NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN CẤU TRÚC TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG. LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Tuy Công ty CP Điện lực Khánh Hòa liên tục đầu tư mở rộng lưới điện nhưng do các hạn chế về hành lang tuyến cũng như sự phát triển nhanh chóng của phụ tải thành phố Nha Trang, mật độ dòn

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ HÀNG HẢI

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN CẤU TRÚC TỐI ƯU

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ HÀNG HẢI

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN CẤU TRÚC TỐI ƯU

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60 52 02 02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN TẤN VINH

Đà Nẵng - Năm 2017

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công

bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

LÊ HÀNG HẢI

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN

NGHIÊN LỰA CHỌN CẤU TRÚC TỐI ƯU LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG

Học viên : Lê Hàng Hải Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số: 60520202 Khóa: K33 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa đang triển khai việc đầu tư xây dựng trạm biến

áp 110kV Trung tâm Nha Trang Vì vậy, cần nghiên cứu giải pháp kết nối trạm biến áp này với lưới điện địa phương nhằm khai thác hiệu quả trạm mới Tác giả đã nghiên cứu tình hình phát triển phụ tải, các chỉ tiêu độ tin cây và hiện trạng lưới điện phân phối khu vực phía nam thành phố Nha Trang và dự án xây dựng trạm 110kV Trung tâm Nha Trang để đề xuất các phương án kết nối phía phân phối khả thi Các thông số của lưới điện được thu thập và nhập vào chương trình PSS/ADEPT và MATLAB để phục vụ việc tính toán Từ việc tính toán và so sánh tổn thất điện năng các phương án sẽ lựa chọn được phương án kết nối phù hợp có tổn thất điện năng nhỏ nhất Sau đó, tác giả tiếp tục đi sâu vào tính toán tối ưu hoá cấu trúc lưới điện theo hướng lựa chọn điểm mở tối ưu, vận hành hợp lý hệ thống tụ bù trên lưới cũng như tính toán hiệu quả của việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng

Từ khóa – Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa; độ tin cậy; Nha Trang; cấu trúc; đấu nối

RESEARCHING ON BUILDING SCADA SYSTEM FOR SWITCHGEAR ON MEDIUM VOLTAGE GRID IN KHANH HOA POWER JOINT STOCK COMPANY

Abstract - Khanh Hoa Power Joint Stock Company is constructing a 110kV substation in center

of Nha Trang Therefore, it is necessary to study the solution of connecting this substation with the local distribution power network to efficiently exploit the new station The author has studied the development of additional load, reliability and distribution power network in the southern part

of Nha Trang city and the 110kV substation construction project in center of Nha Trang to propose alternatives The parameters of the grid are collected and entered into the PSS / ADEPT and MATLAB programs for calculations From calculating and comparing power losses, alternatives will choose the right connection option for the lowest power loss Then, the author further optimizes the optimization of the mesh structure in the direction of selecting the optimum opening point, rationalizing the operation of the grid capacitors as well as calculating the efficiency of increasing the reliability

Key words - Khanh Hoa Power Joint Stock Company; center of Nha Trang; power loss;

distribution; network

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN ii

MỤC LỤC iii

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU vi

DANH MỤC CÁC BẢNG vii

DANH MỤC CÁC HÌNH ixix

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 1

3 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu 2

4 Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn 2

5 Tên đề tài 2

6 Phương pháp nghiên cứu 2

7 Cấu trúc của luận văn 3

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ

NHA TRANG 4

1.1 ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN – XÃ HỘI THÀNH PHỐ NHA TRANG 4

1.1.1 Đặc điểm tự nhiên và dân số của thành phố Nha Trang 4

1.1.2 Đặc điểm tốc độ tăng trưởng kinh tế, thành phần kinh tế của tỉnh

Khánh Hòa 4

1.2 ĐẶC ĐIỂM LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ

NHA TRANG 5

1.2.1 Hiện trạng các nguồn điện 5

1.2.2 Hiện trạng lưới điện 6

1.2.3 Đặc điểm phụ tải và tăng trưởng phụ tải 8

1.3 TÌNH HÌNH MANG TẢI LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG 8

1.3.1 Tình hình mang tải các nguồn điện 8

1.3.2 Tình hình mang tải các xuất tuyến phân phối 9

1.4 CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN TẠI THÀNH PHỐ NHA TRANG 10

1.4.1 Kết quả thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện năm 2016 của Điện lực Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên 10

1.4.2 Các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện năm 2017 của Điện lực Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên 10

1.5 DỰ ÁN TRẠM 110KV TRUNG TÂM NHA TRANG 11

1.5.1 Vị trí quy hoạch xây dựng 11

1.5.2 Quy mô dự án 11

1.5.3 Tiến độ dự kiến 11

1.6 KẾT LUẬN 12

CHƯƠNG 2 CÁC TIÊU CHÍ LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC KẾT LƯỚI 13

2.1 TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 13

2.1.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện 13

2.1.2 Nguyên tắc phân tích tổn thất 14

2.1.3 Sự phân tán, công suất dự trữ và tổn thất trên tổn thất 15

2.1.4 Tính kinh tế của việc giảm tổn thất 16

2.2 TỔN THẤT ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 18

2.2.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất điện áp trong hệ thống cung cấp điện phân phối 18

2.2.2 Các phương pháp tính tổn thất điện áp trong lưới điện phân phối 18

2.2.3 Giới hạn điện áp vận hành và điện áp cung cấp cho khách hàng 21

2.3 ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN PHÂN PHỐI 22

2.3.1 Khái niệm chung về về độ tin cậy cung cấp điện 22

2.3.2 Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện 22

2.3.3 Các phương pháp đánh giá độ tin cậy 25

2.4 TÍNH TOÁN KINH TẾ MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 32

2.4.1 Sự phát triển kinh tế của hệ thống điện phân phối 32

2.4.2 Suất chi phí cố định hàng năm 33

2.4.3 Chi phí đầu tư 33

2.4.4 Chi phí vận hành 34

2.4.5 Hàm mục tiêu trong so sánh phương án 35

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH LƯỚI ĐIỆN HIỆN TRẠNG VÀ ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN KẾT LƯỚI PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG CÓ XÉT ĐẾN TRẠM ETT 36

3.1 PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN 36

3.2 TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN HIỆN TRẠNG 38

3.2.1 Thông số đầu vào 38

3.2.2 Kết quả tính toán các chế độ vận hành 44

3.2.3 Độ tin cậy cung cấp điện hiện trạng 47

3.2.4 Các tồn tại của điện hiện trạng 50

3.3 CÁC PHƯƠNG ÁN KẾT LƯỚI KHẢ THI 51

3.4 SO SÁNH LỰA CHỌN PHƯƠNG ÁN KẾT LƯỚI TỐI ƯU 60

3.5 KẾT LUẬN 64

CHƯƠNG 4 TÍNH TOÁN TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG 65

4.1 LỰA CHỌN ĐIỂM MỞ CÁC MẠCH VÒNG TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 65 4.2 VẬN HÀNH HỢP LÝ TỤ BÙ TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 66 4.3 ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN TRONG VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 71

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 74 TÀI LIỆU THAM KHẢO 76 PHỤ LỤC

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

- SAIDI _ System Average Interuption Duration Index: Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống

- SAIFI _ System Average Interuption Frequency Index: Tần suất trung bình ngừng cung cấp điện của hệ thống

- CAIDI _ Customer Average Interuption Duration Index: Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình cho phụ tải

- CAIFI _ Customer Average Interuption Frequency Index: Tần suất trung bình ngừng cung cấp điện cho phụ tải

- TOPO _ Tie Open Point Optimization: Xác định điểm dừng tối ưu

- CAPO _ Optimal Capacitor Placement: Tối ưu vị trí lắp đặt tụ bù

- E27: Trạm biến áp 110kV Mã Vòng 110/35/22kV - 2*63MVA

- EBT: Trạm biến áp 110kV Bình Tân 110/22kV - 40MVA

- ETT: Trạm biến áp 110kV Trung tâm Nha Trang 110/22kV-2*63MVA

- LBS _ Load Break Switch: Dao cắt có tải

- REC: Recloser

- MC: Máy cắt

- CD: Dao cách ly

- LPP: Lưới phân phối

- ΔA: Tổn thất điện năng

- KCN: Khu công nghiệp

- MBA: Máy biến áp

- Amđ : Sản lượng điện không cung cấp được

- TĐK : Thí nghiệm định kỳ

DANH MỤC CÁC BẢNG

Số

1.1 Sản lượng và tổn thất của ĐL Trung tâm Nha Trang và Vĩnh

1.2 Hiện trạng mang tải của các xuất tuyến 9

1.5 Chỉ tiêu độ tin cậy giai đoạn 2018 đến 2020 10

3.2 Snapshot relative duration của phụ tải CC 43 3.3 Snapshot relative duration của phụ tải HC 43 3.4 Snapshot relative duration của phụ tải DV 44 3.5 Snapshot relative duration của phụ tải CN 44

3.11

Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện hiện trạng 48

3.13 So sánh tình trạng mang tải trước và sau phương án 1 54 3.14 Điện áp cực tiểu các xuất tuyến trước và sau phương án 1 54 3.15

Điện áp cực tiểu các xuất tuyến trạm ETT của phương án 1 55 3.16 So sánh tình trạng mang tải trước và sau phương án 2 56 3.17 Điện áp cực tiểu các xuất tuyến trước và sau phương án 2 56 3.18

Điện áp cực tiểu các xuất tuyến trạm ETT của phương án 2 57 3.19 So sánh tình trạng mang tải trước và sau phương án 3 58 3.20 Điện áp cực tiểu các xuất tuyến trước và sau phương án 3 59 3.21

Điện áp cực tiểu các xuất tuyến trạm ETT của phương án 3 59 3.22 Kết quả tính toán tổn thất điện năng của phương án 1: 60

Số

3.23 Kết quả tính toán tổn thất điện năng của phương án 2: 61 3.24 Kết quả tính toán tổn thất điện năng của phương án 3 62 4.1 Kết quả tính toán tổn thất điện năng sau khi tối ưu hoá điểm

