TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA, TỈNH QUẢNG NGÃI LUẬN VĂN THẠC SĨ

Đề tài sẽ tính toán độ tin cậy cung cấp điện do sự cố bằng Module DRA trong chương trình PSS/ADEPT và độ tin cậy cung cấp điện do bảo trì, bảo dưỡng bằng phần mềm Excel cho lưới điện huy

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HOÀNG HẢI

TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU

VỰC HUYỆN TƯ NGHĨA, TỈNH QUẢNG NGÃI

LUẬN VĂN THẠC SĨ ĐIỆN KỸ THUẬT

Đà Nẵng, năm 2018

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HOÀNG HẢI

TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU

VỰC HUYỆN TƯ NGHĨA, TỈNH QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ ĐIỆN KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS LÊ THỊ TỊNH MINH

Đà Nẵng, năm 2018

Tôi xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong khoa điện trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng đã không ngại khó khăn giảng dạy cung cấp cho tôi các kiến thức bổ ích quý báu là kiến thức nền tảng, dẫn dắt để tôi thực hiện luận văn này

Tôi xin chân thành cám ơn Giảng viên hướng dẫn khoa học Tiến sĩLê Thị Tịnh Minh đã luôn luôn nhiệt tình chỉ bảo, hướng dẫn cho tôi nhiều vấn đề khoa học chuyên sâu về lĩnh vực nghiên cứu và luôn luôn động viên, khích lệ về tinh thần để tạo ra một môi trường nghiên cứu sáng tạo trong suốt quá trình thực hiện luận văn

Một lần nữa xin trân trọng cám ơn các thầy, cô!

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

NGUYỄN HOÀNG HẢI

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, tôi có trích dẫn một số tài liệu chuyên ngành điện và một số tài liệu do các nhà xuất bản ban hành

Các số liệu, kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai công bố trong bất kỳ công trình nghiên cứu nào khác

TÁC GIẢ

NGUYỄN HOÀNG HẢI

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

MỞ ĐẦU 1

1.Lý do chọn đề tài: 1

2.Mục tiêu nghiên cứu: 1

3.Đối tượng và phạm vị nghiên cứu: 1

4.Phương pháp nghiên cứu: 1

5.Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 1

6.Tên và bố cục đề tài: 2

CHƯƠNG 1-TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN TƯ NGHĨA 3

1.1.Đặc điểm lưới điện phân phối huyện Tư Nghĩa 3

1.1.1.Vị trí địa lý, đặt điểm tư nhiên 3

1.1.2.Sơ đồ nguyên lý lưới điện: 3

1.1.3.Khốilượng lưới điện: 3

1.1.4.Kết cấu lưới điện: 4

1.2.Phương thức vận hành cơ bản 4

1.3.Độ tin cậy của lưới điện phân phối khu vực huyện Tư Nghĩa 5

1.3.1 Độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa trong những năm gần đây 5

1.3.2 Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện khu vực: 5

1.4.Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy 7

1.4.1.Đối với đường dây trung áp: 7

1.4.2.Đối với các TBA phụ tải: 9

1.4.3.Đối với các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp: 9

1.4.4.Đối với đường dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng: 9

1.5.Nhược điểm các giải pháp đang áp dụng để nâng cao độ tin cậy: 10

CHƯƠNG 2- CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY 12

2.1.Khái niệm về độ tin cậy [1] 12

2.1.2 Độ tin cậy của hệ thống 12

2.1.3.1 Phần tử không phục hồi 12

2.1.4 Độ tin cậy của phần tử phục hồi trong một số trường hợp: 17

2.1.5 Các giá trị, r và U 19

2.2.Phương pháp tính toán và đánh giá độ tin cậy lưới điện 20

2.2.1.Các chỉ số hệ thống đểđánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối (System Indices) [2] 20

2.2.2.Chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối [5] 20

Các công thức đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối theo EVN 20

2.3.Các bước tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI cho lưới điện 21

2.3.1.1 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT: 21

2.3.1.2 Giới thiệu Module DRA độ tin cậy trong chương trình PSS/ADEPT: 22

2.3.1.3 Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sữa chữa cho từng thiết bị 22

2.3.2.1 Tính toán thời gian bảo trì bảo dưỡng 23

2.3.2.2 Tổng thời gian mất điện do BTBD đường dây: 24

2.3.2.3 Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dưỡng trạm biến áp: 25

CHƯƠNG3- TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN TƯ NGHĨA 27

3.1.Tiến trình toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa 27

3.2.Tính toán chỉ số SAIDI, SAIFI cho lưới điện hiện trạng huyện Tư Nghĩa: 28

3.3.1Tính độ tin cậy lưới điện do sự cố: 28

3.3.2.Tính độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng lưới điện hiện trạng huyện Tư Nghĩa: 33

