N
11
1là để quy đổi giá trị tương lai F về giá trị hiện tại
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 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.
- 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 LĐPP, 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; thành
phần chi phí Z3 do tổn thất điện năng bên trong thiết bị bù: Z = Z1 - Z2 - Z3 .
+ Thành phần
1..(. . )
ep q
ZTNgPgQ=Δ+Δ=
()()
2 2
2 2
.. . .2.. . .2..
i i
e p ibj bj q ibj bj
iD iD
i i
RX
TNg QQQ g QQQ
UU
∈ ∈
⎡ ⎤
=−+
⎢ ⎥
⎣ ⎦
∑∑
−
Trong đó: T là thời gian làm việc của tụ bù [giờ/năm]; gp, gq là giá điện năng tác
dụng và phản kháng bình quân tại khu vực tính bù [đ/kWh]; Qi, Ui là phụ tải phản 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 .
+ Thành phần Z2 = (qo + Ne.Cbt).Qbj
Trong đó: qo là suất đầu tư cụm tụ bù [đ/kVAr], Cbt là suất chi phí bảo trì hàng
năm của cụm bù tại nút j [đ/kVAr.năm], chi phí này mỗi năm bằng 3% nguyên giá tài sản
cố định của trạm bù tại nút j, vậy Cbt = 3% . qo
Ö Z2 = (qo + Ne.3%.qo).Qbj = (1 + 0,03.Ne).qo.Qbj
60
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008
61
+ Thành phần Z3 = T . ΔPb. gp . Ne . Qbj
Trong đó: ΔPb là suất tổn thất công suất tác dụng bên trong tụ bù [kW/kVAr].
2
123 22
.. . . .
ii
ep q bj
iD iD
ii
RX
ZZ Z Z TN g g Q
UU
∈∈
⎡⎤
⎛⎞
⇒=− −=− + +
⎢⎥
⎜⎟
⎢⎥
⎝⎠
⎣⎦
∑∑
()
22
D
..
2. . . . . 1 0,03. . . . . .
ii ii
ep q eo bpe
iD i
ii
RQ X Q
TN g g N q T Pg N Q
UU
∈∈
⎡ ⎤
⎛⎞
++−+−Δ
⎢ ⎥
⎜⎟
⎢ ⎥
⎝⎠
⎣ ⎦
∑∑ bj
Trong biểu thức Z có hệ số của nhỏ hơn không, do đó Z đạt cực đại khi:
2
bj
Q
0=
∂
∂
bj
pp
Q
Z
, từ đó tính được giá trị Qbj tối ưu tại nút j là:
()
22
22
..
2. . . . . 1 0,03. . . . .
2. . . . .
ii i i
ep q eo bp
iD iD
ii
bj
ii
ep q
iD iD
ii
QR QX
TN g g N q T Pg N
UU
QRX
TN g g
UU
∈∈
∈∈
⎛⎞
+−+−Δ
⎜⎟
⎝⎠
=⎛⎞
+
⎜⎟
⎝⎠
∑∑
∑∑
e
(1)
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, nghĩa 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⇔
()
22
22
..
2. . . . 1 0,03. . . . .
.. .
ii i i
ep q eo bpe
iD iD
ii
bj
ii
eq
iD iD
ii
QR QX
TN g g N q T Pg N
UU
QRX
TN g
UU
∈∈
∈∈
⎛⎞
+−+−Δ
⎜⎟
⎝⎠
⇔< ⎛⎞
+
⎜⎟
⎝⎠
∑∑
∑∑
(2)
Để xác định vị trí bù tối ưu cho LĐPP, có thể dùng các chương trình tính toán
bằng máy tính .
2.2. Xác định dung lượng bù tối ưu phía hạ áp
Lượng CSPK tiêu thụ phía hạ áp máy biến áp gồm CSPK tiêu thụ của phụ tải và
tổn thất CSPK trong máy biến áp. Tổn thất CSPK trong máy biến áp gồm: tổn thất gây từ
trong lõi sắt
100
%.
0dm
Fe
SI
Q=Δ không phụ thuộc vào tải, tổn thất đồng trong cuộn dây máy
biến áp
dm
N
Cu S
Su
Q.100
%. 2
2
=Δ phụ thuộc vào tải S2. Tổn thất CSPK của các máy biến áp 22kV
điển hình khi đầy tải và không tải như [1], trong đó thành phần tổn thất ΔQFe tính vào các
module tụ bù cố định, thành phần tổn thất ΔQCu khi đầy tải tính vào các module tụ bù điều
chỉnh.