DANH MỤC CÁC HÌNH

Số hiệu

2.1 Véctơ tổn thất và thành phần thực U 19 2.2 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây 1 phụ tải 19 2.3 Sơ đồ nguyên lý và thay thế đường dây liên thông cấp điện

2.5 Sơ đồ tính toán độ tin cậy của sơ đồ nối tiếp 26 2.6 Sơ đồ tính toán độ tin cậy của sơ đồ song song 27 2.7 Sơ đồ tính toán độ tin cậy theo phương pháp đường tối

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Lưới điện phân phối khu vực trung tâm thành phố Nha Trang cơ bản đã được đầu

tư xây dựng từ năm 1999 Tuy Công ty CP Điện lực Khánh Hòa liên tục đầu tư mở rộng lưới điện nhưng do các hạn chế về hành lang tuyến cũng như sự phát triển nhanh chóng của phụ tải thành phố Nha Trang, mật độ dòng điện trên một số xuất tuyến đã vượt quá mật độ dòng kinh tế nên tỷ lệ tổn thất trên lưới phân phối ngày một tăng Trên lưới điện đã xuất hiện nhiều phần tử quá tải, ảnh hưởng đến năng lực cấp điện cho khách hàng, đặc biệt là trong chế độ N-1

Từ năm 2015, định hướng chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Tổng Công ty Điện lực Miền Trung (EVN CPC) là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng Vì vậy các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện là tiêu chí quan trọng hàng đầu trong công tác sản xuất của Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa Để cải thiện được các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện, bên cạnh các giải pháp tổ chức thì chất lượng và năng lực cấp điện của lưới điện là yếu tố quyết định

Mặt khác, sân bay Nha Trang rộng 186,86 ha đã được UBND tỉnh Khánh Hòa quy hoạch thành Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài chính- Du lịch Nha Trang Ngày 12/10/2016, UBND tỉnh Khánh Hòa đã có quyết định giao một phần đất tại sân bay Nha Trang cho Công ty CP tập đoàn Phúc Sơn để thực hiện dự án Hiện nay, Công ty

CP tập đoàn Phúc Sơn đang đẩy nhanh thực hiện dự án và đang thi công các công trình trọng điểm như đường giao thông vành đai và nút giao thông Ngọc Hồi Theo quy hoạch chi tiết Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài chính- Du lịch Nha Trang đã được UBND tỉnh Khánh Hòa phê duyệt, ngành điện được quy hoạch một lô đất phục vụ việc xây dựng trạm điện 110kV cấp điện cho dự án và khu vực lân cận

Đảm bảo mục tiêu “điện đi trước một bước”, từ năm 2016 Công ty đã triển khai các bước chuẩn bị đầu tư xây dựng trạm 110kV Trung tâm Nha Trang (ETT) nhằm kịp thời đáp ứng nhu cầu của phụ tải Vì vậy, việc lựa chọn phương án kết lưới hợp lý sau khi đóng điện trạm ETT theo hướng tối ưu hóa về mặt tổn thất đồng thời nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cũng như thuận lợi trong việc vận hành lưới điện phân phối khu vực phía nam thành phố Nha Trang cần phải được tính toán chi tiết và chính xác Xuất

phát từ các lý do nêu trên, đề tài “Nghiên cứu lựu chọn cấu trúc tối ưu lưới điện

phân phối phía nam thành phố Nha Trang” được đề xuất nghiên cứu Đây cũng là

một vấn đề thường xuyên được các cán bộ kỹ sư, điều độ viên vận hành lưới điện phân phối quan tâm nghiên cứu

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là hiện trạng lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang và trạm ETT đang được đầu tư xây dựng; Các chế độ vận hành

hệ thống điện, các phương án xây dựng cải tạo lưới phân phối khu vực khi đưa vào vận hành trạm ETT mới xây dựng

- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là tập trung vào việc tính toán và đề xuất phương án kết lưới phù hợp cho lưới điện phân phối khu vực phía nam thành phố Nha Trang sau khi đưa trạm ETT vào vận hành Đề xuất các giải pháp hợp lý hóa lưới điện nhằm cải thiện các các chỉ tiêu về tổn thất, độ tin cậy

3 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu

- Thu thập cơ sở dữ liệu về nguồn và phụ tải lưới điện phân phối thuộc phạm vi nghiên cứu để xây dựng được đồ thị phụ tải điển hình đặc trưng cho lưới phân phối thành phố Nha Trang

- Tính toán và đánh giá hiệu quả các chế độ vận hành lưới điện hiện tại Phân tích nguyên nhân hạn chế

- Tính toán đề xuất phương án xây dựng, đấu nối và kết lưới phù hợp cho lưới điện phân phối sau trạm ETT trên các tiêu chí tổn thất điện năng, chất lượng điện áp,

độ tin cậy cung cấp điện và giá trị đầu tư

4 Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn

Do sự hình thành Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài chính- Du lịch Nha Trang và

sự tăng trưởng phụ tải nhanh chóng của thành phố Nha Trang, nhu cầu phụ tải tương lai của khu vực vượt xa khả năng đáp ứng của lưới điện hiện hữu Theo tiêu chí “điện

đi trước một bước”, việc xây dựng thêm một trạm 110kV để đáp ứng nhu cầu phụ tải của khu vực phải được triển khai ngay Cùng với đó, việc nghiên cứu đề xuất phương

án kết lưới sau trạm ETT là nhu cầu rất bức thiết

Việc tổ chức lại lưới điện thành phố Nha Trang sẽ mang lại hiệu quả thiết thực trong công tác giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng

5 Tên đề tài

Căn cứ vào mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu trên, đề tài được đặt tên:

“Nghiên cứu lựu chọn cấu trúc tối ưu lưới điện phân phối phía nam thành phố

Nha Trang”

6 Phương pháp nghiên cứu

- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu, sách báo, giáo trình,…viết về vấn đề tính toán xác định tổn thất điện năng, tổn thất điện áp và các chỉ

số độ tin cậy cung cấp điện

Phương pháp thực nghiệm: Áp dụng các lý thuyết đã nghiên cứu, sử dụng phần mềm PSS/ADEPT, MATLAB để tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng và độ tin cậy nhằm đề xuất phương án xây dựng, đấu nối và tổ chức kết lưới các xuất tuyến phân phối sau trạm ETT

7 Cấu trúc của luận văn

Ngoài phần mở đàu, kết luận, tài liệu tham khảo và phụ lục trong luận văn gồm

có các chương như sau :

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG

CHƯƠNG 2 CÁC TIÊU CHÍ LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC KẾT LƯỚI

CHƯƠNG 3 TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH LƯỚI ĐIỆN HIỆN TRẠNG VÀ ĐỀ

XUẤT PHƯƠNG ÁN KẾT LƯỚI PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA

TRANG CÓ XÉT ĐẾN TRẠM ETT

CHƯƠNG 4 TÍNH TOÁN TỐI ƯU HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA

NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ

NHA TRANG

Để hợp lý hóa lưới điện một khu vực, trước tiên cần tìm hiểu đặc điểm của khu

vực đó về nhiều mặt Việc nắm vững đặc điểm của khu vực giúp cho việc quy hoạch,

đề xuất và lựa chọn phương án được chính xác và lưới điện cũng đáp ứng được nhu

cầu của phụ tải trong dài hạn Một số đặc điểm trọng yếu ảnh hưởng đến việc vận hành

lưới điện sẽ được trình bày sau đây

1.1 ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN – XÃ HỘI THÀNH PHỐ NHA TRANG

1.1.1 Đặc điểm tự nhiên và dân số của thành phố Nha Trang

Thành phố Nha Trang có diện tích tự nhiên xấp xỉ 251km2 với dân số 420.521

người (năm 2016), toàn bộ phía đông giáp biển Đông, phía bắc giáp huyện Ninh Hoà,

phía Tây giáp huyện Diên Khánh, phía Nam giáp huyện Cam Lâm Nha Trang gồm 27

đơn vị hành chính, trong đó có 19 phường nội thành Thành phố Nha Trang là trung

tâm chính trị, kinh tế, văn hóa, khoa học kỹ thuật của tỉnh Khánh Hòa và có vị trí quan

trọng về an ninh quốc phòng Ngày 22.04.2009 Nha Trang đã được Thủ tướng Chính

phủ ký quyết định công nhận đô thị loại I trực thuộc tỉnh Khánh Hòa, đây là 1 trong 6

đô thị loại I trực thuộc tỉnh trong cả nước

Thành phố Nha Trang được biết đến như một trung tâm du lịch của cả nước với

tiềm năng biển dồi dào và là điểm đến có sức thu hút lớn đối với du khách quốc tế Là

trung tâm khoa học kỹ thuật, giáo dục đào tạo và dịch vụ của vùng Duyên hải Nam

Trung bộ và vùng Tây Nguyên, Nha Trang tập trung nhiều cơ quan nghiên cứu như

Viện Hải Dương học, Viện Pasteur, Trung tâm Thủy Sản 3, có nhiều trường Đại học,

Cao đẳng như Đại học Nha Trang, Học viện Hải Quân, Chi nhánh Đại học Hồng

Bàng, Đại học Thái Bình Dương, Đại học Khánh Hòa, Đại học Tôn Đức Thắng

Khí hậu Nha Trang tương đối ôn hòa, do nằm ở khu vực duyên hải Nam Trung

bộ nên thường có 2 mùa rõ rệt: mùa nắng và mùa mưa Mùa mưa ngắn, thường kéo dài

từ giữa tháng 9 đến giữa tháng 12 dương lịch, tập trung vào 2 tháng 10 và tháng 11,

chiếm khoảng 75% tổng lượng mưa cả năm Những tháng còn lại là mùa nắng Giờ

nắng hàng năm trung bình 2.600 giờ và nhiệt độ trung bình năm là 26.70C Riêng trên

