Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối trung áp thành phố Quảng Ngãi.PDF
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (1.01 MB, 26 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
NGUYỄN LÁNG
CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI TRUNG ÁP THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN
Mã số
: 60.52.02.02
TÓM TẮC LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Đà Nẵng- Năm 2018
Công trình được hoàn thành tại
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS Đinh Thành Việt
Phản biện 1: PGS.TS. Nguyễn Hữu Hiếu
Phản biện 2: TS. Lê Thị Tịnh Minh
Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt ngiệp thạc
sĩ Điện kỹ thuật họp tại trường Đại học Bách khoa ngày 30 tháng 06
năm 2018
Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách
khoa.
- Thư viện Khoa…………., Trường Đại học Bách khoa- ĐHĐN
1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Những năm gần đây nền kinh tế cả nước nói chung, tỉnh
Quảng Ngãi nói riêng ngày càng phát triển, nhu cầu sử dụng điện trong
dân ngày càng tăng nhanh, với yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện ngày
càng cao, ngoài các yêu cầu về điện áp, tần số còn có các yêu cầu về
tính liên tục và ổn định trong việc sử dụng điện.
Để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện, trong những năm gần đây,
lưới điện phân phối trên địa bàn thành phố Quảng Ngãi phát triển rất
nhanh và ngày càng mở rộng. Tuy nhiên hiện nay sơ đồ kết lưới còn
nhiều bất cập, các thiết bị đóng cắt và bảo vệ lắp đặt trên lưới chưa
đảm bảo chức năng. Trong quá trình quản lý vận hành cho thấy độ tin
cậy hiện nay còn thấp chưa đáp ứng được yêu cầu cung cấp điện ngày
càng cao của khách hàng trên địa bàn cũng như theo các quy định của
Chính Phủ. Mặc dù thời gian qua đã có nhiều đề tài nghiên cứu về các
giải pháp vận hành tối ưu cũng như giải pháp nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện, tuy nhiên, các đề tài này chủ yếu được xây dựng trên cơ sở lý
thuyết mà chưa được áp dụng tính toán thực tế cho lưới điện trung áp
đang vận hành nên tính ứng dụng chưa cao.
Vì vậy, việc nghiên cứu phương pháp tính toán, đánh giá độ
tin cậy cho lưới điện phân phối đang vận hành trên địa bàn thành phố
Quảng Ngãi dựa theo các số liệu thực tế vận hành là rất cần thiết, để từ
đó đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới
điện phân phối trên địa bàn thành phố Quảng Ngãi, đáp ứng yêu cầu
ngày càng cao của khách hàng và nâng cao hiệu quả kinh doanh cho
Công ty Điện lực Quảng Ngãi.
Từ những lý do trên, luận văn đã chọn đề tài "Các giải pháp
nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối trung áp thành phố Quảng
Ngãi ” để nghiên cứu và phân tích là rất cần thuyết.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Mục tiêu nghiên cứu của đề tài là:
2
- Tính toán đánh giá các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối
Quảng Ngãi theo tiêu chuẩn IEEE 1366 bằng chương trình tính toán
độ tin cậy DRA của phần mềm PSS/ADEPT trên cơ sở các số liệu
thống kê được từ thực tế vận hành.
- Phân tích những nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy của
lưới điện phân phối trung áp thành phố Quảng Ngãi.
- Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân
phối trung áp thành phố Quảng Ngãi.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu.
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là lưới điện phân phối trung
áp 22kV Điện lực thành phố Quảng Ngãi.
- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là đánh giá đề xuất các giải
pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối trung
áp thành phố Quảng Ngãi theo một số chỉ tiêu đạt được theo tiêu chuẩn
IEEE 1366.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu.
- Phương pháp thu thập, điều tra số liệu: Từ số liệu quản lý
vận hành của Điện lực thành phố Quảng Ngãi, điều tra, khảo sát thực
tế từ lưới điện phân phối 22kV trên địa bàn thành phố Quảng Ngãi do
Điện lực thành phố Quảng Ngãi quản lý.
- Phương pháp xử lý số liệu: Sử dụng chương trình tính toán
độ tin cậy DRA của phần mềm PSS/ADEPT để tính toán độ tin cậy
cho lưới điện trung áp thành phố Quảng Ngãi.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài.
Tính toán, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối, từ đó
đưa ra các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện,
đáp ứng nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao của xã hội, đi sâu phân
tích những nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện, từ đó
3
đưa ra những giải pháp cụ thể nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện
phân phối trung áp thành phố Quảng Ngãi.
6. Cấu trúc của luận văn.
Cấu trúc luận văn được chia làm 4 chương như sau:
Chương 1: Tổng quan về lưới điện trung áp thành phố Quảng
Ngãi và các vấn đề về độ tin cậy.
Chương 2: Các phương pháp và chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy
lưới điện phân phối.
