(Luận văn thạc sĩ) tính toán và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực quảng điền 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 (3.71 MB, 105 trang )
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
PHAN CHÍ LỢI
C
C
R
L
T.
TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG ĐIỀN
DU
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN
Đà Nẵng - Năm 2019
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
PHAN CHÍ LỢI
TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG ĐIỀN
C
C
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
R
L
T.
DU
Chuyên Ngành
Mã số
: KỸ THUẬT ĐIỆN
: 85.20.20.1
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN
Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG
Đà Nẵng – Năm 2020
LỜI CAM ĐOAN
Tơi cam đoan cơng trình nghiên cứu này được thực hiện dưới sự hướng dẫn của
PGS.TS. Ngô Văn Dưỡng - Hiệu phó Trường Đại học Đà Nẵng. Đây là đề tài làm mới,
không sao chép hay trùng với đề tài nào đã thực hiện, chỉ sử dụng những tài liệu tham
khảo như đã nêu trong bản thuyết minh.
Các số liệu, kết quả nêu trong đề tài là trung thực và chưa từng được ai cơng bố
trong bất kì cơng trình nào khác.
Đà Nẵng, ngày
tháng
năm 2019
Học viên thực hiện
C
C
R
L
T.
Phan Chí Lợi
DU
TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TİN CẬY LƯỚİ
ĐİỆN PHÂN PHỐİ ĐIỆN LỰC QUẢNG ĐIỀN
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
Học viên: - Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 85.20.20.1 - Khóa: 34 - Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN
Tóm tắt - Hiện nay, phần lớn việc gián đoạn cung cấp điện cho khách hàng diễn ra
chủ yếu ở lưới điện phân phối. Với xu thế hiện nay trong thời điểm cơng nghiệp hóa
hiện đại hóa đất đước việc đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng thường xuyên và
liên tục là yêu cầu cấp bách. Do là huyện thuộc tỉnh có đặc điểm địa lý cùng với sự
phân bố dân cư chưa đồng đều và bán kính cung cấp điện lớn nên khả năng cung
cấp điện liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện của Điện lực Quảng Điền còn
nhiều hạn chế. Nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
huyện Quảng Điền nhằm áp dụng vào thực tế, vận dụng các thiết bị đóng cắt hiện
có, phối hợp với các thiết bị mới nhằm tối ưu hóa trong thao tác và giảm thời gian
mất điện cơng tác hoặc sự cố trên lưới điện. Qua tìm hiểu, khảo sát thực tế lưới điện,
các số liệu quản lý kỹ thuật tại đơn vị, tác giả đã tóm tắt, thống kê, đề xuất các
phương án đối với từng phụ tải riêng biệt để có thể áp dụng được trong thực tế quản
lý vận hành của hệ thống.
PROPOSED ADVANCED CAPACITY DEVELOPMENT SOLUTIONS
ARE LOCATED IN THE CERTIFICATE QUANG DIEN DISTRICT
C
C
R
L
T.
DU
Abstract - Currently, most of the power supply disruptions occur mainly in the
distribution grid. With the current trend in industrialization and modernization of
the land, it is urgent to supply electricity to customers regularly and continuously.
Therefore, it is an upland province with geographical characteristics. With the
uneven distribution of population and the large electricity supply radius, the limited
supply of electricity and the quality of Quang Dien's electricity supply are still
limited. Proposal in solutions for increasing Quang Dien’s electric service reliability
in regard with real life situation, utilizing the current circuit breaker (or switchgear)
equipment along with new equipment and indicating lamp in order to optimize the
operation and reduce the blackout time as well as incident on the electric power
network. Through researching and examining the actual electric power network
together with divisional technical data, the author summarized, summed up and
proposed distinct solutions to each load to apply in actual electric system operation.
Key words - Service reliability; circuit breaker (or switchgear); fault location
indicator with message; load;Distribution grid.
MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1
1. Lý do chọn đề tài ........................................................................................................... 1
2. Mục đích nghiên cứu ..................................................................................................... 1
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ................................................................................. 2
4. Phương pháp nghiên cứu ............................................................................................... 2
5. Ýnghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ........................................................................ 2
6. Cấu trúc của luận văn .................................................................................................... 3
CHƯƠNG 1 ................................................................................................................ 4
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN .............................................. 4
C
C
1.1. Tổng quan về độ tin cậy ............................................................................................. 4
1.1.1. Định nghĩa ........................................................................................................... 4
1.1.1.1. Đối với phần tử không phục hồi ................................................................... 4
1.1.1.2. Đối với phần tử có phục hồi ......................................................................... 9
1.1.2. Biểu thức tính tốn độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE-1366
..................................................................................................................................... 11
1.1.2.1. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu ........................................................ 12
1.1.2.2. Các chỉ tiêu dựa theo phụ tải ...................................................................... 13
1.1.2.3. Các chỉ tiêu đối với ngừng điện thoáng qua ............................................... 14
1.2. Các phương pháp đánh giá độ tin cậy....................................................................... 15
1.2.1. Phương pháp đồ thị - giải tích ........................................................................... 15
1.2.2. Phương pháp khơng gian trạng thái ................................................................... 17
1.2.3. Phương pháp tính tốn độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT:..................... 24
1.2.3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT: ........................................................... 24
a.Chức năng cơ bản của phần mềm: ............................................................................ 24
b.Dữ liệu phục vụ tính tốn: ........................................................................................ 24
1.2.3.2.Tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT...................... 25
R
L
T.
DU
CHƯƠNG 2 ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN ĐIỆN LỰC QUẢNG
ĐIỀN ......................................................................................................................... 28
2.1. Tổng quan lưới điện phân phối Điện lực Quảng Điền ............................................. 28
2.1.1. Giới thiệu chung lưới điện trên địa bàn Điện lực Quảng Điền quản lý ............. 28
2.1.2. Đặc điểm lưới điện ............................................................................................ 30
2.1.3. Phụ tải ................................................................................................................ 30
2.1.4.Các thiết bị bảo vệ đầu tuyến và thiết bị đóng cắt trên các phân đoạn trên lưới điện
Điện lực Quảng Điền. .................................................................................................. 33
2.1.4.1.Khối lượng các thiết bị đóng cắt.................................................................. 33
2.1.4.2. Đánh giá tình trạng vận hành ...................................................................... 33
2.2. Thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy tại Điện lực Quảng Điền ...................................... 34
2.3. Tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện Điện lực Quảng Điền bằng phần mềm
PSS/ADEPT .................................................................................................................... 35
2.3.1. Dữ liệu tính tốn ................................................................................................ 35
Để tính tốn độ tin cậy của lưới điện phân phối bằng phần mềm PSS/ADEPT cần có
những dữ liệu đầu vào sau: ....................................................................................... 35
2.3.1.1. Sơ đồ lưới điện ........................................................................................... 35
2.3.1.2. Thông số độ tin cậy của các phần tử do sự cố ............................................ 36
2.3.1.3. Thông số độ tin cậy của các phần tử bảo trì bảo dưỡng ............................. 37
2.3.2. Tính toán độ tin cậy xuất tuyến 472 E7 ................................................................. 38
2.3.2.1. Dữ liệu đầu vào ........................................................................................... 38
2.3.2.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 38
2.3.3. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 E7 ................................................................. 39
2.3.3.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 39
2.3.3.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 39
2.3.4. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 479 E7 ................................................................. 41
2.3.4.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 41
2.3.4.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 42
2.3.5. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 482 Huế 3 ............................................................ 43
2.3.5.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 43
2.3.5.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 44
2.3.6. Tính toán độ tin cậy xuất tuyến 472 Phong Điền .................................................. 45
2.3.6.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 45
2.3.6.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 45
2.3.7. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền .................................................. 47
2.3.7.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 47
2.3.7.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 48
2.3.8. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 Điền Lộc ...................................................... 49
2.3.8.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 49
2.3.8.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 50
2.3.9. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 Điền Lộc ...................................................... 51
2.3.9.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 51
2.3.9.2. Kết quả tính tốn ..................................................................................... 52
2.3.10. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 476 Điền Lộc .................................................... 53
2.3.10.1. Dữ liệu đầu vào................................................................................................. 53
2.3.10.2. Kết quả tính tốn ...................................................................................... 54
2.3.11. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 478 Điền Lộc .................................................... 55
2.3.10.3. Dữ liệu đầu vào................................................................................................. 55
2.3.10.4. Kết quả tính tốn ...................................................................................... 55
2.3.11. Tính tốn độ tin cậy cho Điện lực Quảng Điền ................................................... 56
2.3.12. Nhận xét đánh giá ................................................................................................ 58
2.4. Kết luận .................................................................................................................... 58
C
C
R
L
T.
