Giới thiệu đặc điểm tự nhiên địa lý, kinh tế xã hội huyện Sơn Tịnh
Đặc điểm tự nhiên địa lý huyện Sơn Tịnh
Sơn Tịnh là một huyện rộng lớn của tỉnh Quảng Ngãi, kéo dài từ biển đến núi, với diện tích tự nhiên khoảng 343,57 km² Huyện nằm phía Đông giáp biển Đông, phía Tây giáp huyện Trà Bồng và Sơn Hà, phía Nam giáp Thành phố Quảng Ngãi và huyện Tư Nghĩa, còn phía Bắc giáp huyện Bình Sơn Hiện tại, Sơn Tịnh có 09 xã, giảm từ 20 xã và 01 thị trấn trước năm 2013, với tổng dân số khoảng 305.205 người.
Đặc điểm kinh tế xã hội huyện Sơn Tịnh
Trong bối cảnh kinh tế quốc gia hồi phục với mức tăng trưởng khả quan, kế hoạch phát triển kinh tế xã hội được thực hiện hiệu quả, với sự chuyển dịch tích cực trong cơ cấu kinh tế Các ngành dịch vụ tiếp tục được chú trọng, chỉ số sản xuất công nghiệp tăng 6,5%, tổng mức bán lẻ hàng hóa dịch vụ tăng 9%, và tăng trưởng tín dụng đạt 3,8% Đồng thời, các lĩnh vực văn hóa, xã hội và môi trường cũng được quan tâm, đảm bảo an sinh và phúc lợi xã hội, cũng như giữ vững quốc phòng an ninh.
Dự báo phát triển kinh tế-xã hội huyện Sơn Ttỉnh đến năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2025
Quy hoạch tổng thể phát triển kinh tế phù hợp với chiến lược phát triển kinh tế- xã hội của cả nước
Phát triển kinh tế phải đi đôi với việc thực hiện tiến bộ và công bằng xã hội, nhằm nâng cao chất lượng cuộc sống của người dân Điều này giúp giảm dần sự chênh lệch mức sống giữa các tầng lớp dân cư và các vùng trong tỉnh.
Phát triển kinh tế phải đi đôi với việc đảm bảo quốc phòng an ninh, duy trì trật tự an toàn xã hội, đồng thời bảo vệ môi trường sinh thái và vệ sinh an toàn thực phẩm.
Giới thiệu hiện trạng hệ thống điện huyện Sơn Tịnh
Giới thiệu Điện lực huyện Sơn Tịnh
Điện lực Sơn Tịnh, thuộc Công ty Điện lực Quảng Ngãi, hoạt động chủ yếu trong lĩnh vực sản xuất và kinh doanh điện năng tại huyện Sơn Tịnh Được thành lập vào năm 2005, đơn vị này đóng vai trò quan trọng trong việc cung cấp điện cho khu vực.
Cơ cấu tổ chức của Điện lực Sơn Tịnh
- 01 Phó Giám đốc Điện lực
- 02 phòng chức năng (Phòng Tổng hợp, Kinh doanh)
- 01 Đội quản lý vận hành đường dây và trạm biến áp
1.2.1.2 Lĩnh vực sản xuất kinh doanh
Kinh doanh điện năng bao gồm quản lý và vận hành lưới điện phân phối với cấp điện áp lên đến 22kV Ngoài ra, chúng tôi còn thực hiện xây lắp các công trình điện, lưới và trạm điện có cấp điện áp tối đa là 35 kV.
Hiện trạng hệ thống điện Điện lực Sơn Tịnh
Điện lực Sơn Tịnh hiện đang quản lý và vận hành hệ thống điện với cấp điện áp từ 35 kV trở xuống tại huyện Sơn Tịnh và khu vực phía Bắc Thành phố Quảng Ngãi.
Tại huyện Sơn Tịnh, có Trạm Biến Áp 110kV Tịnh Phong (E17.2) nằm trong Khu Công Nghiệp Tịnh Phong, đóng vai trò là nguồn cung cấp điện chính cho các hộ tiêu thụ điện trong huyện Sơn Tịnh và khu vực phía Bắc Thành phố Quảng Ngãi.
- Ngoài nguồn từ trạm 110kV Tịnh Phong (E17.2), lưới điện 22kV Điện lực Sơn Tịnh cấp điện từ các đường dây 22kV liên lạc với các huyện như:
Tuyến 22kV XT 475/E16.1 với dây dẫn AC-185 dài 3,7km kết nối từ thanh cái 22kV tại trạm 110kV/E16.1 đến liên lạc Nam Trà Khúc Đồng thời, tuyến 22kV XT 478/E17.1 cũng sử dụng dây dẫn AC-185, dài 7,0km, nối từ thanh cái 22kV tại trạm 110kV/E17.1 đến liên lạc Tịnh Phong.
+ Tuyến 22kV XT 472/E17.1 liên lạc XT 478/E17.2 dây dẫn AC-185, chiều dài tuyến 10,0km Đi từ thanh cái 22kV trạm 110kV/E17.1 đến liên lạc Tịnh Hòa
1.2.2.2 Tình hình lưới điện a Lưới điện trung áp Địa bàn quản lý của Điện lực Sơn Tịnh trải dài trên một địa hình rất phức tạp và khó khăn, bao gồm: 09 xã; 01 phường Trương Quang Trọng thuộc Thành phố Quảng Ngãi; 11 xã thuộc địa bàn huyện Sơn Tịnh và 03 xã miền núi: Xã Trà Bùi, Trà Tân thuộc huyện Trà Bồng; xã Sơn Nham thuộc huyện Sơn Hà; 02 Khu công nghiệp và 01 Làng nghề: Khu Công nghiệp Tịnh Phong, khu công nghiệp dịch vụ VISIP Quảng Ngãi và Làng nghề Tịnh Ấn Tây Đường dây trung áp dài đi qua các khu vực đồi núi và các khu công nghiệp
3 Khối lượng quản lý của Điện lực Sơn Tịnh Bảng 1.1
TT Khối lƣợng quản lý Đơn vị tính Số lƣợng Ghi chú
3 Trạm biến áp phụ tải Trạm 413
4 Tổng dung lượng lắp đặt MVA 115
5 Đường dây hạ áp Km 152
6 Tổng số khách hàng K hàng 24.113
Năm 2017, điện thương phẩm đạt 205,17 triệu kWh, tăng 6,4% so với năm 2016 nhưng không đạt 100% kế hoạch Tỷ lệ tổn thất điện năng giảm còn 4,8%, tuy nhiên vẫn không đạt mục tiêu QNPC Hệ số thu đạt 100,04%, vượt kế hoạch Giá bán bình quân đạt 1546,9 đồng/kWh, tăng 10,08 đồng/kWh so với năm trước và cao hơn 0,9 đồng/kWh so với kế hoạch Chỉ số độ tin cậy cung cấp điện do BTBD không đạt kế hoạch do nhiều công tác trên lưới, trong khi chỉ số độ tin cậy cung cấp điện do sự cố cũng không đạt, với số lần sự cố nhảy máy cắt đầu nguồn và phân đoạn vẫn chưa giảm.
