Tính toán và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực hương trà thuộc công ty điện lực thừa thiên huế
Bạn đang xem bản rút gọn của tài liệu. Xem và tải ngay bản đầy đủ của tài liệu tại đây (6.07 MB, 108 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRẦN VĂN TIẾNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
---------------------------------------
TRẦN VĂN TIẾNG
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN
C
C
R
L
T.
TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC HƯƠNG TRÀ
DU
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
Đà Nẵng - Năm 2019
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN
Đà Nẵng – Năm 2019
2b/105tr
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
---------------------------------------
TRẦN VĂN TIẾNG
TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
C
C
TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC HƯƠNG TRÀ
R
L
T.
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
DU
Chuyên ngành:
Kỹ thuật Điện
Mã số:
8520201
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN
NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. TRỊNH TRUNG HIẾU
Đà Nẵng – Năm 2019
CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các kết quả trong luận văn là trung thực và chưa được công bố trong bất kỳ cơng
trình nào.
Tác giả luận văn
TRẦN VĂN TIẾNG
C
C
DU
R
L
T.
LỜI CẢM ƠN
Tơi xin bảy tỏ lịng kính trọng và lời cảm ơn sâu sắc đến TS.Trịnh Trung Hiếu
người hướng dẫn khoa học đã thường xuyên hướng dẫn, tận tình giúp đỡ tơi trong suốt
q trình thực hiện luận văn.
Xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, các Thầy, Cô giáo Trường Đại học Bách
khoa Đà Nẵng đã giảng dạy, giúp đỡ tơi trong q trình học tập và nghiên cứu.
Tôi xin trân trọng cảm ơn tất cả.
Tác giả luận văn
D
T
U
R
L
.
C
C
TRẦN VĂN TIẾNG
MỤC LỤC
MỞ ĐẦU ...........................................................................................................................1
I. Lý do chọn đề tài: ...........................................................................................................1
II. Mục tiêu nghiên cứu: ....................................................................................................4
III. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: ..............................................................................4
IV. Phương pháp nghiên cứu: ............................................................................................4
V. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài:.....................................................................4
VI. Dàn ý nội dung chính ..................................................................................................5
Chƣơng 1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN
LỰC HƢƠNG TRÀ.........................................................................................................6
1.1. Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà ............................................6
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên xã hội: .......................................................................................6
1.1.2. Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà: ........................................6
1.2. Thực trạng về các chỉ tiêu ĐTC của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà .........8
1.2.1. Tổng hợp sự cố và độ tin cậy thực tế trong từ năm 2014 đến năm 2018 của lưới
điện phân phối Điện lực Hương Trà ..................................................................................8
1.2.2. Thiệt hại kinh tế do ảnh hưởng của độ tin cậy hiện trạng: ....................................10
1.2.3. Đánh giá về độ tin cậy hiện trạng của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà: 11
1.2.4. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện:.............................................11
1.3. Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy: ...................................................13
1.3.1. Đối với đường dây trung áp: .................................................................................13
1.3.2. Đối với các TBA phụ tải: ......................................................................................14
1.3.3. Đối với các thiết bị đóng cắt (TBĐC), cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp: ..................15
1.3.4. Đối với ĐDHA: .....................................................................................................15
KẾT LUẬN CHƢƠNG 1 ..............................................................................................15
Chƣơng 2 MỘT SỐ CÁCH TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN ................................................................................................................. 16
2.1. Khái niệm về độ tin cậy 1: .....................................................................................16
2.1.1. Độ tin cậy của các phần tử: ...................................................................................17
2.1.1.1. Phần tử không phục hồi: .....................................................................................17
2.1.1.2. Phần tử phục hồi .................................................................................................20
2.1.1.3. Độ tin cậy của phần tử phục hồi trong một số trường hợp: ................................22
2.1.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE
1366 3: .........................................................................................................................24
2.2. Các phương pháp đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối 3:.........................27
2.2.1. Phương pháp cấu trúc nối tiếp - song song: ..........................................................28
2.2.2. Phương pháp không gian trạng thái:......................................................................30
C
C
DU
R
L
T.
2.23. Phương pháp cây hỏng hóc ....................................................................................30
2.2.4. Phương pháp Monte - Carlo ..................................................................................31
2.3. Xây dựng bài tốn tính tốn độ tin cậy trên lưới điện phân phối: ............................31
KẾT LUẬN CHƢƠNG 2 ..............................................................................................32
Chƣơng 3 TÍNH TỐN, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC HƢƠNG TRÀ HIỆN TRẠNG......................................................33
3.1. Tính tốn độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà hiện trạng: .......33
3.1.1. Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện: ..........................................................33
3.1.2. Tính tốn xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố bằng excel: .............37
3.1.3. Tính tốn độ tin cậy sự cố trên các xuất tuyến của lưới điện phân phối Điện lực
Hương Trà hiện trạng: .....................................................................................................38
3.1.3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEP: ......................................................................38
3.1.3.1.1. Module (DRA) độ tin cậy trong chương trình PSS/ADEPT: ..........................40
3.1.3.2. Phương pháp tính tốn độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT: .....................44
3.1.3.3. Tính tốn độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà hiện trạng: 45
Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 472/E7 hiện trạng ....................46
Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 473 PĐ hiện trạng ..........................48
3.2. Đánh giá chung độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà hiện
trạng: ................................................................................................................................49
KẾT LUẬN CHƢƠNG 3 ..............................................................................................50
Chƣơng 4 CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC HƢƠNG TRÀ ................................................................................51
4.1. Các nguyên tắc đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy: ............................................51
4.2. Một số giải pháp thực tế áp dụng nâng cao ĐTC CCĐ: ...........................................51
4.3. Áp dụng giải pháp cho lưới điện Điện lực Hương Trà: ...........................................56
4.3.1. Khối lượng đầu tư xây dựng để thực hiện giải pháp: ............................................61
4.3.2. Tính tốn hiệu quả về ĐTC của giải pháp: ............................................................61
4.3.2.1. Tính tốn độ tin cậy sự cố sau áp dụng giải pháp: .............................................61
Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 472 E7 .....................................62
sau áp dụng các giải pháp ................................................................................................62
4.3.2.2. Đánh giá hiệu quả độ tin cậy của các giải pháp: ...............................................64
KẾT LUẬN CHƢƠNG 4 ..............................................................................................68
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................................................68
1. Kết luận: ......................................................................................................................68
2. Kiến nghị: ....................................................................................................................69
TÀI LIỆU THAM KHẢO.............................................................................................70
PHỤ LỤC .......................................................................................................................71
C
C
DU
R
L
T.
DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 2.1: Hàm phân bố Q(t) ........................................................................................... 18
Hình 2.2: Hàm mật độ phân phối xác suất, hàm phân bố và đường cong quan hệ của
cường độ hỏng hóc theo thời gian .................................................................................. 19
Hình 2.3: Trục thời gian mơ tả các khoảng thời gian làm việc an tồn và thời gian sửa
chữa sự cố của các phần tử lưới điện.............................................................................. 20
Hình 2.4: Quá trình Markov theo graph trạng thái, trong đó phần tử có 2 trạng thái .... 23
Hình 2.5: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp ............................................................. 28
Hình 2.6: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song ......................................................... 29
Hình 2.7: Phân chia bài tốn ĐTC theo cấu trúc ............................................................ 31
Hình 3.1: Giao diện phần mềm PSS/ADEPT ................................................................. 39
Hình 3.2 Sơ đồ áp dụng triển khai PSS/ADEPT ............................................................ 40
C
C
Hình 3.3: Thẻ DRA ........................................................................................................ 40
Hình 3.4: Vẽ sơ đồ lưới điện đơn giản ........................................................................... 41
Hình 3.5: Thẻ Switch Properties thiết bị ........................................................................ 41
R
L
T.
Hình 3.6: Nhập số liệu đầu vào DRA Switch ................................................................. 42
Hình 3.7: Thẻ Line Properties ........................................................................................ 42
Hình 3.8: Nhập số liệu đầu vào DRA Line .................................................................... 43
Hình 3.9: Thẻ Static Load Properties ............................................................................. 43
DU
Hình 3.10: Nhập số liệu đầu vào DRA Load ................................................................. 44
Hình 3.11- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 372/E6 hiện trạng . 72
Hình 3.12- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 472/E7 hiện trạng . 73
Hình 3.13- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 472/HUE3 hiện trạng ... 74
Hình 3.14- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 473/Phong Điền hiện
trạng ................................................................................................................................ 76
Hình 3.15- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 474/E7.2 hiện trạng ...... 78
Hình 3.16- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 479/E6.2 hiện trạng ...... 80
Hình 3.17- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 479/E7 hiện trạng . 82
Hình 3.18- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 480/E7 hiện trạng . 84
Hình 3.19- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 482/E7 hiện trạng . 86
Hình 3.20- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến TGBĐ hiện trạng . 87
Hình 4.1: Sơ đồ nguyên lý
Hình 4.2 Sơ đồ nguyên lý
Hình 4.3 Sơ đồ nguyên lý
Hình 4.4 Sơ đồ nguyên lý
xuất tuyến 472 E7 sau áp dụng giải pháp .......................... 58
xuất tuyến 474 E7 sau áp dụng giải pháp ........................... 59
xuất tuyến 479 E7 sau áp dụng giải pháp ........................... 59
xuất tuyến 480 E7 sau áp dụng giải pháp ........................... 60
Hình 4.5 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 482 E7 sau áp dụng giải pháp ........................... 60
Hình 4.6 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 472 TG Bình Điền sau áp dụng giải pháp ........ 61
Hình 4.7- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 472 E7 sau áp dụng
các giải pháp ................................................................................................................... 88
Hình 4.8- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 472 Huế 3 sau áp dụng
các giải pháp ................................................................................................................... 89
Hình 4.9- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 473 Phong Điền sau
áp dụng các giải pháp ..................................................................................................... 90
Hình 4.10- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 474 E7 sau áp dụng
các giải pháp ................................................................................................................... 91
Hình 4.11- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 479 E7 sau áp dụng
các giải pháp ................................................................................................................... 92
Hình 4.12- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 480 E7 sau áp dụng
các giải pháp ................................................................................................................... 93
Hình 4.13- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến 482 E7 sau áp dụng ...... 94
Hình 4.14- Giao diện Module DRA tính tốn ĐTC cho xuất tuyến TGBĐ sau áp dụng
C
C
R
L
T.
các giải pháp ................................................................................................................... 95
DU
DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 0.1: Kế hoạch giao các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020 cho Công
ty Điện lực Thừa Thiên Huế: ............................................................................................ 2
Bảng 0.2: Tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy – Điện lực Hương Trà Năm 20142018 .................................................................................................................................. 3
Bảng 0.3: Chỉ tiêu giao thực hiện độ tin cậy - Điện lực Hương Trà - Năm 2019 ............ 4
Bảng 1.1. Điện lực Hương Trà ......................................................................................... 9
Bảng 1.2: Mức đền bù thiệt hại cho khách hàng bị mất điện tại Canada ....................... 10
Bảng 3.1: Các số liệu cần phải thu thập ......................................................................... 33
Bảng 3.2: Thống kê và phân loại sự cố trên lưới điện thuộc Công ty Điện lực Thừa
Thiên Huế từ năm 2014-2018 ......................................................................................... 35
Bảng 3.3: Tổng hợp thời gian sự cố trên lưới điện thuộc Công ty điện lực Thừa Thiên
Huế từ năm 2014-2018 ................................................................................................... 36
Bảng 3.4: Số lượng từng phần tử trên lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế .......................... 37
Bảng 3.5: Kết quả tính tốn xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố ............ 38
Bảng 3.6: Kết quả tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện
lực Hương Trà hiện trạng ............................................................................................... 49
Bảng 4.1: Tổng hợp đề xuất thay thế, bổ sung mạch vòng liên lạc và thiết bị phân đoạn
của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà ................................................................. 57
Bảng 4.2. Kết quả tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố sau áp dụng giải pháp: ......... 64
Bảng 4.3: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTC sự cố trước và sau áp dụng giải pháp (Số liệu tính
tốn trực tiếp từ chương trình PSS/Adept) ..................................................................... 64
Bảng 4.4: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTC sự cố sau áp dụng giải pháp so với kế hoạch giao
năm 2019 (Số liệu tính tốn trực tiếp từ chương trình PSS/Adept) ............................... 66
Bảng 4.5. Chi phí đầu tư của việc áp dụng giải pháp ..................................................... 67
C
C
DU
R
L
T.
TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬYCỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC HƢƠNG TRÀ
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
Học viên: Trần Văn Tiếng
Mã số: 8520201
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
Khóa: K34.KTĐ, Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN.
Tóm tắt
Ngày nay, việc yêu cầu đảm bảo chất lượng cung cấp điện đối với các cơng ty
Điện lực ngày càng nghiêm ngặt, ngồi các u cầu về điện áp, tần số còn yêu cầu về
cấp điện an toàn và liên tục, nhất là các khách hàng có sản lượng lớn và khách hàng đầu
tư nước ngoài. Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là nhu cầu rất cần thiết hiện nay của
Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế nói chung và Điện lực Hương Trà nói riêng. Vì vậy
việc tính tốn và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện
lực Hương Trà là vô cùng cấp thiết.
Trong luận văn này, tác giả đề xuất các giải pháp để nâng cao ĐTC CCĐ dựa
trên số liệu thống kê và phân loại sự cố từ năm 2014-2018 của Điện lực Hương Trà, từ
C
C
R
L
T.
DU
đó đưa ra các giải pháp thực hiện và kết quả đạt được có thể phục vụ cho nhiều mục
đích khác nhau. Phương pháp đề xuất được xây dựng trên nền phần mềm mô phỏng
PSS/ADEPT và được ứng dụng thực tế từ số liệu có được của Cơng ty Điện lực Thừa
Thiên Huế. Kết quả có được đã minh chứng cho tính đúng đắn và khả thi của các giải
pháp sẽ đề xuất với Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế áp dụng để phân tích, tính tốn,
đưa ra các chế độ vận hành lưới điện tối ưu trên địa bàn tỉnh Thừa Thiên Huế. Từ kết
quả tính tốn được sau khi áp dụng giải pháp, sẽ so sánh với kế hoạch giao độ tin cậy
cung cấp điện năm 2019 để xác định tính hiệu quả và đúng đắn của giải pháp.
CALCULATING AND PROPOSING SOLUTIONS TO IMPROVE RELIABILITY
OF HUONG TRA ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK
Summary:
Nowadays, the requirements to ensure quality of power supply for Power
companies are increasingly stringent, in addition to the requirements for voltage and
frequency, they also require safety and continuous power supply, especially for
Customers with large electric consumption and foreign investment customers.
Improving reliability of electricity supply is very necessary for Thua Thien Hue Power
Company in general and Huong Tra Power in particular. Therefore, calculating and
proposing solutions to improve the reliability of Huong Tra electricity distribution
network is extremely urgent.
In this thesis, the author proposes solutions to improve the reliability of
electricity supply based on statistics and incident classification from 2014 to 2018 of
Huong Tra Electricity - affiliated units of Thua Thien Hue Power Company. Since then,
the solutions and achieved results can serve many different purposes. The proposed
method is built on PSS/ADEPT simulation software and is applied practically from the
data obtained by Thua Thien Hue Power Company. The results have proved the
correctness and feasibility of the solutions proposed to Thua Thien Hue Power
Company to be applied to analyze, calculate and propose optimal grid operation modes
in Thua Thien Hue province. After applying the solution, the calculated results will be
compared with the 2019 power supply reliability plan to determine the effectiveness
and correctness of the solution.
C
C
DU
R
L
T.
CÁC TỪ VIẾT TẮT SỬ DỤNG TRONG LUẬN VĂN
ĐD
TBA
TBĐC
XT
PĐ
NR
TT
ĐL
ĐLST
TTHPC
EVNCPC
KCN
CCN-LN
FCO
CSV
MBA
MC
RC
DCL
DCLPT
LTD
DCPT
ĐTC
CCĐ
SC
BTBD
SCTX
TNĐK
SCL
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Đường dây
Trạm biến áp
Thiết bị đóng cắt.
Xuất tuyến
Phân đoạn
Nhánh rẽ
Thơng tư
Điện lực
Điện lực Hương Trà
Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế
Tổng Công ty Điện lực miền Trung.
Khu công nghiệp
Cụm Công nghiệp – Làng nghề
Cầu chì tự rơi
Chống sét van
Máy biến áp
Máy cắt
Recloser
Dao cách ly
Dao cách ly phụ tải
Dao cách ly đường dây
Dao cắt phụ tải
Độ tin cậy
Cung cấp điện
Sự cố
Bảo trì, bảo dưỡng
Sửa chữa thường xuyên
Thí nghiệm định kỳ.
Sửa chữa lớn
DU
R
L
T.
C
C
1
MỞ ĐẦU
I. Lý do chọn đề tài:
Ngày nay, Điện năng ngày càng có vai trị quan trọng trong việc phát triển kinh
tế xã hội của đất nước, nhất là trong thời đại cơng nghiệp hóa và cách mạng 4.0. Điều
đó kéo theo các yêu cầu về chất lượng điện năng cung cấp cũng như độ tin cậy ngày
càng tăng. Ngoài các u cầu về điện áp, tần số thì tính liên tục cấp điện cho khách
hàng cũng là một yêu cầu hết sức quan trọng trong việc nâng cao độ tin cậy của lưới
điện.
