nghiên cứu giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối áp dụng cho lộ đường dây 371 e26 1 bắc kạn

Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (3.36 MB, 92 trang )

<span class="text_page_counter">Trang 1</span><div class="page_container" data-page="1">

<b><small>ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN </small></b>

<b><small>TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP </small></b>

<b>SENGPHET SANTISOUK</b>

<b>NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG CHO LỘ ĐƯỜNG DÂY 371-E26.1 BẮC KẠN </b>

<b>LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC NGÀNH KỸ THUẬT ĐIỆN </b>

<b>Thái Nguyên, 2022 </b>

</div><span class="text_page_counter">Trang 2</span><div class="page_container" data-page="2">

<b><small>ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN </small></b>

<b><small>TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP </small></b>

<b>Sengphet Santisouk </b>

<b> NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG CHO LỘ ĐƯỜNG DÂY 371-E26.1 BẮC KẠN </b>

<b>Ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8.52.02.01 </b>

<b><small>NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC </small></b>

<b>TS. Nguyễn Hiền Trung </b>

<b>Thái Nguyên – 2022</b>

</div><span class="text_page_counter">Trang 3</span><div class="page_container" data-page="3">

<b>LỜI CAM ĐOAN </b>

Tôi xin cam đoan, luận văn này là cơng trình nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, tổng hợp từ nhiều nguồn tài liệu tham khảo khác nhau, có sự kế thừa và phát triển của các nghiên cứu trước đây. Qua số liệu thu thập thực tế, không sao chép luận văn nào trước đó và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Nguyễn Hiền Trung - giảng viên trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp - Đại học Thái Nguyên.

Các số liệu và những kết quả nghiên cứu, các đánh giá, kiến nghị đưa ra xuất phát từ thực tiễn và kinh nghiệm làm việc; kết quả nghiên cứu này chưa từng được cơng bố dưới bất cứ hình thức nào trước khi trình, bảo vệ và cơng nhận bởi “Hội Đồng đánh giá luận văn tốt nghiệp Thạc sĩ kỹ thuật”.

Một lần nữa, tôi xin khẳng định về sự trung thực của lời cam kết trên./. Tác giả luận văn

Sengphet Santisouk

</div><span class="text_page_counter">Trang 4</span><div class="page_container" data-page="4">

<b>LỜI CẢM ƠN </b>

Qua thời gian học tập, nghiên cứu chương trình cao học kỹ thuật điện của trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp- Đại học Thái Nguyên Việt Nam, đã tôi nhận thức sâu sắc về cách thức nghiên cứu, phương pháp tiếp cận các đối tượng nghiên cứu và lựa chọn đề tài luận văn tốt nghiệp cao học; đồng thời góp phần nâng cao kiến thức chuyên môn vững vàng, nâng cao năng lực thực hành, khả năng thích ứng cao trước sự phát triển của khoa học, kĩ thuật và kinh tế; có khả năng phát hiện, giải quyết độc lập những vấn đề thuộc chuyên ngành được đào tạo và phục vụ cho công tác được tốt hơn. Việc hợp tác nhóm trong thời gian học đã giúp tôi sớm tiếp cận được cách làm, phương pháp nghiên cứu, tạo tiền đề cho việc độc lập trong nghiên cứu và hoàn thành luận văn này.

Tơi xin bày tỏ lịng biết ơn sâu sắc đến: - Đại sứ quán Lào tại Việt Nam.

- Các cán bộ công nhân viên trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp – Đại học Thái Nguyên, Công ty Điện lực Bắc Kạn đã tạo điều kiện thuận lợi cho tơi trong q trình tiến hành làm đề tài và bảo vệ luận văn;

- TS. Nguyễn Hiền Trung, người đã giúp đỡ, hướng dẫn trách nhiệm trong quá trình thực hiện luận văn.

- Gia đình, bạn bè của tác giả đã giúp đỡ, tạo điều kiện về thời gian, động viên tác giả trong q trình thực hiện và hồn thành luận văn này.

Tôi mong muốn tiếp tục nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ và tạo điều kiện của Hội đồng bảo vệ luận văn thạc sĩ, để bản luận văn này hoàn thiện hơn.

Xin trân trọng cám ơn.

</div><span class="text_page_counter">Trang 5</span><div class="page_container" data-page="5">

<b>DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT </b>

EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam; EVNNPC : Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc;

MCPĐ : Máy cắt phân đoạn Recloser/REC : Máy cắt tự động đóng lại

</div><span class="text_page_counter">Trang 6</span><div class="page_container" data-page="6">

<b>DANH MỤC CÁC BẢNG </b>

Bảng 1.1. Thông số kỹ thuật máy biến áp ... 11

Bảng 1.2. Thông số kỹ thuật máy phát thủy điện Thượng Ân ... 12

Bảng 1.3. Thông số kỹ thuật máy phát thủy điện Tà Làng ... 13

Bảng 1.4. Các thiết bị bảo vệ và đo lường tại TBA 110kV ... 14

Bảng 1.5. Thống kê các Recloser hiện có trên đường dây 371 ... 17

Bảng 1.6. Thống kê cầu dao phụ tải trên đường dây 371 hiện có ... 19

Bảng 1.7. Một số thơng số cài đặt chung trên Recloser ... 22

Bảng 1.8. Thống kê một số sự cố ... 23

Bảng 2.1. Thông số của hệ thống ... 29

Bảng 2.2. Số liệu về khách hàng và tải trung bình ở các nút phụ tải ... 29

Bảng 2.3. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.1 ... 29

Bảng 2.4. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.2 ... 30

Bảng 2.5. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.3 ... 32

Bảng 2.6. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.4 ... 33

Bảng 2.7. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.5 trong trường hợp không hạn chế công suất chuyển tải ... 34

Bảng 2.8. Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.5 trong trường hợp hạn chế công suất chuyển tải ... 36

Bảng 2.9. Tổng hợp các chỉ số độ tin cậy của các hệ thống từ hình 2.1 - 2.5 ... 36

Bảng 3.1. Vị trí các CDPT được thay thế bằng REC trong lưới 371-E26.1 ... 56

Bảng 3.2. Vị trí các dao cách ly lắp đặt thêm trong lưới 371-E26.1 ... 56

Bảng 3.3. Vị trí các Recloser cần phối hợp trong lưới 371-E26.1 ... 57

Bảng 4.1. Cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị [5], [6] ... 72

Bảng 4.2. So sánh các chỉ số độ tin cậy theo PA1 và PA2... 73

Bảng 4.3. So sánh các chỉ số độ tin cậy theo PA2 và PA3... 74

Bảng 4.4. Tổng hợp kết quả tính tốn dịng điện qua các Recloser ... 75

Bảng 4.5. Dòng khởi động I<small>pickup </small>của các Recloser ... 75

</div><span class="text_page_counter">Trang 7</span><div class="page_container" data-page="7">