Chương 3: Tính toán, đánh giá độ tin cậy lưới điện trung áp
thành phố Quảng Ngãi theo tiêu chuẩn IEEE 1366.
Chương 4. Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện
trung áp thành phố Quảng Ngãi.
4
Chƣơng 1
TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ
QUẢNG NGÃI VÀ CÁC VẤN ĐỀ VỀ ĐỘ TIN CẬY
1.1. Tổng quan về lƣới điện phân phối trung áp TP Quảng Ngãi.
1.1.1. Khái quát về lưới điện trên địa bàn tỉnh Quảng Ngãi.
1.1.2. Hiện trạng lưới điện trung áp trên địa bàn TP Quảng Ngãi.
1.1.2. 1. Nguồn cấp điện chính cho thành phố Quảng Ngãi.
a) Nguồn cấp điện 110kV.
b) Nguồn cấp điện 35kV.
c) Nguồn cấp điện 22kV.
1.1.2. 2. Phụ tải điện.
1.1.3. Tình hình quản lý vận hành LĐ trên địa bàn TP Quảng Ngãi.
1.1.3.1. Đặc điểm tự nhiên và xã hội.
1.1.3.2. Phương thức vận hành lưới điện hiện tại.
1.2. Các vấn đề về độ tin cậy cung cấp điện.
1.2.1. Thôn tin cấp điện. (Nguồn từ Công ty Điện lực Quảng Ngãi)
250
201
200
156
150
115
100
89
C_SC
86
C_KH
62
50
0
Năm 2015
Năm 2016
Năm 2017
Hình 1.3. Biểu đồ thể hiện số lần cắt điện qua các năm
5
25000
21457
20000
15000
16039
13908
Tg-SC
10000
5000
Tg-KH
2401
1843
936
0
Năm 2015
Năm 2016
Năm 2017
Hình 1.4. Biểu đồ thể hiện thời gian cắt điện qua các năm
1.2.2. Đánh giá và phân tích sự cố.
1.2.3. Các nguyên nhân gây ra sự cố trong thời gian qua.
1.2.4. Một số giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện hiện tại.
KẾT LUẬN CHƢƠNG 1
Trong chương đã trình bày tổng quan về lưới điện phân phối
trung áp 22kV trên địa bàn thành phố Quảng Ngãi, các đặc điểm về
cấu trúc lưới điện, tình hình quản lý vận hành, các chỉ tiêu và nguyên
nhân làm ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện điện trung áp trên địa
bàn thành phố Quảng Ngãi.
Vì khu vực lưới điện do Điện lực thành phố Quảng Ngãi quản
lý rộng lớn, qua nhiều địa bàn dân cư phức tạp, đường xá đi lại tương
đối khó khăn, cây cối trong hành lang tuyến còn nhiều, chưa phối hợp
bảo vệ giữa các thiết bị đóng cắt trên lưới điện, phân đoạn chưa có
chức năng chọn lọc, nhiều chủng loại là một trong các yếu tố làm ảnh
hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện trung áp thành phố
Quảng Ngãi trong những năm qua. Trong tương lai cần phải tính toán
và đề xuất các giải pháp vận hành tốt hơn.
6
Chƣơng 2
CÁC PHƢƠNG PHÁP VÀ CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY
LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP
2.1. Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện.
2.1.1. Khái niệm về độ tin cậy.
2.1.2. Độ tin cậy của hệ thống.
2.1.3. Độ tin cậy của phần tử.
2.2. Các phƣơng pháp đánh giá độ tin cậy.
2.2.1. Phương pháp đồ thị giải tích.
2.2.1.1. Độ tin cậy của các phần tử nối tiếp.
2.2.1.2. Độ tin cậy của các phần tử song song.
2.2.1.3. Độ tin cậy của các phần tử hổn hợp.
2.2.2. Phương pháp không gian trạng thái.
2.2.3. Phương pháp cây hỏng hóc.
2.2.4. Phương pháp mô phỏng Monte-Carlo.
2.3. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy theo tiêu chí IEEE1366.
2.3.1. Tần suất mất điện trung bình của hệ thống, SAIFI.
SAIFI: Cho biết thông tin về tần suất trung bình các lần mất
điện duy trì trên mỗi khách hàng của một vùng cho trước.
SAIFI =
Tổng số khách hàng mất điện
Tổng số khách hàng có điện
=
N
N
c
i
N
N
i
i
i
2.3.2. Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ
thống, SAIDI.
SAIDI =
Thời gian k.hàng bị mất điện
=
Tng số khách hàng có điện
N .d = u N
N
N
c
i
i
i
i
7
2.3.3. Tần suất mất điện trung bình của khách hàng, CAIFI.
Tổng số khách hàng bị mất điện
Nc = λiNi
=
Tổng số KH bị ảnh hưởng điện
N' N'
CAIFI =
c
c
2.3.4. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng, CAIDI.
