Nâng cấp TK VIP tải tài liệu không giới hạn và tắt QC

KHẢO SÁT ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC NGUỒN THUỶ ĐIỆN VỪA VÀ NHỎ ĐẾN CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH GIA LAI

Gia Lai là một tỉnh cao nguyên, miền núi có tiềm năng lớn về thuỷ điện. Ngoài các nhà máy thuỷ điện lớn phát điện vào lưới truyền tải điện quốc gia thì Gia Lai có hàng chục nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ. » Xem thêm

22-10-2012 139 36
Download
Xem online
QUẢNG CÁO

Tóm tắt nội dung tài liệu

  1. KHẢO SÁT ẢNH HƯỞNG CỦA CÁC NGUỒN THUỶ ĐIỆN VỪA VÀ NHỎ ĐẾN CHẾ ĐỘ VẬN HÀNH CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH GIA LAI INVESTIGATE THE INFLUENCE OF MINI AND MICRO HYDRO- POWER PLANTS ON THE OPERATION MODE OF GIA LAI DISTRIBUTION NETWORK LÊ QUANG TRƯỜNG Điện lực Gia Lai ĐINH THÀNH VIỆT Trường Đại học Bách khoa, Đại học Đà Nẵng TÓM TẮT Bài báo trình bày thuật toán, phương pháp tìm điểm mở tối ưu các mạch vòng, phân tích và lựa chọn các phương thức vận hành hợp lý và khảo sát ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện vừa và nhỏ đến lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai. ABSTRACT This paper presents an algorithm and a method to determine the optimal open points of loops, analyses and selects the proper modes of operation as well as investigates the in fluence of mini and micro hydro-power plants on the distribution network of Gia Lai province. 1. Đặt vấn đề Gia Lai là một tỉnh cao nguyên, miền núi có tiềm năng lớn về thuỷ điện. Ngoài các nhà máy thuỷ điện lớn phát điện vào lưới truyền tải điện quốc gia thì Gia Lai có hàng chục nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ. Hầu hết các nhà máy này đều không có hồ chứa (ngoại trừ thuỷ điện Ayun Hạ có hồ chứa điều tiết ngày) được đấu nối và phát điện trực tiếp vào lưới điện phân phối do Điện lực Gia Nhập công suất phụ tải ở các chế độ Pmax, Ptb, Pmin và công suất Lai quản lý. Trong công tác điều độ lưới điện, việc tính phát thuỷ điện trong mùa mưa và toán phân bố công suất, tìm điểm mở mạch vòng, chọn các mùa nắng phương thức vận hành lưới điện và nghiên cứu ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện nhỏ nối vào lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai ở mùa nắng và mùa mưa đóng một vai trò Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ quan trọng trong việc khai thác triệt để nguồn thuỷ năng, để tạo lập lưới điện kín cải thiện chất lượng điện, giảm được tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy vận hành của lưới điện. Giải bài toán phân bố công suất Để phân tích ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện nhỏ đến phương thức vận hành lưới điện cần phải tính toán các chế độ xác lập khác nhau trong ngày (cực đại, trung bình, Tính tổn thất điện năng lưới điện cực tiểu) trong điều kiện chọn điểm mở mạch vòng hợp lý. 2. Chọn điểm mở tối ưu mạch vòng lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai trong điều kiện có nhiều nguồn So sánh để chọn chế độ vận hành thuỷ điện nhỏ của lưới điện có tổn thất điện 2.1. Chọn sơ đồ lưới điện dùng để tính toán lựa năng trong năm lớn nhất chọn điểm mở tối ưu Đối với lưới điện phân phối được cấp điện từ hệ Hình 1. Các bước chọn chế độ vận hành của lưới dùng để tìm điểm mở tối ưu thống điện quốc gia kết hợp với các nhà máy thuỷ điện