<b>DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ </b>

Hình 1.1. Sơ đồ tổ chức điều độ hệ thống điện ... 8

Hình 1.2. Mơ hình phịng Điều độ hiện tại Công ty Điện lực Bắc Kạn ... 8

Hình 1.3. Mơ hình quản lý Đội quản lý vận hành lưới điện cao thế Bắc Kạn ... 11

Hình 2.1. Sơ đồ lưới điện hình tia khơng phân đoạn ... 29

Hình 2.2. Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ được bảo vệ bằng cầu chì ... 30

Hình 2.3. Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng dao cách ly, nhánh rẽ bảo vệ bằng cầu chì ... 32

Hình 2.4. Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt ... 33

Hình 2.5. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở... 34

Hình 2.6. Sơ đồ độ tin cậy phần tử nối tiếp ... 38

Hình 2.7. Sơ đồ trạng thái Markov ... 41

Hình 3.1. Các thiết bị của hệ thống DAS giai đoạn 1 ... 49

Hình 3.2. Đường dây phân phối có 2 nguồn cung cấp ... 50

Hình 3.3. Máy cắt 1 cắt lần 1 ... 50

Hình 3.4. Máy cắt 1 tự đóng lặp lại lần 1 ... 50

Hình 3.5. DPÐTÐ 2 đóng ... 50

Hình 3.6. Máy cắt 1 cắt lần 2 ... 51

Hình 3.7. Máy cắt 1 tự đóng lại lần 2, DPÐTÐ 4 tự động đóng lại ... 51

Hình 4.1. Giao diện tạo một dự án mới ... 60

Hình 4.2. Thanh cơng cụ hệ thống ... 60

Hình 4.3. Thanh cơng cụ ... 61

Hình 4.4. Tùy chỉnh các trường hợp phân tích ... 61

Hình 4.5. Trang Info ... 62

Hình 4.6. Trang System index Report ... 63

Hình 4.7. Trang Load Index Report ... 63

Hình 4.8. Trang Plot ... 64

Hình 4.9. Trang cài đặt độ tin cậy cho MBA ... 65

Hình 4.10. Tùy chỉnh thông số cơ bản và độ tin cậy của đường dây ... 66

</div><span class="text_page_counter">Trang 8</span><div class="page_container" data-page="8">

Hình 4.11. Máy cắt cao áp ... 66 Hình 4.12. Trang Reliability của tải tập trung ... 67 Hình 4.13. Trích xuất sơ đồ tính tốn độ tin cậy trước khi cải tạo (hiện trạng) PA1 .... 68 Hình 4.14. Trích xuất sơ đồ tính tốn độ tin cậy trước khi cải tạo (hiện trạng) PA1 – tiếp ... 69 Hình 4.15. Trích xuất sơ đồ tính toán độ tin cậy trước sau khi cải tạo (giải pháp nâng cao) theo PA3 ... 70 Hình 4.16. Trích xuất sơ đồ tính tốn độ tin cậy trước sau khi cải tạo (giải pháp nâng cao) theo PA3 - tiếp ... 71 Hình 4.17. Phối hợp bảo vệ Rơle và 3 Recloser ... 76 Hình 4.18. Sơ đồ phối hợp giữa các bảo vệ đã được chỉnh định ... 77

</div><span class="text_page_counter">Trang 9</span><div class="page_container" data-page="9">

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH BẮC KẠN ... 3

1.1. Các khái niệm cơ bản ... 3

1.1.1. Lưới điện phân phối ... 3

1.1.2. Độ tin cậy ... 3

1.1.3. Hệ thống điện và các phần tử ... 4

1.2. Tổng quan về nguồn và lưới điện tỉnh Bắc Kạn ... 5

1.2.1. Khái qt mơ hình chỉ huy điều độ tại Cơng ty Điện lực Bắc Kạn ... 5

1.2.2. Đặc điểm nguồn và lưới điện lộ đường dây 371-E26.1 ... 11

1.2.3. Hiện trạng thiết bị ... 14

1.3. Kết luận chương 1 ... 24

CHƯƠNG 2: CÁC CHỈ SỐ VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ... 25

2.1. Độ tin cậy của lưới điện phân phối... 25

2.1.1. Khái niệm về độ tin cậy ... 25

2.1.2. Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối ... 25

2.1.3. Phân tích độ tin cậy của lưới điện phân phối theo các sơ đồ khác nhau ... 28

2.2. Các phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối ... 37

2.2.1. Phương pháp đồ thị - giải tích ... 38

2.2.2. Phương pháp không gian trạng thái ... 39

2.2.3. Phương pháp cây hỏng hóc ... 41

2.2.4. Phương pháp Monte - Carlo ... 41

2.2.5. Phương pháp tính tốn độ tin cậy sử dụng phần mềm ETAP ... 42

</div><span class="text_page_counter">Trang 10</span><div class="page_container" data-page="10">

2.3. Kết luận chương 2 ... 42

CHƯƠNG 3: GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ... 43

3.1. Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân phối ... 43

3.1.1. Yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện ... 43

3.1.2. Sự cố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân phối ... 43

3.2. Giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối ... 44

3.2.1. Giải pháp lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị ... 44

3.2.2. Giải pháp lựa chọn phương thức kết dây cơ bản ... 44

3.2.3. Giải pháp đồng bộ hóa trên thiết bị ... 46

3.2.4. Giải pháp phân đoạn đường dây ... 47

3.2.5. Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối ... 48

3.2.6. Giải pháp quản lý vận hành ... 52

3.3. Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cho lộ đường dây 371-E26.1 ... 54

3.3.1. Giải pháp thay thế CDPT bằng Recloser... 55

3.3.2. Giải pháp phân đoạn đường dây bằng dao cách ly ... 56

3.3.3. Phối hợp giữa các Recloser và với bảo vệ rơle đầu xuất tuyến 371-E26.1 . 57 3.4. Kết luận chương 3 ... 57

CHƯƠNG 4: ỨNG DỤNG PHẦN MỀM ETAP ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT NÂNG CAO VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN ... 58

4.1. Giới thiệu phần mềm mơ phỏng tính tốn ETAP ... 58

4.2. Đánh giá độ tin cậy của giải pháp đề xuất ... 60

4.2.1. Tạo dự án mới ... 60

4.2.2. Xây dựng mô phỏng lộ đường dây 371-E26.1 ... 60

4.2.3. Tính tốn độ tin cậy cho giải pháp đề xuất... 72

4.3. Mô phỏng giải pháp phối hợp Recloser với bảo vệ rơle lộ đường dây 371-E26.1 ... 75

4.3.1. Tính tốn phân bố cơng suất ... 75

4.3.2. Hiệu chỉnh các đường đặc tính và phối hợp các bảo vệ ... 77

4.4. Kết luận chương 4 ... 78

KẾT LUẬN, KIẾN NGHỊ ... 79

</div><span class="text_page_counter">Trang 11</span><div class="page_container" data-page="11">

TÀI LIỆU THAM KHẢO ... 80 PHỤ LỤC ... 81

</div><span class="text_page_counter">Trang 12</span><div class="page_container" data-page="12">

<b>MỞ ĐẦU 1. Tính cáp thiết của đề tài </b>

Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối [1], [2] là một trong các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá hiệu quả hoạt động của các công ty Điện lực [3]. Theo nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội, chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện ngày càng trở nên quan trọng, nó thể hiện mức độ quan tâm của các Điện lực đối với khách hàng, trong đó việc đảm bảo nguồn điện liên tục cũng như việc phát hiện nhanh chóng và xử lý sự cố để khôi phục cấp điện là điều rất quan trọng.