3.3.2.1 Thống kê thời gian bảo trì, bảo dưỡng: 33

3.3.2.2 Tính thời gian bảo trì, bảo dưỡng thiết bị: 33

3.3.2.3 Xây dựng bảng tính Excel cho lưới điện hiện trạng 34

3.3.2.4 Tính toán độ tin cậy bảo trì, bảo dưỡng lưới điện hiện trạng bằng bảng tính Excel 34

3.3.2.5 Kết quả độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng lưới điện hiện trạng (tính bằng Excel): 34

3.3.3.Độ tin cậy lưới điện hiện trạng huyện Tư Nghĩa: 34

3.3.Đánh giá lưới điện hiện trạng: 35

3.4.Đề xuất phương án cải tạo lưới điện huyện Tư Nghĩa: 35

3.4.2.Bổ sung FCO cho các nhánh rẽ 36

3.4.3.Bổ sung mạch vòng cho xuất tuyến XT475/E16.5: 36

3.4.4.Tính toán độ tin cậy do sự cốcủa lưới điện cải tạo huyện Tư Nghĩa: 37

3.4.5.Tính độ tin cậy do bảo trì bảo dưỡnglưới điện Tư Nghĩa sau cải tạo: 39

3.4.5.1 Xây dựng bảng tính Excel cho lưới điện sau cải tạo 39

3.4.5.2 Tính toán độ tin cậy bảo trì, bảo dưỡng lưới điện sau cải tạo bằng bảng tính Excel 39

3.4.5.3 Kết quả độ tin cậy do bảo trì, bảo dưỡng lưới điện Tư Nghĩa sau cải tạo: 39

3.4.6.Tính độ tin cậy lưới điện tổng hợp sau cải tạo: 39

3.5.So sánh chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện huyện Tư Nghĩa 40

3.6.Phân tích hiệu quả kinh tế 41

KẾT LUẬN CHUNG 45

KIẾN NGHỊ 46 PHỤ LỤC

Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017 5

Bảng 3.1: Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi 28

Bảng: 3.2 Bảng cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị 29

Bảng 3.3: Bảng độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện hiện trạng 33

Bảng 3.4: Bảng thời gian BTBD thiết bị 34

Bảng 3.5: Bảng độ tin cậy lưới điện do BTBD lưới điện hiện trạng 34

Bảng 3.6: Bảng Độ tin cậy lưới điện tổng hợp lưới điện hiện trạng 34

Bảng 3.7: Bảng giải pháp phân đoạn và bổ sung mạch vòng 35

Bảng 3.8: Bảng vị trí phân đoạn 36

Bảng 3.9: Bảng các nhánh rẽ bổ sung FCO 36

Bảng 3.10: Bảng vị trí bổ sung mạch vòng 36

Bảng 3.11: Bảng độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện cải tạo 38

Bảng 3.12: Bảng độ tin cậy lưới điện do bảo trì, bảo dưỡng lưới điện sau cải tạo 39

Bảng 3.13: Bảng độ tin cậy lưới điện tổng hợp lưới điện cải tạo 39

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1.1: Sơ đồ nguyên lý lưới điện hiện trạng 3

Hình 2.1: Độ tin cậy biến thiên trong khoảng thời gian 0 đến 1 13

Hình 2.2: Luật phân bố mũ độ tin cậy 14

Hình 2.3: Thời điểm xảy ra sự cố và thời gian sửa chữa sự cố 15

Hình 2.4: Quá trình Markov theo graph trạng thái, trong đó phần tử có 2 trạng thái 17

Hình: 2.5: Quá trình Markov đối với sơ đồ trạng thái 18

Hình 2.6: Quan hệ hỏng hóc theo thời gian 19

Hình 3.1: Sơ đồ lưới XT477/E16.1 29

Hình 3.2: Sơ đồ lưới XT477/E16.1 29

Hình 3.3: Sơ đồ lưới XT473/E16.3 29

Hình 3.4: Sơ đồ lưới XT475/E16.3 29

Hình 3.5: Sơ đồ lưới XT475/E16.5 30

Hình 3.6: Sơ đồ lưới XT475/E16.5 30

Hình 3.7: Thẻ Switch Properties thiết bi 30

Hình 3.8: Nhập số liệu đầu vào DRA Switch 31

Hình 3.9: Thẻ Line Properties 31

Hình 3.10: Nhập số liệu đầu vào DRA Line 32

Hình 3.11: Thẻ Static Load Properties 32

Hình 3.12: Nhập số liệu đầu vào DRA Load 33

Hình 3.13: Sơ đồ nguyên lý lưới điện sau cải tạo 37

Hình 3.14: Sơ đồ lưới XT477/E16.1 37

Hình 3.15: Sơ đồ lưới XT477/E16.1 37

Hình 3.16: Sơ đồ lưới XT473/E16.3 37

Hình 3.17: Sơ đồ lưới XT475/E16.3 37

Hình 3.18: Sơ đồ lưới XT475/E16.5 38

Hình 3.19: Sơ đồ lưới XT475/E16.5 38

Hình3.20: Đồ thị chỉ tiêu Saidi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu 40