  2. nhỏ, tổn thất điện năng ngoài phụ thuộc vào chế độ tải còn phụ thuộc nhiều vào chế độ phát của các thuỷ điện vào lưới. Xét một lưới điện phân phối, giả sử kết quả tính tổn thất điện năng của lưới trong các phương án được cho trong bảng tổng hợp sau: Bảng tổng hợp tổn thất điện năng A Chế độ phát của Chế độ phụ tải các NM thuỷ điện (kWh/năm) A1 Pmax A2 PTĐmax (mùa mưa) Pt.bình A3 Pmin A4 Pmax A5 PTĐmin (mùa mưa) Pt.bình A6 Pmin Từ bảng tổng hợp trên ta cần chọn phương án mà lưới điện có Amax làm phương án để tính toán chọn điểm mở tối ưu. Nhập công suất trung bình phụ tải và Việc tìm các điểm mở tối ưu công suất phát của các thuỷ điện ở chế ứng với việc xác định được độ phát hạn chế vào mùa nắng cấu hình lưới điện hợp lý có Pmin trong phương án có Amax để có thể giảm thiểu Đóng tất cả các DCL trong lưới điện được tổn thất điện năng trong lưới ứng với chế độ có thể gây thiệt hại kinh tế nặng nhất cho Giải bài toán phân bố công suất điện lực. Đối với các phương án khác các điểm mở tối ưu có thể khác với phương án có Mở 1 DCL trên một mạch vòng có Amax, tuy nhiên trong điều dòng điện đi qua là bé nhất kiện vận hành thực tế khó có thể thay đổi điểm mở liên tục Đóng DCL trong mỗi ngày đêm, nên các vừa mở, mở Giải bài toán phân bố công suất cho điểm mở thường được đặt gần lưới điện mới DCL khác có như cố định cho đến khi xuất dòng điện bé nhất tiếp theo hiện những thay đổi lớn trong cấu hình lưới hoặc thông số tải... thì mới tính lại. Thuật có Vi phạm các điều toán tính chế độ xác lập có thể kiện vận hành xem trong các tài liệu tham khảo [2-3]. không 2.2. Phương pháp chọn không điểm mở mạch vòng tối ưu Lưới điện hình tia Để tăng cường độ tin cậy cung cấp điện, lưới điện phân có phối thường có cấu trúc vòng. Kết quả Nhưng trong thực tế lưới điện thường được vận hành ở dạng Hình 2. Thuật toán chọn điểm mở hở, hình tia để đảm bảo việc tối ưu
  3. vận hành đơn giản, trình tự phục hồi lại kết cấu lưới sau sự cố được dễ dàng, ít gặp khó khăn trong việc lập kế hoạch cắt điện cục bộ, thuận lợi trong phương thức bảo vệ rơle. Trong một mạch vòng kín có nhiều dao cách ly (DCL) cần tính toán chọn DCL nào mở để đưa lưới điện về trạng thái vận hành ở dạng hình tia với hàm mục tiêu tổn thất công suất trong mạng là bé nhất, nhưng vẫn đảm bảo các điều kiện khác như: cung cấp điện đầy đủ cho phụ tải; không gây quá tải các phần tử trong hệ thống; điện áp của các nút phải nằm trong giới hạn cho phép. Trong bài báo ứng dụng thuật toán heuristic của Civanlar được trình bày trong [1] để tìm điểm mở tối ưu trong lưới điện. Nội dung chính của thuật toán là “Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ để tạo lập lưới điện kín, sau đó giải bài toán phân bố công suất và tiến hành mở lần lượt các DCL trên mạch vòng kín có