2016, vẫn còn sự cố lặp lại b Sơ đồ kết dây hiện tại:
Lưới điện phân phối 22kV của Điện lực Sơn Tịnh được tiếp nhận từ lưới điện Quốc Gia thông qua Trạm biến áp 110kV E17.2 Tịnh Phong, do Chi nhánh Điện cao thế Quảng Ngãi quản lý và vận hành.
Lưới phân phối của Điện lực Sơn Tịnh hoạt động chủ yếu theo chế độ hở dạng hình tia và xương cá, với nhiều đường dây liên kết thành mạng vòng kín Mặc dù việc lắp đặt mạch vòng giúp tăng cường độ tin cậy cung cấp điện, nhưng cũng gây khó khăn trong việc bảo vệ rơle và quản lý vận hành Do lịch sử để lại, các xuất tuyến cấp điện cho phụ tải dân dụng có bán kính lớn và nhiều nhánh rẽ, dẫn đến tổn thất điện năng cao và xác suất xảy ra sự cố lớn, gây mất điện trên diện rộng, đặc biệt ở các xã như Phía Tây huyện Sơn Tịnh, Trà Bùi, Trà Tân huyện Trà Bồng và Sơn Nham huyện Sơn Hà.
4 cấp điện bằng xuất tuyến 470/E17.2, các xã khu Đông Sơn Tịnh được cấp điện bằng xuất tuyến 474/E17.2)
Trong giai đoạn 2016-2017, tốc độ tăng trưởng bình quân đạt 10%, với một số khu vực như xã Tịnh Khê, Tịnh Thọ, Tịnh Hiệp, KCN Tịnh Phong và KCN VSIP Quảng Ngãi có nhu cầu tăng trưởng phụ tải vượt 10% Để đáp ứng nhu cầu này, cần đầu tư vào nguồn và lưới điện cho giai đoạn đến năm 2020.
Các xuất tuyến trung áp của Điện lực Sơn Tịnh có mức tải trung bình đạt 60% so với dòng điện cho phép, cho thấy khả năng dự phòng và hỗ trợ trong trường hợp sự cố hoặc bảo trì là thấp Đặc biệt, khu vực KCN Tịnh Phong và KCN VSIP Quảng Ngãi có mức tải vượt 70%, điều này cần được xem xét để cải thiện độ tin cậy của hệ thống điện.
- Về kết nối liên lạc, mạch vòng lưới trung áp:
02/08 xuất tuyến có kết nối liên lạc trong cùng 1 TBA 110kV Tịnh Phong (E17.2) là XT 470/E17.2 với XT 474/E17.2 qua LL Tịnh Sơn
+ Còn 06 xuất tuyến 471/E17.2, 472/E17.2, 473/E17.2, 475/E17.2, 476/E17.2, 478/E17.2 vận hành hình tia và không có liên lạc do đặc thù lưới điện và địa lý
+ Một số kết nối liên lạc yếu, khả năng chuyển tải thấp như: XT 476/E17.2, XT 478/E17.2
Sơ đồ nguyên lý các xuất tuyến của Điện lực Sơn Tịnh trình bày ở Hình 1
Tịn h H a? 3 Nư ớc sạc h T ịnh Ha ? (tháo Hotlin e) DC PT NR T Ấn Tâ y (NR Tâ y  Ún) 01 T. Ún Tâ y 4
T.Á Ún Tỏ y 3 44 NR T Ha? 2 06 16 Tởn h H a? 6
61 NR Tở nh Ha ? 6 (NR Lỏ m G ian g) 88 05 TB N 401 T Sồn
Tra ỷm cà?t 47 1 PÂ Tởnh Ha ? (PÂ Ha ? Lỏ m) 5-2 2(15)/ 0.22 97 CS 471-2 RC 871-1
CS 47 1-1 111 XT 47 4/E 17 2 LL Tởn h S ồn (NR Tởn h Sồ n 4 )
141 NR T Sồn 7 Tởn h S ồn 7 161 Tởn h B à?c 2 MÂ Ba G ia 2
PÂ Tở nh Sồn 167 NR T Min h
02 184 NR T Hi? ỷp 1 1 Tởn h Hi ?ỷp 1
NR T Hi? ỷp 1 (NR Tởn h H i?ỷp) 01 16 17
NR M Â Ba Gia 2 (NR Kh ai tha ùc õ ạ) 189
18 5 NR T Bà?c 2 09 197 18 3 Tởn h B à?c 1 Tởn h H i?ỷp 11 213 Tởn h  ọng 3 NR Bồ m T. ọng 214 Bồ m T. ọng P T Gia ng 1 (DC PTP T Gia ng 2)
NR T Âọ ng 2 23 3 02 220 K.Sa ớn Tởn h  ọng 23 5 Tra ? Tỏ n 4
NR Tr a? T án 23 22 23 45 Tra ? Tá n 1
NT 25 /3 3 NR T Bu?i 4 Tra ? Tá n 3 Tra ? Bu ?i 3 Tra ? Tá n 2
02 NR T Gia ng 3 27 9 Tởn h G ian g 9 Tra ? Bu ?i 4
PÂ T Gia ng 2 (NR Vi ba Tha ỷch Nh am ) 297 Tởn h G ian g 2
NR S Nh am 07 - 06 31 1 Vi ba Th ảch N ham
Tởn h S ồn 6 NR T.M inh 3 Tởn h M inh 3 Tởn h M inh 1 Tởn h G ian g 1 Sồn N ham 2 37
Xa ? Ri?n g NR S Nh am 4
Ha ỷt n hổỷa B Bỗ Tha?n h Lo ng T. ọng 9
NM gi ấy Kra ft
14 Nh ổỷa Tỏ n Tỏ n Âu ợa t re H oa?ng Ha ớo 20 6
35 Tởn h  ọng 6 Tởn h  ọng 8 Tởn h G ian g 7 31 0
NM th eùp Âa ỷi V i?ỷt 03 T.M inh 7 T.M inh 6 06 22 16
T.Á Ún Tỏ y 5 30 37 T.Á Ún Tỏ y 6 82 Tởn h H a? 4 Tởn h M inh 5 23 a
03 B.v i?ỷn Sồn Tở nh 43 56 Tởn h H a? 1 0 MÂ Ch ọp Ch a?i
CL C 41-1 Ga ỷch tu ynel Hi? ỷp Lon g 02 Phuỷc vu ỷ TC KD C Sồ n Tở nh Tởn h S ồn 9 12 0 Tởn h S ồn 8
NR T Ấn Tâ y 4 Tra ? Tâ n 5 01
Th i?n Lo ng 1 17 16 Bơm Kha ùnh Th ượn g
NR KDC B ầu Mi KD C Bõ ửu M i
Tởn h S ồn 14 110 Tởn h S ồn 11 64 Tởn h S ồn 10 Tởn h S ồn 12 Tởn h S ồn 13
03 18 NR T Ấn Tõ y 6 Cõ ửu V D0 1A 02 03
NR TT S Tởn h 2 58 TT Sồn Tở nh 2
476 476 -76 01 NM Â ạ Gra nit An N há ût Tá n XNBT Quaín g N gaỵi
04 NM CB đa ù ốp lỏt NR T Phong 6 (NR Tr ươ?n g T họ 1) NR M Đ G o? B e? MĐ Go ? Be ? 1, 2
Tịn h Ph ong 6 NR T Ấn Đô ng 3 (NR Đôn g  Ún 3 )
Khờ C N Tởn h Ph ong 16 Tởn h Ph ong 1 35 32 21 36
Ga ỷch Ph ong Ni ?n TT S.Tở nh 12
02 03 40 NR K ha i thạc VLX D Kh ai tha ùc V LX D 03 04 50 Tởn h Th i?ỷn 4 95 Tởn h H oa? 2
DC PT PÂ Tở nh Hoa ? 1 12 7 15 5 13 2
Tởn h H oa? 7 NR T Ho a? 7 (NR Tr ung Sồn ) Tởn h K y? 3 TBN 40 3 Tở nh Hoa ?
