Nghiên cứu giải pháp bù công suất phản kháng tại các trạm biến áp 110/22kv tỉnh Trà Vinh do Triệu Quốc Huy (Trường Đại học Trà Vinh) thực hiện.
TÓM TẮT:
Bù công suất phản kháng trên lưới điện là một giải pháp hiệu quả, nhằm giảm tổn thất điện năng, giảm sụt áp, giảm quá tải đường dây, máy biến áp và giảm quá tải máy phát. Chi nhánh Điện cao thế Trà Vinh đang quản lý vận hành các đường dây 110kV, trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh để cung cấp điện cho các phụ tải 22kV do Công ty Điện lực Trà Vinh quản lý. Bài báo “Nghiên cứu giải pháp bù công suất phản kháng tại các trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh” là kết quả của tác giả sau khi sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán mô phỏng bù công suất phản kháng lưới điện phân phối, các thiết bị bù được lắp đặt trên hầu hết các xuất tuyến 22kV của các trạm biến áp 110/22kV gồm Trà Vinh, Duyên Trà, Cầu Kè; thiết thực góp phần vào việc nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV Trà Vinh hiện nay.
Từ khóa: công suất phản kháng, trạm biến áp 110/22kv, tỉnh Trà Vinh.
1. Đặt vấn đề
Các trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh, gồm Trà Vinh, Duyên Trà, Cầu Kè do Chi nhánh Điện cao thế Trà Vinh quản lý vận hành, trực thuộc Công ty Lưới điện cao thế Miền Nam và cấp trên là Tổng công ty Điện lực Miền Nam. Hiện tại, các trạm biến áp 110/22kV này nhận nguồn trực tiếp từ trạm 220/110kV Trà Vinh (Trà Vinh 2), được cung cấp từ 2 nguồn điện là nguồn Vĩnh Long 2 và nguồn Nhiệt điện Duyên Hải, nguồn dự phòng từ trạm 220/110kV Vĩnh Long (Vĩnh Long 2), thông qua đường dây 110kV Vĩnh Long 2 - Vĩnh Long - Vũng Liêm - Trà Vinh và nguồn từ trạm 220/110kV Ô Môn thông qua đường dây 110kV Ô Môn - Sông Hậu - Bình Minh - Cầu Kè. Trong tương lai, các trạm biến áp 110/22kV này cũng nhận thêm nguồn từ trạm 220/110kV Duyên Hải (Duyên Hải 2), được cung cấp từ 2 nguồn điện là nguồn Nhiệt điện Duyên Hải và nguồn điện gió.
Trong quá trình vận hành, bình thường lưới điện vận hành theo phương thức hình tia (vận hành hở) và kết mạch vòng khi cần thiết (vận hành kín).
Lưới điện 110kV Trà Vinh hiện nay gồm có 145,3 km đường dây, 03 trạm biến áp, với tổng công suất là 170MVA và theo Đề án Quy hoạch phát triển Điện lực tỉnh Trà Vinh đến năm 2025, xây dựng mới 187 km đường dây, 04 trạm biến áp, với tổng công suất là 290MVA. Như vậy đến năm 2025, Chi nhánh Điện cao thế Trà Vinh sẽ quản lý vận hành với khoảng 332,3 km đường dây, 07 trạm biến áp, với tổng công suất khoảng 460MVA. Trên cơ sở đó, cần nghiên cứu giải pháp bù công suất phản kháng tại các trạm biến áp 110/22kv tỉnh Trà Vinh là cần thiết.
2. Phương pháp nghiên cứu
Thu thập các tài liệu kỹ thuật liên quan đến bù công suất phản kháng cho lưới điện phân phối.
Thu thập, phân tích các số liệu vận hành của lưới điện phân phối và các thiết bị bù hiện có trên lưới điện 110kV Trà Vinh.
Áp dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán lắp đặt bù tối ưu cho lưới điện 110kV Trà Vinh.
3. Tính toán bù công suất phản kháng tại các TBA 110/22kv tỉnh Trà Vinh bằng phần mềm PSS/ADEPT
Để thực hiện tính toán bù kinh tế công suất phản kháng tại các TBA 110/22kV tỉnh Trà Vinh, trước hết cần tính toán bù kinh tế các xuất tuyến 22kV của các TBA 110/22kV tỉnh Trà Vinh (hiện trạng các xuất tuyến 22kV đang bù kỹ thuật, bù theo yêu cầu của Tổng công ty Điện lực Miền Nam), sau đó tính toán bù kinh tế tại các thanh cái 22kV của các TBA 110/22kV tỉnh Trà Vinh.