dòng điện chạy qua là bé nhất cho đến khi lưới điện có dạng hình tia”. Thuật toán cụ thể được trình bày trên hình 2. Thứ tự ưu tiên chọn mạch vòng kín để tính toán và mở DCL là từ các mạch có dòng tải lớn nhất đến mạch có dòng tải bé hơn. 3. Tìm điểm mở mạch vòng tối ưu, tính toán các chế độ xác lập của lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai và phân tích ảnh hưởng của các nguồn thuỷ điện nhỏ đến tổn thất điện năng. 3.1. Biểu đồ phụ tải điển hình lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai BIỂU ĐỒ PHỤ T ẢI NGÀY ĐIẺN HÌNH Pmax = (44,5 → 63,6) MW 70 Thời gian: 17h→ 22h (5 giờ) 60 Công suất (MW) 50 Ptb = (36,6 → 51,8) MW 40 Thời gian: 6h – 17h (11 giờ) 30 20 Pmin = (23,2 → 31,5) MW 10 Thời gian: 22h → 6h (8 giờ) 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 3.2. Tìm chế độ vận hành của T hời gian (giờ) phụ tải và máy phát thuỷ điện để chọn sơ đồ tính điểm mở tối ưu Kết quả tính tổn thất điện năng trong các chế độ khác nhau được cho ở bảng dưới đây: ΣPf ΣQf Thời Thời Chế độ ΣPf ΣQf ΣPpt ΣQpt ΣQb ΔP ΔP ΔA gian gian (TĐ) (TĐ) vận hành ng/năm MW MVAR MW MVAR MW MVAR MVAR MW % h/ngày kWh Mùa mưa 4,117,500 PT max 65.46 33.84 22.16 16.62 64.00 31.00 4.50 1.46 2.22 5 150 1,095,000 PT t.bình 41.46 18.53 22.16 16.62 40.32 19.53 4.50 1.09 2.64 11 150 1,798,500 PT min 24.72 9.23 22.16 16.62 23.68 11.47 4.50 1.02 4.11 8 150 1,224,000 Mùa nắng 6,630,600 PT max 65.9 37.89 6.30 4.73 64.00 31.00 4.50 1.9 2.88 5 215 2,042,500 PT t.bình 41.59 19.59 6.30 4.73 40.32 19.53 4.50 1.22 2.94 11 215 2,885,300 PT min 24.69 9.11 6.30 4.73 23.68 11.47 4.50 0.99 3.99 8 215 1,702,800 Trong chế độ phụ tải trung bình và công suất phát của các nhà máy thuỷ điện nhỏ nhất (vào mùa nắng) thì tổn thất điện năng là lớn nhất. Vì vậy ta chọn chế độ phụ tả i trung bình và lúc các nhà máy thuỷ điện nhỏ phát công suất hạn chế (vào mùa nắng) để xét tìm điểm mở tối ưu trong lưới.
  4. 3.3. Tìm điểm mở tối ưu, tính toán phân tích ảnh hưởng của thuỷ điện nhỏ Lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai có thể chia làm 25 mạch vòng độc lập và kết quả quá trình tìm điểm mở tối ưu theo thuật toán đã nêu ở mục 2.2 có thể tóm tắt trong bảng sau: Mạch Công suất Chọn điểm mở Dao cách ly vòng (MVA) Đóng tất cả các DCL trong sơ đồ (toàn bộ lưới vận hành kín) và tính công suất chảy qua các 1 DCL trong mạch vòng: MC 471/E42 → DCL 471-71 → MC 477 Diệp Kính → LBS 400- 10 → MC 477 Cầu số 3 → MC 477/E41 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ) DCL 471-71/E42 4,33 MC 477 Diệp Kính MC 477 Diệp Kính 0,61 LBS 400-10 1,07 MC 477 Cầu số 3 1,57 Mở MC 477 Diệp Kính, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 2 473/E41 → DCL 400-8 → MC 477 Cầu số 3 → MC 477/E41 (mạch vòng của 2 xuất tuyến của cùng TBA 110kV Biển Hồ) DCL 400-8 0,58 DCL 400-8 MC 477 Cầu số 3 1,57 Mở DCL 400-8, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 477/E41 3 → MC 477 Cầu số 3 → MC 477 Tô Vĩnh Diện → LBS 138/19-4 Đông Y → DCL 106-4 UB Trà Đa → DCL 057-4 Sư 320 → MC 475/E41 (mạch vòng của 2 xuất tuyến của