Lộ đường dây 371 trạm E26.1 Bắc Kạn hiện tại đang cấp điện cho phụ tải huyện Bạch Thông, huyện Ngân Sơn và một phần huyện Na Rì. Lộ liên kết cấp điện với lộ 371 trạm 110 kV Chợ Đồn, liên hệ mạch vòng với lộ 373, 376 trạm 110 kV Bắc Kạn [4].

Thống kê cho thấy đối với lộ đường dây 371 trạm E26.1 có tổng cơng suất đặt là 43197 kVA và tổng chiều dài đường dây là 712,5 km. Trên đường dây này được Công ty Điện lực Bắc Kạn trang bị các thiết bị bảo vệ trong đó có thiết bị Recloser gồm 28 chiếc các loại [5], trong quá trình vận hành thực tế vẫn xảy ra hiện tượng bảo vệ tác động không đúng, tác động vượt cấp khiến các hộ tiêu thụ bị mất điện oan, cho dù việc chỉnh định các thông số cài đặt cho bảo vệ đã được các cán bộ kỹ thuật phòng ban chun mơn quan tâm tính tốn và cài đặt. Đây là một trong những nguyên nhân làm giảm các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện.

Theo báo cáo, chỉ số độ tin cậy năm 2020 theo kế hoạch từ sau trạm cắt lộ 371-E26.1: Trước miễn trừ: MAIFI = 0 phút; SAIDI= 1040 phút; SAIFI= 9,17 lần; Sau miễn trừ: MAIFI = 0 phút; SAIDI= 209 phút; SAIFI= 9,5 lần

Để đáp ứng nhu cầu ngày càng cao về vấn đề sử dụng điện và đạt các chỉ số độ tin cậy năm 2021 theo định hướng của công ty Điện lực Bắc Kạn, cần phải tính tốn, đánh giá hiện trạng độ tin cậy lưới điện, từ đó đề xuất những giải pháp hợp lý về mặt kinh tế, kỹ thuật để nâng cao.

Đã có nhiều cơng trình nghiên cứu về độ tin cậy của lưới điện phân phối [6],[7],[8]. Trong các cơng trình này chỉ áp dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn độ tin cậy. Bởi vậy, việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, sau đó áp dụng phần mềm mô phỏng ETAP đánh giá các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện cho giải pháp đề xuất là một hướng đi mới và rất cần thiết cho các công ty Điện lực trong công tác quản lý, vận hành lưới điện [11].

<b>Xuất phát từ thực tế đó, tơi đã lựa chọn đề tài “Nghiên cứu giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối áp dụng cho lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn” để làm vấn đề nghiên cứu cho mình. </b>

</div><span class="text_page_counter">Trang 13</span><div class="page_container" data-page="13">

<b>2. Đối tượng nghiên cứu </b>

Lưới điện phân phối

<b>3. Phạm vi nghiên cứu </b>

- Lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn

- Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối

- Chức năng tính tốn phân bố cơng suất, ngắn mạch, phối hợp bảo vệ và độ tin cậy trong phần mềm ETAP.

<b>4. Mục tiêu nghiên cứu của đề tài </b>

- Tìm hiểu hiện trạng lưới điện thuộc phạm nghiên cứu.

- Nghiên cứu lý thuyết chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối. - Nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới phân phối, từ đó đề xuất giải pháp phù hợp áp dụng cho lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn.

- Mô phỏng phối hợp bảo vệ, đánh giá độ tin cậy cho lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn bằng phần mềm ETAP.

<b>5. Phương pháp nghiên cứu </b>

- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Thu thập và nghiên cứu các tài liệu trong và ngoài nước đề cập đến độ tin cậy cung cấp điện.

- Phương pháp nghiên cứu thực tiễn: Thu thập số liệu liên quan đến tính tốn độ tin cậy lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn; Xây dựng mô phỏng lưới điện bằng phần mềm ETAP.

Ngoài phần Mở đầu, Kết luận và kiến nghị, luận văn gồm 4 chương: Chương 1: Tổng quan về nguồn và lưới điện tỉnh Bắc Kạn.

Chương 2: Các chỉ số và phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối Chương 3: Giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối. Chương 4: Ứng dụng phần mềm ETAP đánh giá hiệu quả của giải pháp đề xuất nâng cao về độ tin cậy cung cấp điện.

</div><span class="text_page_counter">Trang 14</span><div class="page_container" data-page="14">

<b>CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN TỈNH BẮC KẠN </b>

Equation Section 1

<b>1.1. Các khái niệm cơ bản </b>

Lưới điện phân phối là một bộ phận của hệ thống điện. Trong đó hệ thống bao gồm các nhà máy điện, các trạm biến áp, các đường dây truyền tải và phân phối điện được nối với nhau thành hệ thống.

Hệ thống lưới phân phối làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian, các trạm khu vực hay thanh cái của nhà máy điện cấp điện cho phụ tải.

Nhiệm vụ của lưới phân phối là cấp điện cho phụ tải đảm bảo chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện trong giới hạn cho phép. Tuy nhiên do điều kiện kinh tế và kỹ thuật, độ tin cậy của lưới phân phối cao hay thấp phụ thuộc vào yêu cầu của phụ tải và chất lượng của lưới điện phân phối.

Lưới phân phối gồm lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp. Cấp điện áp thường dùng trong lưới phân phối trung áp là 6, 10, 15, 22 và 35kV. Cấp điện áp thường dùng trong lưới phân phối hạ áp là 380/220V hay 220/110V.

Ðộ tin cậy là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật, đặc biệt là khi xuất hiện những hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các lĩnh vực công nghiệp khác nhau.

Ðộ tin cậy của phần tử hoặc cả hệ thống được đánh giá một cách định lượng dựa trên hai yếu tố cơ bản: tính làm việc an tồn và tính sữa chữa được.