DU
CHƯƠNG 3TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN ................................................................................................... 60
3.1. Giải pháp chung ........................................................................................................ 60
3.1.1. Giảm suất sự cố ................................................................................................. 60
3.1.2. Công nghệ sửa chữa hotline .............................................................................. 61
3.1.3. Ứng dụng công nghệ SCADA ........................................................................... 64
3.1.4. Giải pháp quản lý vận hành ............................................................................... 64
3.1.5. Giải pháp đồng bộ hóa trên thiết bị ................................................................... 67
3.1.5.1. Giới thiệu giải pháp .................................................................................... 67
3.1.5.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp................................................ 67
3.1.6. Giải pháp phân đoạn đường dây: ....................................................................... 67
3.1.6.1. Giới thiệu giải pháp .................................................................................... 67
3.1.6.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp................................................ 68
3.2. Áp dụng giải pháp cho lưới điện Điện lực Quảng Điền ...................................... 68
3.2.1. Hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố thông minh .................................................... 68
3.2.1.1. Giới thiệu giải pháp .................................................................................... 68
3.2.1.2. Nguyên lý làm việc ..................................................................................... 69
3.2.1.3. Áp dụng lắp thiết bị cảnh báo sự cố thông minh cho lưới điện Quảng Điền . 71
3.2.2. Lắp đặt các thiết bị phân đoạn đầu nhánh rẽ ..................................................... 72
Kết quả tính tốn độ tin cậy các xuất tuyến khi đề xuất lắp các Recloser,
DCL phân đoạn và FCO đầu nhánh rẽ: ............................................................... 78
So sánh các chỉ tiêu trước và sau khi thực hiện giải pháp: ......................... 79
3.3. Kết luận .................................................................................................................... 80
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................. 82
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................ 84
C
C
DU
R
L
T.
DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu bảng
Tên bảng
Trang
1.1
Các số liệu cần phải thu thập
25
1.2
Sơ đồ khối tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm
PSS/ADEPT
27
2.1
2.2
2.3
2.4
Số liệu quản lý Điện lực Quảng Điền tính đến ngày
31/12/2018
Khối lượng quản lý các xuất tuyến 22kV Điện lực Quảng
Điền
Các chỉ tiêu ĐTC của Điện lực Quảng Điền năm 2018 và kế
hoạch giao năm 2019
Thống kê số lượng thiết bị trên lưới điện Điện lực Quảng
Điền
C
C
29
32
35
36
2.5
Thông số độ tin cậy của các phần tử trên LĐPP do sự cố
37
2.6
Thông số độ tin cậy của các phần tử trên LĐPP do BTBD
37
2.7
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 472 E7
38
2.8
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 474 E7
40
2.9
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 479 E7
43
2.10
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 482 Huế 3
44
2.11
Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 472 Phong Điền
46
2.12
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 473 Phong Điền
48
2.13
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 472 Điền Lộc
50
2.14
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 474 Điền Lộc
52
2.15
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 476 Điền Lộc
54
2.16
Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 478 Điền Lộc
56
2.17
Kết quả tính tốn độ tin cậy hiện trạng cho các xuất tuyến
57
2.18
2.19
T
U
R
L
.
D
Kết quả tính tốn độ tin cậy hiện trạng cho tồn lưới phân
phối
Kết quả tính tốn độ tin cậy hiện trạng cho tồn lưới phân
phối
57
58
2.20
So sánh số liệu chỉ tiêu giao và số liệu tính toán
58
3.1
Các chỉ tiêu về độ tin cậy của các xuất tuyến sau khi áp
dụng giải pháp
78
Số hiệu bảng
3.2
3.3
Tên bảng
Các chỉ tiêu về độ tin cậy trước và sau khi áp dụng giải
pháp
Bảng so sánh các chỉ tiêu thực hiện
79
80
C
C
R
L
T.