đỉnh núi Hòn Bà (cách Nha Trang 30 km đường chim bay) có khí hậu như Đà Lạt và

Sa Pa Độ ẩm tương đối khoảng 80,5%

1.1.2 Đặc điểm tốc độ tăng trưởng kinh tế, thành phần kinh tế của tỉnh Khánh Hòa

Tốc độ tăng trưởng GDP trên địa bàn tỉnh Khánh Hòa trong năm 2016 ước đạt

9,31%, trong đó giá trị sản xuất công nghiệp - xây dựng tăng 8,82%, nông, lâm, thuỷ

sản tăng 2.69%; dịch vụ tăng 7.69% Tổng sản phẩm trên địa bàn Tỉnh (GRDP) giá

thực tế năm 2016 đạt 57.032,97 tỷ đồng Tổng thu ngân sách nhà nước trên địa bàn

năm 2016 đạt 18.096 tỷ đồng Mức tăng trưởng kinh tế bình quân giai đoạn 2010 –

2015 đạt 6,48%/năm; Tỷ lệ hộ nghèo giảm năm 2016 còn dưới 2%

Hoạt động thương mại và dịch vụ ở địa phương phát triển sôi động và tiếp tục có

tốc độ tăng trưởng cao Năm 2016, tổng mức bán lẻ hàng hóa và doanh thu dịch vụ

toàn Tỉnh đạt 74.160 tỷ đồng, tăng 15% so với cùng kỳ năm trước Tổng doanh thu du

lịch năm 2016 đạt 12.998 tỷ đồng, tăng 16,43% so cùng kỳ năm trước Khách lưu trú

được 4.528 nghìn lượt với 10.468 nghìn ngày khách lưu trú, tăng lần lượt 12,32% và

14,39%, trong đó khách quốc tế được 1.163 nghìn lượt với 3.654 nghìn ngày, tăng lần

lượt 22,27% và 25,96% so với cùng kỳ năm trước

Cơ cấu kinh tế chủ yếu là công nghiệp, dịch vụ – du lịch và sản xuất nông lâm

thủy sản với tỷ trọng năm 2016 như sau:

- Dịch vụ – du lịch : 47,3%

- Công nghiệp – xây dựng : 41,42%

- Nông – lâm – thủy sản : 11,28%

Năm 2017, Khánh Hòa phấn đấu duy trì tốc độ tăng trưởng ổn định và bền vững

Theo đó, Khánh Hòa đặt mục tiêu tốc độ tăng trưởng kinh tế (GRDP) tăng 6,5 - 7,0%

Trong đó, GRDP theo ngành kinh tế tăng 7,0%-7,5%; GRDP bình quân đầu người đạt

50,5 triệu đồng; Giá trị sản xuất công nghiệp - xây dựng tăng 8,8%; Chỉ số sản xuất

công nghiệp tăng 7,5%; Giá trị sản xuất nông, lâm, thủy sản tăng 2,8%; Giá trị dịch vụ

(chưa bao gồm các loại thuế) tăng 7,8%

Nha Trang là thành phố du lịch, trong năm qua hoạt động kinh doanh thương mại

– dịch vụ phát triển ổ định cả về loại hình và quy mô hoạt động Tổng mức bán lẻ hàng

hóa và dịch vụ tiêu dùng năm 2016 ước đạt 30.154,75 tỷ đồng, tăng 18,37% so với

năm 2015

Giá trị thương mại dịch vụ của thành phố Nha Trang năm 2016 ước đạt 49.764,75

tỷ đồng, tăng 19,17% so với năm trước Trong đó doanh thu từ hoạt động du lịch đạt

5.417,21 tỷ đồng, tăng 20,15% so với năm 2016 Ước trong năm 2016 có khoảng

4.231.240 lượt khách du lịch đến Nha Trang, tăng 14,1% so với năm trước, trong đó

khách quốc tế là 1.045.000 lượt, tăng 16,93% so với năm trước

1.2 ĐẶC ĐIỂM LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH PHỐ NHA TRANG

1.2.1 Hiện trạng các nguồn điện

Lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang được quản lý bởi các Điện

lực trực thuộc Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa gồm: Điện lực Trung tâm Nha

Trang và Điện lực Vĩnh Nguyên Năm 2016, sản lượng điện nhận khu vực nam Nha

Trang đạt 697.048.540kWh chiếm 35,1% sản lượng toàn tỉnh Khánh Hòa Một số các

chỉ tiêu cơ bản như sau:

Bảng 1.1 Sản lượng và tổn thất của ĐL Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên năm

2015 và 2016

Sản lượng điện nhận (kWh) 6 9,4 7,64 697,048,540 87,640,894 Sản lượng điện thương phẩm (kWh) 5 5,9 7,95 673,589,621 87,631,671

Trước năm 2000, lưới điện phân phối Nha Trang chủ yếu là lưới 6,6kV và lưới 15kV được cấp điện từ trạm biến áp 110kV-25MVA Mã Vòng và Nhà máy điện diezen Chụt có công suất 10MW

Sau đó, được sự cho vay ưu đãi của các tổ chức tín dụng quốc tế như WB, ADB…lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang đã được nâng cấp cải tạo Đến thời điểm hiện nay, về cơ bản lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang hầu hết đã chuyển sang vận hành ở cấp điện áp 22kV và có thể nhận điện từ 2 trạm biến áp:

- Trạm 110kV Mã Vòng E27 (110/35/23kV) - 2x63MVA

- Trạm 110kV Bình Tân EBT (110/23/11kV) – 1x40 MVA

Về nguồn phát điện diesel tại chỗ, hiện KDL Vinpearl Nha Trang trên đảo Hòn Tre có tổng công suất phát khả dụng khoảng 14MW, đủ khả năng cấp điện cho toàn bộ đảo Hòn Tre

1.2.2 Hiện trạng lưới điện

Tính đến thời điểm 2017, lưới điện trung áp khu vực Nha Trang bao gồm 2 cấp điện áp là 35kV và 22kV Lưới điện 35kV chỉ cấp điện một số trạm biến áp khách hàng có công suất lớn (các khách sạn lớn dọc bờ biển Nha Trang)

Lưới điện 22kV phần lớn tuy được cải tạo đồng thời nhưng qua thời gian vận hành lâu nên chất lượng và độ tin cậy giảm sút Các đường trục sử dụng dây bọc XLPE có tiết diện lớn (185mm2) và bán kính cung cấp điện hợp lý Chúng được chia thành các xuất tuyến nhỏ nối liên kết với nhau bằng các dao cách ly, LBS hay REC liên lạc Sơ đồ lưới điện như phụ lục 5 đính kèm

a Trạm 110kV Mã Vòng có các xuất tuyến sa :

Tuyến 471: Cấp cho khu vực trung tâm thành phố Tổng chiều dài toàn tuyến 6,89km với 52 trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV có công suất đặt 17.41MVA Tuyến 471-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 472-473-479-E27

Tuyến 472: Cấp điện một số phụ tải quan trọng như các cơ quan lãnh đạo của Tỉnh, bệnh viện, công an đường trục xuất tuyến này đi song song với tuyến 374-E27 trên cùng một trụ và cấp điện cho 66 trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV với công suất đặt 19,721 MVA Tổng chiều dài đường dây là 8,33km Tuyến 472-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-474-E27, 474-E31

- Tuyến 473: Cấp cho 44 trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV với tổng công suất đặt

là 26,835 MVA Tuyến 473-474-E27 cấp điện cho khu vực phía bắc Sân bay Nha Trang Tổng chiều dài toàn tuyến là 7,595km Tuyến 473-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-474-485-E27

- Tuyến 474: Với tổng chiều dài toàn tuyến là 7,963km, tuyến 474 cấp điện cho

77 trạm biến áp 22/0,4kV có tổng công suất đặt là 24,28 MVA Tuyến 474-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 472-484-485-E27

- Tuyến 477: Đi chung trụ với tuyến 478-E27 Hai xuất tuyến 477-478-E27 cấp điện cho khu vực phía tây và phía nam sân bay Nha Trang Chiều tuyến 477 là 23,11

km, cấp điện cho 78 trạm biến áp với công suất đặt là 24,725MVA Tuyến 477-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 473-484-E27 và 471-479-481-EBT

- Tuyến 478: Đi chung trụ với tuyến 477-E27 Hai xuất tuyến 477-478-E27 cấp điện cho khu vực phía tây và phía nam sân bay Nha Trang Chiều tuyến 478 là 7,375

km, cấp điện cho 48 trạm biến áp với công suất đặt là 13,515MVA Tuyến 478-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 485-E27 và 477-479-481-EBT

- Tuyến 479: có chiều dài trục chính là 8,081km Tuyến 479 chỉ cấp điện cho 39 trạm biến áp với tổng công suất đặt 13,73 MVA Tuyến 479-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-E27 và 472-E31

- Tuyến 484: Cấp cho khu vực phía bắc Sân bay Nha Trang, với tổng chiều dài toàn tuyến là 11,259km, cấp điện cho 61 trạm biến áp với tổng công suất đặt 28,66 MVA Tuyến 474-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 474-477-485-E27

- Tuyến 485: Cấp cho khu vực phía nam Sân bay Nha Trang, với tổng chiều dài toàn tuyến là 11.259km, cấp điện cho 56 trạm biến áp với tổng công suất đặt 19,557 MVA Tuyến 475-E27 có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 474-478-484-E27

b Trạm EBT có các xuất tuyến 22kV như sa :

- Trạm EBT cấp điện cho khu vực phía tây nam và nam sân bay Nha Trang với các phụ tải đặc điểm như sau:

- Tuyến 471: cấp điện cho 91 trạm biến áp phụ tải có tổng công suất đặt 19,07MVA, với chiều dài là 27,724km Tuyến 471-EBT có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 477-E27

- Tuyến 473: Có cấu trúc hình tia cấp điện cho 58 trạm biến áp phụ tải thuộc khu vực Sông Lô-Phước Đồng, tổng công suất đặt 25,417MVA và chiều dài là 22,423km Tuyến 473-EBT có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 471-EBĐ