Do đặc điểm địa lý cũng như sự phân bố dân cư của tỉnh Thừa Thiên Huế nói
chung, Thị xã Hương Trà nói riêng là trải dài từ miền núi đến vùng biển nên đặc điểm
của lưới điện phân phối 22kV được phân bố trên diện rộng, đi qua nhiều địa hình phức
tạp có nhiều cây cối, bán kính cấp điện lớn, và một số xuất tuyến trung áp chưa có kết
nối mạch vịng, kết cấu lưới điện chưa phù hợp … vì vậy số lần mất điện nhiều, thời
gian mất điện lớn, thời gian xử lý sự cố kéo dài.
Theo xu thế hội nhập thế giới, yêu cầu đảm bảo chất lượng cung cấp điện đối với
các cơng ty Điện lực ngày càng nghiêm ngặt, ngồi các yêu cầu về điện áp, tần số còn
yêu cầu về cấp điện an toàn và liên tục, nhất là các khách hàng đầu tư nước ngoài.
Nhằm đảm bảo yêu cầu cung cấp điện an toàn và liên tục cho các nhu cầu về
điện, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 về
Quy định Hệ thống điện phân phối trong đó có quy định về độ tin cậy của lưới điện
phân phối bao gồm:
- Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối SAIDI
- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối SAIFI
- Chỉ số về số lần mất điện thống qua trung bình của lưới điện phân phối MAIFI
Ngày 18/11/2015 Bộ Công Thương đã ban hành lại Thông tư số 39/2019/TTBCT thay thế cho Thơng tư 32/2010 quy định cách tính các chỉ số độ tin cậy.
Ngày 25/12/2015 Tổng Công ty Điện lực miền Trung đã có Quyết định số
9027/QĐ-EVNCPC về việc giao chỉ tiêu sản xuất kinh doanh và năng suất lao động
2016-2020 cụ thể như bảng 0.1.
C
C
DU
R
L
T.
2
Bảng 0.1: Kế hoạch giao các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020
cho Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế:
Sự cố
Bảo trì bảo dƣỡng
Sự cố + bảo trì bảo
dƣỡng
MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI
(lần) (phút) (lần)
(lần) (phút) (lần)
(lần) (phút)
Kế
hoạch
2016
Kế
hoạch
2017
(So với
KH năm
2016 )
Kế
hoạch
2018
(So với
KH năm
2017 )
Kế
hoạch
2019
(So với
KH năm
2018 )
Kế
hoạch
2020
(So với
KH năm
2019 )
SAIFI
(lần)
1,55
115
3,3
0,04
1.170
5,4
1,59
1285
8,7
1,5
89
3,14
0,04
807
4,86
1,54
896
8
96,77
77,39
68,97
90,00
96,86
69,73
91,95
1,46
71
97,33
95,15 100,00
C
C
2,88
DU
0,03
R
L
T.
541
4,57
1,49
612
7,45
79,78
91,72
75,00
67,04
94,03
96,75
68,30
93,13
1,39
48
2,68
0,03
346
4,07
1,42
394
6,75
95,21
67,61
63,96
89,06
95,30
64,38
90,60
1,18
39
242
3,66
1,21
281
6,15
84,89
81,25
69,94
89,93
85,21
71,32
91,11
93,06 100,00
2,49
0,03
92,91 100,00
Hiện nay các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện Điện lực Hương Trà còn khá cao,
thể hiện ở Bảng 0.2 sau:
3
Bảng 0.2: Tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy – Điện lực Hương Trà
Năm 2014-2018
Sự cố 0,4-35kV
Lý do khác
CTBTBD 0,4-35kV
Năm
MAIFI
SAIDI
SAIFI MAIFI
SAIDI
SAIFI MAIFI
SAIDI
SAIFI
2014
3.926 112.902
5.143
0.000 2159.714
7.466
2.995
407.319
5.604
2015
2.342 242.078
4.355
0.000
878.591
3.174
2.353
533.318
7.368
2016
2.175
73.170
2.906
0.000 1224.275
3.360
1.400
636.671
4.484
2017
3.445 241.725
4.791
0.000
847.025
3.252
2.930 1268.187
6.948
2018
3.680
4.436
0.000
356.846
3.731
8.147
5.268
86.424
461.592
C
C
R
L
T.
DU
Để đáp ứng theo chỉ tiêu đề ra, Điện lực Hương Trà đã thực hiện được chỉ tiêu
độ tin cậy từ năm 2014-2018 như bảng 0.2. Từ bảng số liệu này, ta thấy hiện nay độ tin
cậy của lưới điện thuộc Điện lực Hương Trà còn thấp.
Để thực hiện cung cấp điện đảm bảo chất lượng điện năng, an toàn và liên tục;
4
TT
cũng như đáp ứng được chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của Công ty Điện lực Thừa
Thiên Huế đã giao cho Điện lực Hương Trà thực hiện như bảng 0.3, Điện lực Hương
Trà phải có các giải pháp mang tính thực thi để đạt được các chỉ tiêu này.
Bảng 0.3: Chỉ tiêu giao thực hiện độ tin cậy - Điện lực Hương Trà - Năm 2019
Sự cố
BTBD
Tổng
Đơn vị
1
TTHPC
2
H/Trà
MAIFI
SAIDI
1,690
53
SAIFI MAIFI
4,32
0,03
SAIDI
360
SAIFI MAIFI
3,53
1,72
SAIDI
SAIFI
413
7,85
3.345
58.708 3.369 0.05 456.846 1.731 3.395 515.553 5.10
Vì vậy việc tính tốn và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện
phân phối Điện lực Hương Trà là vô cùng cấp thiết.
II. Mục tiêu nghiên cứu:
Tính tốn độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà hiện trạng.
Đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà hiện trạng
(theo kết quả tính tốn)
Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực
Hương Trà.
Tính tốn độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà sau áp dụng
giải pháp.
Đánh giá hiệu quả của các giải pháp đề xuất.
III. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu:
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy của lưới điện phân phối.
Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện
lực Hương Trà.
IV. Phƣơng pháp nghiên cứu:
Xây dựng sơ đồ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà.