DU
Trang
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Số hiệu
hình vẽ
1.1
Tên hình vẽ
Trang
Đồ thị xác suất
5
1.2
Đường cong cường độ sự cố
7
1.3
Trục thời gian thông số dòng sự cố
9
1.4
Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp
15
1.5
Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song
16
1.6
Sơ đồ trạng thái 1
18
1.7
Sơ đồ trạng thái 2
20
2.1
Sơ đồ lưới điện trung áp Điện lực Quảng Điền
31
2.2
Giao diện Mơ đun DRA tính tốn ĐTC XT 472 E7
38
2.3
Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 472 E7 trên PSS
39
2.4
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 472 E7 trên PSS
39
2.5
Giao diện Mô đun DRA tính tốn ĐTC lưới điện hình 3.13. Giả sử sự cố vĩnh cửu xảy ra ở vị trí cũ và RCL cũng
tác động để cơ lập lưới điện phía sau nó.
C
C
R
L
T.
DU
Hình 3.12: Sơ đồ mơ phỏng vị trí khi lắp đặt thiết bị cảnh báo sự cố
Trong trường hợp này, để xác định vị trí sự cố và giải trừ, cơng nhân đường
dây thực hiện theo trình tự sau (hình 3.13): Đến vị trí số 6 phát hiện đèn số 6 sáng,
đèn số 6-1 tắt (có nghĩa sự cố khơng nằm trên nhánh rẽ 6-1); Đến vị trí số 7 phát hiện
đèn số 7 sáng, đèn số 7-1 cũng sáng (có nghĩa sự cố nằm trên nhánh rẽ 7-1); Đến vị
trí số 8 phát hiện đèn số 8 sáng, đèn số 8- 1 tắt (có nghĩa sự cố khơng nằm trên nhánh
rẽ 8-1); Đến vị trí số 9 phát hiện đèn số 9 sáng, đèn số 9-1 cũng sáng (có nghĩa sự cố
nằm trên nhánh rẽ 9-1); Đến vị trí số 10 phát hiện đèn số 10 sáng, đèn số 10-1 cũng
sáng (có nghĩa sự cố nằm trên nhánh rẽ 10-1).
Lúc này công nhân đường dây thực hiện các thủ tục cần thiết theo quy định
hiện hành để cắt thiết bị phân đoạn ở đầu nhánh rẽ 10-1 và cho đóng RE để tái lập
điện cho các đường dây/nhánh rẽ khơng sự cố. Sau khi đóng RE chỉ có những khách
hàng nằm trên nhánh rẽ 10-1 (màu đỏ) bị mất điện. Phần việc cịn lại để xác định
chính xác vị trí sự cố trên nhánh rẽ 10-1 trở nên đơn giản hơn, công nhân đường dây
chỉ phải đi dọc nhánh rẽ này để tìm sự cố và sửa chữa để tái lập điện theo quy định
71
hiện hành.
Hình 3.13: Sơ đồ ngun lý báo đèn dị tìm vị trí sự cố
Qua phân tích mơ hình trên có thể thấy rằng, với lưới điện trung áp hiện hữu
khi được gắn thêm Thiết bị cảnh báo sự cố thì số lượng khách hàng mất điện và thời
gian mất điện của khách hàng sẽ giảm đi đáng kể, qua đó góp phần cải thiện độ tin
cậy cung cấp điện.
C
C
R
L
T.
3.2.1.3. Áp dụng lắp thiết bị cảnh báo sự cố thông minh cho lưới điện Quảng Điền
Xuất tuyến 474 E7
DU
Hình 3.14: Sơ đồ lắp bộ cảnh báo sự cố tại vị trí cột số 1
Rẽ nhánh đi Xuân Dương
- Tại nhánh rẽ Xuân Dương lắp tại cột số 1: Nhánh rẽ này chiều dài đường dây
22kV là 5,5km nằm phía sau RE 474/105/41 Đông Xuyên. Nếu sự cố xảy ra sau RE
474/105/41 Đơng Xun cơng nhân vận hành phải tìm kiếm toàn bộ đường dây sau
RE này. Nếu lắp tại vị trí cột số 1 sau nhánh rẽ Xuân Dương một bộ cảnh báo sự cố
thơng minh thì việc phân vùng sự cố của tuyến đường dây sau RE 474/105/41 Đông
72
Xuyên sẽ nhanh hơn, công tác cấp điện trở lại được kịp thời.