Tịn h H oa? 3 NR Tị nh Hoa ? 3 (NR Đồ ng Lớn 1,2 ) 05 166 181
07 06 11 10 Tởn h H oa? 4 Tởn h H oa? 6 Tởn h H oa? 8 18 4
183 DC PT NR Tở nh Ky? (NR Tởn h K y? 1 ) 198 19
208 204 Tịn h H oa? 5 kWh3x 5A Đ?ún PĐ Bình Ch âu XT 47 2/E 17.1( D.Q uất ) (Th ươ?n g m ở)
MĐ Th ?ỳ Lợi 11 17 2 Ca ớng neo trỳ ta?u th uy?ửn Tị nh Hoa ?
Nh a? b ổu õi ?ỷn K CN Tởnh Ph ong 10 28
TT TM Vi?ỷt Tr ung (Cà ?t FC O) NR Ca ớng neo tru ù ta ?u t huy ?ửn
NÂ H SX CN Â Sồ n Tở nh Tởn h Th i?ỷn 2
Tịn h Th i?ûn 9 75 Nước sạc h Tị nh H o?a 14 7 Tịn h K y? 5 Tịn h K y? 4
12 T.Á Ún  ọng 10 T.Á Ún Âọn g 5 53 Tởn h Th i?ỷn 3 11 3
Tởn h Ph ong 7 37 01 02 Tởn h Ph ong 8 46 01 02
Tởn h Ph ong 10 Tởn h Ph ong 12 31 01
04 05 55 56 DC PT 400 [Th ỉồ?n g õ ọng ] TT S.Tở nh 3
TT S.Tở nh 16 79 90 TT S.Tở nh 7
TT S.Tở nh 4 TT da ỷỷy n gh? ử va ? DV VL
KS M ỹ Tr a? 11 7 TT S.Tị nh 10 TT S.Tị nh 11 Bơm N úi Sứa
63 TT S.Tở nh 13 NR TT S Tởn h 1 3 NR TT S Tởn h 5 47 32 20
Tởn h Ph ong 9 Tởn h H oa? 10 14 8 Tởn h H oa? 11
Tra ỷm cà?t 47 1 PÂ Tở nh Th i?ỷn
Tởn h Th i?ỷn 5 66 Tịn h Ph ong 5 22 kWh 3x5A 05 Đ? ún LB FC O LL Bìn h Tâ n (NR Bìn h Tâ n) XT 472/E 17 1( D.Q uất ) 62
Tởn h Th i?ỷn 1 Tởn h Th i?ỷn 6 108 LL X T 4 74 /T5 qu a F CO N R Tởn h Th i?ỷn Tởn h Th i?ỷn 8 115 Tởn h H o?a 12
NR T Ph ong 12 ĐD 22 kV đ? ún D CPT PĐ Tịnh Ho ?a X T-474/ T5 (Th ươ?ng mở)
NR T.Th i?ûn 6 DV HC ng h?ư Cạ Sa Ky ? 14 LT D
NR T Ph ong 17 (T?n c uỵ: NR Tởnh Pho ng 5) (Th ỉồ?n g õ ọng )
Tịn h Ph ong 16 15 NR XL nước Đôn g H o?a 21 XL nư ớc Đôn g H oa? Tịn h H oa? 13 18 9 Tịn h K y? 2 31
471 471 -76 47 Bơm nư ớc sạc h V sip
03 35 Bơm XL nước tha íi LTĐ 471-1 RC C S 471-2 Tra ûm că?t 22 kV UR C C ent ral C S 471-1
36 DCLP T NR U RC Ce ntr al 40 CS VS IP
UR C C ent ral (sa th aới) NR Xi ngd ad ong 56 Â?ỳn TBA B ỗnh Hi?ỷp 7 C4 1/T2 (B ỗnh Sồn )
29 Â? ỳn FC O NR Bồm Tở nh Phong (Th ỉồ?n g õ ọng ) 5/3 6 Bo limert er RC
C S 471-2 Tra ûm cà?t 22 kV Kin gri ches
Kin gri ches 2 Kin gri ches 3 Kin gri ches 4 Kin griches 1 VP NĐ H KCN Vsi p X.d?û t số 3 40/ 3/2
01 03 08 X.d ?ût số 4 X.d ?ût số 4B X.d ?ût số 1
Bài viết này đề cập đến các thông số kỹ thuật của thiết bị đo đạc, cụ thể là 10 11 kWh với dòng điện 3x5A Địa chỉ liên quan là XT 47 1/T5, Tỉnh Quảng Ngãi, cùng với các thông tin về tốc độ và các chỉ số điện năng khác như 86, 87, 04, 03 Ngoài ra, có các thông tin về các sản phẩm như gốm sứ, áo và các chỉ số dòng điện khác như 92 12 2A, 15 8A, 17 0A, 17 8 NR Cuối cùng, bài viết cũng đề cập đến địa chỉ PĐ Tịnh Bắc 5-2 2/0.23.
BT cọc nhồi Cầu kính kWh3x5A là một thiết bị đo đạc quan trọng trong hệ thống điện, giúp theo dõi mức tiêu thụ năng lượng Sản phẩm này, với mã XT 478/E 17.2, được sử dụng rộng rãi trong các nhà máy và xưởng sản xuất để đảm bảo hiệu suất hoạt động Việc sử dụng kWh3x5A giúp cải thiện quản lý năng lượng và tiết kiệm chi phí cho doanh nghiệp.