Thống kê và tính tốn các phần tử lưới điện bị sự cố.
Tính tốn chỉ tiêu độ tin cậy sự cố.
Đánh giá kết quả tính tốn độ tin cậy sự cố tính tốn so với kết quả thực hiện và
mục tiêu thực hiện ĐTC đến năm 2020 của Điện lực Hương Trà.
Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện
lực Hương Trà.
V. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài:
- Trước những yêu cầu ngày càng cao về cung cấp điện đảm bảo chất lượng, an
tồn và liên tục, việc tính tốn độ tin cậy cung cấp điện và xuất các giải pháp nâng cao
độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà là yêu cầu rất cần thiết đối với
thực tế hiện nay.
- Từ kết quả tính tốn của đề tài, đánh giá được độ tin cậy sự cố cung cấp điện
của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà nhằm định lượng được tính liên tục cung
C
C
DU
R
L
T.
5
cấp điện, từ đó đề xuất những giải pháp hợp lý nhất về mặt kinh tế, kỹ thuật, cũng như
quản lý vận hành; đảm bảo độ tin cậy của lưới điện ngày càng được nâng cao, đáp ứng
nhu cầu phát triển chung của xã hội.
Bên cạnh đó, với việc nghiên cứu của đề tài đặt trọng tâm vào việc nghiên cứu,
tính tốn, đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy, thì đề tài sẽ góp phần
quan trọng trong công tác sản xuất kinh doanh của các Cơng ty Điện lực và Điện lực
Hương Trà nói riêng, góp phần giảm vốn đầu mới xây dựng mới, giảm giá thành điện
năng, đóng góp chung vào sự phát triển kinh tế - xã hội của đất nước trong thời đại mới.
VI. Dàn ý nội dung chính
Căn cứ mục tiêu nghiên cứu, phương pháp nghiên cứu, luận văn được bố cục gồm 4
chương
Phần mở đầu
- Lý do chọn đề tài:
- Mục tiêu nghiên cứu:
- Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Phương pháp nghiên cứu:
- Ý nghĩa khoa học và thực tiễn.
Chƣơng 1: Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Hương
Trà.
Chƣơng 2: Một số cách tính tốn độ tin cậy trong hệ thống điện.
Chƣơng 3:Tính tốn, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực
Hương Trà hiện trạng.
Chƣơng 4: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực
Hương Trà.
Kết luận và kiến nghị
C
C
DU
R
L
T.
6
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC HƢƠNG TRÀ
1.1. Đặc điểm của lƣới điện phân phối Điện lực Hƣơng Trà
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên xã hội:
- Thị xã Hương Trà nằm ở phần Trung tâm Tỉnh Thừa Thiên Huế, giáp TP Huế
có diện tích tự nhiên khoảng 518,53km2. Thị xã nằm giữa sông Hương và sơng Bồ, có
miền núi, đồng bằng và dun hải.
- Lưới điện phân phối thuộc Điện lực Hương Trà được trải dài ở nhiều khu vực
gồm: 07 phường và 08 xã, Dân số khoảng 118.534 người. trong đó có 01 khu phụ tải
tập trung là Khu Công nghiệp (KCN) Tứ Hạ.
1.1.2. Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà:
- Lưới điện của Điện lực Hương Trà như phụ lục 1 là lưới điện phân phối mạch
vòng, vận hành hở.
- Quy mô lưới điện:
+ Đường dây trung áp: 248.25 km, gồm
01 xuất tuyến 35kV được cấp điện qua 01 TBA 220kV Huế 1 (E6)
01 xuất tuyến 22kV được cấp điện qua TBA 220kV Huế 1 (E6)
02 xuất tuyến 22kV được cấp điện qua TBA TG Bình Điền (TGBD)
01 xuất tuyến 22kV được cấp điện qua TBA 110kV Huế 3 (HUE3)
01 xuất tuyến 22kV được cấp điện qua TBA 110kV Phong Điền (E65)
05 xuất tuyến 22kV được cấp điện qua TBA 110kV Huế 2 (E7)
+ Trạm biến áp phân phối:
227 trạm biến áp
Tổng dung lượng 57,775 MVA.
+ Đường dây hạ áp: 359.501 km.
+ Tụ bù trung áp: 04 cụm với tổng dung lượng 1200 kVAr. Tụ bù hạ áp: 216 cụm
với tổng dung lượng 9140 kVAr, trong đó tài sản khách hàng 28 cụm với dung lượng
3240 kVAr.
+ Thiết bị đóng cắt gồm :11 Recloser, 36 dao cắt phụ tải ngành điện.
+ Sản lượng điện thương phẩm của Điện lực Hương Trà năm 2018 là 166,336
triệu kWh, chiếm 12.24% tổng sản lượng tồn Cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế (1.358
triệu kWh). Phụ tải điện của Điện lực Hương Trà gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt,
công nghiệp xây dựng, thương nghiệp, nhà hàng, nông nghiệp… với tổng số 34.549
khách hàng.
C
C
DU
R
L
T.
7
- Các vị trí liên lạc (LL) giữa các xuất tuyến (XT): Gồm 20 LL, vị trí cụ thể:
+ LL khu vực Bình Điền (RE): Giữa XT 371 TG Bốt Đỏ và XT 371 Cư Chánh.
+ LL Lim-Hương Bình (LBS): Giữa XT 471 TGBĐ và XT 482 E7.
+ LL Y Tế Hương Trà (LBS): Giữa XT 471 TC An Lỗ và XT 480 E7.
+ LL Đập Thảo Long (LBS): Giữa XT 472 H3 và XT 476 H3.
+ LL Hương Phong-Phú Mậu (DCL): Giữa XT 479 E7 và XT 476 H3.
+ LL Vân An (LBS): Giữa XT 472 H3 và XT 479 E7.
+ LL Kim Đôi (REC): Giữa XT 474 E7 và XT 479 E7.
+ LL Vân Cù (DCL): Giữa XT 479 E7 và XT 474 E7.