Hình 3.15: Sơ đồ lắp bộ cảnh báo sự cố tại vị trí số 1 trước LBS 74A-4 Niêm Phò
C
C
- Tại cột số 1 trước LBS 75A-4 Niêm Phò: Nhánh rẽ này chiều dài đường dây
22kV là 3,5km nằm phía sau RE 474/105/41 Đơng Xun. Nếu sự cố xảy ra sau RE
474/105/41 Đông Xuyên công nhân vận hành phải tìm kiếm tồn bộ đường dây sau
RE này. Nếu lắp tại vị trí cột số 1 trước LBS 75A-4 Niêm Phị một bộ cảnh báo sự cố
R
L
T.
DU
thơng minh thì việc phân vùng sự cố của tuyến đường dây sau RE 474/105/41 Đông
Xuyên sẽ nhanh hơn, công tác cấp điện trở lại được kịp thời.
3.2.2. Lắp đặt các thiết bị phân đoạn đầu nhánh rẽ
Xuất tuyến 474 E7: Đề xuất xây dựng mạch liện lạc đường dây đi trạm Phú
Lương B2 và tram Bơm Tiêu Quảng An và lắp đặt thêm DCL tại đầu nhánh rẽ đi
Xuân Dương 3, vị trí này thuận tiện cho q trình thao tác và phân tuyến tại DCL
này. 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 chữa.
Hình 3.16: Sơ đồ nguyên lý XT 474 E7 sau khi đề xuất phương án
73
Hình 3.17: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 E7 phần sự cố sau khi
thực hiện giải pháp
C
C
R
L
T.
DU
Hình 3.18: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 E7 phần BTBD sau khi
thực hiện giải pháp
Xuất tuyến 479 E7: Đề xuất đặt FCO đầu nhánh rẽ đi Thanh Hà, khi công tác trên
nhánh rẽ này, thì sẽ khơng mất điện trên tồn tuyến. 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 chữa.
Hình 3.19: Sơ đồ nguyên lý XT 479 sau khi đề xuất phương án
74
Hình 3.20: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 479 E7 phần sự cố
sau khi thực hiện giải pháp
C
C
R
L
T.
DU
Hình 3.21: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 479 E7 phần BTBD sau khi thực
hiện giải pháp
Xuất tuyến 473 Phong Điền: Đề xuất xây dựng mạch liên lạc đường dây sau
Reccloser 474 An Lỗ và Recloser 471 TC Sịa, đặt dao cách ly rẽ nhánh Bắc
Phước 1, để khi công tác trên nhánh rẽ này không bị mất khách hàng trên
tuyến. 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 chữa.
Hình 3.22: Sơ đồ nguyên lý XT 473 Phong Điền sau khi đề xuất phương án
75
Hình 3.23: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần sự cố
sau khi thực hiện giải pháp
C
C
R
L
T.
DU
Hình 3.24: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần BTBD
sau khi thực hiện giải pháp
Xuất tuyến 474 Điền Lộc: Đề xuất thay LBS471/165A Quảng Ngạn bằng
Recloser, đặt dao cách ly trục chính sau Rec 471 TC Điền Hịa, vì đoạn đường
dây này q dài, nhiều khách hàng lại khơng có thiết bị phân đoạn. 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 chữa.
Hình 3.25: Sơ đồ nguyên lý XT 474 Điền Lộc sau khi đề xuất phương án
76
Hình 3.26: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần sự cố
sau khi thực hiện giải pháp
C
C
R
L
T.
DU
Hình 3.27: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần BTBD
sau khi thực hiện giải pháp
Xuất tuyến 476 Điền Lộc: Đề xuất hoán chuyển Recloser 476/20 Điền Hòa
đến LBS 22-4 Điền Hòa và ngược lại. 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 chữa.
Hình 3.28: Sơ đồ nguyên lý XT 476 Điền Lộc sau khi đề xuất phương án
77
Hình 3.29: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 476 Điền Lộc phần sự cố
sau khi thực hiện giải pháp
C
C
R
L
T.
DU
Hình 3.30: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 476 Điền Lộc phần BTBD
sau khi thực hiện giải pháp
Xuất tuyến 478 Điền Lộc: Đề xuất lắp LBS tại trục chính trước tụ bù Điền
Hương vì đoạn đường dây này quá dài và khách hàng lớn, lại khơng có thiết
bị phân đoạn, thay LBS 95A-4 bằng Recloser. 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 chữa.