3.1. Bù kinh tế các xuất tuyến 22kV các TBA 110/22kV Trà Vinh
- Chỉ số bù kinh tế xuất tuyến 471 TBA 110/22kV Trà Vinh:
+ Giá điện tiêu thụ: 1.600 kWh
+ Giá điện phản kháng tiêu thụ/Giá công suất thực lắp đặt/Giá công suất phản kháng lắp đặt: 0 kWh
+ Tỷ số trượt giá: 0.06 pu/yr
+ Tỷ số phạm phát: 0.05 pu/yr
+ Thời gian tính tốn: 5 yr
+ Giá lắp đặt tụ bù cố định: 25.000 kVAr
+ Giá lắp đặt tụ bù ứng động: 30.000 kVAr
+ Tỷ giá bảo trị tụ bù cố định: 2.500 kVAr-yr
+ Tỷ giá bảo trị tụ bù ứng động: 3.000 kVAr-yr
- Kết quả tính toán bù kinh tế xuất tuyến 471 TBA 110/22kV Trà Vinh:
+ Kết quả bù xuất tuyến 471 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Vị trí bù NA 10045 cho Qbù cố định: 300 kVAr
Qbù ứng động: 0 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 75.22 kW, ∆Q = 107.67 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 74.52 kW, ∆Q = 106.51 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 0.71 kW, ∆Q = 1.16 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 472 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NA 2012b, NA 20020a, NB 03029, NB 03176a,
NB 03377, NB 03760, NB 04533: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 2.100 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù NA 20016, NA 20166, NB 02052a, NB 03443: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 1.200 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 544.59 kW, ∆Q = 893.78 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 530.65 kW, ∆Q = 857.96 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 13.93 kW, ∆Q = 35.83 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 474 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù ND 00341, ND 00243a, ND 00074, ND 00145a,
ND 00059, NA 4064: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 1.800 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù ND 01031, ND 00022, ND 00014, ND 00676: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 1.200 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 256.87 kW, ∆Q = 425.06 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 233.45 kW, ∆Q = 357.07 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 23.41 kW, ∆Q = 67.99 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 476 Trà Vinh (Hiện tại đang kết lưới sang 475 Trà Vinh): Không cần tính.
+ Kết quả bù xuất tuyến 478 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NG 00042, NG 00021a, NG 00212: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 900 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù NG 00311a, NG 00346, NA 80029, NG 00021a: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 1.200 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 166.99 kW, ∆Q = 188.48 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 161.03 kW, ∆Q = 170.47 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 5.96 kW, ∆Q = 16.64 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 480 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NA00068, Node 3, NA 00046a, NA 00022, NA 00025, NA 00011: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 1.800 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù NA 00073, NA 00086, NA 00060, NA 00049: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 1.200 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 281.34 kW, ∆Q = 909.73 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 255.10 kW, ∆Q = 827.90 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 26.24 kW, ∆Q = 81.83 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 473 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NA 30059, NA 30118: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 600 kVAr
Qbù ứng động: 0 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 67.41 kW, ∆Q = 129.60 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 65.98 kW, ∆Q = 125.50 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 1.43 kW, ∆Q = 4.1 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 475 (+ 476) Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở vị trí bù NE 00119a: 600 kVAr. Tổng Qbù cố định: 600 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù NA 60070, NE 00045, NE 00046a, NE 00084: 300 kVAr Tổng Qbù ứng động: 1.200 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 109.37 kW, ∆Q = 61.93 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 106.83 kW, ∆Q = 57.35 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 2.54 kW, ∆Q = 4.57 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 477 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NA 70053, NA 70097: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 600 kVAr
Qbù ứng động: 0 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 74.66 kW, ∆Q = 91.82 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 73.62 kW, ∆Q = 89.10 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 1.04 kW, ∆Q = 2.72 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 479 Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NA 90123, NE00507: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 600 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù NASB 9111, NA 90087, NE00429, NE00478, NE00507: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 1.500 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 66.30 kW, ∆Q = 4.43 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 55.56 kW, ∆Q = -21.13 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 10.75 kW, ∆Q = 25.56 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 471 Duyên Trà: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NB 01001a, NB 01002: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 600 kVAr
Qbù ứng động: 0 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 59.37 kW, ∆Q = -11.93 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 58.58 kW, ∆Q = -14.03 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 0.79 kW, ∆Q = 2.12 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 473 Duyên Trà: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NF 30155a, NF 30185a: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 600 kVAr
Qbù ứng động: 0 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 38.95 kW, ∆Q = -0.33 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 38.12 kW, ∆Q = -2.28 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 0.83 kW, ∆Q = 1.96 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 475 Duyên Trà: Không cần bù.