cùng TBA 110kV Biển Hồ) MC 477 Cầu số 3 1,67 MC 477 Tô Vĩnh Diện 2,25 LBS 138/19-4 Đông Y 1,85 DCL 106-4 UB Trà Đa DCL 106-4 UB Trà Đa 0,58 DCL 057-4 Sư 320 1,26 Mở DCL 106-4 UB Trà Đa, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 4 MC 477/E41 → MC 477 Cầu số 3 → LBS 400-9 → MC 474 KS Ia Ly → LBS 400-13 → MC 474/E42 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ) MC 477 Cầu số 3 1,88 LBS 400-9 0,38 LBS 400-9 MC 474 KS Ia Ly 1,32 LBS 400-13 0,98 Mở LBS 400-9, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: MC 474/E42 5 → DCL 400-15 → DCL 400-14 → LBS 400-12 → MC 473/E41 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ) DCL 400-15 0,9 DCL 400-15 (mở DCL 400-14 để đảm bảo XT 474/E42 DCL 400-14 1,3 chỉ cấp điện ưu tiên cho trung tâm T.phố) LBS 400-12 1,57 Mở DCL 400-14, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 6 473/E42 → MC 473/E41 (mạch vòng giữa TBA 110kV Diên Hồng và TBA 110kV Biển Hồ) MC 473/E42 0,71 MC 473/E42 MC 473/E41 1,83 Mở MC 473/E42, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 7 474/E42 → DCL 400-15 → MC 472/E42 MC 474/E42 0,63 DCL 400-15 0,4 DCL 400-15 (đề nghị đấu nối tại điểm 85 để XT 472/E42 cấp MC 472/E42 1,38 điện cho Trung tâm TP)
  5. Mở DCL 400-15, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 8 473/E41 → DCL 400-12 → DCL 400-11→ MC 477 Cầu số 3 → MC477/E41 DCL 400-12 1,8 DCL 400-11 1,31 DCL 400-11 MC 477 Cầu số 3 2,07 Mở DCL 400-11, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 9 471/E42 → DCL 471-71 → LBS 400-5 → MC 471 Gốc Vông → DCL 138/52/36-4 T.Thất Tùng → LBS 138/19-4 Đông Y → MC 477 Tô Vĩnh Diện → MC 477 Cầu số 3→ MC 477/E41 DCL 471-71/E42 5,73 LBS 400-5 3,77 MC 471 Gốc Vông 2,82 138/52/36-4 TTT 0,26 138/52/36-4 TTT 138/19-4 Đông Y 1,02 MC 477 T. V Diện 1,41 MC 477 Cầu số 3 2,29 Mở DCL 138/52/36-4 TTT, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 10 Vòng MC 477/E42 → DCL 477-791 → MC 474/E42 MC 477/E42 0.77 DCL 477-791 0.07 DCL 477-791 MC 474/E42 0.41 Mở DCL 477-791, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 11 471/E42 → LTD 400-2 → LTD 471-72 → LTD 400-1 → MC 471/E41 LTD 400-2 1.38 (mở LTD 471-72 phân vùng cấp điện cho các LTD 471-72 1.38 huyện) LTD 400-1 0.72 LTD 400-1 Mở LTD 471-72, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 12 475/E42 → MC 475 Nguyễn Viết Xuân → LBS 400-16 → DCL 471-71 → MC 471/E42 MC 475 NV Xuân 1.78 MC 475 NV Xuân LBS 400-16 1.78 DCL 471-71/E42 6.32 Mở MC 475 NVX, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 13 475/E42 → MC 475 Trà Bá → DCL 400-51 → LBS 400-7 → LBS 400-5 → DCL 471- 71→ MC 471/E42 MC 475 Trà Bá 0.6 MC 475 Trà Bá DCL 400-51 0.93 LBS 400-7 4.74 LBS 400-5 4.74 DCL 471-71/E42 5.69 Mở MC 475 Trà Bá, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 14 475/E42 → DCL 400-19 → MC 471 An Mỹ → DCL 121-4 Chư Á → MC471 Gốc Vông → LBS 400-5 → DCL 471-71 → MC 471/E42 DCL 400-19 0.66 DCL 400-19 MC 471 An Mỹ 1.53 DCL 121-4 Chư Á 2.63 MC 471 Gốc Vông 3.03 LBS 400-5 4.78 DCL 471-71/E42 5.24 Mở DCL 400-19, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng TC 15 C41/F7 → MC 475 Làng Lang → TC C41/F19 → LBS 128/1-4 Bàu Cạn → TC C41/F7 MC 475 Làng Lang 1.84 DCL 128/1-4 Bàu Cạn DCL 128/1-4 Bàu Cạn 0.22