Hình 3.31: Sơ đồ nguyên lý XT 478 Điền Lộc sau khi đề xuất phương án
78
Hình 3.32: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 478 Điền Lộc phần sự cố
sau khi thực hiện giải pháp
C
C
R
L
T.
DU
Hình 3.33: Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 478 Điền Lộc phần BTBD
sau khi thực hiện giải pháp
Kết quả tính tốn độ tin cậy các xuất tuyến khi đề xuất lắp các Recloser,
DCL phân đoạn và FCO đầu nhánh rẽ:
Bảng 3.1: Các chỉ tiêu về độ tin cậy của các xuất tuyến sau khi áp dụng giải pháp
Xuất tuyến
474 E7
479 E7
473 Phong
Điền
474 Điền Lộc
476 Điền Lộc
Chỉ
tiêu
Sự cố
BTBD
Sự cố
BTBD
Sự cố
BTBD
Sự cố
BTBD
Sự cố
BTBD
SAIFI
1,040
1,85
0,320
0,730
1,890
3,310
0,950
1,780
1,080
2,050
SAIDI
(phút)
15,600
177,600
9,216
83,22
32,886
361,452
18,810
194,376
18,792
161,13
CAIFI
1,030
1,850
1,000
0,730
1,890
3,310
1,110
1,780
1,190
2,050
CAIDI
(phút)
15,000
96,000
18,800
114,00
17,400
109,2000
19,800
109,200
17,400
78,600
79
Xuất tuyến
478 Điền lộc
Chỉ
tiêu
Sự cố
BTBD
SAIFI
3,520
4,760
SAIDI
(phút)
175,296
419,832
CAIFI
3,520
4,760
CAIDI
(phút)
49,800
88,200
So sánh các chỉ tiêu trước và sau khi thực hiện giải pháp:
Bảng 3.2: Các chỉ tiêu về độ tin cậy trước và sau khi áp dụng giải pháp
Xuất tuyến
474 E7
479 E7
473 Phong
Điền
474 Điền Lộc
476 Điền lộc
478 Điền Lộc
Toàn Điện lực
Quảng Điền
Trước
giải pháp
Sự cố
1,210
SAIDI
(phút)
27,588
BTBD
2,500
Sau
giải pháp
Sự cố
BTBD
Trước
giải pháp
Sự cố
1,040
1,850
0,360
BTBD
0,790
Sau
giải pháp
Sự cố
BTBD
Trước
giải pháp
Sự cố
0,320
0,730
2,550
BTBD
Sau
giải pháp
Sự cố
BTBD
Trước
giải pháp
Chỉ tiêu
SAIFI
1,210
CAIDI
(phút)
22,800
831,000
2,500
332,400
15,600
177,600
10,584
1,030
1,850
1,000
15,000
96,000
29,400
CAIFI
C
C
91,008
0,790
115,200
9,216
83,220
55,080
1,000
0,730
2,830
18,800
114,00
21,600
4,350
595,080
4,350
136,800
Sự cố
1,890
3,310
1,370
32,886
361,452
34,524
1,890
3,310
1,470
17,400
109,2000
25,200
BTBD
2,290
305,028
2,290
133,200
Sau
giải pháp
Sự cố
BTBD
Trước
giải pháp
Sự cố
0,950
1,780
1,270
18,81
194,376
32,766
1,110
1,780
1,370
19,800
109,200
25,800
BTBD
2,390
301,140
2,390
126,000
Sau
giải pháp
Sự cố
BTBD
Trước
giải pháp
Sự cố
1,080
2,050
3,800
18,792
161,13
241,68
1,190
2,050
3,800
17,400
78,600
63,600
BTBD
5,110
597,870
5,110
117,000
Sau
giải pháp
Sự cố
BTBD
49,800
88,200
Sự cố
175,296
419,832
55,859
3,520
4,760
Trước
giải pháp
3,520
4,760
1,778
1,778
31,418
BTBD
2,920
381,430
2,920
130,65
Sự cố
1,490
38,510
1,490
25,870
BTBD
2,490
261,550
2,490
105,10
R
L
T.