Ðộ tin cậy của hệ thống điện được hiểu là khả năng của hệ thống đảm bảo việc cung cấp đầy đủ và liên tục điện năng cho các hộ tiêu thụ với chất lượng hợp chuẩn.

Ðộ tin cậy của các phần tử là yếu tố quyết định độ tin cậy của hệ thống. Có hai loại phần tử: phần tử khơng phục hồi và phần tử phục hồi. Trong hệ thống điện thì các phần tử được xem là các phần tử phục hồi. Với hệ thống nói chung và hệ thống điện nói riêng

</div><span class="text_page_counter">Trang 15</span><div class="page_container" data-page="15">

độ tin cậy được định nghĩa chung có tính chất kinh điển như sau:

<i>Độ tin cậy là xác suất làm việc tốt của một thiết bị trong một chu kỳ dưới các điều kiện vận hành đã được thử nghiệm. </i>

Ðối với hệ thống điện, độ tin cậy được đánh giá thông qua khả năng cung cấp điện liên tục và đảm bảo chất lượng điện năng.

Như vậy độ tin cậy ln gắn với việc hồn thành một nhiệm vụ cụ thể trong khoảng thời gian nhất định và trong một hoàn cảnh cụ thể nhất định.

Hệ thống điện là hệ thống phục hồi, nên khái niệm về khoảng thời gian xác định khơng cịn mang ý nghĩa bắt buộc vì hệ thống làm việc liên tục. Do vậy độ tin cậy được đo bởi một đại lượng thích hợp hơn đó là độ sẵn sàng.

<i>Độ sẵn sàng (ASAI) là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ. </i>

Ðộ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ và được tính bằng tỉ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt động. Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, đó là xác suất để hệ thống hay phần tử ở trạng thái hỏng.

Ðối với hệ thống điện, độ sẵn sàng (hay độ tin cậy) hoặc độ không sẵn sàng chưa đủ để đánh giá độ tin cậy trong các bài toán cụ thể, do đó phải sử dụng thêm nhiều chỉ tiêu khác cũng có tính xác suất để đánh giá.

<b>1.1.3. Hệ thống điện và các phần tử </b>

Hệ thống là tập hợp những phần tử tương tác trong một cấu trúc nhất định nhằm thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất sự hoạt động cũng như sự phát triển.

Trong hệ thống điện các phần tử là máy phát điện, máy biến áp, đường dây… nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất và truyền tải phân phối điện năng đến các hộ tiêu thụ. Ðiện năng phải đảm bảo các chỉ tiêu chất lượng pháp định như điện áp, tần số, và độ tin cậy hợp lý (độ tin cậy không phải là một chỉ tiêu pháp định, nhưng xu thế phải trở thành một chỉ tiêu pháp định với mức độ hợp lý nào đó).

</div><span class="text_page_counter">Trang 16</span><div class="page_container" data-page="16">

Hệ thống điện phải được phát triển một cách tối ưu và vận hành với hiệu quả kinh tế cao nhất.

Về mặt độ tin cậy, hệ thống điện là một hệ phức tạp, thể hiện ở các điểm: - Số lượng các phần tử rất lớn.

- Cấu trúc phức tạp.

- Rộng lớn trong không gian.

- Phát triển không ngừng theo thời gian. - Hoạt động phức tạp.

Vì vậy hệ thống điện thường được quản lý phân cấp, để có thể quản lý, điều khiển phát triển, cũng như vận hành một cách hiệu quả.

Hệ thống điện là hệ thống phục hồi, các phần tử của nó có thể bị hỏng sau khi được phục hồi lại đưa vào hoạt động.

Phần tử là một bộ phận tạo thành hệ thống mà trong q trình nghiên cứu độ tin cậy, nó được xem như là một tổng thể không chia cắt được (ví dụ như linh kiện, thiết bị…) mà độ tin cậy cho trước, hoặc dựa trên những số liệu thống kê.

Phần tử ở đây có thể hiểu theo một cách rộng rãi hơn. Bản thân phần tử cũng có thể cấu trúc phức tạp, nếu xét riêng nó là một hệ thống.

Ða số phần tử của hệ thống là phần tử phục hồi. Tính phục hồi của phần tử thể hiện khả năng ngăn ngừa phát triển và loại trừ sự cố như sách lược Bảo quản định kỳ hoặc sữa chữa phục hồi khi sự cố.

<b>1.2. Tổng quan về nguồn và lưới điện tỉnh Bắc Kạn </b>

<i>1.2.1.1. Khái quát chung về Công ty Điện lực Bắc Kạn </i>

Công ty Điện lực Bắc Kạn được thành lập từ năm 1997 khi tái thành lập tỉnh Bắc Kạn, là đơn vị thành viên của Tổng Công ty Điện lực miền Bắc, Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

</div><span class="text_page_counter">Trang 17</span><div class="page_container" data-page="17">

Tổng số cán bộ cơng nhân viên: Tính đến 31/12/2021 là 528 người. Khối lượng quản lý vận hành: Tính đến 31/12/2021.

Tổng số đường dây các loại: 3.661 km, trong đó: - 1.664 km đường dây trung thế;

- 1.997 km đường dây hạ thế; - 803 TBA phân phối

- Tổng số công tơ: 90.897 chiếc;

- 122/122 xã, phường, thị trấn có lưới điện quốc gia, 96,72 % hộ được sử dụng. * Chức năng, nhiệm vụ chủ yếu:

- Quản lý vận hành, kinh doanh bán điện năng trên địa bàn tỉnh Bắc Kạn;

- Đầu tư, thiết kế xây dựng và cải tạo, sửa chữa đường dây và trạm biến áp đến cấp điện áp 35 kV;

- Tư vấn giám sát thi cơng các cơng trình đường dây và trạm biến áp đến cấp điện áp 110 kV;

- Quản lý vận hành lưới điện đến cấp điện áp 35 kV; - Sửa chữa, thí nghiệm, hiệu chỉnh các thiết bị điện. * Các loại hình dịch vụ:

- Dịch vụ cấp điện mới

+ Dịch vụ cấp điện mới từ lưới hạ áp; + Dịch vụ cấp điện mới từ lưới trung áp;

- Dịch vụ trong quá trình thực hiện hợp đồng mua bán điện

+ Dịch vụ thay đổi công suất sử dụng điện/thay đổi loại công tơ 01 pha, 03 pha; + Dịch vụ thay đổi vị trí thiết bị đo đếm;

</div><span class="text_page_counter">Trang 18</span><div class="page_container" data-page="18">

+ Dịch vụ thay đổi mục đích sử dụng điện; + Dịch vụ thay đổi định mức sử dụng điện;

+ Dịch vụ thay đổi chủ thể hợp đồng mua bán điện; + Dịch vụ kiểm tra công tơ, thiết bị đo đếm khác; + Dịch vụ chấm dứt hợp đồng mua bán điện; + Dịch vụ gia hạn hợp đồng mua bán điện;

+ Dịch vụ cấp điện trở lại khi khách hàng đã tạm ngừng sử dụng điện; + Dịch vụ thay đổi thông tin đã đăng ký;

+ Dịch vụ thay đổi hình thức thanh tốn tiền điện;

Thành tích sản xuất kinh doanh, thực hiện các nhiệm vụ chính trị đã đóng góp vào sự nghiệp phát triển kinh tế, xã hội của địa phương. Tập thể CBCNV Công ty Điện lực Bắc Kạn đã được Chủ tịch nước tặng thưởng “Huân chương lao động hạng nhì”. Được tặng thưởng nhiều Cờ và Bằng khen của Thủ tướng Chính phủ, của các Bộ, Ngành Trung ương và địa phương.