- Tuyến 475: Cấp điện cho 24 trạm biến áp 22/0,4kV, tổng công suất đặt 9,722 MVA Đây là một trong hai xuất tuyến cấp điện cho KDL Vinpearl Chiều dài là 17,804km chủ yếu là cáp ngầm, tuyến có thể được nối vòng với tuyến 477 để tăng khả năng cung cấp điện trong các trường hợp cần thiết qua cầu dao 475-477-EBT/107 Ngoài ra tuyến 475-EBT có thể kết nối với tuyến 481-EBT tại trạm cắt Phú Quý

- Tuyến 477: phần lớn đường trục đi chung trụ với tuyến 475-EBT và kết nối

với tuyến 476 trạm F5D, với chiều dài là 9,419km Tuyến 475-EBT cấp điện cho 41

trạm biến áp phụ tải 22/0,4kV có công suất đặt là 14,89 MVA Tuyến 477-EBT có khả

năng liên lạc với các xuất tuyến 475-479-481-EBT và xuất tuyến 478-E27

- Tuyến 479: Cấp điện cho 20 trạm biến áp 22/0,4kV, tổng công suất đặt 5,72

MVA Xuất tuyến có chiều dài là 8,3km Tuyến 479-EBT có khả năng liên lạc với các

xuất tuyến 477-481-EBT và xuất tuyến 477-478-E27

- Tuyến 481: cùng xuất tuyến 475 cấp điện cho KDL Vinpearl Cấp điện cho 18

trạm biến áp 22/0,4kV, tổng công suất đặt là 8,9MVA Xuất tuyến có chiều dài là

8,3kM Xuất tuyến có khả năng liên lạc với các xuất tuyến 475-477-479-EBT, 477-E27

Tất cả các xuất tuyến 22kV lưới phân phối khu vực thành phố Nha Trang được

kết mạch vòng với nhau như đã trình bày ở trên Nhưng trong thực tế cũng như các

lưới phân phối thông thường, chủ yếu chúng được vận hành dưới dạng hình tia để đảm

bảo các điều kiện kinh tế - kỹ thuật

1.2.3 Đặc điểm phụ tải và tăng trưởng phụ tải

Với những đặc điểm kinh tế xã hội như đã trình bày ở trên, lưới điện phân phối

thành phố Nha Trang chủ yếu cấp cho các nhóm phụ tải sau:

- Phụ tải sinh hoạt công công

- Phụ tải thương mại dịch vụ bao gồm văn phòng, cửa hàng, khách sạn, trung tâm

mua sắm, giải trí…

- Phụ tải công nghiệp nhỏ (CN) bao gồm thực phẩm - ăn uống, may mặc, đông

lạnh…

- Phụ tải hành chính bao gồm các công sở, các cao ốc văn phòng, văn phòng đại

diện, trụ sở làm việc các doanh nghiệp, …

Các phụ tải công nghiệp lớn thường ít được phép xây dựng trong thành phố

Chúng được qui hoạch thành những khu công nghiệp nhỏ (KCN Suối Dầu, Diên Phú,

Ninh Thuỷ…) và có những xuất tuyến riêng cấp điện cho các khu vực này

Tốc độ tăng trưởng bình quân hàng năm của phụ tải năm 2016 của Điện lực Vĩnh

Nguyên là 17,01%, Điện lực Trung tâm Nha Trang là 13,84% Năm 2016, phụ tải cực

đại rơi vào tháng 8 với công suất 325MW và và phụ tải cực tiểu rơi vào tháng 02 với

công suất 130MW

1.3 TÌNH HÌNH MANG TẢI LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI PHÍA NAM THÀNH

PHỐ NHA TRANG

1.3.1 Tình hình mang tải các nguồn điện

Lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang hiện được cung cấp bởi hai

trạm 110kV với công suất lắp máy như sau:

- Trạm biến áp 110kV Nha Trang: trạm hiện đang có hai MBA 115/38.5/24kV -

63MVA Hiện hai máy đang được vận hành song song phía 110kV và 22kV Phụ tải

phía 35kV được cấp điện bới MBA T1 Trong năm 2017 trạm đang vận hành tối đa ở

mức khoảng 75% định mức, khoảng 94MVA

- Trạm biến áp 110kV Bình Tân: trạm hiện có 01 MBA 115/24/11kV -40MVA

Hiện trạm đang vận hành ở mức gần đầy tải Trong năm 2017 trạm đang vận hành tối

đa ở mức khoảng 90% định mức, khoảng 36MVA

Có thể thấy mức mang tải của hai trạm biến áp là rất cao Hiện hai trạm đã không

đủ năng lực cấp điện cho phụ tải khu vực phía nam thành phố Nha Trang khi phải đưa

một MBA bất kỳ ra khỏi vận hành Điều này ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện

cho khách hàng trong chế độ N-1 Đồng thời, tốc độ tăng trưởng phụ tải của khu vực

trong thời gian tới ước đạt khoảng 10%/năm thì trong trong năm 2018 hai trạm biến áp

sẽ không thể đáp ứng nhu cầu cấp điện cho khách hàng

1.3.2 Tình hình mang tải các xuất tuyến phân phối

Công suất cực đại các xuất tuyến trong một ngày điển hình thàng 5/2017

như sau:

Bảng 1.2 Hiện trạng mang tải của các xuất tuyến

Trạm Xuất tuyến PMax (MW) QMax (MVA) Ghi chú

Từ bảng trên nhận thấy hầu hết các xuất tuyến đều đang vận hành ở mức gần với

Jkt (theo quy phạm trang bị điện năm 2006) Mặc dù các tuyến đã được xây dựng dạng

mạch vòng vận hành hình tia, như việc mang tải ở mức cao cũng làm giảm độ tin cậy

cung cấp điện của các xuất tuyến đặc biệt là trong chế độ N-1 và khả năng hỗ trợ giữa

các tuyến bị hạn chế do công suất phụ tải quá cao

Hiện nay, lưới điện ở Nha Trang đã khá dày đặc, việc xây dựng một xuất tuyến mới để hỗ trợ cho lưới điện hiện hữu là rất khó khăn trong việc xin phép Thành phố về hành lang tuyến Vì vậy, cùng với việc xây dựng trạm 110kV Trung tâm Nha Trang, việc đấu nối các xuất tuyến phân phối từ trạm này cũng sẽ giải quyết về cơ bản về vấn

đề cung cấp điện cho lưới địa phương trong chế độ N-1

1.4 CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN TẠI THÀNH PHỐ NHA TRANG

1.4.1 Kết quả thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện năm 2016 của Điện lực Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên

Kết quả thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy năm 2016 của Điện lực Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên như sau:

Bảng 1.3 Chỉ số độ tin cậy năm 2016

(phút/KH)

SAIFI (lần/KH)

MAIFI (lần/KH)

ĐL Trung tâm Nha Trang 61,494 958.685 10.108 0.388

1.4.2 Các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện năm 2017 của Điện lực Trung tâm Nha Trang và Vĩnh Nguyên

Kế hoạch năm 2017 do KHPC giao cho các Điện lực như sau:

Bảng 1.4 Chỉ tiêu độ tin cậy năm 2017

(phút/KH)

SAIFI (lần/KH)

MAIFI (lần/KH)

Theo yêu cầu của EVNCPC, nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện thông qua việc giảm các chỉ số SAIFI, SAIDI, MAIFI với chỉ tiêu cụ thể năm sau giảm ít nhất 10% so với năm trước Đến năm 2020, chỉ số SAIDI đạt 400 phút/năm Dự kiến lộ trình giảm các chỉ số độ tin cậy từng năm như sau:

Bảng 1.5 Chỉ tiêu độ tin cậy giai đoạn 2018 đến 2020

Năm

SAIDI (phút/KH)

SAIFI (lần/KH)

MAIFI (lần/KH)

SAIDI (phút/KH)

SAIFI (lần/KH)

MAIFI (lần/KH)

Để đạt được mục tiêu trên, KHPC đã triển khai đồng bộ nhiều giải pháp Trong

đó giải pháp quản lý vận hành và hoàn thiện lưới điện được xem là giải pháp then chốt Việc đầu tư xây dựng trạm biến áp 110kV Trung tâm Nha Trang dự kiến đưa vào vận hành năm 2018 là điều kiện thuận lợi cho việc kết lưới hợp lý hệ thống điện phân phối Nha Trang và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

1.5 DỰ ÁN TRẠM 110KV TRUNG TÂM NHA TRANG

1.5.1 Vị trí quy hoạch xây dựng

Theo quy hoạch chi tiết tỷ lệ 1/500 Trung tâm Đô thị - Dịch vụ - Tài chính- Du lịch Nha Trang của Tập đoàn Phúc Sơn lập và đã được ``UBND Tỉnh phê duyệt, có

bố trí lô đất ký hiệu HTKT dành cho mục đích bố trí công trình hạ tầng kỹ thuật Trạm biến áp 110kV Trung tâm Nha Trang dự kiến sẽ được xây dựng tại khu đất dành cho mục đích bố trí hạ tầng kỹ thuật nêu trên Lô đất này cách đường Vân Đồn khoảng 80m về phía Bắc và tiếp giáp đường Lê Hồng Phong về phía Tây

1.5.2 Quy mô dự án

Đường dây đấu nối 110kV dự kiến có điểm đầu là đường dây trên không 110kV Nha Trang – 220kV Nha Trang hiện có và điểm cuối là ngăn xuất tuyến tại trạm 110kV Trung tâm Nha Trang Khối lượng đầu tư xây dựng công trình như sau:

- Cấp điện áp: 110/22kV

- Công suất: quy mô 2 MBA 110/22kV, công suất 2*63MVA Giai đoạn đấu lắp trước 01 MBA 63MVA