C32 (Tậ NH PH ON G) 03 T7-N ha? m ạy Xi m àng Va ỷn Tỉ ồ?ng 1x1 800 kV A-3 5/6 ,3k V 1x7 50k VA -35 /0,4 kV C3 1
NR NM Xi M àng Va ỷn T ổồ ?ng Tra ỷm cà?t 371 PÂ Tở nh Hi? ỷp 10 -3 5/0 23 171 CS 37 1-2
75 (13 ) XT 476 đ i tầng tr? n XT 471/T5 đi tõ ửng dưới
LL TT Sơ n Tị nh (Th ươ?n g m ở) SĐ NL 35 kV ĐI? ÛN LƯ ÛC S ƠN TỊ NH QLV H kW h 3x5A
Pro pe rwel l 1 Pro pe rwel l 2 Pro perwel l 3
Chi C ục Hải Qu an Qu ?ng Ngói TT da ỷy n h?ử ki? ứu m ẫu LL TT Sơ n Tị nh 47 6/E 17 2 với 47 1/T5 ( Th ươ? ng mở) LTĐ 200VA 22/0,23
1-22/0,23 PÂ B ỗnh Tỏ n (LL Tởn h T hi?ỷn ) (Th ỉồ?n g õ ọng ) 200VA 22/0.23 11 8 10 a 12
HTX DV KT xa bồ? T.K y?? Voợ Th ở Th oỹ Doan h n ghi?ỷp Loan Tr ang
Doa ch ngh i?ûp Da nh La n 14 B 200VA 22/0.23
DCPT LL Tởn h H o?a (Th ỉồ?n g õọng ) 205
XT 47 3/E 17.2 Â? ỳn FC O LL T.Ph ong 1 (Th ỉồ?n g õ ọng ) ÂÂR G PÂ Bỗnh Tỏ n (LL Tởn h Th i?ỷn )
MĐ Th ?ú Lợi 2 85 88 DC PT LL TT Sơn Tị nh 1 (Th ươ?n g m ở)
DC PT LL Bă ?c Tr a? K hu ùc (Th ươ?n g m ở)
XT 474/E 17.2 đi tần g tr?n XT 47 6/E 17.2 đi tần dư ới Đ? ỳn c ột 12a NR CS Cõ ửu Tr a? k hỳc 4 XT 474/TC -T5 TT S.Tị nh 15 06
473 473 -76 01 XT 47 5/E 17.2 09 08 NR T Th i?ûn (th ươ?n g m ở) Tịn h Lon g 2
NR CS cầu Tr a? K húc 4
03 CS cỏ ửu Tra ? Kh uùc 2
CS cõ ửu Tra ? Kh ỳc 1 NR T An 1 Tịn h A n 1 Ch i?ỳu sa ùng Cầu Tr a? K hu ùc 3 T.C hõu 1
Tởn h A n 3 NR Tở nh An 3
44 01 02 50 49 Tởn h A n 2 Tởn h C hỏu 3 63 NR Tở nh Lon g 08 75 NR Ct y C P Sồn M yợ
DCPT PÂ Tở nh Kh ?
76 23 98 97 TB N 40 2 T Kh? 3x2 00-1 3,8 NR T Kh ? 3 (NR Tởn h K h?) 02 01 99 Tởn h K h? 8 NR T Kh ? 5 34 04 0 3 Tởn h K h? 11
PĐ Tịnh Hoa ? (DC PTPĐ Tịn h H oa?) [ th ươ?n g m ở]
Ch i?ỳu sa ùng cầu Tr a? K hu ùc 4 NR KD L My ợ K h? 2 TT ĐD ng ươ?i c ú cụng Qu ảng N gói
Cty CP ọtọ Q N gaợi 10 09 Tởn h A n 7 Tra ỷm cà?t 22 kV 471 PÂ Tở nh An 5-2 2(1 5)/0.23
T.Á Ún Âọn g 8 Tởn h Á Ún Âọng 7
Tởn h Ch ỏu 5 08 Tởn h C hỏu 2 22 05
NR T Ấn Đô ng 9 Tin h K h? 18
Dổ ồn g H oỹc 01 CÂ Cọn g t hổồn g kWh 3x5A Đo đ? úm ran h g iới XT 47 4/T 5? 04 03
NR CS M Kh ?-T Kh uùc 8 CS M.K h? -T.Kh uùc 7
NR CS M.Kh ?-T Khuùc 7 CS M Kh? -T Khuùc 6 CS M K h?-T Kh uùc 5 CS M K h?-T Kh uùc 4 2b CS M Kh ?-T Khuùc 2 CS M.K h? -T.Kh uùc 3
LTÂ Â?ỳn c ọỹt 88 XT4 76/ E1 7.2 02 11 Tởn h K h? 20
LL TT Sơ n Tị nh 1 (Th ươ?n g m ở) 32 Tịn h Th i?ûn 6
VT: Cộ t 6 a XT 47 3/E 17 2 đi tần g t r?n XT 47 0/E 17.2 đi tần g g iữa XT 47 5/E 17.2 đi tần g d ưới XT 47 0/E 17.2
VT: Cộ t 0 6 XT 47 0/E 17 2 đi tần g t r?n XT 47 8/E 17.2 đi tần g d ưới XT 47 0/E 17.2 6a
VT: Cộ t 6 a XT 47 3/E 17 2 đi tầng t r?n XT 47 0/E 17.2 đi tần g g iữa XT 47 5/E 17.2 đi tần g d ưới 17 33
32 Â? ỳn TB A Bồ m Tởn h Ph ong
Bồm TP6 26 Tạch le?o(hồ ớ)
VT: 17 -32 XT 47 8/E 17 2 đi tần g t r?n XT 47 3/E 17.2 đi tần g d ưới kWh 36 25 (40 ) XT 47 1/E17.2 XT 47 1/E 17.2
LT D-L L T ịnh Ph ong 2 (Th ươ? ng mở) VT: 29 (44 ) XT 47 2/E 17 2 đi tần g t r?n XT 47 1/E 17.2 đi tần g d ưới 28 Đ? ún FC O-LL Tịn h Ph ong 1 XT 47 4/E 17 2
VT: 29 (44 ) XT 472/E 17 2 đi tần g tr?n XT 47 1/E 17 2 đi tần g g iữa XT 47 3/E 17 2 đi tần g d ưới ÂD RG -22 kV UM W NM U MW
XT 37 4/E 17 2 đi tầng t r?n XT 47 1/E 17 2 đi tần g d ưới 04 05 24 XT 47 2/E 17 2 XT 47 3/E 17 2 LTD -LL Tịn h Ph ong 2 ( Thươ? ng mở) XT 47 3/E 17 2 NR King rich es 41 42
VT: 29 (44 ) XT 47 2/E 17 2 đi tần g t r?n XT 47 1/E 17.2 đi tần g g iữa XT 47 3/E 17.2 đi tần g d ưới Tịn h Hi ?ûp 9
Tởn h Th oỹ 2 Tởn h Tr a? 4
Tởn h Th oỹ 4 Tởn h T hoỹ 8 Bồm T Bỗn h 2
NR T Thoỹ 8 (NR Tởn h T hoỹ 6)
474 -76 474 10 XT 47 6/E 17.2 16 Âàng ki ?ứm Ä tọ
PÂ Tởnh Ph ong (NR Tởn h T hoỹ) 23 NR Ga Âa ỷi Lọỹc 48 Tởnh Th oỹ 1
NR T Thoỹ 4 (NR T.T hoỹ 3,4 ) 54 55 Tởn h Th oỹ 9
NR T Thoỹ 9 PÂ Tở nh Tr a? (My ợ Da nh)
NR Bồ m T.B ỗnh 1 (NR Bồm B Bà?c 2)
LL Tịn h S ơn (NR Tịn h Sơ n 4 ) (Th ươ?n g m ở)
Tởn h Th oỹ 6 TBN 40 1 Tở nh Bỗ nh 11 1 12 3
NR T Bỗnh 3 (NR Bỗn h N am )
PÂ Tở nh Bỗnh T?n cu ỵ: LL Tởn h B ỗnh (NR Th ảch Nọỹi) 127 NR T Bỗn h 4 (NR Bỗn h B à?c 2) 127 164 137 193 Tởn h Hi ?ỷp 5 271
19 4 PÂ Tở nh Hi ?ỷp (NR Vộn h T uy)
NR T Hi? ỷp 5 Tởn h Hi ?ỷp 4 Tởn h Hi ?ỷp 6 24 0 22 4 251 Tởn h Hi ?ỷp 8 Tởn h H i?ỷp 10
Tởn h Th oỹ 1 1 03 43 Tra ỷm cà?t 22 kV PÂ Tở nh Th oỹ (NR Tởn h B ỗnh )
CS 471-1 FCO-TD41 471 P Â Tởn h T hoỹ
MÂ Tở nh Th oỹ NR T Th oỹ 1 1 01 50 a
Tởn h B ỗnh 10 158 Tởn h Tr a? 5 01 Tởn h Tr a? 7 226
T.Ph ong 11 24 NR T Hi?ûp 7
07 Bồm T Tỏy NR T Tra ? 5 287 kWh 3x5A
NR Tở nh Tra ? 2 XT 47 1/T 11
Tịn h Tr a? 1 Tịn h Tr a? 8 15 11 Đo đ? úm ran h g iới LL Tị nh Tra ?