CAIDI =
N
N
Tổng thời gian KH bị mất điện
=
Tổng số khách hàng mất điện
c
=
a
u N
λ iN
i
i
i
2.3.5. Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI
(ASUI).
Số giờ KH yêu cầu cấp điện có thể
ASAI =
Số giờ KH yêu cầu cấp điện
=
N .8760- u N
N .8760
i
i
i
i
Độ không sẵn sàng vận hành: ASUI= 1-ASAI.
2.3.6. Năng lượng không được cung cấp, ENS.
ENS =
L a (i )u i
2.3.7. Điện năng trung bình không được cung cấp, AENS.
ASAI =
Tổng năng lượng không được cấp
Tổng khách hàng được cấp điện
=
L u
N
a (i )
i
i
2.3.8. Chỉ số mất điện trung bình khách hàng, ACCI.
ACCI =
Tổng điện năng không được cung cấp
Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng
2.3.9. Tần suất trung bình mất điện thoáng qua của KH, MAIFI
MAIFI
Số khách hàng bị mất điện thoát qua
Tổng số khách hàng được cấp điện
N
N
T
i
N
N
T
i
i
8
2.4. Phân tích các yếu tố làm ảnh hƣởng đến độ tin cậy của lƣới
điện phân phối.
2.4.1. Yếu tố về độ tin cậy của mỗi phần tử trên lưới điện.
2.4.2. Yếu tố về cấu trúc của lưới điện vận hành.
2.4.3. Yếu tố về tổ chức của đơn vị quản lý vận hành.
2.4.4. Yếu tố về môi trường vận hành LĐ và phụ tải sử dụng điện.
2.4.5. Yếu tố về con người.
2.5. Các sơ đồ lƣới điện phân phối dùng để tính toán độ tin cậy.
2.5.1. Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn.
N
3
2
1
a
b
A
4
d
c
B
C
D
Hình 2.8: Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn
Giả sử suất sự cố bình quân trên các đoạn tuyến trục chính là
0 = 0,1 lần/km.năm, thời gian sửa chữa sự cố trung bình của các phần
tử là r = 2 giờ, chiều dài đường dây, số lượng khách hàng và tải bình
quân cho ở Bảng 2.1 và Bảng 2.2 dưới đây.
Phần tử
l (km)
(lần/năm)
t (giờ)
Bảng 2.1. Thông số liệu của hệ thống.
1
2
3
4
a
b c
2
1
2
2
1
2 2
0,2
0,1 0,2 0,2 0,1 0,2 0,2
2
2
2
2
2
2 2
d
1
0,1
2
Bảng 2.2. Số liệu về KH và tải trung bình ở các nút phụ tải.
Nút tải
Số lượng khách hàng
Tải trung bình (kW)
A
900
4000
B
700
3000
C
500
2000
D
300
1000
9
Bảng 2.3. Các chỉ tiêu ĐTC các nút tải của hệ thống hình 2.8
Nút tải A
Phần
tử
(l/n) t(g/l) T(g/n)
1
0,2
2
0,4
2
0,1
2
0,2
3
0,2
2
0,4
4
0,2
2
0,4
a
0,1
2
0,2
b
0,2
2
0,4
c
0,2
2
0,4
d
0,1
2
0,2
Cộng 1,3
16
2,6
Nút tải B
t T
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 2 0,4
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 2 0,4
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
1,3 16 2,6
Nút tải C
t T
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 2 0,4
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 2 0,4
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
1,3 16 2,6
Nút tải D
t T
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 2 0,4
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 2 0,4
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
1,3 16 2,6
- Khi đó các chỉ tiêu về ĐTC của hệ thống được tính:
SAIFI =
1,3.900 1,3.700 1,3.500 1,3.300
1,3 lần/KH.năm.
900 700 500 300
2, 6.900 2, 6.700 2, 6.500 2, 6.300
2, 6 giờ/KH.năm.
900 700 500 300
SAIDI
2, 0 giờ /lần mất điện.
CAIDI =
SAIFI
SAID=
ASAI =
2400.8760-(2,6.900+2,6.700+2,6.500+2,6.300)
= 0.9997031
2400.8760
ENS = 2,6.4000+2,6.3000+2,6.2000+2,6.1000 =26000,0 kWh/năm.
AENS =
ENS
10.83 kWh/khách hàng.năm.
N
2.5.2. Sơ đồ lưới điện hình tia có phân đoạn.
a) Nhánh có bảo vệ bằng cầu chì.
3
1
2
N
4
a
b
c
d
Hình 2.9. Sơ đồ lưới điện hình tia NR bảo vệ bằng cầu chì
C
D
A
B
10
Khi ngắn mạch xảy ra trên các nhánh rẽ thì cầu chì sẽ tác
động, nhánh rẽ bị sự cố được tách ra, không làm ảnh hưởng đến các
phụ tải khác. Kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy của các nút tải của hệ
thống thể hiện trong Bảng 24.