+ Kết quả bù xuất tuyến 477 Duyên Trà: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định vị trí bù NF 30253a: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 300 kVAr
Qbù ứng động: 0 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 109.36 kW, ∆Q = 88.74 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 107.93 kW, ∆Q = 86.88 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 1.43 kW, ∆Q = 1.86 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 472 (+ 474) Duyên Trà: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NF 70095, NF 70171, NF 70075a, NF 70048, NF 70144, NF 70061, NF 70223, NF 70052, NF 70112, NF 70258: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 3.000 kVAr
Qbù ứng động ở vị trí bù NF 70258: 600 kVAr. Qbù ứng động ở các vị trí bù NF 70194, NF 70130a, NF 70274, NF 70267, NF 70124: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 2.100 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 615.78 kW, ∆Q = 690.24 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 550.53 kW, ∆Q = 580.41 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 65.25 kW, ∆Q = 109.83 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 476 Duyên Trà: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NB 04026, NF30082a, NF63002: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 900 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù NB 04118a, NB 04228, NF 30074a: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 900 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 150.59 kW, ∆Q = 179.47 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 142.91 kW, ∆Q = 160.84 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 7.68 kW, ∆Q = 18.63 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 471 Cầu Kè: Không cần bù
+ Kết quả bù xuất tuyến 473 Cầu Kè: Không cần bù
+ Kết quả bù xuất tuyến 475 Cầu Kè: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù NE 00348, NE 00546, NE 00259, NE 00144a: 300 kVAr. Tổng Qbù cố định: 1.200 kVAr
Qbù ứng động ở các vị trí bù NE 00283, NE 00303a, NC 59014: 300 kVAr. Tổng Qbù ứng động: 900 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 232.14 kW, ∆Q = 324.30 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 221.68 kW, ∆Q = 296.65 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 10.45 kW, ∆Q = 27.65 kVAr
+ Kết quả bù xuất tuyến 477 Cầu Kè: Không cần bù
+ Kết quả bù xuất tuyến 479 Cầu Kè: Không cần bù
- Phân bố công suất sau khi bù kinh tế các xuất tuyến 22kV: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như Bảng 1.
Bảng 1. Kết quả phân bố công suất sau khi bù kinh tế các xuất tuyến 22kV
Nhận xét: Sau khi bù kinh tế các xuất tuyến 22kV tại các trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh, tại đầu các xuất tuyến 22kV vẫn còn một lượng công suất phản kháng đáng kể, do đó cần bù kinh tế tại thanh cái 22kV của các trạm biến áp110/22kV tỉnh Trà Vinh.