Theo thống kê vận hành thì hệ số công suất trung bình của các trạm biến áp trước
khi bù là cosφtb = 0.8 và ở chế độ cực tiểu hệ số tải Ktmin = 0.35; ở chế độ cực đại hệ số tải
Ktmax = 0.8 (các trạm biến áp có Ktmax > 0,8 sẽ được nâng công suất). Hiện nay yêu cầu hệ
số công suất tại đầu các xuất tuyến phân phối >0.92; hệ số bù k = tgϕtb - tgϕyc; Ptải min(max) =
Sđm . Ktmin(max) . cosφtb; CSPK cần bù cho tải Qb tải min(max) = Ptải min(max) . k; CSPK cần bù cho
phía hạ áp là: Qbmin(max) = Qb tải min(max) + ΔQFe(ΔQCu).
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008
Lập bảng tính toán Qbmin(max) và lựa chọn tụ cho các trạm biến áp có công suất định
mức khác nhau:
DUNG LƯỢNG BÙ VÀ CHỌN TỤ CHO CÁC TRẠM BIẾN ÁP Ở CHẾ ĐỘ CỰC TIỂU
Bảng 1
Sđm Cos
ϕ
tb Cos
ϕ
y
cKtmin P
tải min k Q
b
tải min ΔQFe Q
b
min Chọn tụ
(kVA) (kW) (kVAr) (kVAr) (kVAr) (kVAr)
160 0.8 0.92 0.35 44.8 0.324 14.515 3.36 17.875 1x20
180 0.8 0.92 0.35 50.4 0.324 16.330 3.57 19.900 1x20
250 0.8 0.92 0.35 70.0 0.324 22.680 5.145 27.825 1x30
320 0.8 0.92 0.35 89.6 0.324 29.030 6.405 35.435 1x30
400 0.8 0.92 0.35 112.0 0.324 36.288 8.015 44.303 1x30
560 0.8 0.92 0.35 156.8 0.324 50.803 10.395 61.198 2x30
630 0.8 0.92 0.35 176.4 0.324 57.154 12.495 69.649 2x30
DUNG LƯỢNG BÙ VÀ CHỌN TỤ CHO CÁC TRẠM BIẾN ÁP Ở CHẾ ĐỘ CỰC ĐẠI
Bảng 2
Sđm Cos
ϕ
tb Cos
ϕ
y
cKtmax P
tải max k Q
b
tải max ΔQCu Q
b
max Chọn tụ
(kVA) (kW) (kVAr) (kVAr) (kVAr) (kVAr)
160 0.8 0.92 0.8 102.4 0.324 33.178 7.68 40.858 1x20+1x20=40
180 0.8 0.92 0.8 115.2 0.324 37.325 8.16 45.485 1x20+1x20=40
250 0.8 0.92 0.8 160.0 0.324 51.840 11.76 63.600 1x30+2x15=60
320 0.8 0.92 0.8 204.8 0.324 66.355 14.64 80.995 1x30+3x15=75
400 0.8 0.92 0.8 256.0 0.324 82.944 18.32 101.264 1x30+4x15=90
560 0.8 0.92 0.8 358.4 0.324 116.122 23.76 139.882 2x30+5x15=135
630 0.8 0.92 0.8 403.2 0.324 130.637 28.56 159.197 2x30+6x15=150
Từ kết quả tính toán trong các bảng 1 và 2, đề xuất một số giải pháp bù phía hạ áp
như sau:
- Về công suất trạm biến áp cần bù để đảm bảo kinh tế: các trạm biến áp Sđm <
250kVA có tổng dung lượng tủ tụ bù hạ áp là 40kVAr (1x20+1x20), chi phí tủ này cao
tương đương các tủ khác. Mặt khác theo thống kê lưới điện phân phối trên địa bàn miền
Trung thì số trạm biến áp có Sđm < 250kVA trên lưới rất nhiều hầu hết phân bố ở vùng
nông thôn, miền núi chủ yếu cấp điện cho phụ tải ánh sáng sinh hoạt, nên có hệ số công
suất cosφ cao. Để đảm bảo kinh tế nên bù cho các trạm biến áp có công suất Sđm >
250kVA.