KD C Đìn h Đ ồng 02 NR T Bìn h 1 3
Tởn h Th oỹ 1 3 12 Tởn h H i?ỷp 14 Tởn h H i?ỷp 12 233
NR T Th oỹ 1 5 Tởn h Th oỹ 1 5 Tởn h Th oỹ 12
10 A NR T.Hi ?ỷp 13 Tởn h H i?ỷp 13
NR Tở nh Th oỹ 24 09 MÂ C a? Ty
LTĐ PĐ Tị nh Ph ong 1 (Th ưởn g m ở) LTĐ
LL T.B ỗnh -Tởnh Sồn (Th ỉồ?n g õ ọng ) LTÂ 200VA22/0,23
BT Nh ổỷa Sọn g  a? 2 03 BT N hổ ỷa D MD NR T Th oỹ 6
NM Bọ ỹt M y? Tởn h Ph ong
NM Ti nh bọỹt My ? T Ph ong
B tọn g Th i?n Sồn BT S T Ph ong (cà ?t FC O) 05
Tra ỷm cà?t 22 kV LL Tở nh Phong
Dự án CS 471-1 tại Tịnh Phong bao gồm việc nâng cấp bơm T Phong, với mã XT 47 3/E 17.2, nhằm cải thiện hiệu suất và hiệu quả công việc Công trình sẽ được thực hiện tại địa điểm cũ, NR Bơm T Phong, và sẽ bao gồm các hạng mục như xây dựng hệ thống điện 22 kV và lắp đặt hệ thống cấp nước với tiêu chuẩn IP 17 Dự kiến, dự án sẽ hoàn thành vào ngày 18 tháng 11.
NM lu y?û n c án thép Vi? ût Q uan g Hư ng Ph ú Th ịnh (CK BT &C K m ạû)û IN ox Phước An
13 NM CB LS G ian g C háu
NM õi ?ỷn tổ ớ Fos ter NM SX nh ổỷa Vi ?ỷt-U ẽc
XN may Th uy?n Nguy ?n 1 07/05 /01 NR May Vi nat ex
NM tinh lu y?ûn & xu ất kh ẩu tit an 07/05 /02 Ma y V ina tex Gia ?y R ick er 1 04 Gia ?y R ick er 2 08 41
BT nh ổỷa no ùng Asp ha lt KD C VS IP 22 25 (40 )
XN M ay Th uy ?n N guy ?n 2 12 XT 47 3/E 17 2
Vị trớ đi chu ng cột XT 47 2/E 17.2 (đi tầng tr?n ) XT 47 1& 473/E 17 2 (đi tõ ửng dươ ùi)
XT 472/E 17.2 (đi tầng trần) và XT 471/E 17.2 (đi tầng dưới) là hai mẫu sản phẩm nổi bật Bên cạnh đó, XT 473/E 17.2 (đi tầng dưới) cũng là một lựa chọn đáng chú ý Những sản phẩm này đều thuộc dòng XT 472/E 17.2, mang đến sự đa dạng trong thiết kế và công năng sử dụng.
Vị trí trớ đi của cột XT 47 2/E 17.2 (đi tầng trần), XT 47 1/E 17.2 (đi tầng giữa) và XT 47 3/E 17.2 (đi tầng dưới) đã được xác định Đường ống FC O-LL tại Tịnh Phong 1 đã được đấu tắt Trước đây, vị trí này thuộc về NR Bơm Tịnh Phong.
Vị trí cô üt l ă?p LT D-L L T ịnh Ph ong 2 Li?n l ạc XT 47 1& 473 /E1 7.2 LTD -PĐ Tị nh Ph ong 2 (Th ươ?n g m ở)
Tủ đâ úu n ối cáp ng ầm 22 kV
Dao cạ ch ly ph ủ t aíi Đư ơ?ng dõy va ? TB A Ng a?n h đ i?ỷn ng oa?i tr ơ?i? Đư ơ?ng dõy ca ùp n gầm 22k V Đư ơ?ng dõy m ạạch ke ùp RC
Dao că ?t p hu û tải Má y c ă?t hợp bô ü
Ch ống se ùt v an , tu ỷ bu ? Đư ơ?ng dõy va ? TB A kh ỏch ha? ng ngo a?i trơ ?i, tr ong nh a?.
Gh i ch ụ: Dao cạ ch ly
FC O * Â ổồ?n g d ỏy 22k V gia o c heùo vồ ùi õ ổồ?n g d ỏy 110k V; 220 kV.
Đường dây 22kV giao chéo với đường dây 500kV, đồng thời cũng giao cắt với Quốc lộ, tỉnh lộ và đường sắt.
* Đ ươ? ng dõ y 2 2kV gi ao che ùo v ới đươ ?ng dõy 35 kV.