Bảng 2.4. Các chỉ tiêu ĐTC nút tải của hệ thống hình 2.9
Bảng 2.3 và 2.4 ta so sánh 2 sơ đồ LĐ phân tích trên nhƣ sau
Phần
tử
Nút tải A
Nút tải B
(l/n) t(g/l) T(g/n)
t
Nút tải C
T
t
T
Nút tải D
t
T
1
0,2
2
0,4
0,2 2
0,4
0,2
2
0,4 0,2
2
0,4
2
0,1
2
0,2
0,1 2
0,2
0,1
2
0,2 0,1
2
0,2
3
0,2
2
0,4
0,2 2
0,4
0,2
2
0,4 0,2
2
0,4
4
0,2
2
0,4
0,2 2
0,4
0,2
2
0,4 0,2
2
0,4
a
0,1
2
0,2
0,2 2
0,4
c
0,2
2
0,4
d
0,1 2 0,2
0,9 10 1,8 0,8 10 1,6
b
Cộng 0,8
Nút phụ tải
A
10
1,6
0,9 10 1,8
Sơ đồ hình 2.8
T (giờ)
(lần/năm)
1,3
2,6
Sơ đồ hình 2.9
T (giờ)
(lần/năm)
0,8
1,6
B
1,3
2,6
0,9
1,8
C
D
1,3
1.3
2,6
2,6
0,9
0,8
1,8
1,6
Các chỉ tiêu về ĐTC của hệ thống hình 2.9 được tính như sau:
0,8.900+0,9.700+0,9.500+0,8.300
=0,85 lần /KH.năm.
SAIFI =
900+700+500+300
11
1, 6.900 1,8.700 1,8.500 1, 6.300
1, 7 giờ /KH.năm.
900 700 500 300
SAIDI
2, 0 giờ /lần mất điện.
CAIDI =
SAIFI
SAIDI =
2400.8760-(1,6.900+1,8.700+1,8.500+1,6.300)
= 0.9998059
2400.8760
ENS = 1,6.4000+1,8.3000+1,8.2000+1,6.1000 = 17000,0 kWh/năm.
ASAI =
AENS =
ENS
7.08 kWh/khách hàng.năm.
N
b) Lưới điện hình tia, trục chính phân đoạn bằng các dao cách
ly và nhánh rẽ bảo vệ bằng cầu chì.
N
2
3
4
1
a
c
b
d
A
C
D
B
Hình 2.10: Sơ đồ LĐ hình tia PĐ bằng DCL, NR bằng FCO
Giả sử tổng số thời gian thao tác dao cách ly và máy cắt để
cách ly đoạn sự cố là 0,4 giờ. Kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy của các
nút tải hệ thống được thể hiện trong Bảng 2.5.
Bảng 2.5. Các chỉ tiêu ĐTC các nút tải của hệ thống hình 2.10
Phần
Nút tải A
tử (l/n) t(g/l) T(g/n)
1
2
3
4
a
b
c
d
Cộng
0,2
0,1
0,2
0,2
0,1
2
0,4
0,4
0,4
2
0,4
0,04
0,08
0,08
0,2
Nút tải B
t T
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 0,4 0,08
0,2 0,4 0,08
0,2
0,8
5,2
0,8
2
Nút tải C
t T
0,2 2
0,1 2
0,2 2
0,2 0,4
0,4
0,2
0,4
0,08
0,2
0,4
Nút tải D
t T
0,2
0,1
0,2
0,2
2
2
2
2
0,4
0,2
0,4
0,4
0,4
2
0,1 2 0,2
0,9 6,8 1,16 0,9 8,4 1,48 0,8 10 1,6
12
Các chỉ tiêu về ĐTC của hệ thống có sơ đồ Hình 2.10 như sau:
0,8.900+0,9.700+0,9.500+0,8.300
=0,85 lần /KH.năm.
SAIFI=
900+700+500+300
0,8.900+1,16.700+1,48.500+1,6.300
SAIDI=
900+700+500+300
CAIDI =
=1,14 giờ /KH.năm.
SAIDI
0,92 giờ /lần mất điện.
SAIFI
2400.8760-(0,8.900+1,16.700+1,48.500+1,6.300)
=0,999869
2400.8760
ENS = 0,8.4000+1,16.3000+1,48.2000+1,6.1000=11240 kWh/năm.
ASAI =
AENS =
ENS
4, 68 kWh/khách hàng.năm.