- Diện tích xây dựng trạm: khoảng 3200m2

- Đường dây đấu nối 110kV: xây dựng đường dây cáp ngầm mạch kép dài 1.76km

o 16 tủ máy cắt xuất tuyến

o 01 tủ máy cắt phân đoạn

- Kiểu trạm: kiểu nửa ngoài trời, nửa trong nhà Thiết bị 110kV loại ngoài trời công nghệ compact hợp bộ (do trạm nằm trong khu trung tâm đô thị, diện tích xây dựng khá hạn chế), máy biến áp đặt ngoài trời Các tủ bảo vệ, tủ phân phối 22kV đặt trong nhà điều hành Trạm được xây dựng theo tiêu chí trạm biến áp không người trực

1.5.3 Tiến độ dự kiến

Hiện công trình đã hoàn tất việc khảo sát thực địa và xin quỹ đất Công ty đang xúc tiến việc bố trí vốn đầu tư và thiết kế chi tiết trạm điện Dự kiến công trình sẽ hoàn tất việc xây dựng và đóng điện trong năm 2018

1.6 KẾT LUẬN

Trong chương này đã trình bày tổng quan về hiện trạng lưới điện phân phối phía nam thành phố Nha Trang và dự án xây dựng trạm 110kV Trung tâm Nha Trang đang được tiến hành xây dựng, dự kiến đưa vào vận hành trong năm 2018 Nhận thấy lưới điện hiện trạng có nhược điểm lớn, đến năm 2020 các trạm biến áp 110KV và một số đường dây có khả năng quá tải, độ tin cậy còn thấp so với yêu cầu đặt ra của Công ty Điện lực Khánh Hòa Luận văn đặt vấn đề nghiên cứu xây dựng phương án kết lưới hợp lý để giải quyết những vấn đề trên, nội dung chi tiết sẽ được trình bày trong chương tiếp theo

CHƯƠNG 2 CÁC TIÊU CHÍ LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC KẾT LƯỚI

Bất kỳ sự lựa chọn nào cũng cần được đánh giá dựa trên một số tiêu chí nhất định Việc thiết kế vận hành lưới điện cũng không ngoại lệ Tuy nhiên, đối với lưới điện, phương án kết lưới phải cùng lúc đạt được nhiều mục tiêu khác nhau tùy vào yêu cầu cụ thể của phụ tải Một số tiêu chí điển hình thường được xem xét để lựa chọn phương thức vận hành lưới điện sẽ được trình bày cụ thể trong chương này

2.1 TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.1.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất công suất và tổn thất điện năng trong hệ thống cung cấp điện

Khi truyền tải điện năng từ thanh cái nhà máy điện đến các hộ dùng điện, ta cần phải dùng dây dẫn và máy biến áp, nên một phần điện năng tất nhiên bị tiêu hao do đốt nóng dây dẫn, do tạo ra các trường điện từ và các hiệu ứng khác Phần tiêu hao đó gọi

là tổn thất điện năng Thuật ngữ “tổn thất điện năng” cần phải được hiểu cặn kẽ, rõ ràng, vì rằng trong nhiều lĩnh vực của nền kinh tế quốc dân, thuật ngữ tổn thất làm liên tưởng đến tổn thất do phế phẩm, do rối loạn quá trình công nghệ sản xuất, v.v… Thuật ngữ “tổn thất điện năng” cần phải hiểu là tổn thất do công nghệ kỹ thuật truyền tải điện năng, cho nên còn gọi là tổn thất kỹ thuật Khi có dòng điện chạy qua dây dẫn và máy biến áp, vì chúng có điện trở và điện kháng nên bao giờ cũng có một tổn thất nhất định

về công suất tác dụng ΔP và công suất phản kháng ΔQ Số năng lượng điện ΔA mất mát đó biến thành nhiệt làm nóng dây dẫn và máy biến áp, cuối cùng tỏa ra ngoài không khí, không mang lại một hiệu quả nào [1]

Trong các mạng điện nhỏ, tổn thất ΔA và ΔP không thành vấn đề lớn, vì tổn thất không lớn Nhưng ở các hệ thống điện lớn, số tổn thất này rất lớn, vào khoảng 10÷15% công suất truyền tải [4]

Lượng điện bị tổn thất đó tất nhiên phải do nhà máy điện cung cấp Kết quả là vốn đầu tư nguồn phát cao vì thiết bị phát điện phải tăng Ngoài ra, tổn thất càng lớn thì phải chi phí thêm nhiên liệu: than, dầu, nước, v.v… do đó giá thành sản xuất điện cao, dẫn đến giá bán điện cao, không có lợi cho việc phát triển kinh tế và phục vụ dân sinh

Tổn thất công suất phản kháng ΔQ tuy không ảnh hưởng trực tiếp tới mức phí tổn

về nhiên liệu, nhưng gây ra tình trạng không đủ công suất phản kháng để cung cấp cho các hộ dùng điện, như vậy lại phải trang bị một số thiết bị để phát thêm công suất phản kháng như tụ điện, máy bù đồng bộ Kết quả là chi phí đầu tư về thiết bị tăng cao, làm giá thành tải điện cũng cao lên Do vậy nghiên cứu vấn đề tổn thất điện năng rất quan trọng, vì có nắm vững lý luận mới có thể tính đúng được tổn thất công suất và điện

năng, định được giá thành trong lúc thiết kế và tìm ra được biện pháp làm giảm bớt mức tổn thất, một vấn đề luôn luôn là thời sự và cấp bách đối với người thiết kế cũng như người quản lý vận hành lưới điện [2]

Khoảng 9÷10% của điện năng sản xuất ra trong nhiều hệ thống điện bị mất mát

Vì đầu tư phải được thực hiện đối với các công trình để cung cấp bù vào tổn thất này, các công trình này cần được xem xét kỹ lưỡng trong thiết kế

Sự hiểu biết về tổn thất là cơ bản và không được bỏ qua trong việc so sánh các phương án và phải được nghiên cứu đầy đủ về mỗi trường hợp cụ thể Dưới dây là tổn thất kỹ thuật của một hệ thống tiêu biểu:

Bảng 2.1 Tỷ lệ tổn thất các phần tử

4 Đường dây truyền tải thứ cấp 1,70

là phải xác định liệu xem việc giảm chi phí về tổn thất có xứng đáng với việc tăng trong đầu tư hay không [4]

Phí tổn do tổn thất công suất được kể đến nếu như tổn thất làm tăng phụ tải đỉnh

ở một hay nhiều thành phần của hệ thống Phụ tải đỉnh tăng dẫn đến việc tăng khả năng mang tải của mỗi phần tử trong hệ thống sản xuất và truyền dẫn công suất đến điểm mà tổn thất xảy ra Phí tổn do tổn thất công suất là tác dụng của tổn thất được đánh giá trong phí tổn về khả năng tải của hệ thống trong tương lai

Khả năng tải được yêu cầu để cung cấp cho tổn thất phải được kể vào khả năng

dự trữ như đã được dành ưu tiên cho phụ tải đỉnh Bất kỳ sự đầu tư nào về khả năng tải

phụ thêm trong tương lai phải bao gồm phí tổn đầu tư về nguyên vật liệu và chi phí về bảo quản Chi phí hàng năm về tổn thất công suất bao gồm chi phí cố định trên vốn đầu tư được yêu cầu để cung cấp cho tổn thất cộng với chi phí vận hành và bảo quản Chi phí vận hành và bảo quản tỷ lệ với khả năng tải

Phí tổn do thành phần điện năng tổn thất phải được kể đến vì tổn thất làm tăng chi phí sản xuất điện năng được bán hay điện năng được mua Tổng quát, chi phí do tổn thất điện năng bằng tích số của điện năng tổn thất trong thiết bị với giá một đơn vị điện năng tại nguồn

Phí tổn về tổn thất công suất phản kháng cũng phải được xét đến nếu chúng có tác dụng đáng kể Tổn thất phản kháng được tính toán đối với phụ tải yêu cầu cực đại của phần hệ thống đang xét Chi phí tổn thất phản kháng là chi phí hàng năm của thiết

bị bù công suất phản kháng được thiết đặt trên phần của hệ thống nhằm tạo ra được phí tổn ít nhất đối với việc cung cấp phản kháng

Hệ số tổn thất là tỷ số giữa tổn thất công suất trung bình với tổn thất công suất lúc phụ tải đỉnh

max

P

P F

max max

max) ( )

(

P

trong đó T: tổng số giờ của giai đoạn khảo sát, ví dụ 8760 giờ/năm

τ: thời gian tổn thất công suất cực đại, với τ = Ktt.T [4]

2.1.3 Sự phân tán, công suất dự trữ và tổn thất trên tổn thất

Do sự phân tán, tổn thất công suất cực đại của các thành phần của hệ thống có thể không trùng với phụ tải đỉnh của toàn hệ thống Vì công suất yêu cầu được căn cứ

từ tổn thất đỉnh xảy ra đồng thời với phụ tải đỉnh của toàn hệ thống đó, do đó cần đưa

ra một hệ số dự phần vào đỉnh của toàn hệ thống Tổn thất không đổi, như tổn thất sắt của máy biến áp, được coi như trùng với phụ tải đỉnh của tất cả các phần của hệ thống

Đối với tổn thất trong điện trở, như tổn thất đồng của máy biến áp thì hệ số dự phần đỉnh của tổn thất bằng bình phương của hệ số dự phần đỉnh của phụ tải được cung cấp qua các máy biến áp [2]

Việc tính toán có thể đưa vào hệ số đồng thời khi không biết hệ số dự phần đỉnh hoặc là khi các đỉnh không ổn định trong một thời gian dài Hệ số đồng thời có thể được ước lượng từ tỷ số của các hệ số phụ tải của các phần tử thuộc hệ thống đang xét với hệ số phụ tải của toàn hệ thống

Ví dụ, hệ số phụ tải của một tải tiêu thụ là 15% và hệ số phụ tải hệ thống là 50%

Hệ số đồng thời của của phụ tải đó cho bởi: 15/50 = 0,3 Bình phương của hệ số đồng thời gần bằng với hệ số dự phần đỉnh của tổn thất: (0,3)2

