Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực Quảng Trạch - tỉnh Quảng Bình
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (695.14 KB, 26 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
NGUYỄN NGỌC VIỆT
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH
- TỈNH QUẢNG BÌNH
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201
TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Đà Nẵng - Năm 2018
Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN TẤN VINH
Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN
Phản biện 2: TS. VŨ PHAN HUẤN
Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ
kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 27 tháng 10 năm
2018.
* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa
Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - Đại học Đà Nẵng.
1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện là chỉ tiêu chính trong hoạt động SXKD của
các Công ty phân phối điện lực, cụ thể là Công ty Điện lực Quảng Bình. 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 Ngành Điện 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 rất quan trọng.
Do đó, việc tính toán độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện ngày càng được
Công ty Điện lực Quảng Bình quan tâm, rất nhiều công trình nghiên cứu đã đưa ra
các thuật toán hiệu quả giải quyết triệt để việc tính toán độ tin cậy của lưới điện được
áp dụng cho nhiều hệ thống điện phức tạp.
Việc nghiên cứu dựa trên các phương pháp và tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy
cung cấp điện và đưa ra các giải pháp nhằm đánh giá độ tin cậy là rất cần thiết cho
Điện lực Quảng Trạch – Tỉnh Quảng Bình trong công tác sản xuất và kinh doanh.
Xuất phát từ thực tế đó, việc nghiên cứu dựa trên các phương pháp và tính toán
các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện và đưa ra các giải pháp nhằm đánh giá độ tin cậy
là rất cần thiết cho các Công ty Điện lực tỉnh/thành trong công tác sản xuất và kinh
doanh.
2. Mục đích nghiên cứu
- Phân tích các chế độ làm việc của lưới điện Điện lực Quảng Trạch – tỉnh
Quảng Bình;
- Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện hiện trạng
- Đề xuất giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy làm việc của lưới điện Điện lực
Quảng Trạch – tỉnh Quảng Bình.
- Đề tài s xây dựng chương trình tính toán, tận dụng d liệu cấu tr c LPP có
sẵn trong chương trình PSS/ D PT để tính toán cho mô hình thực tế lưới điện phân
phối do Điện lực Quảng Trạch quản lý vận hành, để tìm ra các giải pháp đáp ứng
đồng thời các mục tiêu trên.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
4. Phương pháp nghiên cứu
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần Mở đầu và Kết luận kiến nghị, luận văn gồm 4 chương:
Chương 1: T ng quan về độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối và lưới
điện phân phối Điện lực Quảng Trạch – tỉnh Quảng Bình.
Chương 2: Các phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối
Chương 3: Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện phân phối Điện lực
Quảng Trạch bằng phần mềm PSS/ D PT.
2
Chương 4: Các Giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện
Quảng Trạch.
Kết luận và kiến nghị
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH - TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY
1.1.1 Định nghĩa
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.
1.1.2 Các chỉ tiêu độ tin cậy các phần tử
Các chỉ tiêu độ tin cậy lưới phân phối được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ
bản, đó là cường độ mất điện trung bình (do sự cố hoặc theo kế hoạch), thời gian
mất điện (s a ch a) trung bình t, thời gian mất điện hằng năm trung bình T của phụ
tải.
1.1.2.1 Đối với phần tử không phục hồi
1.1.2.2 Đối với phần tử có phục hồi
1.1.3 Biểu thức tính toán độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn
IEEE-1366
1.1.3.1. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu
1.1.3.1.1 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống SAIFI
1.1.3.1.2. Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (SAIDI)
1.1.3.1.3. Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình của khách hàng (CAIDI)
1.1.3.1.4.Chỉ tiêu tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng
(CTAIDI)
1.1.3.1.5. Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng. (CAIFI)
1.1.3.1.6 Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình (ASAI)
1.1.3.1.7. Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng
1.1.3.2. Các chỉ tiêu dựa theo phụ tải
1.1.3.2.1 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống. (ASIFI)
1.1.3.2.2 Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (ASIDI)
1.1.3.3 Các chỉ tiêu đối với ngừng điện thoáng qua
1.1.3.3.1 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thoáng qua (MAIFI)
1.1.3.3.2Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua
(MAIFIE)
1.1.3.3.3 Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng điện thoáng qua (MAIFI E)
3
1.2. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH – TỈNH QUẢNG
BÌNH
1.2.1. Giới thiệu chung lưới điện trên địa bàn Điện lực Quảng Trạch quản lý
Địa bàn quản lý của Điện lực Quảng Trạch là huyện Quảng Trạch và thị xã Ba
Đồn, tỉnh Quảng Bình. Địa hình Quảng Trạch, Ba Đồn khá đa dạng và phức tạp, bị
chia cắt mạnh bởi các khối n i và sông suối chằng chịt.
1.2.2. Đặc điểm
- Lưới điện phân phối Điện lực Quảng Trạch chủ yếu là lưới hình tia, và một số
xuất tuyến khép vòng nhưng vận hành hở trải dài phân bố qua nhiều địa hình ( 35%
miền n i, 65% trung du) phần lớn được tiếp nhận từ lưới điện trung áp nông thôn.
Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp 22kV, các trạm biến áp
thuộc tuyến theo bảng sau:
Bảng 1.1. Khối lượng lưới điện 22kV Điện lực Quảng Trạch quản lý
TT
Xuất tuyến
Tổng
chiều dài
(km)
1
471 Ba Đồn
2
Loại dây
Trạm biến áp
Dây
trần
(km)
Dây bọc
(km)
Số
lượng
Công suất
đặt
(MVA)
14,674
11,972
2,702
20
5.680
473 Ba Đồn
58,682
55,197
3,485
51
8.881,5
3
475 Ba Đồn
32,390
28,128
4,262
51
11.410
4
477 Ba Đồn
13,278
12,496
0,782
18
4.110
5
478 Ba Đồn
16,200
5,023
11,177
25
5.210
6
471 Roòn
15,026
14,374
0,652
16
2.120
7
473 Roòn
4,937
4,937
0
9
3.170
8
474 Roòn
15,176
15,176
0
14
1.970
9
471 Văn Hóa
18,309
18,282
0,027
30
4.925
10
473 Văn Hóa
44,834
39,086
5,748
32
5.815
11
472 Hòn La
2,335
1,588
0,747
2
790
12
474 Hòn La
5,195
4,95
0,242
5
1.390
13
476 Hòn La
10,970
9,287
1,683
25
9.760
14
478 Hòn La
63,050
60,844
2,206
56
12.631,5
315.06
281.34
33.71
354
161.477,5
Tổng cộng
1.2.3. Đánh giá chung độ tin cậy cung cấp điện của Điện lực Quảng Trạch
4
Chỉ tiêu Tổng Công ty Điện lực miền Trung giao cho các công ty điện lực
thành viên theo lộ trình đến năm 2020
Bảng 1.2: Kế hoạch EVN CPC giao cho Công ty Điện lực Quảng Bình đến năm 2020
Kế hoạch giao độ tin cậy của QBPC đến năm 2020
Kế hoạch
năm
2017
So với KH
năm 2016
(%)
2018
So với KH
năm
2017(%)
2019
So với KH
năm
2018(%)
2020
So với KH
năm 2019
(%)
Sự cố
Bảo trì bảo dưỡng
MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI
(lần) (phút) (lần) (lần) (phút) (lần)
Sự cố + Bảo trì bão dưỡng
MAIFI
(lần)
SAIDI SAIFI
(phút) (lần)
3.73
130
3.71
0.04
800
4.77
3.77
930
8.48
82%
72%
95%
100%
64%
90%
82%
65%
92%
3.36
97
3.41
0.03
536
4.48
3.39
633
7.89
90%
75%
92%
75%
67%
94%
90%
68%
93%
2.79
66
3.17
0.03
343
3.99
2.82
409
7.16
83%
68%
93%
100%
64%
89%
83%
65%
91%
2.37
46
2.88
0.03
240
3.17
2.40
286
6.05
85%
70%
91%
100%
70%
79%
85%
70%
84%
Ghi chú
Kết quả thực hiện độ tin cậy năm 2015-2018 của Điện lực Quảng Trạch như
sau:
Bảng 1.3: Thực hiện độ tin cậy của Điện lực Quảng Trạch năm 2015- 2018
Bảng thực hiện chỉ tiêu ĐTCCCĐ Điện lực Quảng Trạch
Năm 2015
Năm 2016
Năm 2017
Chế độ
tính
Các chỉ tiêu ĐVT
toán
Thực
hiện
Kế
hoạch
Thực
hiện
Kế
hoạch
Thực
hiện
Kế
hoạch
Thực
hiện
Kế
hoạch
MAIFI
Lần
8.209
5.99
4.127
3.84
4.235
2.79
2.632
2.64
SAIDI
Phút
2497.27
2024.15
1384.53
1558.98
945.119
777.25
239.241
596.36
SAIIFI
Lần
11.538
12.57
6.394
8.49
5.759
6.65
2.883
7.40
MAIFI
Lần
8.209
5.85
4.127
3.797
4.235
2.75
2.632
2.605
SAIDI
Phút
275.554
269.13
145.516
142.983
122.18
93.62
27.389
75.165
SAIIFI
Lần
3.925
4.61
2.206
2.74
1.919
2.62
0.867
2.731
MAIFI
Lần
0
0.14
0
0.04
0
0.04
0
0.034
SAIDI
Phút
2221.72
1755.02
1239.01
1416
822.939
683.63
211.852
521.198
SAIIFI
Lần
7.613
7.96
4.188
5.75
3.84
4.03
2.016
4.671
Sự cố
+BQĐK
Sự cố
BQĐ
LK tháng 6/2018
5
Từ năm 2015 đến năm 2018: các chỉ tiêu ĐTCCCĐ có xu hướng giảm dần đều
theo từng năm. Việc chỉ tiêu giảm cho thấy các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ hiện
nay đều đã phát huy được hiệu quả, tuy nhiên vẫn chưa n định, các chỉ số độ tin cậy
chưa đạt mục tiêu của Công ty Điện lực Quảng Bình giao.
Nhận xét: Số liệu thống kê cho thấy các chỉ số S IDI, S IFI, M IFI cao, thời
gian mất điện nhiều do nhiều nguyên nhân chủ quan cũng như khách quan. Do vậy
việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là điều hết sức quan trong trong thời điểm
hiện nay.
Tùy theo điều kiện cụ thể, người ta đưa ra các chỉ tiêu và yêu cầu về độ tin cậy
cung cấp điện liên quan đến khách hàng. Để đánh giá được độ tin cậy của lưới điện
phân phối, đề tài nghiên cứu phương pháp đánh giá và các biện pháp để nâng cao độ
tin cậy lưới điện phân phối.
Mục tiêu của đề tài là xây dựng chương trình nghiên cứu, áp dụng phần mềm
PSS/ D PT để tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện hiện trạng thông qua
các chỉ số S IFI, S IDI, C IDI. Từ đó đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao độ tin
cậy làm việc của lưới điện phân phối.
CHƯƠNG 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI
2.1. KHÁI NIỆM VỀ TRẠNG THÁI HỎNG VÀ HÓC CỦA HỆ THỐNG
ĐIỆN
2.1.1. Trạng thái của phần tử
Phần tử (PT) của hệ thống điện có thể ở nh ng trạng thái khác nhau trong
nh ng khoảng thời gian nhất định khác nhau và mỗi trạng thái được đặc trưng bởi:
Thời gian trạng thái, xác suất trạng thái và tần suất trạng thái.
2.1.2. Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện
Trạng thái của hệ thống điện chính là t hợp các trạng thái của tất cả các PT tạo
nên nó.
Các trạng thái của HTĐ được chia làm 2 tập: Tập các trạng thái tốt trong đó
HTĐ làm việc tốt và tập các trạng thái hỏng trong đó HTĐ bị hỏng theo tiêu chuẩn đã
chọn. T ng xác suất của tập đủ các trạng thái của HTĐ ∑Pi = 1.
2.2. BÀI TOÁN ĐỘ TIN CẬY
Theo cấu tr c ĐTC như hình 2.1, bài toán về ĐTC của hệ thống điện được chia
làm 4 loại: Bài toán về ĐTC của hệ thống phát, hệ thống điện, lưới truyền tải và phân
phối, phụ tải.
2.3. MỘT SỐ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY
2.3.1. Phương pháp đồ thị - giải tích.
2.3.2. Phương pháp không gian trạng thái
2.3.3. Phương pháp cây hỏng hóc
6
2.3.4. Phương pháp Monte – Carlo:
2.3.5. Phương pháp tính toán độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT:
2.3.5.1 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT:
2.3.5.1.1 Chức năng cơ bản của phần mềm:
Bài toán phân tích độ tin cậy trên lưới điện (DRA- Distribution
Reliability Analysis): tính toán các thông số độ tin cậy trên lưới điện như
SAIFI, SAIDI, CAIFI, C IDI…
2.3.5.1.2 Các cửa sổ ứng dụng của PSS/ADEPT
* Cửa số ứng dụng của PSS/ADEPT bao gồm nhiều thành phần chính sau:
- Cửa sổ View: bao gồm các thông tin cho các ứng dụng, đồ họa và 3
cửa s chính để thiết kế và phân tích một sơ đồ mạch diện (xem hình ….).