Với phương châm “Sự thành công chỉ đạt được khi có sự thoả mãn của khách hàng về sản phẩm và dịch vụ do Công ty Điện lực Bắc Kạn cung cấp”, Công ty Điện lực Bắc Kạn tiếp tục phấn đấu để hoàn thành xuất sắc các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật và nhiệm vụ chính trị được giao.

</div><span class="text_page_counter">Trang 19</span><div class="page_container" data-page="19">

Công tác điều độ lưới điện thực hiện các chức năng, nhiệm vụ được Quy định tại các thông tư gồm Thông tư quy định Quy trình điều độ hệ thống điện Quốc gia ban hành ngày 5/11/2014 kèm theo quyết định số 40/2014/TT - BCT [5]; Thơng tư quy định Quy trình xử lý sự cố hệ thống điện quốc gia ban hành ngày 15/09/2014 kèm theo quyết định số 28/2014/TT - BCT [5]; Thơng tư quy định Quy trình thao tác hệ thống điện quốc gia ban hành ngày 28/11/2014 kèm theo quyết định số 44/2014/TT - BCT [5]. Với sơ đồ tổ chức:

Tại Công ty Điện lực Bắc Kạn, phòng Điều độ thực hiện chức năng chỉ huy điều độ lưới điện thuộc quyền điều khiển, với mơ hình tổ chức:

Hình 1.2. Mơ hình phịng Điều độ hiện tại Cơng ty Điện lực Bắc Kạn + Trưởng phịng: 01 người; Phó phịng: 01 người.

</div><span class="text_page_counter">Trang 20</span><div class="page_container" data-page="20">

+ Kỹ sư phương thức: 01 người (viết phiếu và duyệt phiếu thao tác, lập phương thức cắt điện, tính tốn chỉnh định rơ le bảo vệ lưới điện thuộc quyền điều khiển).

+ Bộ phận trực điều độ: Đi ca theo chế độ 3 ca - 5 kíp, nhiệm vụ chỉ huy điều độ lưới điện thuộc quyền điều khiển và theo dõi tính tốn các chỉ số độ tin cậy lưới điện.

- Tổng số lao động hiện tại phòng Điều độ của Công ty Điện lực Bắc Kạn: 11 người (01 trưởng phịng, 01 phó phịng, 08 điều độ viên, 01 học kèm cặp điều độ viên).

- Hiện nay, phịng Điều độ của Cơng ty Điện lực Bắc Kạn phương tiện hỗ trợ công tác điều độ còn lạc hậu, điều độ viên đến nay chủ yếu vẫn phải dùng điện thoại liên lạc để nắm bắt thông số vận hành hệ thống điện và ghi chép vào sổ. Khi xảy ra sự cố một trạm điện, điều độ viên thường chỉ biết được thông tin chi tiết qua phương thức liên hệ trực tiếp với trực ca trạm biến áp qua điện thoại. Để ra những mệnh lệnh điều độ nhằm sớm nhất đưa hệ thống điện trở lại vận hành an toàn, điều độ viên lại phải gọi điện thoại đến những trạm biến áp, nhà máy điện khác để nắm thông tin. Việc chậm trễ trong công tác điều độ tiềm ẩn nhiều nguy cơ gây sự cố lan tràn dẫn đến tan rã hệ thống cũng như việc khôi phục hệ thống điện sau sự cố kéo dài. Công tác điều độ lưới điện ở cấp điều độ phân phối hàng chục năm qua gần như khơng có gì thay đổi. Điều độ viên khơng giám sát được lưới điện theo thời gian thực nên chậm trễ trong việc phát hiện các trương hợp mất điện, phụ thuộc vào trực vận hành các đơn vị hoặc khách hàng thông báo.

- Sau các sự cố lớn việc xác định đúng nguyên nhân để củng cố các yếu điểm, rút kinh nghiệm vận hành không thực hiện được do thiếu dữ liệu để phân tích.

* Phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra của các cấp điều độ:

- Tuân thủ theo quy định tại thông tư 40/TT-BCT do Bộ Công thương ban hành ngày 05/11/2015 và tại công văn 342/EVN-ĐĐQG-KTSX của Tập đoàn Điện lực Việt Nam [5].

- Phân cấp quyền điều khiển cụ thể như sau: Các thiết bị từ máy cắt tổng trung áp và thiết bị đóng cắt đi kèm đến cấp 110 kV thuộc quyền của A1; thiết bị bù, các thiết bị đóng cắt phía hạ áp của các máy biến áp cấp điện cho khu vực địa phương thuộc quyền điều khiển của Điều độ lưới điện phân phối.

</div><span class="text_page_counter">Trang 21</span><div class="page_container" data-page="21">

- Chỉ huy thao tác:

+ Cấp điều độ có quyền điều khiển (A1, Bx) viết phiếu, duyệt phiếu và chỉ huy thực hiện thao tác khi phải phối hợp thao tác thiết bị tại nhiều trạm điện, nhà máy điện hoặc trong trường hợp thao tác xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển.

+ Đơn vị quản lý vận hành viết phiếu, duyệt phiếu và thực hiện thao tác trong nội bộ phạm vi 01 trạm điện. Trước khi thực hiện phiếu thao tác phải được cấp điều độ có quyền điều khiển cho phép.

+ Thực hiện thao tác: Điều độ viên chỉ huy thao tác trên thiết bị thuộc quyền điều khiển tương ứng với trực ca vận hành các đơn vị quản lý vận hành.

- Giao nhận lưới điện:

+ Đối với các thao tác do A1 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua B26, sau đó B26 giao/nhận với đội quản lý vận hành lưới điện cao thế Bắc Kạn để bàn giao/tiếp nhận với đơn vị công tác.