  6. Mở DCL 128/1-4 Bàu Cạn, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 16 Vòng MC 477/F19 → DCL 400-57 → MC 475/F19 MC 477/F19 0.92 DCL 400-57 0.39 DCL 400-57 MC 475/F19 0.14 Mở DCL 400-57, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 17 473 Đức Cơ → MC 475/F16 → MC 471/F16 → MC 473 Ia Lang MC 473 Đức Cơ 0.93 MC 475/F16 0.93 FCO 471-7/F16 0.71 FCO 471-7/F16 MC 473 Ia Lang 0.71 Mở FCO 471-7/F16, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng 18 473-7/F16 → DCL 159/1-4 C8/Đức Cơ → DCL 471-782/Ia Grai → MC 471/E41 DCL 159/1-4 C8 0.81 DCL 159/1-4 C8 DCL 471-782 0.81 Mở DCL 159/1-4 C8, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng 19 FCO 471-7/E44 → DCL 400-6 → FCO 473-7/E44 FCO 471-7/E44 1.63 DCL 400-6 0.69 DCL 400-6 FCO 473-7/E44 2.95 Mở DCL 400-6, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 20 476/E50 → LBS 476 Phú Cường → MC 473 Ayun Hạ → DCL 400-2 → MC 471 Nguyễn Huệ → FCO 471-7/E44 LBS 476 Phú Cường LBS 476 Phú Cường (DCL ranh giới 2 huyện) 0.67 MC 473 Ayun Hạ 0.76 DCL 400-2 0.5 MC 471 Ng Huệ 0.3 Mở LBS 476 Phú Cường , tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: 21 Vòng FCO 471-7/E44 → MC 471 Nguyễn Huệ → DCL 473-72 → FCO 473-7/E44 MC 471 Ng Huệ 0.3 DCL 473-72/E44 0.24 DCL 473-72/E44 Mở DCL 473-72/E44, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng 22 TC C31/F4 → DCL 300-12 → DCL 300-22 → TC C32/F4 DCL 300-12 1.69 DCL 300-22 1.69 DCL 300-22 Mở DCL 300-22, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng TC 23 C33/F4 → DCL 373-71 → DCL 300-32 → TC C33/F4 DCL 373-71 0.69 DCL 373-71 DCL 300-32 0.69 Mở DCL 373-71, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 24 371/E42 → DCL 300-6 → DCL 300-8 → TC C31/F7 DCL 300-6 3.4 DCL 300-6 DCL 300-8 3.4 Mở DCL 300-6, tiếp tục tính công suất chảy qua các DCL trong mạch vòng: Vòng MC 25 372/E50 → DCL 300-7 → MC 373/F7 DCL 300-7 2.36 MC 373/F7 1.13 MC 373/F7 Kết quả chọn 25 điểm mở tại các DCL trên các mạch vòng độc lập của lưới điện ở trên sẽ ứng với phương thức vận hành cơ bản của lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai. Các kết quả tính toán tổn thất công suất của lưới điện trong các chế độ khác nhau ứng với các điểm mở đã chọn trong điều kiện huy động hết nguồn nước được tóm tắt trong bảng sau:
  7. Chế độ ΣPphát Pthuỷ điện (MVA) Pphụtải ΔP ΔP (%) Qb phụ tải Mùa mưa Mùa khô (MVA) (MVA) (MVAR) (MVA) Pmax 22,8+j7,6 1,34+j1,98 2,21 62,4+j26,9 60,7+j23,1 8,36+j2,74 1,04+j1,28 1,72 Pt.bình 22,8+j7,6 0,75+j1,30 1,91 40,6+17,3 39,7+J15,1 8,36+j2,74 0,39+j0,49 1,02 Pmin 22,8+j7,6 0,56+j1,09 2,58 22,6+j6,0 21,9+j4,2 8,36+j2,74 0,16+j0,22 0,72 Để đánh giá ảnh hưởng của lần lượt các nguồn thuỷ điện nhỏ đến lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai (xét truờng hợp các thuỷ điện phát hết công suất -vào mùa mưa đối với các chế độ phụ tải cực đại, trung bình và cực tiểu trong ngày) ta