+ Diagram View: là cửa s chính trong ứng dụng của PSS/ D PT.
+ Equipment List View : Các chức năng trong cửa sổ này được trình bày
một cách trật tự và dễ hiểu khi sử dụng.
+ Progress View: Hiển thị các thông báo khi chương trình thực hiện.
+ Report Preview: Hiển thị các kết quả sau khi phân tính và tính toán một
bài toán cụ thể, từ đây ta có thể in ấn các kết quả này một cách dễ dàng thông qua
File\Print.
- Thanh trạng thái (StatusBar): để hiển thị thông tin trạng thái của chương
trình khi PSS/ D PT đang tính toán.
- Thanh menu chính (Main Menu): gồm các hàm chức năng trong
PSS/ADEPT.
- Thanh công cụ (ToolBar): cung cấp công cụ giúp cho việc v sơ đồ mạch
điện thực hiện nhanh chóng và dễ dàng.
2.3.5.2 Dữ liệu phục vụ tính toán:
- Sơ đồ nguyên lý lưới điện khu vực Điện lực Quảng Trạch.
Các sơ đồ vận hành lưới điện được v và cập nhập phù hợp với các tuyến
đường dây trung thế: Sơ đồ nguyên lý 1 sợi, sơ đồ vận hành, các phương thức vận
hành…
- Số liệu tính toán: gồm số liệu Quản lý Kỹ thuật và kinh doanh của các tuyến
dây n i, cáp ngầm trung thế và trạm biến áp, cụ thể là:
Thông số quản lý kỹ thuật của đường dây và thiết bị như: Tiết diện, khoảng
cách chiều dài, thông số dây dẫn, máy biến áp, thiết bị bảo vệ đóng cắt, tụ bù, máy
điều áp,…
Thông số vận hành, đo đạc định kỳ của đơn vị: Các thông số vận hành dòng,
áp, cos , công suất,…
Thông số kinh doanh (tính đến hết 30/6/2018): Điện năng tiêu thụ của từng phụ
tải, số khách hàng sử dụng điện trên đường dây.
2.3.5.3 Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT
7
a.Tập tin từ điển dữ liệu cấu trúc
Tập tin từ điển d liệu cấu tr c có tên là pti.con.
Một hạng mục trong tập tin từ điển d liệu cấu tr c được trình bày như sau:
NAME
R1, X1, R0, X0, BC1, BC0
! Ghi d liệu cơ sở.
*2
R1, X1, R0, X0, BC1, BC0
! Ghi d liệu 2 pha.
*1
R1, X1, R0, X0, BC1, BC0
! Ghi d liệu 1 pha.
*
R1, X1, R0, X0, BC1, BC0
! Ghi d liệu định mức.
λ , RP, SWT, PSS, M λ , S λ ! Ghi d liệu độ tin cậy.
*R
END./.
2.3.5.4 Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm
PSS/ADEPT:
Xây dựng sơ đồ kết lưới tính toán
Nhập thông số của các phần tử lưới:
, RP, SWT,
PSS, M , S ; thông số các n t tải: Pi, Qi,
số lượng khách hàng tại n t i
Tính toán các chỉ tiêu: S IFI, S IDI, C IFI, C IDI
Xuất ra kết quả tính toán
Bảng 2.1: Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH BẰNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT
Để đánh giá thực trạng độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện hiện trạng, trong
chương này s tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn I
-1366 gồm
S IFI, S IDI, C IDI bằng cách sử dụng module DR trong phần mềm
PSS/ADEPT.
3.1. DỮ LIỆU TÍNH TOÁN
Để tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối bằng phần mềm PSS/ D PT
cần có nh ng d liệu đầu vào sau:
3.1.1. Sơ đồ lưới điện
Sơ đồ các xuất tuyến của lưới điện phân phối được lấy từ các file d liệu sơ đồ
8
trong phần mềm PSS/ D PT do Điện lực Quảng Trạch và Công ty Điện lực Quảng
Bình xây dựng và quản lý.
Bảng 3.1: Thống kê số lượng thiết bị trên lưới điện Điện lực Quảng Trạch
Máy cắt Recloser
(cái)
(cái)
Thiết bị
Số lượng
5
20
DCL
(cái)
121
LBS
(cái)
26
FCO Máy biến áp Đường dây
(cái)
(cái)
(km)
21
357
318,37
3.1.2. Thông số độ tin cậy của các phần tử do sự cố
Để tính các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện phân phối do sự cố, trong phần
mềm PSS/ D PT cần phải nhập các thông số sau:
λ (lần/năm): Cường độ sự cố (Sustained failure rate per year, λ) của các
phần tử: đối với đường dây cường độ sự cố có đơn vị là 1/km.năm, đối với các thiết
bi thì cường độ sự cố có đơn vị là 1/năm;
RP (giờ): Thời gian sửa ch a sự cố trung bình của các phần tử (Mean
time to repair, RP): đơn vị tính là h;
PSS (%): Thời gian đ i nối của các thiết bị đóng cắt (Mean time to
Switch, SWT): đơn vị tính là giờ
Mλ (lần/năm): Xác suất làm việc tin cậy của thiết bị đóng cắt
(Probability of successful switching, PSS);
Sλ (lần/năm): Cường độ sự cố thoáng qua của các phần tử (Momentary
failure rate per year, Mλ).