= 0,09

Đối với phần tử của hệ thống, tổn thất công suất được tính toán đối với phụ tải cực đại của phần tử hệ thống đang xét Việc tăng công suất tải trong bất cứ phần nào khác của hệ thống được yêu cầu để bù vào tổn thất này và lượng phụ tải tăng thêm do tổn thất được xem như một phần của phụ tải tổng trên phần tử của hệ thống vào thời gian có phụ tải đỉnh

Tổn thất điện năng (kWh) được tính với hệ thống đang xét bằng cách nhân tổn thất công suất (kW) lúc phụ tải cực đại với hệ số tổn thất và tổng số giờ của khoảng thời gian tính tổn thất hoặc bằng tổn thất công suất (kW) lúc phụ tải cực đại nhân với thời gian tổn thất công suất cực đại τ Đối với tổn thất không đổi và liên tục, như tổn thất sắt của máy biến áp thì kWh tổn thất điện năng bằng tổn thất kW không đổi nhân vối tổng số giờ của giai đoạn

Đầu tư cho tổn thất đỉnh sẽ được kể vào trong công suất dự trữ và tính bằng phần trăm của phụ tải đỉnh

Tổn thất xảy ra trong một phần của hệ thống điện, gây ra các phụ tải phụ thêm trong các phần khác của hệ thống và ngược trở lại nguồn Giá trị của các thành phần công suất và điện năng phải bao gồm cả tác dụng tích lũy của các số gia về tổn thất gọi

là “tổn thất trên tổn thất” khi các thành phần này đi qua các phần của hệ thống điện Đối với một hệ thống điện tiêu biểu, có thể diễn giải điều này như sau: 1kW tổn thất trong phân phối sơ cấp làm xuất hiện 1.0225kW tổn thất trong truyền tải và 1kW tổn thất trong phần phân phối thứ cấp làm xuất hiện 1.0475kW tổn thất trong phần truyền tải Càng nhiều tổn thất về phía khách hàng sẽ gây ra nhiều tổn thất trong các phần của hệ thống ngược về phía nguồn

2.1.4 Tính kinh tế của việc giảm tổn thất

Cần thiết phải liệt kê các tác dụng của các công tác giảm tổn thất điện năng để có thể đánh giá các lợi ích kinh tế do giảm tổn thất mang lại Trong quá trình phân phối điện năng từ nhà máy đến phụ tải, tổn thất là không tránh khỏi do các tính chất về điện

và việc đo lường điện năng trong hệ thống điện Tổn thất này bao gồm tổn thất ở khâu truyền tải và phân phối

Vì phụ tải có ảnh hưởng đến tổn thất không phải luôn cố định, tổn thất điện năng

có thể giảm thông qua việc áp dụng hệ số phụ tải để giảm tổn thất điện năng vào lúc phụ tải đỉnh

Có nhiều phương pháp để tính toán việc giảm tổn thất điện năng nhưng có lẽ phương pháp hợp lý nhất là đánh giá chi phí nhiên liệu trong việc cung cấp điện Ví dụ lượng điện năng thương phẩm bán được là 56.310 triệu kWh, điện năng tổn thất là 3.509 triệu kWh, như vậy, trước khi có biện pháp giảm tổn thất giá trị phần trăm tổn thất điện năng là:

%87,5

%100509.3310.56

509.3

%

Giả sử nếu thực hiện giảm được lượng tổn thất điện năng 0,1%, nghĩa là

% 77

,01

0577,0310.56

Lượng điện năng tiết kiệm được 3.509 – 3.448 = 61 triệu kWh

Qui đổi lượng điện năng tổn thất về đầu phát (đầu sản xuất) với giả thiết tổn thất 5,87% ở cấp truyền tải và phân phối và 5,64% tự dùng của nhà máy có được kết quả sau:

68,680564,01

10587

,01

1

Giảm tổn thất 0,1% có nghĩa là giảm điện năng sản xuất 68,68 triệu kWh và từ

đó giảm chi phí nhiên liệu sản xuất

Ngoài ra có thể tính toán lợi ích đối với một công ty điện lực, cụ thể đối với Công ty Cổ phần điện lực Khánh Hòa trong năm 2016 Tổng lượng điện năng mua vào đạt 1.9673 triệu kWh, điện năng thương phẩm bán được đến khách hàng đạt 1.8744 triệu kWh tương ứng lượng điện năng tổn thất là 92,900 kWh chiếm tỷ lệ 4,72% Trong năm 2017, Công ty đề ra chỉ tiêu kế hoạch thực hiện tổn thất giảm còn 4,61%, nghĩa là giảm 0,11% Có hai hướng để tính toán:

Hướng thứ nhất, nếu tính về phía đầu nguồn, giữ nguyên giá trị thương phẩm thì điện năng đầu vào Công ty chỉ phải mua:

986,964,10461.01

400,874,1

mua

Tiết kiệm được lượng điện năng đầu vào: 1,967,300-1,964,986 = 2,314kWh Nếu giá mua điện bình quân là 1,421.97 đ/kWh, số tiền tiết kiệm được sẽ là: 2,314*1,421.97 ≈ 3.3 tỷ đồng

Hướng thứ hai, vẫn là lượng điện năng đầu vào đã mua, lúc này điện thương phẩm sẽ tăng lên: 1.967,300*(1-0,0461) = 1,876,607kWh

Số tiền thu thêm được khi giá trị thương phẩm tăng lên ứng với giá bán điện bình quân 1,782.15 đ/kWh sẽ là:

(1,876,607-1,874,400)*1,782.15 = 3,9 tỷ đồng

Rõ ràng giá trị làm lợi mang lại từ công tác giảm tổn thất thực sự rất lớn, đem lại hiệu quả kinh tế cao

2.2 TỔN THẤT ĐIỆN ÁP TRONG MẠNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.2.1 Ý nghĩa của vấn đề tổn thất điện áp trong hệ thống cung cấp điện phân phối

Mạng điện phân phối gồm có các đường dây trên không, đường dây cáp và các trạm biến áp phân phối có nhiệm vụ phân phối và cung cấp điện trực tiếp đến hệ dùng điện nằm các trung tâm cung cấp điện (nhà máy điện, trạm biến áp khu vực, …) khoảng vài đến vài chục km và mật độ phụ tải tương đối dày

Mạng điện phân phối thường là mạng hở hoặc mạng kín nhưng vận hành theo trạng thái hở Theo tính chất và đặc điểm phụ tải, ta có mạng điện phân phối thành phố, nông thôn, công nghiệp

Vì mạng điện phân phối có nhiệm vụ phân phối và cung cấp điện đến từng hộ tiêu thụ điện nên bao gồm rất nhiều phụ tải, tổng chiều dài đường dây lớn; tổn thất điện năng và khối lượng kim loại màu dùng trong mạng điện này chiếm tỷ trọng lớn trong hệ thống điện

Vì mạng điện phân phối phức tạp, phụ tải dày và tổng chiều dài lớn lại thường là mạng kín vận hành hở nên điện áp giữa các nút cung cấp cho phụ tải chênh lệch nhiều

ở các chế độ vận hành khác nhau Mặt khác, khả năng điều chỉnh điện áp của các trạm biến áp phụ tải thường rất hạn chế (không có bộ điều áp dưới tải), chất lượng điện áp lại được quy định chặt chẽ tại thông tư 39/2010/TT- BCT nên việc giữ cho tổn thất điện áp trên toàn đường dây trong giới hạn cho phép là yêu cầu quan trọng của việc vận hành

Đối với mạng phân phối dưới 35kV có một số lưu ý như sau do đặc điểm của mạng này:

- Không xét đến công suất phản kháng ∆Q do dung dẫn đường dây sinh ra

- Không xét đến cảm kháng x của cáp ngầm

- Không xét đến tổn thất trong lõi thép MBA

- Không xét đến tổn thất công suất khi tính toán dòng công suất trên đường dây, nghĩa là ta coi công suất đầu và cuối đoạn đường dây là bằng nhau

- Không xét đến thành phần ngang trục δU của vec tơ điện áp giáng

- Tính toán tổn thất điện áp theo điện áp định mức mà không theo thực tế mạng điện [9]

2.2.2 Các phương pháp tính tổn thất điện áp trong lưới điện phân phối

Tổn thất điện áp là một đại lượng véctơ phức tạp (véctơ phức)

= U + j U (2.1) Trong lưới cung cấp điện, người ta chỉ quan tâm đến trị số của tổn thất điện áp, trị số này có độ lớn xấp xỉ độ lớn của thành phần trục thực U

Hình 2.1 Véctơ tổn thất và thành phần thực U

Do góc lệch nhỏ (3o 5o) nên đoạn AB rất bé Do đó dựa trên hình 2.1 trị số (độ lớn) của véctơ : = OA OB (trị số của thành phần thực U) Vì thế để đơn giản trong tính toán, có thể tính tổn thất điện áp theo trị số của thành phần thực [9]

Tổn thất điện áp ( thành phần thực ) là do công suất tác dụng gây trên điện trở R

và công suất phản kháng gây trên X

U = 10-3 (kV) (2.2)

a) Đường dây 1 phụ tải

Hình 2.2 Sơ đồ nguyên lý và sơ đồ thay thế đường dây 1 phụ tải

Trên sơ đồ thay thế, để tính tổn thất điện áp theo (2.2) cần biến đổi công suất dạng S về dạng P+jQ [9]

Tổn thất điện áp trên đoạn đường dây A1 là:

UA1 = (2.3) Trong đó ZA1 = RA1 + jXA1 = r0.lA1 + jx0.lA1

.