DU
Sau
giải pháp
80
Nhận xét đánh giá:
Bảng 3.3: Bảng so sánh các chỉ tiêu thực hiện
Điện lực Quảng Điền
Tính tốn hiện trạng (trước giải pháp)
Tính tốn sau giải pháp
Chỉ tiêu 2019 cơng ty giao
So sánh % (Sau giải pháp/trước giải pháp)
Chỉ tiêu
SAIDI
(phút)
Sự cố
1,778
55,859
BTBD
2,920
381,430
Sự cố
1,490
38,510
BTBD
2,490
261,550
Sự cố
1,61
40,512
BTBD
2,78
315,45
Sự cố
83,8
68,94
BBTBD
85,27
68,57
Sự cố
92,55
95,05
BTBD
89,56
82,91
C
C
R
L
T.
So sánh % (Sau giải pháp/Chỉ tiêu giao)
SAIFI
DU
Từ số liệu bảng 3.3 ta có thể nhận thấy sau khi thực hiện giải pháp thì các chỉ
tiêu SAIDI, SAIFI đều giảm so với trước giải pháp và đạt so với kế hoạch giao năm
2019.
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.
3.3. Kết luận
Ngồi các giải pháp chung trong cơng tác quản lý vận hành để đảm bảo hiệu
quả trong việc giảm sự cố, giảm thời gian mất điện của khách hàng khi có cơng tác;
lắp đặt các đèn cảnh báo sự cố có thể áp dụng hiệu quả cho lưới điện Điện lực Quảng
Điền trong việc nâng cao ĐTC cung cấp điện. Luận văn đã đưa ra giải pháp cụ thể
nhằm nâng cao ĐTC cung cấp điện, bằng cách lắp đặt Recloser, dao cách ly phân
đoạn, FCO đầu nhánh rẽ và mạch vòng liên lạc cho các xuất tuyến 474 E7, 479 E7,
473 Phong Điền, 474 Điền Lộc, 476 Điền Lộc và 478 Điền Lộc.
Tính tốn đánh giá độ tin cậy của lưới điện sau khi áp dụng các giải pháp đề
xuất, kết quả cho thấy các chỉ tiêu độ tin cậy đều giảm và đạt chỉ tiêu do Công ty điện
lực Thừa Thiên Huế giao trong năm 2019, cụ thể là:
81
- SAIFI (sự cố) giảm từ 1,778 lần xuống còn 1,490 lần và SAIFI (BTBD)
giảm từ 2,920 lần xuống còn 2,490 lần, thấp hơn chỉ tiêu giao năm 2019 SAIFI (sự
cố) 1,61 lần và SAIFI (BTBD) là 2,78 lần.
- SAIDI (sự cố) giảm từ 55,859 phút xuống còn 38,510 phút và SAIDI (BTBD)
giảm từ 381,430 phút xuống còn 261,550 phút, thấp hơn chỉ tiêu giao năm 2019
SAIDI (sự cố) 40,512 phút và SAIDI (BTBD) 315,45 phút.
Kết quả giải pháp đã mang lại hiệu quả cho đơn vị, đảm bảo thực hiện tốt các
chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện mà Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế giao.
C
C
DU
R
L
T.
82
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:
Luận văn đề cập đến lưới điện phân phối của Điện lực Quảng Điền tỉnh Thừa
Thiên Huế, đánh giá phân tích các nguyên nhân ảnh hưởng trực tiếp đến ĐTCCCĐ
từ đó đề xuất các giải pháp cụ thể để cải thiện trực tiếp các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI,
CAIFI, CAIDI nhằm thực hiện tốt yêu cầu của Công ty giao cho đơnvị.
Luân văn đã sử dụng các số liệu thống kê tình trạng vận hành lưới điện từ năm
2014 đến năm 2018 để phục vụ trong việc tính tốn, đánh giá ĐTC của đơn vị. Sử
dụng chương trình PSS/ADEPT để tính tốn phân tích lưới điện hiện trạng và sau
khi thực hiện giải pháp lắp them thiết bị phân đoạn và mạch vòng liên lạc. Giải pháp
đã thực hiện tốt yêu cầu về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ, mà Công ty Điện lực Thừa Thiên
Huế giao cho Điện lực Quảng Điền trong năm 2019.