3.1.3. Thông số độ tin cậy của các phần tử bảo trì bảo dưỡng
Bảng 3.2: Thông số độ tin cậy của các phần tử trên LĐPP do sự cố
TT
1
2
3
4
5
Tên
thiết
bị
λ
RP
PSS
Mλ
Sλ
Đơn vị
MC
REC
DCL
LBS
FCO
MBA
DZ
Lần/Năm
Giờ
%
Lần/Năm
Lần/Năm
0.01852
0.90
100
100
0.00
0.03261
1.20
100
100
0.00
0.00580
1.65
100
100
0.00
0.00486
1.00
100
100
0.00
0.15873
0.60
100
100
0.00
0.08600
2.00
0
0
0.00
0.12080
0.36
0
0
0.00
Bảng 3.3: Thông số độ tin cậy của các phần tử trên LĐPP do BQĐK
Tên
TT thiết Đơn vị
MC
REC
DCL
LBS
FCO
MBA DZ
bị
1 λ
Lần/Năm 0.3570 0.0236 0.0473 0.0275 0.3740 0.2006 0.1639
2 RP
Giờ
2.52
3.36
5.18
2.80
1.40
2.46
3.00
3 PSS %
1000
1000
0
0
1000
0
0
4 Mλ Lần/Năm 1000
1000
0
0
1000
0
0
5 Sλ
Lần/Năm 0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.92
9
3.2. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 471 BA ĐỒN
3.2.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 471 Ba Đồn do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 14,674km, cấp điện cho 3.684
khách hàng, gồm 20 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên xuất
tuyến có sử dụng 01 REC.
3.2.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.4: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 471 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT471 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
1.83
54
1.83
0.49
BQĐK
2.98
519
3.21
2.88
T ng cộng
4.81
573
5.04
3.37
3.3. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 473 BA ĐỒN
3.3.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 473 Ba Đồn do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 58,862km, cấp điện cho 9.769
khách hàng, gồm 51 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên xuất
tuyến có sử dụng 02 REC.
3.3.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.5: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 473 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT473 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
2.83
79.2
2.83
0.47
BQĐK
5.71
519
6.78
1.51
T ng cộng
8.54
598.2
9.61
1.98
3.4. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 475 Ba Đồn
3.4.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 475 Ba Đồn do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 32,390km, cấp điện cho 7.758
khách hàng, gồm 51 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên xuất
tuyến có sử dụng 01 REC.
3.4.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.6: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 475 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT475 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
1.92
55.2
1.98
0.48
10
BQĐK
T ng cộng
4.93
6.85
343.8
399
5.15
7.13
1.22
1.7
3.5. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 477+478 Ba Đồn
3.5.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ
thanh cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 31,223km, cấp điện cho
14.898 khách hàng, gồm 41 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên
xuất tuyến có sử dụng 04 REC.
3.5.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.7: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT475 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
3.47
98.4
3.47
0.47
BQĐK
7.02
892.8
7.02
2.12
T ng cộng
10.49
991.2
10.49
2.59
3.6. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 471 Văn Hóa
3.6.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 471 Văn Hóa do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 18,309km, cấp điện cho 18.282
khách hàng, gồm 30 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên xuất
tuyến có sử dụng 03 LBS.
3.6.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.8: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 471 Văn Hóa
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT471 VANHOA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
2.66
93
2.66
0.58
BQĐK
5.09
466.8
5.09
1.53
T ng cộng
7.75
559.8
7.75
2.11
3.7. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 473 Văn Hóa
3.7.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 473 Văn Hóa do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 44,834km, cấp điện cho 39.086
khách hàng, gồm 32 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên xuất
tuyến có sử dụng 05 LBS và 01 R C.
11
3.7.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.9: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 473 Văn Hóa
SAIFI
SAIDI
CAIFI
XT473 VANHOA
(lần)
(phút)
(lần)
Sự cố
2.73
71.4
2.73
BQĐK
8.8
443.4
8.8
T ng cộng
11.53
514.8
11.53
CAIDI
(phút)
0.44
0.84
1.28
3.8.TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 472 Hòn La
Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 472 Hòn La do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 2,335km, cấp điện cho 1.588
khách hàng, gồm 02 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắ.
Bảng 3.10: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 472 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT472 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
0.51
22.2
1
0.73
BQĐK
1.36
193.2
1.36
2.37
T ng cộng
1.87
215.4
2.36
3.1
3.9. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 474 Hòn La
Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 474 Hòn La do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 5,195km, cấp điện cho 4.95
khách hàng, gồm 05 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắ.
Bảng 3.11: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 474 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT474 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
0.66
25.8
1
0.65
BQĐK
1.51
237
1.51
2.62
T ng cộng
2.17
262.8
2.51
3.27
3.10. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 476 Hòn La
Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 476 Hòn La do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 10,970km, cấp điện cho 9.287
khách hàng, gồm 25 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắ, ngoài ra trên xuất tuyến
còn có 01 LBS.
12
Bảng 3.12: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 476 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
XT476 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
Sự cố
1.28
39.6
1.28
BQĐK
3
421.8
3
T ng cộng
4.28
461.4
4.28
CAIDI
(phút)
0.52
2.34
2.86
3.11. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 478 Hòn La
Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 478 Hòn La do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 63,050km, cấp điện cho 60.844
khách hàng, gồm 56 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắ, ngoài ra trên xuất tuyến
còn có 05 REC.
Bảng 3.13: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 478 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT478 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
3.7
111
3.7
0.5
BQĐK
7.36
574.8
7.36
1.3
T ng cộng
11.06
685.8
11.06
1.8
3.12. ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH
T ng hợp kết quả tính toán cho các xuất tuyến được trình bày ở bảng sau:
Bảng 3.14: Kết quả tính toán độ tin cậy cho các xuất tuyến
SAIFI
CAIFI
CAIDI
Tên xuất tuyến
SAIDI (phút)
(lần)
(lần)
(phút)
XT 471 BADON 4.81
573
5.04
3.37
XT 473 BADON 8.54
598.2
9.61
1.98
XT 475 BADON 6.85
399
7.13
1.7
XT
477+478
10.49
991.2
10.49
2.59
BADON
XT
471
7.75
559.8
7.75
2.11
VANHOA
XT
473
11.53
514.8
11.53
1.28
VANHOA
XT 472 HONLA 1.87
215.4
2.36
3.1
XT 474 HONLA 2.17
262.8
2.51
3.27
XT 476 HONLA 4.28
461.4
4.28
2.86
XT 478 HONLA 11.06
685.8
11.06
1.8
13
Dựa vào định nghĩa của các chỉ tiêu độ tin cậy theo bộ tiêu chuẩn I
-1366,
có thể tính các chỉ tiêu S IFI, S IDI, C IFI, C IDI cho toàn lưới phân phối của
Điện lực Quảng Trạch như sau:
Bảng 3.15: Kết quả tính toán độ tin cậy hiện trạng cho toàn lưới phân phối
CAIDI
SAIFI
SAIDI (phút) CAIFI
(phút)
Sự cố
2.79
81.26
2.80
0.49
BQĐK
6.12
574.64
6.35
1.64
Tổng cộng
8.90
655.90
9.15
2.13
3.13.NHẬN XÉT ĐÁNH GIÁ
Chỉ tiêu độ tin cậy năm 2018 do Công ty Điện lực Quảng Bình giao cho Điện
lực Quảng Trạch như sau:
Bảng 3.16: Chỉ tiêu độ tin cậy Công ty Điện lực Quảng Bình giao cho Điện lực
Quảng Trạch năm 2018
Tên
S IFI (lần)
SAIDI (phút)
Sự cố
2,731
75,165
BQĐK
4,671
521,498
T ng cộng
7,402
596,663
Căn cứ vào chỉ tiêu được giao và thực trạng độ tin cậy của lưới điện phân phối
Quảng Trạch như kết quả tính toán ở trên, nhận thấy rằng chỉ tiêu độ tin cậy của Điện
lực thấp hơn chỉ tiêu Công ty giao nếu không có biện pháp kịp thời nhằm nâng cao độ
tin cậy, s ảnh hưởng đến chỉ tiêu của Công ty trước yêu cầu chất lượng cung cấp
điện ngày càng cao.