khảo sát thêm tổn thất công suất của lưới trong những trường hợp theo thứ tự sau: không có thuỷ điện nhỏ phát vào lưới (lưới phân phối nhận điện lưới Quốc gia); lần lượt đưa các nguồn thuỷ điện nhỏ phát vào lưới phân phối. Các kết quả thu được như sau: TĐ nhỏ QG D5 I6 I3 I2 I10 I9 I1 I5 I7 I8 I4 3200 10500 240 1200 1800 1600 600 300 270 150 3000 PTĐ (kW) ΣPTĐ 0 3200 13700 13490 15140 16940 18540 19140 19440 19710 19860 22860 (kW) Trường hợp phụ tải cực đại Pmax = 60,7 MW ΔPlưới (kW) 1120 1128 1413 1404 1398 1403 1421 1428 1408 1364 1354 1342 Trường hợp phụ tải trung bình Pt.bình = 39,7 MW ΔPlưới (kW) 410 429 740 736 734 744 767 776 768 747 742 759 Trường hợp phụ tải cực tiểu Pmin = 22,5 MW ΔPlưới (kW) 141 168 495 494 494 508 534 544 542 535 532 566 (QG: lưới điện quốc gia; D5, I6,...: ký hiệu viết tắt của các nguồn thuỷ điện nhỏ) 4. Kết luận - Thông qua việc tính Ảnh hưởng của các thuỷ điện nhỏ đến tổn thất công suất lưới điện toán các chế độ xác lập của p hân phối Gia Lai 1,6 0 0 lưới điện phân phối và áp dụng PT max giải thuật heuristic và tối ưu 1,4 0 0 hoá của Civanlar [1] trong bài 1,2 0 0 báo đã xác định được các điểm Tổn thất công suất (kW) mở tối ưu trên lưới và đây là 1,0 0 0 cơ sở để xác định phương PT trung bình thức vận hành cơ bản cho lưới 800 điện phân phối tỉnh Gia Lai. 600 - Qua đường cong tổn PT min 400 thất công suất của lưới điện phân phối tỉnh Gia Lai đối với 200 từng nhà máy thuỷ điện phát 0 điện lên lưới cho thấy: các 0 50 0 0 10 0 0 0 150 0 0 20000 2 50 0 0 thuỷ điện có công suất tương T ổng công suất phát các thuỷ điện nhỏ (kW) đối nhỏ so với công suất phụ
  8. tải của xuất tuyến mà nó nối vào và nếu càng gần phụ tải thì có tác dụng tích cực là là m giảm đáng kể tổn thất công suất trên lưới. Một số nhà máy có công suất lớn hơn công suất phụ tải của xuất tuyến mà nó đấu nối vào nếu càng xa phụ tải thì khi phát lên lưới sẽ làm tăng tổn thất công suất trên lưới. Đây có thể là một tham khảo trong công tác qui hoạch và thiết kế để xem xét, tính toán và quyết định đấu nối các nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ vào lưới điện phân phối hiện có hay đấu nối vào lưới điện truyền tải cho phù hợp. - Hiện tại trên lưới điện có 20 bộ tụ bù tĩnh trung thế với tổng công suất 6000 kVAR. Trong chế độ phụ tải cực tiểu mà các thuỷ điện phát hết công suất lên lưới trong mùa mưa thì sẽ có hiện tượng phát ngược công suất phản kháng qua các MBA 110kV lên lưới điện truyền tải 110kV. TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] S.Civanlar, J.J.Graiger, H.Yin, S.S.H. Lee, Distribution Feeder Reconfiguration For Loss Reduction, IEEE Transactions on Power Dilivery, Volum 3, No.3, July 1988. [2] Hadi Saadat, Power System Analysis, Mc Graw-Hill, Singapore, 1999. Đinh Thành Việt, Tính toán chế độ xác lập của Hệ thống điện miền Trung, Đề tài [3] NCKH cấp Bộ, Đại học Đà Nẵng, 2002. Trần Bách, Lưới điện và Hệ thống điện, tập 1, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội, [4] 2000.

 

TOP Download

Tài liệu đề nghị cho bạn:

popupslide2=2Array ( )