U

B U

1A

S1.

l,F

1A

U

X Q R

P1 1 1 1

Và = = S1cos + jS1sin

b) Đường dây có n phụ tải

Với đường dây liên thông cấp điện cho 3 phụ tải, tổn thất điện áp bằng tổn thất trên 3 đường dây

U = Umax = UA123 = UA1 + U12 + U13 (2.4)

Hình 2.3 Sơ đồ nguyên lý và thay thế đường dây liên thông cấp điện cho 3 phụ tải

Với lưới điện trung áp và hạ áp, để tính toán gần đúng điện áp cho phép coi điện

áp tại mọi điểm trên đường dây bằng Uđm và cho phép coi dòng công suất chạy trên các đoạn đường dây bằng công suất phụ tải, nghĩa là cho phép bỏ qua tổn thất điện áp

và tổn thất công suất trên các đoạn đường sau khi tính tổn thất trên đoạn đường dây trước Ví dụ khi tính toán đoạn 1-2, lẽ ra công suất chạy trên đoạn 1-2 bao gồm phụ tải 2,3 ( , ) và tổn thất công suất trên đoạn 2-3, nhưng cho phép bỏ qua lượng tổn thất này:

S

1 A

S 1.

S 2

.

S 3.

l A2 ,F A2 l A3 ,F A3

1 A

S 1

S 2.

S 3.

S 2.

S

2

S

3

S

đm

U

X Q R

P3 23 3 23

đm

U

X Q Q R P

P2 3) 12 ( 2 3) 12(

đm

A A

U

X Q Q Q R P P

(

đm

A A

U

X Q Q Q R P

P2 3) 12 ( 2 3) 12(

đm

U

X Q R

P3 23 3 23

Tổng quát: U = (2.8) Trong đó: n là số đoạn đường dây

Pij, Qij : công suất tác dụng và phản kháng chạy trên các đoạn đường dây ij [9]

c) Đường dây phân nhánh

Trên lưới cung cấp điện nhiều khi gặp đường dây phân nhánh, nghĩa là đến nút nào đó rẽ ra thành 2, 3 tuyến theo hướng khác nhau Để kiểm tra tổn thất điện áp trên đường dây phân nhánh cần lưu ý rằng : tổn thất điện áp là tổn thất trên từng tuyến dây

kể từ nguồn đến điểm nút xa nhất của tuyến Ví dụ với phân nhánh trên hình 2.4, cần kiểm tra U theo tuyến dây: tuyến A12 và tuyến A13, tuyến có trị số U lớn phải nhỏ hơn Ucp [9]

Hình 2.4 Đường dây phân nhánh

2.2.3 Giới hạn điện áp vận hành và điện áp cung cấp cho khách hàng

Hiện nay, điện áp trên lưới điện phân phối tỉnh Khánh Hòa đang được vận hành ở mức 1.1 đến 1.2Uđm theo chỉ đạo của CPC Điện áp thường xuyên được giữ trong khoảng từ 23.1kV đến 23.5kV

Điện áp tại điểm đo đếm của khách hàng được quy định bởi thông tư 39/2010/TT- BCT quy định như sau:

Trong chế độ vận hành bình thường, điện áp tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng điện dao động so với điện áp danh định là ±5%

Trong chế độ sự cố đơn lẽ hoặc trong quá trình khôi phục vận hành ổn định sau

sự cố, cho phép mức dao động tại điểm đấu nối với khách hàng sử dụng điện bị ảnh hưởng trực tiếp do sự cố là +5% và -10%

Trong chế độ sự cố nghiêm trọng hệ thống điện truyền tải hoặc khôi phục sự cố, cho phép mức dao động điện áp trong khoảng ±10% so với danh định

đm

ij ij ij

ij U

X Q R

A

A

U U

2.3 ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.3.1 Khái niệm chung về về độ tin cậy cung cấp điện

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

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

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

Độ tin cậy của các phần tử là yếu tố quyết định độ tin cậy của hệ thống Có hai loại phần tử: phần tử không phục hồi và phần tử phục hồi Trong hệ thống điện thì các phần tử được xem là các phần tử phục hồi

2.3.2 Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện

Các chỉ tiêu độ tin cậy hệ thống điện phân phối bao gồm:

Xác suất thiếu điện cho phụ tải: đó là xác suất công suất phụ tải lớn hơn công suất nguồn điện

Xác suất thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại

Điện năng thiếu (hay điện năng mất) cho phụ tải, đó là kỳ vọng điện năng phụ tải bị cắt do hỏng hóc hệ thống trong một năm

Thiệt hại kinh tế tính bằng tiền do mất điện

Thời gian mất điện trung bình cho một phụ tải trong một năm

Số lần mất điện trung bình cho một phụ tải trong một năm

Tuy nhiên để đánh giá được một cách toàn diện về sự mất điện của hệ thống, hiện nay nhiều nước trên thế giới đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối qua các chỉ tiêu được quy định bởi tiêu chuẩn IEEE 1366 như về tần suất mất điện trung bình của

hệ thống (SAIFI), chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI), chỉ số thời gian mất điện trung bình khách hàng (CAIDI), chỉ số tần suất mất điện trung bình khách hàng (CAIFI), độ sẵn sàng (ASAI), chỉ số thiếu hụt điện năng (ENS), thiệt hại

do mất điện khách hàng (ECOST) [6]

Trong tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo IEEE 1366, ý nghĩa của các thông số, công thức tính toán như sau:

i : biểu thị một sự kiện ngừng cấp điện

ri : thời gian khôi phục đối với mỗi sự kiện ngừng cấp điện

CI : tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống

CMi : số phút khách hàng bị ngừng cấp điện

IMi : số lần ngừng cấp điện thoáng qua

IME : số sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua

Ni : số khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu đối với sự kiện i

Nmi : số khách hàng bị ngừng cấp điện thoáng qua đối với sự kiện i

NT : tổng số khách hàng phục vụ cho các khu vực

Li : tải bị cắt đối với một sự kiện ngừng cấp điện

LT : tổng tải được cung cấp

CN : tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện vĩnh cửu trong

thời kỳ báo cáo

CNT (k>n): Tổng số khách hàng có hơn n lần ngừng cấp điện vĩnh cửu

và sự kiện ngừng cấp điện vĩnh cửu trong thời kỳ báo cáo

k : số lần ngừng cấp điện thể hiện bởi một khách hàng riêng lẻ

trong thời kỳ báo cáo

TMED : giá trị ngưỡng để xác định ngày sự kiện đặc biệt

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống SAIFI (System Average

Interruption Frequency Index): cho biết số lần mất điện trung bình của một khách hàng

bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu lần trong thời kỳ báo cáo (thường là trong một năm):

T T

i

NN

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI (System Average

Interruption Duration Index): cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu giờ trong thời kỳ báo cáo (thường là trong một năm):

T i T

i i

N

CMN

Nr

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng CAIDI (Customer

Average Interruption Duration Index): là thời gian trung bình cần để phục hồi cung cấp điện cho khách hàng trong một lần mất điện vĩnh cửu, được tính bằng:

SAIFI

SAIDI N

N r

i

i i

CAIDI (phút) (2.11)

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI (Customer Average

Interruption Frequency Index) cho biết số lần bị ngừng cấp điện vĩnh cửu trung bình

đối với một khách hàng trong một năm:

CN

Ni

CAIFI (2.12)

Chỉ số tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng CTAIDI (Customer

Total Average Interruption Duration Index): Đối với khách hàng thực tế đã mất điện, chỉ số này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông báo bị mất điện

Chỉ số này được tính toán như chỉ số CAIDI, trừ việc khách hàng bị mất điện nhiều lần chỉ được tính một lần:

CN

N

ri i

CTAIDI (2.13)

Chỉ số sẵn sàng cấp điện trung bình ASAI (Average Service Availability Index)

cho biết phần trăm về thời gian khách hàng được cấp điện so với tổng số giờ khách hàng yêu cầu:

gio/namSo

N

Nrgio/namSo

N

T

i i T

ASAI (2.14)

Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng CEMIn (Customer Experiencing

Multiple Interruption) cho biết tỉ lệ giữa số khách hàng bị ngừng điện lớn hơn n lần cho trước trên tổng số khách hàng của hệ thống:

T

n k n

N

CNCEMI (2.15)

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống ASIFI (Average System

Interruption Frequency Index) Các chỉ tiêu đưa ra ở phần này dựa trên phụ tải hơn là khách hàng bị ảnh hưởng ASIFI đôi khi được sử dụng để đo lường tính năng hệ thống phân phối cung cấp số lượng khách hàng ít, phụ tải tập trung lớn như các khách hàng công nghiệp, thương mại Về lý thuyết, nếu tải phân bố đồng nhất, ASIFI giống như SAIFI:

Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống ASIDI (Average

System Interruption Duration Index):

T

i i

L

Lr

ASIDI (2.17)

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thoáng qua MAIFI (Momentary

Average Interruption Frequency Index): Chỉ số này cung cấp thông tin về số lần mất điện thoáng qua trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm:

T

mi i

N

NIM

Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua MAIFIE

(Momentary Average Interruption Event Frequency Index): Chỉ số này cung cấp thông

tin về con số trung bình của các sự kiện mất điện thoáng qua của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm:

T

mi E E

N

NIM

2.3.3 Các phương pháp đánh giá độ tin cậy

a Phương pháp Monte Carlo

Monte Carlo là phương pháp mô phỏng hoạt động của các phần tử trong hệ thống như một quá trình ngẫu nhiên Lợi thế của phương pháp này là dễ sử dụng, có thể áp dụng cho hệ thống rất phức tạp mà các phương pháp không áp dụng được Đối với hệ thống điện, phương pháp Monte Carlo cho phép tính được ảnh hưởng của các hoạt động vận hành đến độ tin cậy của hệ thống, do đó phương pháp Monte Carlo ngày càng có ứng dụng rộng rãi trong nghiên cứu độ tin cậy của hệ thống điện Trong trường hợp các thông số độ tin cậy là bất định, tức là biến thiên trong một miền nào đó với hàm phân bố cho trước, thì phương pháp Monte Carlo là phương pháp duy nhất không thể thay thế Bất lợi của phương pháp Monte Carlo là đòi hỏi khối lượng tính toán rất lớn và kết quả có độ tán xạ rất cao Tuy nhiên bất lợi này ngày càng có khả năng khắc phục với các loại máy tính hiện đại [6]

b Phương pháp cây hỏng hóc :