Vì vậy cần phải có nh ng giải pháp hợp lý để nâng cao độ tin cậy lưới điện khu
vực Điện lực Quảng Trạch. Nội dung này s được nghiên cứu ở chương 4 tiếp theo.
Kết luận:
Trong chương này đã trình bày kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu
chuẩn I
1366 cho các xuất tuyến bằng cách sử dụng phần mềm PSS/ D PT.
Việc tính toán tương đối thuận lợi nhờ sử dụng các file sơ đồ lưới điện do Điện lực
đang quản lý vận hành. Kết quả tính toán phù hợp với thực trạng hiện nay, các chỉ
tiêu độ tin cậy còn thấp so với chỉ tiêu của Công ty Điện lực Quảng Bình giao cho
Điện lực Quảng Trạch. Vì vậy cần nghiên cứu đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao
độ tin cậy cho lưới điện.
14
CHƯƠNG 4
CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH
4.1. PHÂN TÍCH CÁC NGUYÊN NHÂN ẢNH HƯỞNG ĐẾN ĐỘ TIN CẬY
CỦA LƯỚI ĐIỆN HUYỆN QUẢNG TRẠCH:
4.1.1 Yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện:
• Độ tin cậy của lưới điện:
• Cấu tr c lưới điện:
• Công tác t chức quản lý và vận hành:
• Ảnh hưởng môi trường bên ngoài:
• Yếu tố con người:
4.1.2. Nguyên nhân sự cố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân phối
Điện lực Quảng Trạch:
- Sự cố hành lang tuyến công tác phát quang chưa triệt để nên khi có gió lốc
cây quẹt vào đường dây gây sự cố.
- Do sự cố thiết bị(FCO,LBFCO,L ,TU,TI…).
- N chì thiết bị phân đoạn bật vượt cấp.
- Sứ phóng.
- Đức dây, tuộc lèo.
- Cây chạm vào dường dây.
- Do dơi động vật dính vào đường dây…
- Do gió cây, diều rơm, bảng quảng cáo, anten chạm vào đường dây
- Sự cố máy biến áp.
- Do sét đánh.
Tuy nhiên sự cố và công tác trên lưới trung áp là nguyên nhân chiếm tỉ trọng
cao nhất ảnh hưởng đến chỉ tiêu độ tin cậy
4.2.ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH:
4.2.1 Giải pháp lập kế hoạch bảo dưỡng thiết bị.
4.2.1.1 Giới thiệu giải pháp:
Đây là một giải pháp dự đoán để đánh giá độ tin cậy. Độ tin cậy của hệ thống
được tính toán trước khi bảo dưỡng. Xem như cường độ sự cố của thiết bị sau khi bảo
dưỡng giảm so với trước khi bảo dưỡng tức là nguy cơ sự cố cũng s giảm. Để lập kế
hoạch bảo dưỡng thiết bị ta sử dụng phương pháp giảm nguy cơ sự cố.
4.2.1.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:
- Giải pháp này mang lại hiệu quả cao, khai thác tối đa khả năng thiết bị.
- Giảm chi phí cho công tác bảo dưỡng, thí nghiệm định kỳ thiết bị trên lưới.
15
Nhược điểm:
- Giải pháp này sử dụng số liệu trong quá khứ để dự đoán tương lai do đó phụ
thuộc rất lớn vào d liệu thống kê và thông tin chi tiết trong quá khứ về thiết bị.
4.2.2 Giải pháp lựa chọn phương thức kết lưới cơ bản
4.2.2.1 Giới thiệu giải pháp
Nh ng sự gián đoạn cung cấp điện là lý do của việc nghiên cứu, đánh giá độ tin
cậy của lưới điện. Nghiên cứu độ tin cậy của lưới điện nói chung và lưới phân phối
nói riêng phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố. Theo I
, một trong nh ng yếu tố ảnh
hưởng đến quá trình nghiên cứu độ tin cậy của lưới phân phối đó là:
4.2.2.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:
- Giải pháp này mang lại hiệu quả cao, khai thác được các phương thức vận hành
linh hoạt của lưới điện mà hầu như không mất chi phí đầu tư tiền vốn vào lưới điện.
- Với sự trợ gi p của các phần mềm tính toán phân tích lưới điện "mạnh" về tính
năng để tính toán, phân tích nên công việc tiến hành thuận lợi.
Nhược điểm:
- Phương thức vận hành lưới điện phụ thuộc vào phương thức vận hành ngày của
Trung tâm điều độ hệ thống điện Miền trung. Hơn n a, phụ tải trên lưới thường
xuyên thay đ i do đó khi áp dụng giải pháp này thì phải tiến hành liên tục và kéo dài
từ năm này sang năm khác.
- Mỗi lần thay đ i phương thức kết lưới cơ bản gây khó khăn cho công tác quản
lý, vận hành lưới điện.
- Trong tính toán xem độ tin cậy của nguồn là tuyệt đối.
4.2.3 Giải pháp đồng bộ hóa trên thiết bị:
4.2.3.1 Giới thiệu giải pháp
Việc đầu tư thiếu đồng bộ và đa dạng về chủng loại thiết bị trên lưới ảnh hưởng
rất lớn đến hiệu suất lưới điện. Thực chất của giải pháp này là việc hoán chuyển vị trí
các thiết bị đóng cắt trên lưới, nhằm đồng bộ hoá thiết bị theo từng xuất tuyến để
nâng cao khả năng phối hợp của các thiết bị đồng thời mở rộng khả năng đầu tư RTU
(thiết bị đầu cuối) phục vụ ứng dụng các giải pháp, công nghệ tự động hoá lưới điện.