N
2.5.3. Lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt.
2
3
1
N
4
a
b
c
d
A
B
C
D
Hình 2.11. Sơ đồ lưới điện hình tia PĐ bằng máy cắt, NR FCO
Bảng 2.6. Các chỉ tiêu ĐTC các nút tải của hệ thống hình 2.11
Phần
Nút tải A
tử (l/n) t(g/l) T(g/n
)
1
0,2
2
0,4
2
0,1 0,1 0,01
3
0,2 0,1 0,02
4
0,2 0,1 0,02
a
0,1
2
0,2
b
c
d
Cộng 0,8 4,3 0,65
Nút tải B
t T
0,2 2 0,4
0,1 2 0,2
0,2 0,1 0,02
0,2 0,1 0,02
0,2
2
Nút tải C
t T
0,2 2
0,1 2
0,2 2
0,2 0,1
0,4
0,2
0,4
0,02
0,2
0,4
Nút tải D
t T
0,2
0,1
0,2
0,2
2
2
2
2
0,4
0,2
0,4
0,4
0,4
2
0,1 2 0,2
0,9 6,2 1,04 0,9 8,1 1,42 0,8 10 1,6
13
Với những điểm đặt dao cách ly như trên Hình 2.10, giả sử
thời gian thao tác đóng cắt của máy cắt để cách ly đoạn sự cố là 0,1 giờ
thì các chỉ tiêu độ tin cậy của các nút tải được tính như trên Bảng 2.6.
Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống có sơ đồ Hình 2.11 như sau:
0,8.900+0,9.700+0,9.500+0,8.300
=0,85 lần /KH.năm.
SAIFI =
900+700+500+300
SAIDI=
0,65.900+1,04.700+1,42.500+1,6.300
900+700+500+300
SAIDI
1, 23 giờ /lần mất điện.
SAIFI
CAIDI =
ASAI=
=1,04 giờ /KH.năm.
2400.8760-(0,65.900+1,04.700+1,42.500+1,6.300)
2400.8760
=0,999880
ENS = 0,65.4000+1,04.3000+1,42.2000+1,6.1000=10160 kWh/năm.
ENS
4, 23 kWh/khách hàng.năm.
N
AENS =
2.5.4. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở.
Xét hệ thống lưới điện như Hình 2.12 (tương tự trường hợp
Hình 2.10) nhưng đặt đoạn 4 nối với một hệ thống phân phối H2 khác
qua điểm thường mở (5). Trong trường hợp cần thiết nhánh 4 có thể
được nối qua
1
a
2
3
b
4
c
B
A
C
Hình 2.12. Sơ đồ lưới điện mạch kín vận hành hở
d
D
Cũng với các giả thiết như trên, giả sử thời gian thao tác đóng
cắt của Dao cách ly là 0,5 giờ thì các chỉ tiêu độ tin cậy của các nút tải
được tính và thể hiện trong như Bảng 2.7 như sau.
14
Bảng 2.7. Các chỉ tiêu ĐTC tại các nút tải hệ thống Hình 2.12
Phần
Nút tải A
tử (l/n) t(g/l) T(g/n)
Nút tải B
t T
Nút tải C
t T
Nút tải D
t T
1
0,2
2
0,4
0,2 0,4 0,08 0,2 0,4 0,08 0,2 0,4 0,08
2
0,1
0,4
0,04
0,1
3
0,2
0,4
0,08
0,2 0,4 0,08 0,2
4
0,2
0,4
0,08
0,2 0,4 0,08 0,2 0,4 0,08 0,2
a
0,1
2
0,2
b
0,2
2
2
c
0,2 0,1 0,4 0,04 0,1 0,4 0,04
Cộng 0,8
5,2
0,8
0,4 0,2 0,4 0,08
2
0,4
0,4
0,2
d
2
2
0,4
0,1 2 0,2
0,9 5,2 0,84 0,9 5,2 1,0 0,8 10 1,6
Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống có sơ đồ Hình 2.12.
0,8.900+0,9.700+0,9.500+0,8.300
=0,85 lần /KH.năm.
SAIFI =
900+700+500+300
SAIDI =
0,8.900+0,84.700+1,0.500+1,6.300
900+700+500+300
CAIDI =
=0,95 giờ/KH.năm.
SAIDI
1,12 giờ /lần mất điện.
SAIFI
2400.8760-(0,8.900+0,84.700+1,0.500+1,6.300)
=0,999891
2400.8760
ENS = 0,8.4000+0,84.3000+1,0.2000+1,6.1000=9320 kWh/năm.
ASAI =
AENS =
ENS
3,88 kWh/khách hàng.năm.