C
C
Đã tính tốn đánh giá độ tin cậy của lưới điện phan phối thuộc Điện lực Quảng
Điền và đề xuất giải pháp lắp đặt Recloser, dao cách ly phân đoạn, FCO đầu nhánh
rẽ và mạch vòng liên lạc cho các xuất tuyến 474 E7, 479 E7, 473 Phong Điền, 474
Điền Lộc, 476 Điền Lộc và 478 Điền Lộc. Tính tốn đánh giá độ tin cậy của lưới điện
sau khi áp dụng các giải pháp đề xuất, kết quả cho thấy các chỉ tiêu độ tin cậy đều
giảm và đạt chỉ tiêu do Công ty điện lực Thừa Thiên Huế giao, cụ thể là:
- SAIFI (sự cố) giảm từ 1,778 lần xuống còn 1,490 lần và SAIFI (BTBD)
giảm từ 2,920 lần xuống còn 2,490 lần, thấp hơn chỉ tiêu giao năm 2019 SAIFI (sự
cố) 1,61 lần và SAIFI (BTBD) là 2,78 lần.
- SAIDI (sự cố) giảm từ 55,859 phút xuống còn 38,510 phút và SAIDI (BTBD)
giảm từ 381,430 phút xuống còn 261,550 phút, thấp hơn chỉ tiêu giao năm 2019
SAIDI (sự cố) 40,512 phút và SAIDI (BTBD) 315,45 phút.
Để mang tính thực tiễn cao hơn, các phương án được đề xuất trong luận văn
R
L
T.
DU
này cần được khảo sát cụ thể, hiệu chỉnh phù hợp với tình trạng thiết bị điện, lưới
điện hiện có.
Độ tin cậy cung cấp điện là một yêu cầu cấp thiết của hệ thống điện trong thời
gian tới, do đó việc thực hiện các giải pháp nhanh chóng và hiệu quả là một mục
tiêu trên hết. Để đáp ứng được yêu cầu đó khơng chỉ cần đầu tư về thiết bị còn phải
nâng cao năng lực quản lý của con người, đây chính là giải pháp quan trọng nhất
trong cơng tác nâng cao ĐTCCCĐ và đảm bảo hiệu quả sản xuất kinh doanh.
Do điều kiện thời gian cũng như khả năng có hạn, do đó nội dung luận văn vẫn
cịn những mặt thiếu sót cần phải nghiên cứu khắc phục thêm.
83
2. Kiến nghị:
Đề tài có thể áp dụng để tính toán cho các lưới điện phân phối khác và trong
trường hợp lưới điện phân phối Điện lực Quảng Điền mở rộng phát triển, thay đổi
kết lưới.
C
C
DU
R
L
T.
84
TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tiếng Việt:
[1] Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện. Nhà xuất bản Khoa học và Kỹ
thuật, Hà Nội.
[2] Nguyễn Hoàng Việt (2002), Đánh giá độ tin cậy trong hệ thống điện. Nhà xuất
bản Đại học Quốc Gia TPHCM.
[3] TS.Trần Tấn Vinh (2009), Chuyên đề cao học các phương pháp tính tốn độ tin
cậy trong hệ thống điện Đà Nẵng.
[4] Tập đoàn Điện lực Việc Nam (2014), Quyết định ban hành Quy định thống kê,
báo cáo sự cố và độ tin cậy lưới điện. Quyết định số: 717/QĐ-EVN Hà Nội
ngày 28/08/2014.
[5] Bộ Công Thương (2015), Thông tư Quy định hệ thống điện phân phối. Thông tư
số : 39/2015/TT-BCT Hà Nội ngày18/11/2015.
C
C
R
L
T.
[6] Điện lực Quảng Điền (2018), Sơ đồ mặt bằng, sơ đồ nguyên lý lưới điện trung áp
Điện lực Quảng Điền. Tài liệu nội bộ - Quảng Điền tháng 06/2018.
DU
[7] Điện lực Quảng Điền (2018), Báo cáo Quản lý kỹ thuật tháng 06/2019. Tài liệu
nội bộ - Quảng Điền tháng 06/2019.
Tiếng Anh:
[8] Distribution Reliability Indices, 6, Edition
[9] Richard E Brown (2002), Electric Power Distribution Reliability, Marcel
Dekker.
[10]
R. Billinton, Distribution System Reliability Evaluation, IEEE tutorial coursePower System Reliability Evaluation.
[11]
Tokyo Electric Power Co (2009), Loss Reduction & Reliability Improvement
in Distribution System.
C
C
DU
R
L
T.