4.2.3.2 Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:
- Nâng cao khả năng phối hợp các thiết bị phân đoạn trên cùng xuất tuyến đặc biệt
là các Recloser có cùng chủng loại.
- R t ngắn được thời gian sửa ch a sự cố nhờ giảm được tính đa dạng và phong
ph về chủng loại thiết bị trên tuyến.
- Thuận lợi trong công tác quản lý và vận hành.
Nhược điểm:
16
- Vốn đầu tư lớn.
- Để thực hiện giải pháp cần phải tính toán quy hoạch lại lưới điện.
- Thời gian thực hiện giải pháp dài
4.2.4 Giải pháp phân đoạn đường dây:
4.2.4.1. Giới thiệu giải pháp
Đây là giải pháp nâng cao độ tin cậy bằng cách phân chia lưới thành nh ng đoạn
nhỏ để khi sự cố thì việc cô lập được dễ dàng hơn, thời gian sự cố nhỏ hơn.
4.2.4.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:
- Khi phân đoạn đường dây thì các chỉ tiêu về độ tin cậy được cải thiện nhiều.
- Thuận lợi trong công tác quản lý vận hành.
Nhược điểm:
- Tuy nhiên, như đã trình bày ở trên thì không thể nâng cao độ tin cậy bằng mọi
giá mà cần phải có sự tính toán hợp lý. Việc phân đoạn đường dây bằng cách đầu tư
thiết bị phân đoạn đòi hỏi phải có vốn đầu tư rất lớn, do đó để có được lời giải tối ưu
thì việc đặt cơ cấu phân đoạn phải xác định theo phương pháp tính toán kinh tế - kỹ
thuật hết sức phức tạp.
4.2.5 Giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối
4.2.5.1. Giới thiệu giải pháp
Hệ thống tự động hoá lưới điện phân phối (D S) cung cấp chức năng điều khiển
và giám sát từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động (Sectionalizer), phối hợp gi a
các điểm phân đoạn trên lưới điện phân phối, nhờ đó cô lập được phân đoạn sự cố,
khôi phục việc cung ứng điện cho phần còn lại của hệ thống không bị sự cố.
4.2.5.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp ứng dụng hệ thống D S có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:
- R t ngắn được thời gian mất điện do đó giảm được thiệt hại về doanh thu do
ngừng cung cấp điện.
- Thuận lợi trong công tác quản lý và vận hành.
- Ứng dụng nh ng thành tựu khoa học công nghệ mới, khai thác triệt để tính năng
của thiết bị. Giảm được chi phí tiền lương do giảm được một số nhân lực phục vụ
công tác vận hành đường dây và trạm.
Nhược điểm:
- Phải đầu tư đồng bộ với chi phí đầu tư lớn. Cần có sự tính toán quy hoạch, thiết
kế ngay từ ban đầu cho một xuất tuyến hay một khu vực. Trong khi đó lưới điện phân
phối nói chung và lưới điện phân phối khu vực Điện lực Quảng Trạch nói riêng lại
phát triển chắp vá theo từng giai đoạn. Sự làm việc tin cậy của các thiết bị công nghệ
SPS, VS, FDR là vấn đề cần được tính toán và quan tâm vì nó ảnh hưởng lớn đến độ
tin cậy của lưới điện.
17
4.2.6 Giải pháp quản lý vận hành
- Tăng cường công tác kiểm tra định kỳ đường dây và trạm, nâng cao chất
lượng công tác thí nghiệm định kỳ thiết bị, t chức theo dõi lưu tr số liệu thí nghiệm
quá khứ để chẩn đoán tình trạng thiết bị.
4.3. ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH
Thời gian qua Điện lực Quảng Trạch chủ động thực hiện việc cắt điện kết hợp
với nhiều công tác trên lưới như: Sửa ch a lớn, sửa ch a thường xuyên, đầu tư xây
dựng,… sao cho tần suất và thời gian mất điện của khách hàng là thấp nhất.
4.3.1 Lắp đặt chống sét trên đường dây để nâng cao độ tin cậy:
Đường dây là phần tử dài nhất trong lưới điện nên thường bị sét đánh và chịu
tác dụng của quá điện áp khí quyển. Trong vận hành, sự cố cắt điện do sét chiếm tỷ
lệ lớn trong toàn bộ sự cố của hệ thống. Bởi vậy bảo vệ chống sét đường dây có tầm
quan trọng rất lớn trong việc đảm bảo vận hành an toàn và cung cấp điện liên tục.
4.3.2 Lắp đặt bổ sung các dao cách ly phân đoạn và FCO đầu nhánh rẽ:
- Xuất tuyến 471 Ba Đồn: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể lắp LBFCO tại các nhánh tại nhánh số (trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch24, Switch25); Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn
tin cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa
ch a.
Bảng 3.17: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 471 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT471 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
1.18
39
1.34
0.56
BQĐK
2.38
238.2
2.38
1.67
T ng cộng
3.56
277.2
3.72
2.23
- Xuất tuyến 473 Ba Đồn: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch55, Switch56, Switch57, Switch58, Switch59, Switch60). Thay thế DCL 142-4
Đông Dương bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (L3 Bệnh
Viện, L257 Quảng Thạch, L4 Quảng Tiến) như các máy cắt vì có thể đóng cắt khi có
tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và
FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.18: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 473 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT473 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
2.12
63
2.26
0.5
BQĐK
4.04
489.6
4.11
2.02
T ng cộng
6.16
552.6
6.37
2.52
18
- Xuất tuyến 475 Ba Đồn: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch52, Switch53, Switch54). Thay thế DCL 42-4 Quảng Thuận, 83-4 Ba Đồn 8,
83-4 Ba Đồn 12, 23-4 Khu Phố 5, 89-4 Chợ Xép, 126-4 Quảng Phong 5, 126-4
Quảng Phong 7, 168-4 Quảng Hải bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem
các LBS (L22 Phà Bắc, LD51 Nuôi Tôm, L53 Xóm Bến, L83 Sân Vận Động, L167
Quảng Hải) như các máy cắt vì có thể đóng cắt khi có tải. Giả thiết tất cả FCO của
các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly
máy biến áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.19: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 475 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT475 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
1.72
50.4
1.81
0.49
BQĐK
4.15
338.4
4.15
1.36
T ng cộng
5.87
388.8
5.96
1.85
- Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và
các đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch86, Switch88, Switch89). Thay thế DCL 11-4 Nhân Thọ, 96-4 Xuân Hòa 3,
79-4 Hưng Lộc, 3-4 Đông Tiến, 22-4 Chăn Nuôi, 1-4 Mũi Vích, 116-4 Quảng Long
bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (LD54 Quảng Xuân,
LD1 Quảng Tiến, LD6 Quảng Xuân, LD34 Huyện Ủy) như các máy cắt vì có thể
đóng cắt khi có tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin
cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.20: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn
XT477+478
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
3.17
91.2
3.17
0.48
BQĐK
7.11
679.8
7.11
1.59
T ng cộng
10.28
771
10.28
2.07
- Xuất tuyến 471 Văn Hóa: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch30, Switch31, Switch32). Thay thế DCL 200-4 Cồn S , 412-4 TC Quảng Lộc
bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (LD1 Tiên Xuân, LD1
Cộng Hòa, L143 Quảng Tân, L231 Quảng Văn) như các máy cắt vì có thể đóng cắt
khi có tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự
cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa ch a.