* Â ổồ? ng dỏ y 2 2kV vổồ ỹt s ọng
Ca ùc v ở tr ờ g iao ch eùo :
TBA kh ạch ha ?ng ngo a?i trồ ?i c ọ M BA th uọỹc ng a?nh õi ?ỷn LB -FCO Dao cạ ch ly õỉ ồ?ng dỏ y
VT: Cộ t 6a XT 47 3/E 17.2 đi tần g tr?n XT 470/E 17 2 đi tần g giữa XT 475/E 17 2 đi tần g d ưới
NR T Ấn Đô ng 10 NR XD Hồ ng Ng oãn
T.Ph ong 3 NR T Ấn Đô ng 8 01 03 73
UR C C ent ral 1 Pro perwel l 4 Pro perwel l 5 Pro perwel l 6 Pro perwel l 7
LTD NR Prope rwell 01 02 06 kWh 39 ÂDRG -22 kV NM So uth Sea NM So uth Sea 10 4
CS M Kh?-T Kh uùc 1 05 Tởn h K h? 21
32a Tởn h Th oỹ 1 9 91b Tởn h H i?ỷp 15 21 2a
KDL Â ải Dỉ ồng Xa nh Cỏ ưu Th ảch Bờ ch (Th ại Baớo )
Xàng dỏ ưu Âỗn h K hạn h Xàng dỏ ưu Ph ụ C ỉồ? ng Doa ch ngh i?ỷp Loa n Tr ang Di? ựm Hỉ ồng TS Sa Ky ? Tởn h K y? 1 Tởn h K y? 7 03
05 kWh 3x5A 01 DC PT NR K CN Tở nh Phong 200VA 22/0.23
TT S.Tở nh 18 Tuớ RM U-22kV TT thổ ồng ma ỷi Vsip TA 2 V sip TT Sồn Tở nh 20 TT S.Tở nh 6
LBS LL XT 475 -47 8 (Th ưởn g m ở)
LB S NR Tở nh Kh ? 5 01 NR Tở nh Kh ? 9 Tin h K h? 22
LBS NR T Ph ong 17 (T? n cuợ: NR Tởnh Phong 5)
Th i?n Lon g 2 LS Kim Sồn NR T Ha ? 10 NR T Ha ? 1 NR T Ha? 9 NR T.Ha ? 7 90 91 14
NM Th ép Vi?ût Qu ang 2 LB S LL XT 472 -47 4 (Th ưởn g m ở) 500VA23/0,23 LTÂ 02 XT 47 4/E 17 2 02
LTĐ LTĐ 01 LB S PĐ Tị nh Ph ong 1 (Th ưởn g m ở) LBS LL XT 472 -47 4 (Th ưởn g m ở) 500VA23/0,23
500VA23/0,23 LTĐ 17 LB S LL XT 474 -47 6 (Th ưởn g m ở)
17 NR T Thoỹ 1 3 Tởn h Th oỹ 3 41 NR Bồm Th oỹ Tỏ y 01
17 LB S LL XT 474 -47 6 (Th ưởn g m ở)
17 TT S.Tở nh 17 TT S.Tở nh 19
NR TT thổ ồng ma ỷi V sip c Tình hình phụ tải trên các xuất tuyến:
NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH CÁC CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC PHẦN MỀM TÍNH TOÁN
Giới thiệu chung
Tính toán phân bố công suất trong hệ thống điện bao gồm việc xác định các thông số như điện áp tại các nút, dòng điện trong nhánh, tổn thất công suất và tổn thất điện áp Hai phương pháp phổ biến để tính toán này là Newton-Raphson và Gauss-Seidel, mỗi phương pháp có đặc tính hội tụ riêng Việc lựa chọn phương pháp phù hợp phụ thuộc vào cấu hình hệ thống, máy phát, đặc tính tải và mức điện áp ban đầu tại các nút.
Trong phạm vi đề tài, việc tính toán phân bổ công suất là cần thiết để xác định phương thức vận hành tối ưu Mục tiêu chính là giảm thiểu tổn thất công suất ∆P trong mạng, đồng thời đảm bảo điện áp tại các nút luôn trong giới hạn cho phép.
Phân bố công suất, dòng điện trên các xuất tuyến trước và sau khi khép vòng, hòa lưới
Giá trị điện áp tại các nút (biên độ và góc pha), đặc biệt tại các nút cần khép vòng, hòa lưới
Kiểm tra sự thay đổi điện áp, dòng điện sau khi khép vòng để có cơ sở điều chỉnh trước khi thực hiện khép vòng, hòa lưới
Các phương pháp tính phân bố công suất trong hệ thống điện
2.2.1 Tính toán phân bố công suất bằng phương pháp lặp Gauss – Seidel a Thiết lập công thức giải tích
Giả sử mạng truyền tải là mạng 3 pha đối xứng, được biểu diễn bằng mạng nối tiếp dương Các phần tử trong mạng liên kết với nhau tạo thành ma trận tổng dẫn nút Ynút, có thể xác định từ sơ đồ.
Hình 2.1 Sơ đồ đa cổng của đường dây truyền tải Theo sơ đồ hình 2.1a, ta có: I nút = Y nút V nút (2.1)
Y nút là một ma trận thưa và đối xứng, với các nguồn công suất hoặc điện áp tại các cổng của mạng, tạo ra mối liên hệ giữa áp và dòng điện theo phương trình (2.1) Từ đó, công suất tác dụng và công suất phản kháng bơm vào mạng có thể được xác định dưới dạng hàm phi tuyến V p và I p, với quy ước chiều dương khi bơm vào mạng Nguồn công suất bơm vào mạng được biểu diễn như hình 2.1b.
- Nút P-Q: công suất tác dụng và phản kháng là cố định, như nút P ở hình 2.1 chẳng hạn
( GP SP LP SP GP SP LP SP
Chỉ số GP và LP tương ứng với công suất nguồn phát và tiêu thụ ở nút P, S tương ứng với công suất cố định
Nút P-V là nút có công suất tác dụng P cố định và điện áp không đổi, đồng thời phát công suất phản kháng.
Nút V- là nút hệ thống, tương ứng với điện áp và góc pha không đổi b Độ lệch và tiêu chuẩn hội tụ
Phép giải trào lưu công suất được coi là chính xác khi thỏa mãn các phương trình (2.2) đến (2.4), mà chủ yếu là (2.4) Hai tiêu chuẩn hội tụ là :
- Độ lệch điện áp nút giữa 2 vòng lặp kế tiếp nhau
Gọi số bước lặp là k, độ lệch điện áp giữa 2 vòng lặp k và k+1 là :
| V p V k 1 V k cho tất cả các nút P-Q Tiêu chuẩn hội tụ là: V p C v cho tất cả các nút P-Q, thường C v = 0,01 -0,0001
- Độ lệch công suất nút p p C
C p và C q thường từ 0.01 – 10 MVA, MVAr tùy trường hợp
2.2.2 Tính toán phân bố công suất bằng phường pháp lặp Newton-Raphson
Giả sử tất cả các nút đều là nút P-Q, ngoại trừ nút hệ thống V-θ Gọi V_q (với q khác s) là áp suất của nút q so với nút s (nút hệ thống) Ta có thể diễn đạt phép lặp một cách tổng quát như sau: pq_k p p p q n p q_k q pq_k q pq_k p V Y.
Kiểm tra độ hội tụ của phương pháp: v k p k p V C
Bước đầu tiên là xác định điện áp ban đầu V p (0) bằng điện áp định mức của hệ thống, chỉ bao gồm phần thực Thuật toán lặp sẽ được thực hiện theo các bước đã mô tả.
(1) - Xác định Y pq , Y qp với p = 1, 2, 3, …, n; q = 1, 2, 3, …, n
(2) - Chọn giá trị ban đầu tại các nút, V p (0) = U đm ; p = 1, 2, 3, …, n
Để tính giá trị điện áp tại nút p ở bước (k+1) theo công thức (2.5), quá trình tính toán diễn ra theo vòng tròn Giá trị điện áp này được xác định dựa trên điện áp tại bước (k+1) của tất cả các nút còn lại như p-1, p-2, …, 1 và điện áp tại bước k của các nút p+1, p+2.