- Về lựa chọn module tụ bù cố định và điều chỉnh: từ giá trị Qbmin, nên chọn
một loại module tụ 30kVAr để bù cố định. Từ giá trị (Qbmax-Qbmin), nên chọn một loại
module tụ 15kVAr để thực hiện bù điều chỉnh phía hạ áp.
- Về tổng dung lượng tủ tụ bù hạ áp: Từ giá trị Qbmax và tổng dung lượng bù cố
định, bù điều chỉnh, đối với trạm biến áp 250kVA nên chọn tủ có dung lượng là 60kVAr,
trạm 320kVA là 75kVAr, trạm 400kVA là 90kVAr, trạm áp 560kVA là 135kVAr, trạm
630kVA là 150kVAr.
- Về lựa chọn rơle điều khiển tụ bù điều chỉnh: Từ việc phân chia các module
tụ bù điều chỉnh, để đơn giản nên chọn 2 loại rơle điều khiển: loại rơle 4 cổng dùng cho
các tủ tụ bù của các trạm có Sđm = 250 – 400 (kVA) và loại rơle 6 cổng cho các tủ tụ bù
của các trạm có Sđm = 560 – 630 (kVA). Theo thống kê trên lưới hiện nay, số trạm biến áp
có Sđm = 250 – 400 (kVA) rất nhiều, phần điều khiển tụ bù điều chỉnh có giá thành cao,
nên việc chọn loại rơle 4 cổng sẽ giảm đáng kể vốn đầu tư so với dùng rơle 6 cổng như
hiện nay.
62
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ, ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG - SỐ 2(25).2008
63
- Về module tụ bù cố định và điều chỉnh nhập trong thẻ CAPO của chương
trình PSS/ADEPT: Từ việc lựa chọn các module tụ bù cố định và điều chỉnh, trong thẻ
CAPO của chương trình PSS/ADEPT nhập module tụ bù cố định là 30kVAr và module tụ
bù điều chỉnh là 15kVAr để tính toán bù hạ áp cho LĐPP.
3. Các cơ sở tính toán bù CSPK bằng chương trình PSS/ADEPT:
3.1. Xây dựng các chỉ số kinh tế cho chương trình PSS/ADEPT:
Trước khi tính toán bù CSPK, cần phải cài đặt các chỉ số kinh tế trong
Network>Economics của chương trình. Căn cứ tiêu chuẩn kỹ thuật vật tư thiết bị, thiết kế
lắp đặt cụm tụ bù và một số quy định hiện hành, tính toán được các chỉ số kinh tế của
chương trình phù hợp với LĐPP Việt Nam như bảng 3:
Bảng 3
- Giá điện năng tiêu thụ 1kWh [đồng/kWh]. - Giá bình quân gp tại khu
vực tính bù CSPK
- Giá điện năng phản kháng tiêu thụ kVArh
[đồng/kVArh].
- gq = k% x gp (hệ số k tra
theo cosφ tại phụ lục
Thông tư 09/2001/TTLT-
BCN-BVGCP ngày
31/10/2001).
- Tỷ số chiết khấu [pu/year] - 0.12
- Tỷ số lạm phát [pu/year] - 0.05
- Thời gian tính toán (years) - 8 .
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp cố định
[đồng/kVAr] - 232.075,85.
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù trung áp điều chỉnh
[đồng/kVAr] - 567.562,62.
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp cố định
[đồng/kVAr] - 256.118,26.
- Suất đầu tư lắp đặt tụ bù hạ áp điều chỉnh
[đồng/kVAr] - 352.271,3.
- Chi phí bảo trì tụ bù trung áp cố định hàng năm
[đ/kVAr.năm] - 6.962,28
- Chi phí bảo trì tụ bù trung áp điều chỉnh hàng năm
[đ/kVAr.năm] - 17.026,88
- Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp cố định hàng năm
[đ/kVAr.năm] - 7.683,55
- Chi phí bảo trì tụ bù hạ áp điều chỉnh hàng năm
[đ/kVAr.năm] - 10.568,14
3.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu lưới phân phối cho chương trình PSS/ADEPT:
a- Xây dựng cơ sở dữ liệu dây dẫn:
Chương trình PSS/ADEPT đã có cơ sở dữ liệu dây dẫn, file nz-austconductors,
nhưng thông số kỹ thuật theo các loại dây của Mỹ, không phù hợp với các loại dây dẫn