+ LL La Vân Hạ (REC): Giữa XT 474 E7 và XT 472 TC Sịa.
+ LL La Chữ (LBS): Giữa XT 472 E7 và XT 480 E7.
+ LL Đông Xuân (REC): Giữa XT 472 E7 và XT 474 E7.
+ LL Bát Vọng (LBS): Giữa XT 472 E7 và XT 471 TC Sịa.
+ LL Văn Tây (LBS): Giữa XT 472 E7 và XT 480 E7.
+ LL Tứ Hạ (LBS): Giữa XT 472 E7 và XT 480 E7.
+ LL Bơm Hương Vân (FCO): Giữa XT 480 E7 và XT 471 TC An Lỗ.
+ LL Phú Ốc (LBS): Giữa XT 480 E7 và XT 473 PĐ.
+ LL Trúc Lâm (LBFCO): Giữa XT 482 E7 và XT 475 E7.
+ LL Văn Thánh (REC): Giữa XT 482 E7 và XT 475 E7.
+ LL Thủy Biều (REC): Giữa XT 482 E7 và XT 479 E6.
+ LL Hương Hồ 3 (FCO): Giữa XT 482 E7 và XT 479 E6.
- Các vị trí phân đoạn (PĐ) xuất tuyến: Gồm 20 PĐ
+ XT 472 E7: 04 phân đoạn.
+ XT 480 E7: 03 phân đoạn.
+ XT 474 E7: 01 phân đoạn.
+ XT 479 E7: 02 phân đoạn.
+ XT 482 E7: 06 phân đoạn.
+ XT 473 Cư Chánh: 01 phân đoạn.
+ XT 371 Cư Chánh: 01 phân đoạn.
+ XT 471 TG Bình Điền: 02 phân đoạn.
Vị trí cụ thể:
- XT 472 E7:
+ LBS 472-7/69 Hương Văn;
+ FCO 472-7/51/3 Tây Xuân;
+ REC 472/95/4 Văn Tây;
+ REC 472 Đông Xuân.
- XT 480 E7:
+ REC 472 La Chữ;
+ REC 480/86 Hương Văn;
C
C
DU
R
L
T.
8
+ REC 480/82/12 Long Khê;
- XT 474 E7:
+ LBS 474-7A/104 Vân Cù;
+ LBFCO 474-7/41/3 Tây Toàn.
- XT 479 E7:
+ DCL 473-1 TC Hương Vinh;
+ DCL 472-1 TC Hương Vinh.
- XT 482 E7:
+ DCL 471-7 TC An Hòa;
+ LTD 472-7/98 Hương Hồ;
+ LBS 472-7A/149 Hương Hồ;
+ FCO-1 rẽ Hương Hồ 6;
+ REC 472-7/200 TĐC Lim;
+ LTD 472-7/245 TĐC Lim.
- XT 371 Cư Chánh:
+ REC 371 Bình Điền.
XT 471 TG Bình Điền:
+ FCO 471-7/7 Hương Bình;
+ FCO-1 Hồng Tiến.
XT 472 TG Bình Điền
1.2. Thực trạng về các chỉ tiêu ĐTC của lƣới điện phân phối Điện lực
Hƣơng Trà
1.2.1. Tổng hợp sự cố và độ tin cậy thực tế trong từ năm 2014 đến năm 2018
của lưới điện phân phối Điện lực Hương Trà
C
C
R
L
T.
DU
Thống kê và phân loại sự cố ở Điện lực Hương Trà từ năm 2014-2018 như
Bảng 1.1.
9
Bảng 1.1. Điện lực Hương Trà
1
2
2014
2015
73
147
40
57
Số
vụ
sự
cố
MB
A
4
2
3
2016
119
53
8
52
5
4
2017
115
112
5
103
4
36
5
2018
106
148
3
30
15
42
Số vụ sự cố
đƣờng dây
TT
Năm
VC
TQ
Phân loại sự cố
(Không
rõ NN)
Vỡ
sứ
Thiên
tai
39
75
6
12
30
47
63
DU
Chạm
chập,
move
3
6
Đứt
dây
Động
vật
Thiết bị
HLT
Khác
C
C
Tụt
lèo
0
2
15
21
4
4
1
4
18
28
1
6
3
8
3
1
27
11
CSV
0
1
R
L
T.
4
3
3
2
2
21
13
1
28
19
7
2
0
30
8
8
72
43
10
1.2.2. Thiệt hại kinh tế do ảnh hưởng của độ tin cậy hiện trạng:
- Thiệt hại với các Công ty Điện lực: Các thiệt hại bao gồm: Giảm lợi nhuận
tương ứng với phần điện năng bị giảm do khách hàng bị ngừng cấp điện, tăng chi phí do
phải sửa chữa các hư hỏng lưới điện. Ngồi ra cịn các thiệt hại khơng tính tốn được
bao gồm: Sự khơng hài lịng của khách hàng, ảnh hưởng bất lợi đến kinh doanh và gây
dư luận xã hội không tốt về ngành Điện.
- Thiệt hại với khách hàng:
+ Với khách hàng là các doanh nghiệp sản xuất, các cơ sở kinh doanh dịch vụ có
thể tính tốn bao gồm: Thiệt hại do dây chuyền sản xuất bị ngừng làm việc; một số thiết
bị có thể hư hỏng; sản phẩm bị thiếu hụt, hư hại do ngừng điện; chi phí sản xuất tăng
cao do phải trả lương cho công nhân trong thời gian mất điện, do thiết bị sản xuất bị hư
hại, chi phí bảo dưỡng tăng thêm.v.v...
+ Với khách hàng sinh hoạt, các cơ quan chính quyền, bệnh viện, trường học,
giao thơng cơng cộng .v.v...: Những thiệt hại khó tính tốn được như sinh hoạt bị đảo
lộn; các hoạt động của cơ quan bị đình trệ; cản trở các hoạt động chính trị, văn hoá, xã
hội đang diễn ra; gián đoạn các hoạt động dịch vụ, vui chơi giải trí. Một số trường hợp
ngừng điện có thể dẫn đến những hậu quả nghiêm trọng như: Mất trật tự xã hội, tai nạn
giao thông v.v...