+ Đối với thao tác trong phạm vi nội bộ 01 trạm điện: Sau khi thao tác xong và làm các biện pháp an toàn cần thiết, việc giao nhận thiết bị với đội công tác do trực chính trạm biến áp thực hiện (có thơng báo cho cấp điều độ có quyền điều khiển để nắm thông tin).

+ Đối với các thao tác do B26 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua trực ban các đơn vị quản lý vận hành thiết bị như trực ca trạm biến áp 110 kV, các tổ trực vận hành các Điện lực… để bàn giao/tiếp nhận với đơn vị cơng tác.

Thực hiện Quyết định số 3559/QĐ-EVNNPC ngày 23/11/2018 của Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc về việc chuyển giao Chi nhánh lưới điện cao thế Bắc Kạn từ Công ty lưới điện cao thế Miền Bắc về trực thuộc Công ty Điện lực Bắc Kạn, trong đó lao động vận hành trạm khu vực Bắc Kạn: 29 người.

Hiện trạng bố trí lao động tại các trạm biến áp 110 kV từ 9-11 người/trạm.

</div><span class="text_page_counter">Trang 22</span><div class="page_container" data-page="22">

Hình 1.3. Mơ hình quản lý Đội quản lý vận hành lưới điện cao thế Bắc Kạn

Tổ chức tại Đội quản lý vận hành lưới điện cao thế Bắc Kạn như hình 1.3, gồm Đội trưởng, đội phó, khối văn phịng; tổ đường dây và các trạm 110 kV.

<b>1.2.2. Đặc điểm nguồn và lưới điện lộ đường dây 371-E26.1 </b>

<i>1.2.2.1. Nguồn điện </i>

Hiện nay đường dây 371E26.1 Bắc Kạn được cấp nguồn từ các nguồn sau: - Nguồn được cấp từ TBA 110 kV - E26.1 Bắc Kạn:

+ Trạm biến áp 110 kV Bắc Kạn đặt tại Thành phố Bắc Kạn với công suất 1x25MVA -110/35/22 kV và 1x25MVA-110/35/22 kV, riêng MBA T1 cấp nguồn cho lộ đường dây 371. Thông số kỹ thuật được cho trong bảng 1.1:

Bảng 1.1. Thông số kỹ thuật máy biến áp

</div><span class="text_page_counter">Trang 23</span><div class="page_container" data-page="23">

Tổ nối dây Yo/Y/∆-11 Yo/Y/∆-11

+ Nguồn được cấp từ nhà máy thuỷ điện Thượng Ân được lắp đặt tại xã thượng ân huyện Ngân Sơn được phát hồ lên lưới 35 kV. Thơng số tuabin và máy phát như bảng 1.2

Bảng 1.2. Thông số kỹ thuật máy phát thủy điện Thượng Ân

</div><span class="text_page_counter">Trang 24</span><div class="page_container" data-page="24">

Công suất định mức H3 0.8 MW

+ Nguồn được cấp từ nhà máy thuỷ điện Tà Làng được lắp đặt tại huyện Ba Bể được phát hồ lên lưới 35 kV. Thơng số như bảng 1.3

Bảng 1.3. Thông số kỹ thuật máy phát thủy điện Tà Làng

</div><span class="text_page_counter">Trang 25</span><div class="page_container" data-page="25">

Thời gian khởi động nhỏ nhất phút

Trạm biến áp 110 kV Bắc Kạn đặt tại Thành phố Bắc Kạn với 2 MBA công suất 25MVA-110/35/22 kV; MBA T1 cấp nguồn cho lộ đường dây 371:

- Lộ đường dây 371 cấp điện cho phụ tải toàn huyện Pác Nặm, huyện Ngân Sơn, phần lớn phụ tải các xã của huyện Ba Bể và một số xã của huyện Bạch Thông. Lộ liên kết cấp điện với lộ 371 trạm 110 kV Chợ Đồn, liên hệ mạch vòng với lộ 373, 376, 378 trạm 110 kV Bắc Kạn với tổng chiều dài đường dây 712,5 km gồm 484 TBA với tổng công suất đặt là 43197 kVA.

- Hiện nay theo kết dây tại lưới điện Bắc Kạn, lộ đường dây 371 được đóng điện qua mạch vòng đường dây 376-E26.1 Bắc Kạn cấp điện cho phụ tải toàn huyện Pác Nặm, huyện Ngân Sơn, phần lớn phụ tải các xã của huyện Ba Bể và một số xã của huyện Bạch Thông và một phần huyện Na Rì.

<b>Sơ đồ chi tiết lưới điện 371-E26.1 được trình bày trong bản vẽ số 1 phần phụ lục. </b>

<b>1.2.3. Hiện trạng thiết bị </b>

<i>1.2.3.1. Hiện trạng thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm 110 kV-E26.1 Bắc Kạn </i>

Bảng 1.4 thống kê các thiết bị bảo vệ và đo lường tại TBA 110kV-E26.1

Bảng 1.4. Các thiết bị bảo vệ và đo lường tại TBA 110kV

</div><span class="text_page_counter">Trang 26</span><div class="page_container" data-page="26">

<b>TT Ngăn lộ Loại thiết bị Mã hiệu <sup>Hãng sản </sup></b>

</div><span class="text_page_counter">Trang 28</span><div class="page_container" data-page="28">

<i>1.2.3.2. Hiện trạng thiết bị bảo vệ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn </i>

Hiện nay Công ty Điện lực Bắc Kạn trang bị các thiết bị Recloser trên đường dây 371, có 28 trạm với hai loại là Cooper và Nu-Lec. Trong đó đại đa số các Recloser đã được kết nối từ xa bằng sóng 3G và đường truyền có dây, các kết nối đến phịng điều độ cơng ty, tuy nhiên tại phịng điều độ chưa có phần mềm theo dõi online đồng thời thể hiện hết các máy cắt, muốn khai thác và cài đặt các thông số trên máy cắt các điều độ viên phải thực hiện thao tác vào từng máy cắt mới làm được.

Sau các sự cố việc xác định đúng nguyên nhân phân vùng sự cố cịn gặp nhiều khó khăn do cơng tác cài đặt các thơng số bảo vệ trên Recloser cịn bất cập, các Recloser cịn có hiện tượng tác động đồng thời và vượt cấp.

Thống kê các Recloser hiện có trên đường dây 371 như bảng 1.5

Bảng 1.5. Thống kê các Recloser hiện có trên đường dây 371

</div><span class="text_page_counter">Trang 29</span><div class="page_container" data-page="29">

3 Máy cắt MC371/105A x <sup>Schneider - Úc </sup> <sup> </sup>

</div><span class="text_page_counter">Trang 30</span><div class="page_container" data-page="30">

23 MC 371/1A Trung Hòa x Schneider - Úc

<i>1.2.3.3. Chức năng của thiết bị bảo vệ trên lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn </i>

<b>* Chức năng bảo vệ của rơle 7SJ6005-5EA00-0DA0/BB xuất tuyến lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn </b>

* Bảo vệ q dịng có thời gian:

</div><span class="text_page_counter">Trang 31</span><div class="page_container" data-page="31">

- Cấp bảo vệ quá dòng pha mức cao I>>, phát hiện sự cố từng pha và thời gian trễ riêng.