N
Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy từ Sơ đồ H2.8-H2.12
15
1.4
SAIFI
1.3
1.2
1
0.85
0.85
0.85
0.85
0.8
0.6
SAIFI
0.4
0.2
0
H2.8
H2.9
H2.10
H2.11
H2.12
Hình 2.13. Biểu đồ so sánh SAIFI
SAIDI
3
2.6
2.5
2
1.7
1.5
1.14
SAIDI
1.03
0.95
H2.11
H2.12
1
0.5
0
H2.8
H2.9
H2.10
Hình 2.14. Biểu đồ so sánh SAIDI
16
ASAI
0.99995
0.999891
0.99988
0.999869
0.9999
0.99985
0.999805
0.9998
ASAI
0.99975 0.999703
0.9997
0.99965
0.9996
H2.8 H2.9 H2.10 H2.11 H2.12
Hình 2.15. Biểu đồ so sánh ASAI
KẾT LUẬN CHƢƠNG 2
Trong chương 2 luận văn đã định nghĩa khái quát về độ tin
cậy, trình bày một số phương pháp áp dụng tính toán đánh giá độ tin
cậy như Phương pháp đồ thị giải tích, phương pháp không gian trạng
thái, phương pháp cây hỏng hóc, phương pháp mô phỏng Monte –
Carlo và cũng đã trình bày một số các chỉ số độ tin cậy của lưới điện
phân phối như SAIFI, SAIDI, CAIDI, CAIFI, ASAI, ENS, AENS,
ACCI, MAIFI..vv..,và cách tính toán các chỉ số này. Qua kết quả phân
tích từ các sơ đồ giả định trong hệ thống điện từ hình 2.8 đến hình 2.12
ở trên chúng ta thấy rằng, lưới điện được phân đoạn sẽ có các chỉ tiêu
về độ tin cậy tốt hơn không phân đoạn, phân đoạn bằng máy cắt tốt
hơn dao cách ly, hệ thống mạch vòng có nhiều nguồn sẽ tốt hơn một
nguồn và có thời gian mất điện ít nhất.
Việc quản lý lưới điện sao cho các chỉ số SAIFI, SAIDI,
CAIDI, CAIFI, ASAI, ENS, AENS, ACCI, MAIFI có giá trị thấp hơn
các mức quy định là rất cần thiết.
17
Chƣơng 3
PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN TRUNG
ÁP THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI THEO IEEE 1366
3.1. Giới thiệu chung về phần mềm PSS/ADEPT.
3.2. Thu thập số liệu tính toán.
3.3. Áp dụng TT ĐTC LĐ TA TP Quảng Ngãi theo IEEE1366.
3.3.2. Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy.
Bảng 3.4. Bảng kết quả tính toán các chỉ số ĐTC các XT22kV
Tên xuất tuyến
XT471/E16.1
XT473/E16.1
XT475/E16.1
XT479/E16.1
XT471/E16.5
XT473/E16.5
XT477/E16.5
Chỉ tiêu
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
Sự cố
1,69
7,74
1,76
4,58
Kế hoạch
13,14
59,55
13,14
4,53
Sự cố
1,80
4,76
1,80
2,84
Kế hoạch
14,48
36,52
14,48
2,72
Sự cố
1,88
7,28
2,00
3,86
Kế hoạch
15,00
56,86
15,00
3,79
Sự cố
5,67
3.528,14
5,85
622,07
Kế hoạch
19,16
3.579,95
19,16
186,85
Sự cố
1,81
7,12
2,04
3,93
Kế hoạch
13,20
51,44
13,20
3,90
Sự cố
1,23
4,78
1,23
3,89
Kế hoạch
10,56
42,83
10,56
4,06
Sự cố
1,62
7,90
1,62
4,89
Kế hoạch
13,30
64,93
13,30
4,88
3.4. Phân tích, đánh giá ĐTC LĐ phân phối TP Quảng Ngãi.
3.4.1. Phân tích về chỉ số độ tin cậy lưới điện.
3.4.2. Đánh giá thiệt hại do mất điện.
Bảng 3.5. Bảng Kết quả tính toán thiệt hại do mất điện.
18
Tên xuất tuyến
Chỉ tiêu
XT 471/E16.1
Sự cố
Kế hoạch
Sự cố
Kế hoạch
Sự cố
Kế hoạch
Sự cố
Kế hoạch
Sự cố
Kế hoạch
Sự cố
Kế hoạch
Sự cố
Kế hoạch
XT 473/E16.1
XT 475/E16.1
XT 479/E16.1
XT 471/E16.5
XT 473/E16.5
XT 477/E16.5
Điện năng
Thiệt hại (đồng)
mất(kWh)
980,40
1.862.760,00
7.543,00
14.331.700,00
491,87
934.546,67
3.773,73
7.170.093,33
1.140,53
2.167.013,33
8.908,07
16.925.326,67
517.460,53 983.175.013,33
525.059,33 997.612.733,33
545,87
1.037.146,67
3.943,73
7.493.093,33
597,50
1.135.250,00
5.353,75
10.172.125,00
928,25
1.763.675,00
7.629,28
14.495.622,50
KẾT LUẬN CHƢƠNG 3
Trong chương 3 luận văn đã ứng dụng phần mềm
PSS/ADEPT để phân tích và tính toán lại các chỉ số độ tin cậy SAIDI,
SAIFI, CAIFI, CAIDI cho lưới điện phân phối trung áp thành phố
Quảng Ngãi hiện trạng theo tiêu chí IEEE 1366.
Từ kết quả tính toán, luận văn cũng tính ra được tổng giá trị
thiệt hại do mất điện gây ra cho Điện lực thành phố Quảng Ngãi hàng
năm là 2.123.505.154,17 (đồng). Trong đó, thiệt hại do mất điện sự cố
là 992.075.405,00 (đồng) và thiệt hại do cắt điện công tác trên lưới
điện là 1.068.200.694,17 (đồng). Việc giảm các thiệt hại do mất điện
luôn là mối quan tâm hàng đầu của các ban ngành và lãnh đạo của
Công ty Điện lực Điện lực Quảng Ngãi hiện nay.