3.2. Bù kinh tế tại thanh cái 22kV của các TBA 110/22kV tỉnh Trà Vinh sau khi bù kinh tế các xuất tuyến 22kV
- Chỉ số bù kinh tế lưới điện 110kV Trà Vinh hiện hữu:
+ Giá điện tiêu thụ: 1.600 kWh
+ Giá điện phản kháng tiêu thụ/Giá công suất thực lắp đặt/Giá công suất phản kháng lắp đặt: 0 kWh
+ Tỷ số trượt giá: 0.06 pu/yr
+ Tỷ số phạm phát: 0.05 pu/yr
+ Thời gian tính tốn: 5 yr
+ Giá lắp đặt tụ bù cố định: 50.000 kVAr
+ Giá lắp đặt tụ bù ứng động: 80.000 kVAr
+ Tỷ giá bảo trị tụ bù cố định: 5.000 kVAr-yr
+ Tỷ giá bảo trị tụ bù ứng động: 8.000 kVAr-yr
- Kết quả tính toán bù kinh tế tại thanh cái 22kV các TBA 110/22kV tỉnh Trà Vinh:
+ Kết quả tính toán lưới điện 110kV Trà Vinh: Chạy phần mềm tính toán cho ra kết quả như sau:
Qbù cố định ở các vị trí bù C41 Trà Vinh: 1.200 kVAr, C42 Trà Vinh: 2.400 kVAr, C41 Duyên Trà: 600 kVAr, C42 Duyên Trà: 600 kVAr, C41 Cầu Kè: 600 kVAr. Tổng Qbù cố định: 5.400 kVAr
Qbù ứng động: 0 kVAr
Tổn thất công suất trước khi bù: ∆P = 892,00 kW, ∆Q = 156,97 kVAr
Tổn thất công suất sau khi bù: ∆P = 882,35 kW, ∆Q = 53,89 kVAr
Hiệu quả giảm tổn thất sau khi bù: ∆P = 9,66 kW, ∆Q = 103,08 kVAr
Nhận xét: Sau khi bù kinh tế tại thanh cái 22kV của các trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh, kết quả chạy CAPO đều cho giá trị là bù cố định. Tuy nhiên, dựa vào đồ thị phụ tải các lộ tổng 22kV (trước khi bù kinh tế các xuất tuyến 22kV) thì công suất phản kháng chỉ dương ở một số thời điểm, các thời điểm còn lại đều âm. Vì vậy, đề xuất tại thanh cái 22kV của các trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh là bù ứng động để đóng bù ở một số thời điểm có lượng công suất phản kháng dương (ở thời điểm phụ tải cao).
Kết luận: Sau khi bù kinh tế tại thanh cái 22kV của các TBA 110/22kV tỉnh Trà Vinh, kết quả chạy CAPO đều cho giá trị là bù cố định. Tuy nhiên, dựa vào đồ thị phụ tải các lộ tổng 22kV (trước khi bù kinh tế các xuất tuyến 22kV) thì CSPK chỉ dương ở một số thời điểm, các thời điểm còn lại đều âm. Vì vậy, đề xuất tại thanh cái 22kV của các TBA 110/22kV tỉnh Trà Vinh là bù ứng động để đóng bù ở một số thời điểm có lượng công suất phản kháng dương (ở thời điểm phụ tải cao).
4. Kết quả tính toán bù công suất phản kháng
Kết quả tính toán bù các xuất tuyến 22kV: Cố định 15.900kVAr, ứng động 11.400kVAr; tại các thanh cái 22kV của các TBA 110/22kV: ứng động 5.400kVAr (hiện trạng bù các xuất tuyến: Cố định 17.700kVAr, ứng động 4.800kVAr; tại các thanh cái 22kV: ứng động 15.600kVAr).
Kết quả tính toán cho thấy, bù cố định các xuất tuyến giảm dung lượng 1.800kVAr, ứng động tăng 6.600kVAr; bù ứng động tại thanh cái 22kV giảm 10.200kVAr là do nhu cầu phụ tải phát triển nhanh, cấu trúc lưới điện phân phối trên địa bàn Trà Vinh cũng thường thay đổi nên có một số vị trí tụ bù hiện không còn phù hợp.
Sau khi tính toán bù phía trung áp cho các xuất tuyến, giảm được lượng tổn thất công suất tác dụng và điện năng tiêu thụ trước khi bù, đồng thời cosφ cũng tăng lên và điện áp tại các nút nằm trong giới hạn cho phép so với điện áp định mức tại thanh góp đầu xuất tuyến 22kV.
Kết quả đạt được cho thấy, nếu áp dụng lắp đặt theo kết quả của bài toán tính toán dung lượng và vị trí bù hợp lý như đã trình bày sẽ cho phép cải thiện được điện áp, giảm thiểu tổn thất công suất trên lưới điện. Việc đặt bù sẽ thu được lợi nhuận do giảm được chi phí tổn thất điện năng.
5. Đề xuất giải pháp nhằm nâng cao nâng cao hiệu quả kinh tế lưới điện 110kV Trà Vinh
Từ kết quả bài báo, đề xuất các kiến nghị với Công ty Điện lực Trà Vinh và Chi nhánh điện Cao thế Trà Vinh như sau:
Đối với Công ty điện lực Trà Vinh:
- Thường xuyên theo dõi, cập nhật, xây dựng biểu đồ phụ tải của từng xuất tuyến trung thế, tính toán cân đối nhu cầu công suất phản kháng trên lưới điện để lựa chọn vị trí, dung lượng và hình thức bù (cố định/ứng động) hợp lý nhằm đảm bảo tối ưu các vị trí bù đặt trên lưới điện.