Một số nước qui định mức đền bù thiệt hại cho khách hàng bị mất điện hay giá
mất điện cho từng loại phụ tải, giá mất điện do sự cố, giá mất điện theo kế hoạch v.v...
C
C
R
L
T.
DU
Tại Australia qui định đền bù cho khách hàng bị mất điện như sau:
- Khách hàng bị mất điện khơng có kế hoạch trên 20 h/năm: 100$.
- Khách hàng bị mất điện khơng có kế hoạch trên 30 h/năm: 150$.
- Khách hàng bị mất điện khơng có kế hoạch trên 60 h/năm: 300$.
Tại Pháp qui định giá mất điện chung ở lưới phân phối là 14,5F/kWh, không
phân theo loại phụ tải.
Tại Canada giá mất điện được qui định phụ thuộc vào thời gian mất điện cụ thể
hơn như Bảng 1.2 (đơn vị: $/kWh).
Bảng 1.2: Mức đền bù thiệt hại cho khách hàng bị mất điện tại Canada
Thời gian mất điện Công nghiệp Thƣơng mại Nông nghiệp
Dân dụng
0,460
0,129
0,027
0,0004
1 phút
1,332
1,014
0,155
0,044
20 phút
2,990
2,951
0,245
0,143
1 giờ
8,899
10,922
1,027
2,235
4 giờ
8 giờ
18,156
28,020
2,134
6,778
Tại Việt Nam hiện nay chưa có quy định về giá mất điện trong việc mua bán
điện giữa ngành Điện và khách hàng sử dụng điện. Tuy nhiên, trong tính tốn thiết kế,
phân tích hiệu quả đầu tư các dự án lưới điện phân phối, Tổng Công ty Điện lực miền
11
Trung quy định chi phí mất điện 1kWh do sự cố bằng 10 lần giá bán điện đối với khu
vực nông thôn, miền núi và 20 lần đối với khu vực đô thị, khu kinh tế. Bộ Công nghiệp
quy định giá trị thiệt hại do ngừng cung cấp 1kWh điện bằng 15÷20 lần giá bán 1kWh
điện trong phân tích kinh tế tài chính đối với đầu tư các dự án nguồn điện.
Thiệt hại ngừng điện khách hàng là cơ sở rất quan trọng trong việc hoạch định
chính sách về độ tin cậy của các Cơ quan quản lý nhà nước về điện. Khi các Công ty
Điện lực đang từng bước được cổ phần hoá, hoạt động theo cơ chế thị trường, việc nâng
cao độ tin cậy là bắt buộc theo các quy định ràng buộc định lượng về độ tin cậy cung
cấp điện thì thiệt hại ngừng điện khách hàng là vấn đề đáng quan tâm để đảm bảo hiệu
quả về kinh tế trong việc đầu tư.
1.2.3. Đánh giá về độ tin cậy hiện trạng của lưới điện phân phối Điện lực Hương
Trà:
Trong những năm qua, kết quả việc thực hiện độ tin cậy của lưới điện phân phối
Điện lực Hương Trà – Từ năm 2014-2018 được thống kê như Bảng 0.2
Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện Điện lực Hương Trà có xu hướng
giảm dần theo từng năm, việc giảm này là do hàng năm chú trọng áp dụng các giải pháp
nâng cao độ tin cậy, tuy nhiên các chỉ tiêu độ tin cậy vẫn còn cao so với mục tiêu đặt ra
đến năm 2020 và các giải pháp nâng cao độ tin cậy đã áp dụng rất nhiều và tốn kém, vì
vậy cần thiết phải có các giải pháp hữu hiệu hơn để nâng cao độ tin cậy trong thời gian
đến, cần tối ưu hóa trong quản lý vận hành, giảm thời gian cắt điện và khu vực cắt điện
để công tác là yêu cầu cần thiết của việc nâng cao ĐTC CCĐ.
1.2.4. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện:
Trong bài tốn ĐTC các yếu tố đầu vào chính là các yếu tố ảnh hưởng ĐTC hệ
thống điện:
- ĐTC của phần tử, bao gồm: Cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi, sửa chữa
định kỳ, ngừng điện công tác.
- Cấu trúc của hệ thống.
- Khả năng thao tác và đổi nối trong sơ đồ (bằng tay hay tự động hóa). Hệ thống tổ
chức quản lý và vận hành. Cơng tác tổ chức và bố trí các biện pháp can thiệp khi sự cố.
- Ảnh hưởng của môi trường, bao gồm: Phụ tải và thời tiết, khí hậu.
- Yếu tố con người (trình độ nhân viên vận hành, yếu tố kỹ thuật, tự động hóa vận
hành).
Việc tính đến tất cả các yếu tố là rất phức tạp nên tùy theo từng phương pháp tính
mà một số yếu tố được bỏ qua hoặc đơn giản hóa. Các giả thiết cũng khác nhau trong
bài toán về ĐTC phục vụ quy hoạch hay vận hành.
Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện có thể phân ra theo yếu tố
khách quan và yếu tố chủ quan như sau:
C
C
R
L
T.
DU
a) Yếu tố khách quan:
+ Sự cố do giông sét, bão lụt, đất sạt lỡ ...
12
+ Sự cố do cây ngã đỗ vào đường dây.
+ Sự cố do động vật như: Chim, rắn bò lên đường dây gây ngắn mạch.
+ Sự cố do các lý do khác: Xe cơ giới va vào cột điện, người dân khai thác cây,
thả diều va quẹt vào đường dây điện...
b) Yếu tố chủ quan:
- Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu:
+ Một số xuất tuyến chưa bố trí đầy đủ và tối ưu thiết bị đóng cắt cho các phân
đoạn, nhánh rẽ, dẫn đến khi có sự cố hoặc sửa chữa, bảo dưỡng lưới điện có thể làm
mất điện trên diện rộng;
+ Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu nên việc phân đoạn tìm sự cố gặp khó khăn dẫn
đến thời gian khơi phục sự cố kéo dài.