(4) - Tính lặp với k tăng dần
Kiểm tra điều kiện dừng Max|V p k 1 |C v Nếu điều kiện không thỏa mãn, quay lại bước (3) Nếu đúng, tiến hành tính toán các đại lượng khác như công suất và dòng điện, sau đó dừng lại Đồng thời, cần tăng tốc độ hội tụ.
Phương pháp Gauss – Seidel là một kỹ thuật sử dụng ma trận tổng dẫn nút Y với ưu điểm là đơn giản và dễ tính toán, lập trình Tuy nhiên, phương pháp này có tốc độ hội tụ chậm Để cải thiện tốc độ hội tụ, cần thực hiện điều chỉnh điện áp nút P-Q sau mỗi vòng lặp.
Hệ số là hệ số tăng tốc, được xác định theo kinh nghiệm, thông thường 1
2.2.3 Các phương pháp xác định phụ tải tải tính toán
Theo [1], [3] và [5], các phương pháp xác định phụ tải tính toán thường được áp dụng là: a Phương pháp 1:
Tính theo công suất đặt Pđ và hệ số nhu cầu K nc Theo phương pháp này thì: dm nc tt K P
Trong đó K nc là hệ số nhu cầu của nhóm thiết bị b Phương pháp 2:
Xác định phụ tải tính toán theo lượng điện năng tiêu thụ Theo tinh thần của phương pháp này thì phụ tải tính toán sẽ là: max max T
A: Lượng điện năng tiêu thụ trong một năm
T max : Thời gian sử dụng công suất cực đại c Phương pháp 3:
Xác định phụ tải cực đại theo phương pháp hệ số cực đại K max và công suất trung bình P tb đm sd tb tt K P K K P
K max : hệ số cực đại phụ thuộc vào số thiết bị làm việc hiệu quả và hệ số sử dụng K sd
K sd : hệ số sử dụng của thiết bị điện Nếu có đồ thị phụ tải thì hệ số sử dụng được tính như sau:
Phương pháp công suất tiêu thụ trung bình là một cách hiệu quả để thu thập dữ liệu phụ tải tính toán nhanh chóng và đơn giản Tuy nhiên, do các đường dây trung thế thường cung cấp điện cho nhiều phụ tải khác nhau, tính chất tiêu thụ của các phụ tải này cũng không đồng nhất Vì vậy, việc áp dụng phương pháp này cần được xem xét kỹ lưỡng.
16 phụ tải không phù hợp nên nó chỉ có thể được sử dụng cho các khu công nghiệp và các khu kinh tế tập trung
2.2.4 Các phương pháp tính toán tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện
TTĐN trong mạng phân phối được xác định theo công thức sau:
Trong phần này chúng ta trình bày những phương pháp tính toán TTĐN của mạng lưới thường được sử dụng a Phương pháp tích phân đồ th
Giả sử quy luật biến thiên của dòng điện như hình 2.1a và 2.1b với hệ tọa độ I-t
Hình 2.1a: Đồ thị phụ tải chữ nhật hóa
Hình 2.1b: Đồ thị phụ tải hình thang hóa
Chia trục hoành thành n đoạn bằng nhau với độ dài ∆t giúp xác định TTĐN thông qua việc tính diện tích các hình chữ nhật hoặc hình thang.
Biểu thức dưới dấu tích phân trong trường hợp thứ nhất sẽ bằng :
Khi I 0 = I n công thức (3.23) sẽ nhận được dạng (3.22)
Theo phương pháp này TTĐN [KWh] được xác định theo công thức:
Trong đó thứ nguyên của I [A], S[KVA], U[KV]
Phương pháp tích phân đồ thị mang lại độ chính xác cao nhưng gặp khó khăn trong quá trình thực hiện Để nâng cao độ chính xác, việc tính toán thực tế không dựa vào đồ thị phụ tải năm mà thay vào đó sử dụng đồ thị phụ tải ngày đặc trưng Tuy nhiên, việc tính toán TTĐN vẫn không đảm bảo độ chính xác do sự biến đổi liên tục và không liên tục trong hệ thống.
Trong 18 ngày khảo sát, hệ thống điện thường xuyên bị ảnh hưởng bởi điều kiện tăng phụ tải tự nhiên Ngoài ra, các tác động không thường xuyên như việc đóng cắt các phần tử điện để sửa chữa hoặc do sự cố cũng dẫn đến sự thay đổi công suất hệ thống, gây ra sự phân bố lại công suất Để phân tích tình hình này, phương pháp sử dụng điện trung bình bình phương được áp dụng.
Trong hệ thống truyền tải điện, nếu dòng điện Itb giữ ổn định trong khoảng thời gian t, sẽ xảy ra tổn thất tương ứng với trị số dòng điện biến thiên trong thời gian đó, theo đồ thị phụ tải Tổn thất này được tính bằng công thức: dt * I * R.
Như vậy dòng điện trung bình bình phương sẽ là:
Tích phân ở biểu thức (2.12, 2.13) được tính theo biểu thức (2.8, 2.9) Nếu đã biết giá trị dòng điện Itbbp thì TTĐN trên đường dây [KWh] tính theo biểu thức: ΔA=3I 2 tbbp RT.10 -3 (2.14)
Trong đó: - R: Điện trở tác dụng của đường dây [Ω]
Lưới phân phối thường sử dụng phương pháp này và cho kết quả gần đúng Giá trị I tb có thể tính gần đúng theo công thức kinh nghiệm Dalesxky:
Hoặc theo dòng điện cực đại và thời gian TTCS cực đại τ:
Giá trị của các đại lượng τ và Tmax được xác định dựa vào tính chất của phụ tải hoặc thông qua các số liệu thống kê Phương pháp này chỉ chính xác khi chúng ta có thể xác định đúng các giá trị này Ngoài ra, phương pháp thời gian tổn thất cũng được xem xét trong quá trình phân tích.
Theo phương pháp này TTĐN được xác định theo biểu thức:
Để xác định thời gian định mức (TTĐN) theo công thức (3.11), cần xác định τ thông qua mối quan hệ giữa T max và cosφ Mối quan hệ này có thể được xây dựng bằng nhiều phương pháp khác nhau, tùy thuộc vào các điều kiện như không tính đến hình dạng đồ thị phụ tải hoặc sự biến đổi của hệ số công suất Mặc dù có thể sử dụng các công thức kinh nghiệm để xác định τ, nhưng điều này không hợp lý trong điều kiện vận hành do sai số trung bình khi đánh giá tổn thất có thể lên tới 10-25% Để đảm bảo độ chính xác, sai số trung bình khi đánh giá TTĐN trong điều kiện vận hành không được vượt quá 5% Khi tính toán τ, cần lưu ý đến hình dạng của đồ thị phụ tải tác dụng và phản kháng theo thời gian trong ngày và năm Thêm vào đó, cơ sở để xác định τ, bao gồm T max và cos φ, cũng rất bất định, vì cosφ trong lưới rất không đồng nhất và chỉ có thể chấp nhận trị số trung bình.
Các phần mềm phân tích, tính toán trong hệ thống điện
Power World là phần mềm của tập đoàn Power World (Mỹ), chuyên dùng để mô phỏng và tính toán hệ thống điện Phần mềm này nổi bật với khả năng cung cấp kết quả tính toán chính xác, giúp người dùng tối ưu hóa hiệu suất hệ thống điện.