- Cấp bảo vệ quá dòng chạm đất mức cao Ie>> với các thời gian trễ riêng biệt. - Cấp bảo vệ quá dòng thời gian phụ thuộc Ip, phát hiện sự cố riêng biệt từng pha và thời gian trễ từng pha được xử lý riêng biệt.

- Cấp bảo vệ quá dòng thời gian độc lập I>, phát hiện sự cố riêng biệt từng pha và thời gian trễ từng pha được xử lý riêng biệt.

- Cấp bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian phụ thuộc Iep, xử lý thời gian riêng biệt. - Cấp bảo vệ q dịng chạm đất thời gian độc lập Ie>, có thời gian trễ riêng biệt. - Các đặc tính thời gian - dịng điện có thể đặt cho các dịng pha và đất.

- Có thể lựa chọn trong 3 đặc tính tiêu chuẩn của bảo vệ q dịng có thời gian phụ thuộc cho dịng pha và đất.

* Bảo vệ quá tải theo nhiệt độ:

- Cung cấp bản sao nhiệt độ của nhiệt đốt nóng.

- Đo dòng hiệu dụng thực sự của từng dòng pha riêng biệt. - Các cấp cảnh báo có thể điều chỉnh.

* Chức năng tự động đóng lặp lại:

- Có thể đóng lặp lại một hoặc nhiều lần (như: RAR và DAR). - Có thể cài đặt thời gian trễ cho các lần đóng lặp lại.

- Có thể lựa chọn được các phần tử để kích hoạt chế độ đóng lặp lại, có thể chọn các sự cố pha - pha, pha - đất khác nhau.

- Việc giám sát sự phản ứng của máy cắt trong q trình đóng lặp lại có thể thực hiện được.

* Chức năng bảo vệ biến động tải (tải không cân bằng):

</div><span class="text_page_counter">Trang 32</span><div class="page_container" data-page="32">

- Bảo vệ động cơ được đóng cắt bằng các bộ đóng ngắt khí kết hợp với các cầu chì. - Phát hiện sự hở mạch, ngắn mạch và đấu đảo pha của các mạch dòng.

* Chức năng giám sát thời gian khởi động:

Giám sát thời gian khởi động động cơ tránh động cơ bị hư hỏng do thời gian khởi động kéo dài

* Chức năng giám sát mạch cắt:

Sử dụng giám sát mạch cắt với một hoặc hai đầu vào nhị phân tuỳ thuộc vào số đầu vào nhị phân. Khi đầu vào nhị phân khơng được cấp nguồn có nghĩa là hư hỏng máy cắt.

* Các chức năng tiêu chuẩn: - Xử lý các thông báo. - Ghi lại các thông số sự cố.

- Thông báo các đại lượng đo lường. - Thông báo các thủ tục thí nghiệm. - Các chức năng giám sát.

- Có cổng kết nối SCADA và máy tính (RS485 tốc độ chuyển từ 300 tới 19200 Baud).

<b>* Thông số cài đặt bảo vệ trên lộ đường dây 371-E26.1 Bắc Kạn </b>

(i) Rơle 7SJ6005-5EA00-0DA0/BB xuất tuyến lộ đường dây 371-E26.1 - Bảo vệ cấp I: I=400A; t=1,5s

- Bảo vệ cấp II: I=600A; t= 0,3s

(ii) Recloser trên đường dây 371 E26.1

</div><span class="text_page_counter">Trang 33</span><div class="page_container" data-page="33">

Bảng 1.7. Một số thông số cài đặt chung trên Recloser

</div><span class="text_page_counter">Trang 34</span><div class="page_container" data-page="34">

<i>1.2.3.4. Hiện trạng sự cố trên đường dây 371E26.1 Bắc Kạn </i>

Thống kê sự cố trên lưới điện Bắc Kạn đã trình bày trong bảng 1 phần mở đầu. Qua thống kê cho thấy, khi sự cố xảy ra vẫn có những trường hợp nhảy vượt cấp, có thể

Dịng sự cố Ia= 5A; Ib= 149A; Ic= 150A. Do

dân chặt cây đổ vào

</div><span class="text_page_counter">Trang 35</span><div class="page_container" data-page="35">

<b>1.3. Kết luận chương 1 </b>

Trong chương này đã giới thiệu mơ hình tổ chức cơng ty Điện lực Bắc Kạn, phân tích đặc điểm nguồn điện, lưới điện, các thiết bị đóng cắt, bảo vệ trên lưới điện 35 kV nói chung và lộ đường dây 371-E26.1 nói riêng. Tìm hiểu chức năng bảo vệ, thông số cài đặt cho một số Recloser lộ 371. Kết quả nghiên cứu chỉ ra, hiện trạng các thiết bị đóng cắt trên lộ đường dây 371-E26.1 còn chưa đồng bộ, bảo vệ còn tác động đồng thời hoặc nhảy cấp khiến hộ tiêu thụ điện bị mất điện không mong muốn. Các nguyên nhân này làm ảnh hưởng đến các chỉ số độ tin cậy của công ty, đồng thời đây là những thông tin quan trọng

<b>để nghiên cứu trong chương tiếp theo. </b>

</div><span class="text_page_counter">Trang 36</span><div class="page_container" data-page="36">

<b>CHƯƠNG 2: CÁC CHỈ SỐ VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI </b>

Equation Section 2

<b>2.1. Độ tin cậy của lưới điện phân phối </b>

<i><small>Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định [2]. </small></i>

Như vậy độ tin cậy ln gắn với việc hồn thành một nhiệm vụ cụ thể, trong một thời gian nhất định và trong một hoàn cảnh nhất định.

Mức đo độ tin cậy ln gắn với việc hồn thành nhiệm vụ trong khoảng thời gian xác định và xác suất này được gọi là độ tin cậy của hệ thống hay phần tử.

Đối với hệ thống hay phần tử không phục hồi, xác suất là đại lượng thống kê, do đó độ tin cậy là khái niệm có tính thống kê từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ của hệ thống hay phần tử. Đối với hệ thống hay phần tử phục hồi như hệ thống điện và các phần tử của nó, khái niệm khoảng thời gian khơng có ý nghĩa bắt buộc, vì hệ thống làm việc liên tục. Do đó độ tin cậy được đo bởi đại lượng thích hợp hơn, đó là độ sẵn sàng.

Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ. Độ sẵn sàng cũng chính là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt động.

Ngược lại với độ sẵn sàng là độ khơng sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống hoặc phần tử ở trạng thái hỏng.