- Sự cố trên đường dây trung áp (ĐDTA):
+ Cây trong và ngoài hành lang va quệt, ngã đổ vào đường dây gây ngắn mạch
nhảy máy cắt, đứt chì.
+ Các tiếp xúc khơng tốt, dẫn đến phóng điện, gây ngắn mạch.
+ Sự cố do vật tư, thiết bị như: Cách điện, cầu chì tự rơi, dao cách ly đường dây ...
kém chất lượng, già hóa.
+ Sự cố do động vật: chim, bò sát bò gây ngắn mạch...
+ Đường dây vận hành quá tải gây phát nhiệt trong thời gian dài làm đứt dây...
+ Sự cố trên lưới điện thuộc tài sản khách hàng;
+ Sự cố do bên thứ ba tác động: Người dân khai thác cây va quẹt vào đường dây,
dây cáp viễn thông, diều, rơm vướng vào đường dây...
+ Sự cố do thời tiết cực đoan: Giông sét, lốc, bão lụt...
C
C
R
L
T.
DU
- Sự cố các TBA phụ tải:
+ Máy biến áp (MBA) bị quá tải do phụ tải tăng đột biến hoặc quá tải dòng pha do
lệch pha MBA.
+ Cáp lực (tổng, xuất tuyến) của TBA sử dụng cáp có cách điện PVC hoặc XLPE
bị hư hỏng lớp cách điện gây phóng điện, dẫn đến ngắn mạch ...
+ Một số tủ điện khơng có thanh cái 0,4kV nên khi sử dụng cáp có tiết diện lớn
hoặc có nhiều mạch nhánh đấu trực tiếp vào áp tô mát (ATM) tổng thường dẫn đến
môve, làm hỏng đầu cực ATM.
+ Các tiếp xúc ở thiết bị khơng tốt, dẫn đến phóng điện, gây ngắn mạch.
+ Do công tác quản lý không tốt dẫn đến MBA bị thiếu hụt dầu cách điện, bị ẩm
gây sụt giảm cách điện dẫn đến phóng điện.
- Sự cố các thiết bị đóng cắt (TBĐC), cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:
+ Các ống catốt của cầu chì tự rơi (FCO) phân đoạn, nhánh rẽ của đường dây và
tại TBA vận hành lâu ngày bị cong vênh gây mơve má tiếp xúc; dây chì khơng phù hợp
với phụ tải gây sự cố đứt chì.
13
+ Các cơ cấu cơ khí của máy cắt (MC), dao cách ly phụ tải, dao cách ly, … thiếu
sự bảo dưỡng bị rỉ sắt, gây bó kẹt khơng điều khiển được hoặc đóng khơng ăn, tiếp xúc
xấu gây sự cố.
+ Các cuộn dây điều khiển đóng cắt MC làm việc q áp, q tải gây cháy khơng
điều khiển đóng cắt máy cắt bằng điện được.
+ Các tụ bù, bộ điều khiển đóng cắt bù vận hành quá áp bị sự cố nổ tụ, cháy bộ
điều khiển.
- Sự cố đường dây hạ áp (ĐDHA):
+ Kẹp răng, mối nối bằng kẹp cáp do quá trình vận hành lâu dài dẫn đến move gây
sự cố.
+ Một số xuất tuyến do tốc độ phát triển phụ tải nhanh dẫn đến bị quá tải dây dẫn
gây sự cố.
+ Công tơ đo đếm (cầu dao, ATM, dây về công tơ, . . .) vận hành lâu năm bị hư
hỏng dẫn đến sự cố.
C
C
+ Phụ tải tăng cao, không thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp công suất sử
dụng, làm việc quá tải gây sự cố công tơ.
R
L
T.
1.3. Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy:
1.3.1. Đối với đường dây trung áp:
DU
- Thực hiện nghiêm túc công tác quản lý vận hành (QLVH) đúng theo Qui trình
vận hành, kiểm tra và bảo dưỡng, sửa chữa. Trong đó đặc biệt quan tâm thực hiện việc
kiểm tra đêm lưới điện tại các vị trí đấu lèo, rẽ nhánh, các vị trí lắp đặt thiết bị, nhằm
sớm phát hiện các hiện tượng bất thường có khả năng dẫn đến sự cố.
- Tăng cường công tác kiểm tra lưới điện bằng camera nhiệt nhằm phát hiện sớm
và xử lý kịp thời các vị trí tiếp xúc kém, quá tải gây phát nhiệt.
- Tiến hành xử lý ngay các hiện tượng bất thường trong q trình kiểm tra (nếu có thể).
- Về hành lang an tồn lưới điện (HLATLĐ): Rà sốt, thống kê chuẩn xác các cây
cao ở trong và ngoài hành lang tuyến có khả năng ngã đổ vào đường dây, tiến hành
phát quang hành lang tuyến.
- Thay các kẹp răng tại các vị trí rẽ nhánh đường dây bọc tại các vị trí rẽ nhánh
khơng đảm bảo an tồn bằng các bộ đấu rẽ chuyên dùng.
- Thống kê các nhánh rẽ, trục chính có chất lượng dây dẫn kém, hoặc có nguy cơ
quá tải dây dẫn để đưa vào kế hoạch xây dựng cơ bản và sửa chữa lớn trong năm.
- Thống kê các vị trí dây dẫn, sứ đỡ khơng đảm bảo khoảng cách an tồn gây
phóng điện, khơng đảm bảo khoảng cách pha - đất, lập phương án sửa chữa thường
xuyên để xử lý hàng quý.
- Khảo sát và đề xuất phương án lắp đặt bổ sung hoặc thay thế các thiết bị phân
đoạn, xây dựng mạch liên lạc giữa các xuất tuyến trung áp nhằm vận hành linh hoạt khi