Cây hỏng hóc là phương pháp rất hiệu quả để nghiên cứu các hệ thống phức tạp, có thể áp dụng tốt cho hệ thống điện Cây hỏng hóc cho phép đánh giá hệ thống về chất lượng cũng như về số lượng trên quan điểm độ tin cậy Về mặt chất lượng, cây hỏng hóc cho hình ảnh rõ ràng về nguyên nhân, cách thức xảy ra hỏng hóc và các hành

vi của hệ thống Hơn nữa, phương pháp cây hỏng hóc cho phép tính được các chỉ tiêu

độ tin cậy của hệ thống [6]

Cây hỏng hóc mô tả bằng đồ thị quan hệ nhân quả giữa các dạng hỏng hóc trong hệ thống, giữa hỏng hóc hệ thống và các hỏng hóc thành phần trên cơ sở hàm đại

số Boole Cơ sở cuối cùng để tính toán là các hỏng hóc cơ bản của các phần tử

Hỏng hóc cơ bản là nguyên nhân của các hỏng hóc cao hơn gọi là các hỏng hóc trung gian Các hỏng hóc này là nguyên nhân của hỏng hóc đỉnh tức hỏng hóc hệ thống mà ta quan tâm

Tóm lại, cây hỏng hóc mô tả quan hệ logic giữa các phần tử hay giữa các phần

tử và từng mãng của hệ thống một cách rõ nét, giữa các hỏng hóc cơ bản và hỏng hóc đỉnh mà ta đang khảo sát

c Phương pháp đồ thị giải tích

Phương pháp này gồm việc lập sơ đồ độ tin cậy và áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole và xác suất các tập hợp để tính toán độ tin cậy [6]

 Sơ đ độ in cậy

Sơ đồ độ tin cậy của hệ thống xây dựng trên cơ sở phân tích ảnh hưởng hỏng hóc phần tử đến hỏng hóc hệ thống Sơ đồ độ tin cậy do đó khác với sơ đồ vật lý mô tả quan hệ vật lý giữa các phần tử

Sơ đồ độ tin cậy bao gồm:

- Các nút trong đó có nút phát (nguồn), nút tải và các nút trung gian (chỗ nối tiếp của ít nhất ba nhánh)

- Nhánh được thể hiện bằng các khối (block) chữ nhật mô tả trạng thái tốt của phần tử Phần tử bị hỏng tương ứng với việc xóa khối tương ứng của sơ đồ

- Nhánh và nút tạo thành mạng lưới nối liền nút phát và nút tải của sơ đồ Có thể

có nhiều đường nối giữa nút phát và nút tải, mỗi đường gồm nhiều nhánh ghép nối tiếp

- Theo sơ đồ, trạng thái tốt của hệ thống là trạng thái trong đó có ít nhất một đường nối từ nút phát đến nút tải Còn trạng thái hỏng của hệ thống xảy ra khi nút phát

và nút tải bị tách rời do hỏng các phần tử

- Đối với hệ thống điện, sơ đồ độ tin cậy có thể trùng hoặc không trùng với sơ đồ điện, điều này tùy thuộc vào tiêu chuẩn hỏng hóc của hệ thống được lựa chọn và đặc tính của phần tử

 Tính oán đ in cậy của sơ đồ nốit ếp

Cho các phần tử nối tiếp như hình 2.5, hệ thống sẽ tốt khi tất cả các phần tử đều tốt và hệ thống sẽ hỏng khi có ít nhất một phần tử bị hỏng

Hình 2.5 Sơ đồ tính toán độ tin cậy của sơ đồ nối tiếp

Nếu biết cường độ hỏng hóc i và thời gian phục hồi i của từng phần tử thì cường độ hỏng hóc của hệ thống là:

=

n 1 i

(2.20)Còn thời gian phục hồi của hệ thống là:

= n

1 i

n 1 i i

Các công thức (trên) cho phép đẳng trị các phần tử nối tiếp thành các phần tử tương đương

 Tính oán đ in cậy của sơ đồ song son

Cho hai phần tử nối song song (hình 2.6), hệ thống sẽ tốt khi có ít nhất một phần tử tốt và sẽ hỏng khi tất cả mọi phần tử đều hỏng

1

2

1

2

Hình 2.6 Sơ đồ tính toán độ tin cậy của sơ đồ song song

Nếu biết cường độ phục hồi 1, 2, cường độ hỏng hóc 1, 2 thì cường độ phục hồi và cường độ hỏng hóc của hệ thống là:

Trước khi tính toán, các phần tử nối tiếp được đẳng trị bằng các phần tử tương đương, sau đó dùng phương pháp đường tối thiểu hoặc lát cắt tối thiểu để tính

 Phương pháp đường ối thiểu

Từ nút nguồn đến nút phụ tải có thể có rất nhiều đường, mỗi đường bao gồm một số phần tử nối tiếp nối liền nút nguồn với nút tải

Đường tối thiểu là đường trong đó không có nút nào xuất hiện hai lần

Các đường có thể phụ thuộc vào nhau vì có các phần tử tham gia nhiều đường Sau khi tìm được các đường, ta có sơ đồ độ tin cậy của hệ thống bao gồm các đường nối song song (hình 2.7)

Sơ đồ có m đường T1, T2, , Tm Nếu giả thiết rằng mỗi đường đều đủ khả năng đáp ứng phụ tải thì hệ thống sẽ tốt khi có ít nhất một đường tốt Điều này được mô tả bởi hàm Boole hư sau:

T = T1 + T2 + + Tm

và xác suất tốt của hệ thống là:

P(T) = P(T1 + T2 + + Tm) Trạng thái hỏng của hệ thống xảy ra khi tất cả các đường hỏng, ký hiệu là T,

i

T là trạng thái hỏng của hệ thống và phần tử, ta có hàm Boole mô tả quan hệ giữa trạng thái hỏng của hệ thống và trạng thái hỏng của phần tử:

T = T1.T2 Tm

Hàm T và T có thể nhận được từ nhau nhờ định lý Morgan

Xác suất trạng thái hỏng của hệ thống là:

P(T) = P(T1.T2 Tm) = P(T1).P(T2/T1) P(Tm/T1.T2 Tm 1) (2.27) Xác suất trạng thái tốt của hệ thống là:

P(T) = 1 – P(T) (2.28)

 Phương phá át cắt tối thiểu

Lát cắt bao gồm các phần tử mà khi các phần tử này đồng thời hỏng thì hệ thống sẽ hỏng Với giả thiết rằng mỗi phần tử đều có khả năng tải đáp ứng nhu cầu phụ tải Lát cắt tối thiểu là lát cắt bao gồm số lượng tối thiểu các phần tử [6]

Khi hệ thống hỏng do tất cả các phần tử của một lát cắt tối thiểu bị hỏng, thì chỉ cần phục hồi một phần tử bất kỳ, hệ thống sẽ được phục hồi Điều này nhiều khi dùng

để nhận dạng lát cắt tối thiểu trong phương pháp không gian trạng thái

Hệ thống chỉ tốt khi tất cả các lát cắt tối thiểu đều tốt, nếu chỉ một lát cắt tối thiểu hỏng thì hệ thống sẽ hỏng Một lát cắt tối thiểu hỏng khi tất cả các phần tử của

nó hỏng Như vậy, lát cắt được mô tả bởi sự nối song song các phần tử của nó, còn sơ

đồ độ tin cậy của hệ thống sẽ là sự ghép nối nối tiếp các lát cắt tối thiểu (hình 2.8)

Hình 2.8 Sơ đồ tính toán độ tin cậy theo phương pháp lát cắt tối thiểu

Trạng thái hỏng Ucủa hệ thống được mô tả bởi hàm Boole sau:

U = C1 + C2 + C3 + + Cm

trong đó Ci là trạng thái hỏng của lát cắt tối thiểu i

Xác suất hỏng của hệ thống là:

P(U) = P(C1 + C2 + + Cm)

= P(C1)+P(C2)+ + P(Cm) + P ( C C )

m 1 i m 1 j

j

i + P ( C C C )

m 1 m 1 j

k j i m j k

+…+ ( 1 )m1P ( C1 C2 C3 Cm)

d Phương pháp không gian trạng thái

Trong phương pháp này hệ thống được diễn tả bởi các trạng thái hoạt động và

khả năng chuyển giữa các trạng thái đó [8]

Trạng thái hệ thống được xác định bởi tổ hợp các trạng thái của các phần tử

Mỗi tổ hợp trạng thái của phần tử cho một trạng thái của hệ thống Phần tử có thể có

nhiều trạng thái khác nhau như: trạng thái tốt, trạng thái hỏng, trạng thái bảo dưỡng

định kỳ Do đó mỗi sự thay đổi trạng thái của phần tử đều làm cho hệ thống chuyển

sang một trạng thái mới

Bằng cách phân tích ảnh hưởng của hỏng hóc các phần tử đến trạng thái cuả hệ

thống, có thể phân các trạng thái của hệ thống thành các trạng thái tốt (có điện) hoặc

trạng thái hỏng (mất điện)

Độ tin cậy của hệ thống được tính toán dựa trên các thông số tần suất trạng thái,

thời gian trạng thái và phương pháp hợp nhất trạng thái

Ưu thế của phương pháp không gian trạng thái là có thể xét các phần tử có

nhiều trạng thái khác nhau và với các giả thiết nhất định có thể áp dụng quá trình

Markov

Đối với những phần tử khi bị sự cố không có phương thức thao tác đổi nối nào

để hạn chế phạm vi mất điện thì sẽ được mô hình hóa dưới dạng hai trạng thái, đó là

trạng thái bình thường N và trạng thái hỏng R (bị sự cố và đang được sửa chữa phục

hồi) như Hình 2.9.a Giả thiết quá trình chuyển trạng thái là quá trình Markov đồng

nhất [6,8]