- Cần kiểm tra, tính toán, xác định lại vị trí, lắp đặt thêm hoặc hoán chuyển những cụm tụ bù ở trạm biến áp phụ tải thấp đến vị trí mới, tối ưu hơn để nâng cao hiệu quả vận hành, góp phần giảm tổn thất.
- Đề nghị các xuất tuyến tại các trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh nên chạy bù kinh tế để tăng/giảm dung lượng bù hiện trạng, lắp mới các cụm tụ bù như bảng kết quả chạy bù.
- Trong quá trình lập dự án, cải tạo, nâng cấp lưới điện, cần phải có quy hoạch bù công suất phản kháng, xem xét đưa vào dự án việc bù kinh tế để nâng cao hiệu quả của dự án, giảm tổn thất điện năng.
Đối với Chi nhánh điện cao thế Trà Vinh:
- Theo dõi các thay đổi của phụ tải, tính toán, xác định lại vị trí, lắp đặt thêm hoặc hoán chuyển những cụm tụ bù đến vị trí mới, tối ưu hơn để nâng cao hiệu quả vận hành, góp phần giảm tổn thất.
- Đề nghị tại thanh cái 22kV của các trạm biến áp 110/22kV tỉnh Trà Vinh nên chạy bù kinh tế để tăng/giảm dung lượng bù hiện trạng, giảm dung lượng các cụm tụ bù như bảng kết quả chạy bù.
- Trong quá trình lập dự án, cải tạo, nâng cấp lưới điện, cần có quy hoạch bù công suất phản kháng, xem xét đưa vào dự án việc bù kinh tế để nâng cao hiệu quả của dự án, giảm tổn thất điện năng.
TÀI LIỆU THAM KHẢO:
1. Tổng công ty Điện lực Miền Nam (2015). Công văn 2573/EVN SPC-KTSX ngày 03/4/2015 về việc giảm nhận công suất phản kháng từ lưới truyền tải. TP. Hồ Chí Minh.
2. Công ty Lưới điện cao thế Miền Nam (2013). Công văn số 3894/ĐCTMN-ĐĐTT ngày 1/11/2013 về việc thay đổi thao tác đóng cắt tụ bù 22kV tại TBA 110kV theo thông số Q phía 110kV MBA thay vì theo thông số Q ngăn lộ tổng 22kV. TP. Hồ Chí Minh.
3. Phương Dinh (2013). Tài liệu đào tạo “Tính toán mô phỏng lưới điện sử dụng phần mềm PSS/ADEPT”. TP. Hồ Chí Minh: Tổng công ty Điện lực Miền Nam.
4. Phan Văn Khải (2003). Bù công suất phản kháng lưới cung cấp và phân phối điện. Hà Nội: NXB Khoa học và kỹ thuật.
5. Trần Vinh Tịnh (2014). Áp dụng các phương pháp tối ưu hóa nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế vận hành hệ thống cung cấp điện. Đà Nẵng: Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng.
6. Bộ Công Thương (2014). Thông tư số 15/2014/TT-BCT ngày 28/05/2014 quy định về mua, bán công suất phản kháng.
A STUDY ON SOLUTIONS FOR COMPENSATING REACTIVE POWER AT 110/22KV SUBSTATIONS IN TRA VINH PROVINCE • TRIEU QUOC HUY Tra Vinh University ABSTRACT: Reactive power compensation on the grid is an effective solution to reduce power loss, voltage drop, overload of lines, transformers and generator. Tra Vinh High Voltage Branch under Tra Vinh Power Company is managing and operating 110kV lines and 110/22kV substations in Tra Vinh province to supply electricity for 22kV loads. This study is to find solutions for compensating reactive power at 110/22kV substations in Tra Vinh province. In this study, the PSS/ADEPT software is used to calculate and simulate distributed reactive power compensation, and compensating power devices are installed on most 22kV feeders of 110/22kV Tra Vinh, Duyen Tra, and Cau Ke areas. This study’s results are expected to improve the operation of Tra Vinh province’s 110kV power grid. Keywords: reactive power, 110/22kv transformer station, Tra Vinh province. |
Nguồn: Tạp chí Công Thương - Các kết quả nghiên cứu khoa học và ứng dụng công nghệ, Số 18 tháng 8 năm 2023