Các chỉ số độ tin cậy lưới điện phân phối được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là cường độ mất điện trung bình λ (do sự cố hoặc theo kế hoạch), thời gian mất điện (sửa chữa) trung bình t (hoặc ký hiệu MTTR), thời gian mất điện hàng năm trung bình T của phụ tải.

Tuy nhiên, những giá trị này không phải là giá trị quyết định mà là giá trị trung bình của phân phối xác suất, vì vậy chúng chỉ là những giá trị trung bình dài hạn. Mặc dù 3 chỉ số trên là quan trọng, nhưng chúng không đại diện một cách toàn diện để thể hiện độ tin cậy của hệ thống. Chẳng hạn các chỉ số trên được đánh giá không thể hiện được tương ứng với 1 khách hàng hay 100 khách hàng, tải trung bình tại điểm đánh giá là 10 kW hay

</div><span class="text_page_counter">Trang 37</span><div class="page_container" data-page="37">

10 MW. Để đánh giá được một cách toàn diện về sự mất điện của hệ thống, người ta đánh giá thông qua các chỉ số sau [3], [12]:

<i><b><small>Tần suất mất điện trung bình của hệ thống - SAIFI </small></b></i>

<small> Tổng số lần mất điện của khách hàng </small><sub>i</sub><sub> K</sub><sub>i</sub> <small>SAIFI = = </small>

<small> Tổng số khách hàng được phục vụ K</small><sub>i</sub>

<small>Ở đây i là cường độ mất điện và Ki là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm. </small>

<i><b><small>Tần suất mất điện trung bình của khách hàng - CAIFI </small></b></i>

<small> Tổng số lần mất điện của khách hàng </small> CAIFI =

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng

Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện đối với khách hàng bị ảnh hưởng.

<i><b><small>Thời gian mất điện trung bình của hệ thống - SAIDI </small></b></i>

<small> Tổng số thời gian mất điện của khách hàng Ti KiSAIDI = = Tổng số khách hàng  Ki</small>

Ở đây T<small>i</small> là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ki là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm.

<i><b><small>Thời gian mất điện trung bình của khách hàng - CAIDI </small></b></i>

<small> Tổng số thời gian mất điện của khách hàng Ti Ki </small>

<small> Tổng số lần mất điện của khách hàng i Ki</small>

<small>Ở đây i là cường độ mất điện, Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ki là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm cho một lần mất điện. </small>

<i><b><small>Độ sẵn sàng (khơng sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI và (ASUI) </small></b></i>

Số giờ khách hàng được cung cấp điện

</div><span class="text_page_counter">Trang 38</span><div class="page_container" data-page="38">

<small>Chỉ tiêu này xác định mức độ sẵn sàng (không sẵn sàng) hay độ tin cậy của hệ thống. </small>

<i><b><small>Năng lượng không được cung cấp - ENS </small></b></i>

<small>ENS = Tổng số điện năng không được cung cấp bởi hệ thống = Pi Ti </small>

Ở đây Pi là tải trung bình được nối vào nút tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất đối với hệ thống trong một năm.

<i><b><small>Điện năng trung bình khơng được cung cấp - AENS </small></b></i>

<small> Tổng điện năng không cung cấp được Pi TiAENS = = Tổng số khách hàng được phục vụ Ki</small>

Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng trong một năm.

<i><b><small>Chỉ số mất điện khách hàng trung bình - ACCI </small></b></i>

<small> Tổng số điện năng không cung cấp được </small> ACCI =

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng

Chỉ số này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng bị ảnh hưởng trong một năm.

<i><b><small>Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối – MAIFI </small></b></i>

Theo [3] bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm SAIDI, SAIFI và MAIFI. Ngồi 2 chỉ số SAIDI, SAIFI được trình bày ở trên, thì MAIFI được tính bằng tổng số lượt khách hàng sử dụng điện và đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

</div><span class="text_page_counter">Trang 39</span><div class="page_container" data-page="39">

n - Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

<i>K - Tổng số khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua </i>

điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;

<i>K - Tổng số khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua </i>

điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t.

Trong mục này ta khảo sát việc áp dụng các thiết bị đóng cắt trên lưới điện bằng các thiết bị: Máy cắt, cầu dao, cầu chì từ đó có các đánh giá về chỉ số tin cậy. Trong tính tốn độ tin cậy, lưới điện hình tia gồm các phần tử mắc nối tiếp, nên các chỉ số trung bình cơ bản về độ tin cậy của hệ thống được tính như sau:

<small>s</small> = <small>i</small> (2.2) T<small>s</small> = <small>i</small> t<small>i</small> (2.3) T<small>s</small> = T<small>s</small> / <small>s</small> = ( <small>i</small> t<small>i</small> )/( <small>i </small>) (2.4) trong đó:

<small>i</small>, <small>s</small> là cường độ mất điện trung bình của từng thành phần (đoạn lưới) và của hệ thống trong một năm (lần/năm).

t<small>i</small>, t<small>s</small> là thời gian mất điện trung bình của từng thành phần (đoạn lưới) và của hệ thống cho một lần mất điện (giờ/lần).

T<small>s </small> là thời gian mất điện trung bình năm của hệ thống.

<i><small>2.1.3.1. Vận hành theo sơ đồ lưới điện hình tia có rẽ nhánh </small></i>

Xét sơ đồ lưới điện như hình 2.1 các sự cố xảy ra trên mỗi đoạn 1, 2, 3, 4 hoặc trên các nhánh rẽ a, b, c, d đều làm máy cắt đầu nguồn tác động và toàn hệ thống sẽ bị mất điện. Sau khi sự cố được khắc phục máy cắt sẽ được đóng lại để phục hồi việc cấp điện. Trên cơ sở các số liệu về suất sự cố trung bình và thời gian mất điện trung bình ta tính được các chỉ số về độ tin cậy cho các nút tải A, B, C, D và sẽ được kết quả các trị số , t, T ở các nút tải là như nhau.

</div><span class="text_page_counter">Trang 40</span><div class="page_container" data-page="40">

<b>Hình 2.1. Sơ đồ lưới điện hình tia khơng phân đoạn </b>

Trong thực tế sự mất điện trên đường dây có tỷ lệ tương ứng với chiều dài của nó. Giả sử cho suất sự cố bình qn trên các đoạn tuyến trục chính là  <small>0,1</small> lần/km.năm và các nhánh rẽ là 0,2 lần/km.năm, thời gian sự cố, chiều dài đường dây, số lượng khách hàng và tải bình quân cho ở bảng 2.1 và bảng 2.2. Từ đó ta sẽ thu được kết quả tính tốn các chỉ số độ tin cậy của các nút phụ tải cho ở bảng 2.3.

</div>