19
Bảng 3.21: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 471 Văn Hóa
SAIFI
SAIDI
CAIFI
XT471 VANHOA
(lần)
(phút)
(lần)
Sự cố
2.6
85.2
2.6
BQĐK
5.1
438
5.1
T ng cộng
7.7
523.2
7.7
CAIDI
(phút)
0.55
1.43
1.98
- Xuất tuyến 473 Văn Hóa: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch44, Switch45, Switch46, Switch47, Switch48). Thay thế DCL 198-4 Quảng
Thủy, 275-4 Quảng Hòa, 38-4 Quảng Sơn bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện
BQĐK xem các LBS (L145 Biểu Lệ, LD14 Quảng Sơn, L2 Quảng Minh, LD43
Đông Thành, L274 Vĩnh Ph ) như các máy cắt vì có thể đóng cắt khi có tải. Giả thiết
tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được
dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.22: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 473 Văn Hóa
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT473 VANHOA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
2.49
67.8
2.49
0.45
BQĐK
6.02
420.6
6.02
1.17
T ng cộng
8.51
488.4
8.51
1.62
- Xuất tuyến 476 Hòn La: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch12, Switch21, Switch40, Switch41, Switch42, Switch43). Thay thế DCL 1-4
Xử lý nước bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (L1 Vũng
Chùa) như các máy cắt vì có thể đóng cắt khi có tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm
biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến
áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.23: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 476 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT476 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
0.87
30.6
1.02
0.59
BQĐK
2.54
170.4
2.54
1.12
T ng cộng
3.41
201
3.56
1.71
- Xuất tuyến 478 Hòn La: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch60, Switch61, Switch62, Switch63, Switch64, Switch65, Switch66). Thay thế
20
DCL 56-4 Đông Hưng, 169-4 Quảng Ph , 55-4 Quảng Kim bằng LBFCO. Trong
công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (LD76 Quảng Hợp, L106 Quảng Hợp) như
các máy cắt vì có thể đóng cắt khi có tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp
tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi
cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.24: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 478 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT478 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
3.11
93
3.11
0.5
BQĐK
6.52
408
6.52
1.04
T ng cộng
9.63
501
9.63
1.54
Kết quả tính toán độ tin cậy các xuất tuyến sau khi đề xuất lắp các DCL
phân đoạn, FCO đầu nhánh rẽ, thay thế các DCL trục chính bằng LB FCO, xem
các LBS là MC khi tính toán ở chế độ BQĐK:
Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống sau khi áp dụng giải pháp:
Bảng 4.1: Các chỉ tiêu về độ tin cậy của các xuất tuyến sau khi áp dụng giải
pháp
Chỉ tiêu
471
BADON
473
BADON
475
BADON
477+478
BADON
471
VANHOA
473
VANHOA
472
HONLA
474
HONLA
476
HONLA
478
HONLA
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
Sự cố
BQĐK
SAIFI
(lần)
1.18
2.38
2.12
4.04
1.72
4.15
3.17
7.11
2.6
5.1
2.49
6.02
0.51
1.36
0.66
1.51
0.87
2.54
3.11
6.52
SAIDI
(phút)
39
238.2
63
489.6
50.4
338.4
91.2
679.8
85.2
438
67.8
420.6
22.2
193.2
25.8
237
30.6
170.4
93
408
CAIFI
(lần)
1.34
2.38
2.26
4.11
1.81
4.15
3.17
7.11
2.6
5.1
2.49
6.02
1
1.36
1
1.51
1.02
2.54
3.11
6.52
CAIDI
(phút)
0.56
1.67
0.5
2.02
0.49
1.36
0.48
1.59
0.55
1.43
0.45
1.17
0.73
2.37
0.65
2.62
0.59
1.12
0.5
1.04
21
Chỉ tiêu độ tin cậy từng xuất tuyến, so sánh hiện trạng và sau khi cải tạo:
Bảng 4.2: Bảng tổng hợp các chỉ tiêu về độ tin cậy của Điện lực Quảng
Trạch hiện trạng và sau khi thực hiện giải pháp
SAIFI
SAIDI
CAIFI CAIDI
Xuất tuyến
Chỉ tiêu
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
1.83
54
1.83
0.49
Hiện
trạng
BQĐK
2.98
519
3.21
2.88
471
BADON
1.18
39
1.34
0.56
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
2.38
238.2
2.38
1.67
Sự cố
2.83
79.2
2.83
0.47
Hiện
trạng
BQĐK
5.71
519
6.78
1.51
473
BADON
2.12
63
2.26
0.5
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
4.04
489.6
4.11
2.02
Sự cố
1.92
55.2
1.98
0.48
Hiện
trạng
BQĐK
4.93
343.8
5.15
1.22
475
BADON
1.72
50.4
1.81
0.49
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
4.15
338.4
4.15
1.36
Sự cố
3.47
98.4
3.47
0.47
Hiện
trạng
BQĐK
7.02
892.8
7.02
2.12
477+478
BADON
3.17
91.2
3.17
0.48
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
7.11
679.8
7.11
1.59
Sự cố
2.66
93
2.66
0.58
Hiện
trạng
BQĐK
5.09
466.8
5.09
1.53
471
2.6
85.2
2.6
0.55
Áp dụng Sự cố
VANHOA giải pháp BQĐK
5.1
438
5.1
1.43
Sự cố
2.73
71.4
2.73
0.44
Hiện
trạng
BQĐK
8.8
443.4
8.8
0.84
473
VANHOA Áp dụng Sự cố
2.49
67.8
2.49