Hình ảnh trực quan của 22 giúp người dùng dễ dàng sử dụng và mô phỏng các phần tử trong mạng điện, tính toán phân bố công suất, phân tích hệ thống điện và xác định tổn thất trong hệ thống.
Hệ thống điện được mô phỏng từ máy phát đến phụ tải qua máy biến áp và đường dây, cho phép tính toán trào lưu công suất, tổn thất công suất và điện năng truyền tải trong các chế độ vận hành khác nhau.
Các chức năng của phần mềm:
- Mô phỏng các phần tử trong hệ thống
- Tính toán mô phỏng tổng quan hệ thống điện
- Tính toán thông số của mạng điện
- Tính toán mô phỏng phân bố công suất và tổn thất công suất trong mạng điện
- Mô phỏng các trạng thái làm việc của hệ thống điện
CONUS là chương trình tính toán chế độ xác lập được phát triển bởi Đại học Leningrad và đã được nâng cấp bởi bộ môn Hệ thống điện thuộc viện Điện trường Đại học Bách khoa Hà Nội từ năm 1985 Trong giai đoạn 1991-1992, chương trình đã hỗ trợ hiệu quả cho việc thiết kế đường dây siêu cao áp 500 kV Bắc-Trung Nam Với các chức năng mô phỏng và tính toán giới hạn truyền tải công suất trong điều kiện ổn định, CONUS thể hiện những ưu điểm nổi bật của mình trong lĩnh vực này.
Chương trình được phát triển bằng ngôn ngữ Fortran, áp dụng phương pháp lặp để thực hiện các tính toán như tổn thất công suất, dòng điện trên các nhánh, điện áp và góc pha tại các nút Nó có khả năng hoạt động ở chế độ xác lập cho cả hệ thống đơn giản và phức tạp Hiện tại, phần mềm này đang được sử dụng phổ biến tại nhiều trường đại học.
2.3.3.1 Giới thiệu chung về PSS/ADEPT 5.0
PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) is a software designed for calculating and analyzing electrical distribution networks It was developed by the A Shaw Group Company and is part of Power Technologies International (PTI), which is a division of Siemens Power Transmission & Distribution, Inc PSS/ADEPT functions as a module within the broader PSS™ software suite.
Theo thống kê từ Công ty phần mềm PTI, hiện nay có 136 quốc gia trên thế giới đang sử dụng phần mềm này để hỗ trợ tính toán và vận hành lưới điện phân phối của các công ty điện lực.
Các tính năng chính của PSS/ADEPT 5.0 như:
- Tính toán chế độ xác lập của hệ thống điện
- Tính toán các loại ngắn mạch trong hệ thống điện
- 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 bảo vệ
- Tính toán độ tin cậy trong hệ thống
PSS/ADEPT là phần mềm tính toán lưới phân phối hàng đầu, được đánh giá cao nhờ vào các tính năng toàn diện và khả năng giải quyết mọi bài toán trong lưới điện Phần mềm này đang được sử dụng rộng rãi tại các Công ty Điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2.3.3.2 Phương pháp tính toán phân bổ công suất trong phần mềm PSS/ADEPT 5.0
Phần mềm PSS/ADEPT giải quyết bài toán phân bố công suất thông qua các phép lặp sử dụng ma trận tổng dẫn nút Ynút Hệ thống điện được mô phỏng dưới dạng sơ đồ một pha, nhưng vẫn đảm bảo đầy đủ thông tin cho lưới ba pha Qua việc phân bố công suất, phần mềm cung cấp các thông số quan trọng như trị số điện áp và góc pha tại các nút, dòng công suất tác dụng và công suất phản kháng trên các nhánh và trục chính, cũng như tổn thất công suất trong mạng điện Bên cạnh đó, phần mềm cũng xác định vị trí đầu phân áp của các máy biến áp, nhằm duy trì điện áp tại một nút trong giới hạn cho phép.
Trong PSS/ADEPT, các bộ phận của lưới điện được chia thành nhiều loại:
Điểm nối, hay còn gọi là nút bus, là vị trí mà các bộ phận khác trong lưới điện giao nhau Nó có thể tồn tại mà không cần phải tương ứng với thiết bị thực tế nào đó.
• Thiết bị nối Shunt tượng trưng cho bộ phận vật lý đặt tại một điểm nối
• Thiết bị nhánh tượng trưng cho bộ phận vật lý tồn tại giữa hai (hay nhiều) điểm nối với nhau
Hệ thống điện ba pha được đề cập trong PSS/ADEPT cho phép mỗi bộ phận trong lưới ba pha hoạt động như một bộ phận một pha, với thông tin đầy đủ cho cả ba pha.
Một nút có thể chứa ba điểm nối, mỗi điểm tương ứng với ba pha A, B và C Tương tự, mỗi nhánh giữa hai nút cũng có ba pha (giữa A với B hoặc C) Số lượng dây dẫn hoặc pha thực tế là thuộc tính của nhánh, cho phép một nhánh ba pha có thể đại diện cho một, hai hoặc ba pha Các thiết bị mắc Shunt, ngoại trừ tụ điện mắc Shunt, cũng được định nghĩa tương tự như nhánh, với khả năng có 3, 2 hoặc 1 pha.
2.3.3.3 Tính toán v trí đặt bù tối ưu CAPO
Tối ưu hóa vị trí đặt dải tụ bù cố định và ứng động trên lưới dựa trên các yếu tố:
-Tổn thất của hệ thống
* Tính các vấn đề kinh tế trong CAPO
Để tính toán lắp đặt tụ bù thứ n với độ lớn sF, cần xem xét tất cả các nút hợp lệ trong lưới điện nhằm xác định vị trí tối ưu cho tụ bù, từ đó tối đa hóa số tiền tiết kiệm Giả sử công suất thực tiết kiệm được là xP (kW) và công suất phản kháng tiết kiệm được là xQ (kvar), quá trình này không chỉ giúp tiết kiệm năng lượng mà còn liên quan đến bảo trì trong một khoảng thời gian nhất định Do đó, chúng ta sử dụng đại lượng thời gian tương đương, được gọi là Ne.
Như vậy giá trị của năng lượng tiết kiệm được là: SavingsF = 8760 Ne x (xP x cP + xQ x cQ)
Giá trị của chi phí mua tụ bù là: CostF = sF x (cF + Ne x mF)
Nếu khoản tiết kiệm lớn hơn chi phí, CAPO sẽ xem xét thêm tụ bù thứ (n+1) Ngược lại, nếu khoản tiết kiệm nhỏ hơn, CAPO sẽ bỏ qua tụ bù thứ n và dừng quá trình tính toán.
Để tìm vị trí đặt tụ bù tối ưu, trước tiên cần tính toán phân bố công suất cho mỗi đồ thị phụ tải Điều này giúp xác định nấc điều chỉnh của máy biến áp và nấc chỉnh của tụ bù ứng động hiện có trên lưới Các nấc chỉnh này sẽ được ghi lại cho từng trường hợp cụ thể, và trong quá trình CAPO hoạt động, các máy biến áp và tụ bù này sẽ không được điều chỉnh thêm.