Vì vậy, trong chương 4 sẽ luận văn sẽ tập trung đề xuất các
giải pháp để giải quyết vấn đề này.
19
Chƣơng 4
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
4.1. Các giải pháp KT trong giai đoạn đầu tƣ và tổ chức vận hành.
4.1.1. Nhóm giải pháp đầu tư.
4.1.1.1. Sử dụng các vật tư thiết bị điện có độ tin cậy cao.
4.1.1.2. Sử dụng các thiết bị tự động hóa cao và điều khiển được từ xa.
4.1.1.2. Sử dụng Thiết bị báo hiệu sự cố FCI (Fault Ciruit Indicators).
4.1.1.3. Xây dựng các mạch vòng liên lạc giữa hai nguồn.
4.1.2. Nhóm giải pháp vận hành.
4.1.2.1. Thiết kế sử dụng linh hoạt các sơ đồ đi dây, kết dây.
4.1.2.2. Tổ chức sửa chữa nóng và xử lý nhanh sự cố.
4.1.2.3. Kế hoạch BTBD và đăng ký công tác trên lưới điện.
4.2. Đề xuất các giải pháp cụ thể nâng cao ĐTC cho lƣới điện
trung áp thành phố Quảng Ngãi.
4.2.1. Đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC cho XT 471/E16.1.
4.2.1.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng.
4.2.1.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện.
4.2.1.3. Đề xuất giải pháp xử lý để nâng cao độ tin cậy.
4.2.1.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất.
a) Đánh giá về phương diện quản lý vận hành.
b) Đánh giá về phương diện chỉ số độ tin cậy.
4.2.2. Đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC cho XT 473/E16.1.
4.2.2.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng.
4.2.2.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện.
4.2.2.3. Đề xuất giải pháp xử lý để nâng cao độ tin cậy.
4.2.2.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất.
a) Đánh giá về phương diện quản lý vận hành.
20
b) Đánh giá về chỉ số độ tin cậy.
c) Đánh giá về thiệt hại do ngừng cung cấp điện.
4.2.3. Đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC cho XT 475/E16.1.
4.2.3.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng.
4.2.3.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện.
4.2.3.3. Đề xuất giải pháp xử lý để nâng cao độ tin cậy:
4.2.3.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất.
a) Đánh giá về phương diện quản lý vận hành.
b) Đánh gái về phương diện chỉ số độ tin cậy.
c) Đánh giá về phương diện thiệt hại do ngừng cung cấp điện.
4.2.4. Đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC cho XT 479/E16.1.
4.2.4.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng.
4.2.4.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện.
4.2.4.3. Đề xuất giải pháp xử lý để nâng cao độ tin cậy.
4.2.4.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất.
a) Đánh giá về phương diện quản lý vận hành.
b) Đánh gái về chỉ số độ tin cậy.
c) Đánh giá về thiệt hại do ngừng cung cấp điện.
4.2.5. Đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC cho XT 471/E16.5.
4.2.5.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng.
4.2.5.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện.
4.2.5.3. Đề xuất giải pháp xử lý để nâng cao độ tin cậy.
4.2.5.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất.
a) Đánh giá về phương diện quản lý vận hành.
b) Đánh gái về chỉ số độ tin cậy.
c) Đánh giá về thiệt hại do ngừng cung cấp điện.
4.2.6. Đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC cho XT 473/E16.5.
4.2.6.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng.
21
4.2.6.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện.
4.2.6.3. Đề xuất giải pháp xử lý để nâng cao độ tin cậy:
4.2.6.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất.
a) Đánh giá về phương diện quản lý vận hành.
b) Đánh gái về phương diện chỉ số độ tin cậy.
c) Đánh giá về phương diện thiệt hại do ngừng cung cấp điện.
4.2.7. Đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC cho XT 477/E16.5.
4.2.7.1. Phân tích chế độ vận hành hiện trạng.
4.2.7.2. Phân tích hạn chế của sơ đồ cấp điện.
4.2.7.3. Đề xuất giải pháp xử lý để nâng cao độ tin cậy.
4.2.7.4. Đánh giá hiệu quả về giải pháp đề xuất.
a) Đánh giá về phương diện quản lý vận hành.
c) Đánh gái về phương diện chỉ số độ tin cậy.
c) Đánh giá về phương diện thiệt hại do ngừng cung cấp điện.