0.45
giải pháp BQĐK
6.02
420.6
6.02
1.17
Sự cố
0.51
22.2
1
0.73
Hiện
trạng
BQĐK
1.36
193.2
1.36
2.37
472
0.51
22.2
1
0.73
Áp dụng Sự cố
HONLA
giải pháp BQĐK
1.36
193.2
1.36
2.37
Sự cố
0.66
25.8
1
0.65
Hiện
trạng
BQĐK
1.51
237
1.51
2.62
474
0.66
25.8
1
0.65
Áp dụng Sự cố
HONLA
giải pháp BQĐK
1.51
237
1.51
2.62
Hiện
Sự cố
1.28
39.6
1.28
0.52
22
476
HONLA
478
HONLA
Toàn Điện
lực Quảng
Trạch
trạng
BQĐK
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
Sự cố
Hiện
trạng
BQĐK
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
Sự cố
Hiện
trạng
BQĐK
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
Hiện
Sự cố +
trạng
BQĐK
Áp dụng Sự cố +
giải pháp BQĐK
3
0.87
2.54
3.7
7.36
3.11
6.52
2.79
6.12
2.43
3.96
421.8
30.6
170.4
111
574.8
93
408
81.26
574.64
71.93
472.84
3
1.02
2.54
3.7
7.36
3.11
6.52
2.80
6.35
2.48
5.28
2.34
0.59
1.12
0.5
1.3
0.5
1.04
0.49
1.64
0.50
1.52
8.90
655.90
9.15
2.13
6.39
544.77
7.76
2.02
Bảng 4.3: Bảng so sánh các chỉ tiêu về độ tin cậy của Điện lực Quảng Trạch
hiện trạng và sau khi thực hiện giải pháp
TT
Tên
1
Hiện trạng
2
Ứng dụng
giải pháp
3
Chênh
lệch
(- giảm)
Chế độ tính toán
Sự cố
BQĐK
Tổng cộng
Sự cố
BQĐK
Tổng cộng
Sự cố
BQĐK
Tổng cộng
SAIFI
(lần)
2.79
6.12
8.90
2.43
3.96
6.39
-0.36
-2.15
-2.51
SAIDI
(phút)
81.26
574.64
655.90
71.93
472.84
544.77
-9.33
-101.81
-111.13
CAIFI
(lần)
2.80
6.35
9.15
2.48
5.28
7.76
-0.32
-1.07
-1.39
CAIDI
(phút)
0.49
1.64
2.13
0.50
1.52
2.02
0.01
-0.11
-0.10
Nhận xét:
Để phấn đấu đạt được chỉ tiêu độ tin cậy do Công ty Điện lực Quảng Bình giao,
tác giả đề xuất áp dụng t ng hợp các giải pháp như đã đề xuất ở trên.
Sau khi áp dụng giải pháp, các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy như thời gian mất
điện trung bình của hệ thống S IDI, số lần mất điện trung bình của hệ thống S IFI,
số lần mất điện trung bình của khách hàng C IFI, thời gian mất điện trung bình của
23
khách hàng C IDI, lượng điện năng mất điện mđ đều giảm tức là độ tin cậy lưới
điện được cải thiện đáng kể so với hiện trạng trước khi thực hiện giải pháp.
Như vậy, các giải pháp đều nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách
hàng, đồng thời cũng đem lại hiệu quả kinh tế cho khách hàng và bản thân ngành điện
khi giảm được các chi phí thiệt hại do mất điện.
Kết luận
Trong chương này, tác giả đã ứng dụng phần mềm module DR của phần
mềm PSS/ D PT để phân tích đánh giá các chỉ tiêu độ tin cậy của các xuất tuyến
chính trên lưới điện phân phối 22 kV do Điện Lực Quảng Trạch quản lý vận hành
trên cơ sở số liệu thu thập hiện tại.
Do chỉ tiêu độ tin cậy thấp, nên từ phân tích các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin
cậy tác giả đã đề xuất một số giải pháp chính nhằm đạt được mục tiêu nâng cao độ tin
cậy do T ng Công ty Điện lực miền Trung đưa ra cho lưới điện Công ty Điện lực
Quảng Bình. Cũng bằng module DR của phần mềm PSS/ D PT tác giả đã phân
tích hiệu quả của các giải pháp đề xuất. Về cơ bản, giải pháp đã đáp ứng được yêu
cầu, nhưng để nâng cao chất lượng phục vụ khách hàng hơn n a, ngành điện còn phải
tiếp tục ứng dụng các giải pháp quản lý và công nghệ tốt hơn, nhất là ứng dụng công
nghệ tự động và giải pháp bảo quản định kỳ, có kế hoạch cắt điện và bảo dưỡng định
kỳ hợp lý hơn.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được khách hàng cũng như ngành điện quan
tâm, đặc biệt trong lĩnh vực phân phối điện năng, khi mà các Công ty Điện lực có
quan hệ trực tiếp với khách hàng trong việc mua bán điện. Nh ng thiệt hại do mất
điện không nh ng là của khách hàng mà còn tác động trực tiếp vào quá trình sản xuất
kinh doanh của các Công ty Điện lực. Do vậy, cần thiết phải nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện mà trước hết là độ tin cậy của lưới điện phân phối.
Trên cơ sở lý thuyết cơ bản về độ tin cậy cung cấp điện, các chỉ tiêu và các
phương pháp đánh giá độ tin cậy cung cấp điện. Đề tài đã tập trung tính toán, đánh
giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Quảng Trạch thông qua các chỉ tiêu
mà nhiều nước trên thế giới đang sử dụng, đây là nh ng chỉ tiêu liên quan đến khách
hàng, hướng tới khách hàng trong nền kinh tế thị trường.
Trên cơ sở đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Quảng Trạch đề
tài đã đưa ra được một số biện pháp nhằm nâng cao độ tin cậy. Các giải pháp như đã
trình bày phù hợp với điều kiện thực tế lưới điện, có thể áp dụng cho các dạng kết cấu
lưới phân phối.
Số liệu thống kê thực tế và các sự kiện đều mang tính ngẫu nhiên, nên kết quả
tính toán là nh ng số liệu bình quân. Tuy nhiên, nh ng số liệu bình quân này vẫn có
giá trị đối với thực tiễn trong việc đánh giá độ tin cậy của lưới điện hiện trạng và xác