4.3. Phân tích hiệu quả kinh tế giải pháp đầu tư.
4.3.1. Các chỉ tiêu độ tin cậy trước và sau khi đề xuất giải pháp.
SAIFI
Xuất tuyến Chỉ tiêu
SAIDI
CAIFI
CAIDI
(
Trước
14,83
67,29
14,90
9,11
XT 471/E16.1
Sau
12,28
44,20
12,37
7,28
Trước
16,28
41,28
16,28
5,56
XT 473/E16.1
Sau
16,02
40,72
16,02
5,18
Trước
16,88
64,14
17,00
7,65
XT 475/E16.1
Sau
15,20
44,13
15,30
5,87
Trước
24,83
7.108,09
25,01
808,92
XT 479/E16.1
Sau
21,00
5.086,23
21,16
701,42
Trước
15,01
58,56
15,24
7,83
XT 471/E16.5
Sau
12,04
42,59
12,21
7,11
Trước
11,79
47,61
11,79
7,95
XT 473/E16.5
Sau
8,76
31,19
9,01
6,92
Trước
14,92
72,83
14,92
9,77
XT 477/E16.5
Sau
10,76
34,26
10,86
6,40
22
4.3.2. Kết quả tính toán thiệt hại.
XT
XT 471/E16.1
XT 473/E16.1
XT 475/E16.1
XT 479/E16.1
XT 471/E16.5
XT 473/E16.5
XT 477/E16.5
Chỉ tiêu
Trước
Sau
Trước
Sau
Trước
Sau
Trước
Sau
Trước
Sau
Trước
Sau
Trước
Sau
Điện năng mất
(kWh)
8.523,40
5.598,67
4.265,60
4.207,73
10.048,60
6.913,70
1.042.519
745.980
4.489,60
3.265,23
5.951,25
3.898,75
8.557,53
4.025,55
Thiệt hại (đồng)
16.194.460,00
10.637.466,67
8.104.640,00
7.994.693,33
19.092.340,00
13.136.030,00
1.980.787.746
1.417.362.760
8.530.240,00
6.203.943,33
11.307.375,00
7.407.625,00
16.259.297,50
7.648.545,00
4.3.3. Phân tích về hiệu quả kinh tế.
a) Tổng hợp thiệt hại do mất điện.
Khu vực
Chỉ tiêu
Trước
Điện lực TPQN
Điện năng mất
Thiệt hại (VNĐ)
(kWh)
1.117.634,29 2.123.505.154,17
Sau
797.774,12
1.515.770.821,67
Làm lợi
319.860,18
607.734.332,50
KẾT LUẬN CHƢƠNG 4
Trong Chương 4 đề tài đã đưa ra các giải pháp cụ thể để nâng
cao độ tin cậy, như sử dụng các thiết bị có độ tin cậy cao, tự động hóa
và sử dụng các thiết bị điều khiển từ xa các thiết bị trên lưới điện, xây
dựng các mạch vòng liên lạc giữa các nguồn, thiết kế các sơ đồ kết
23
lưới linh hoạt, tổ chức sửa chữa nóng và xử lý nhanh sự cố, lập kế
hoạch bảo trì bảo dưỡng và công tác trên lưới điện theo tuần, theo
tháng. Ngoài ra, đề tài đã đề xuất các giải pháp pháp cụ thể cho từng
xuất tuyến XT471/E16.1, XT473/E16.1, XT475/E16.1, XT479/E16.1
TBA
110kV
Quảng
Ngãi
và
XT471/E16.5,
XT473/E16.5,
XT477/E16.5 sau TBA 110kV Quảng Phú, qua đó có đánh giá hiệu
quả về giải pháp thực hiện. Phân tích hiệu quả kinh tế về giải pháp đầu
tư, tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy, thiệt hại do mất điện trước và sau
khi thực hiện giải pháp. Sau thực hiện phương án các chiểu tiêu điều
giảm, việc giảm này đã làm lợi hơn 607.000.000,00 đồng/ năm cho
Công ty Điện lực Quảng Ngãi.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Kết luận: Độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được ngành
điện quan tâm. Việc đánh giá độ tin cậy của lưới điện có ý nghĩa cho
việc hoạch định chính sách, đưa ra kế hoạch sửa chữa, cải tạo lưới điện
để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, nâng cao chất lượng phục vụ
khách hàng. Đề tài đã đi sâu vào phân tích những nguyên nhân ảnh
hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân phối trên cơ sở số liệu thực tế
vận hành lưới điện phối thành phố Quảng Ngãi, và đã sử dụng chương
trình tính toán độ tin cậy DRA của phần mềm PSS/Adept để tính toán
một số chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366, kết quả tính toán
được để đánh giá độ tin cậy cho lưới điện phân phối trung áp thành
phố Quảng Ngãi, trên cơ sở đó đề tài đã đưa ra được một số giải pháp
nhằm nâng cao độ tin cậy. Kết quả nghiên cứu của Đề tài đã đạt được
một số nội dung rất thiết thực, như đã Tổng quan được về kết cấu lưới
điện đang vận hành, trình bày cách tính các chỉ số SAIFI, SAIDI,