Hình3.21: Đồ thị chỉ tiêu Saifi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu 40

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

ATM: Áp tô mát

BTBD: Bảo trị, bảo dƣỡng

BTLT: Bê tông ly tâm

EVN: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

FCO: Cầu chì tự rơi

LBFCO: Cầu chì cắt có tải

TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO

ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN TƯ NGHĨA,

TỈNH QUẢNG NGÃI

Học viên: Nguyễn Hoàng Hải Chuyên ngành: Điện kỹ thuật

Mã số: Khóa:K34- Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Cùng với tiến trình ngành Điện chuyển dần sang hoạt động theo cơ chế thị

trường, khách hàng ngày càng quan tâm và đòi hỏi nhiều hơn về chất lượng điện năng cũng như độ tin cậy cung cấp điện.Hiện nay, lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa

đã thực hiện nhiều giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy,tuy nhiên, hầu hết các giải pháp chưa mang lại hiệu quả cao Đề tài tiến hành tính toán, đánh giá và đưa ra các giải pháp nhằm đạt mục tiêu độ tin cậy cung cấp điện theo định hướng đến năm 2020 của ngành Điện.Độ tin cậy trong lưới điện bao gồm 2 thành phần: độ tin cậy do sự cố

và độ tin cậy do bão trì bão dưỡng Đề tài sẽ tính toán độ tin cậy cung cấp điện do sự

cố bằng Module (DRA) trong chương trình PSS/ADEPT và độ tin cậy cung cấp điện

do bảo trì, bảo dưỡng bằng phần mềm Excel cho lưới điện huyện Tư Nghĩa.Từ đó, đề tài phân tích, đánh giá, và đưa ra giải pháp cải tạo lưới điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho các xuất tuyến cần thiết Để đánh giá hiệu quả của giải pháp, các chỉ tiêu độ tin cậy (SAIFI, SAIDI)từ lưới điện hiện trạng, lưới điện cải tạo và mục tiêu định hướng được so sánh với nhau

Từ khóa – độ tin cậy lưới điện, phân đoạn, mạch vòng, lưới điện huyên Tư Nghĩa CALCULATION, ASSESSMENT AND SUGGESTIONS FOR ENHANCING RESOURCES ELECTRICITY RELIEF DISTRIBUTION OF TU NGHIA

DISTRICT,QUANG NGAI PROVINCE Abstract –Nowadays, with the developping of electricalmarket, the customers have

demanded higher qualitiesand reliability of power supply Currently, it has been implemented many solutions to improve the reliability forTu Nghia grid,however, most of solutions have not brought a high efficiency This project would be calculated, evaluated and proposed a solution to achive the reliability targets at 2020 The reability of grid are normally given by 2 components: the reability due to faults and the reability from grid maintenance situation.In this project, the reliability due to fault is calculated by Module (DRA) in the PSS/ADEPT program and the reliability from maintenance services is given by the real statistic Excel data of Tu Nghia Grid.By analyzing and evaluating the results, a refiguration network solution for higher reliability of Tư Nghia grid is proposed To evaluate the effectiveness of this solution, the project compares the reabilities createria (SAIFI, SAIDI)of the actual

Tư Nghia grid with its refiguration grid and the objective of reabilities createria in

2020

Key words –reliability, feeder segmentation,loop network, Tu Nghia grid

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài:

Cùng với tiến trình ngành Điện chuyển dần sang hoạt động theo cơ chế thị trường, khách hàng khu vực huyện Tư Nghĩa ngày càng quan tâm và đòi hỏi cao hơn

về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện

Hiện nay các chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa còn khá cao so với mục tiêu đặt ra đến năm 2020, cụ thể EVNCPC định hướng giảm các chỉ số

độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI) như sau:

• Chỉ số năm sau giảm ít nhất 10 - 30% so với năm trước

• Năm 2020: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73 lần/KH.năm, MAIFI

<2,15 lần/KH.năm

Để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện chất lượng, tin cậy ngày càng cao của khách hàng vàđạt được mục tiêu đến năm 2020 theo định hướng của Tổng công ty Điện lực miền Trung; cần phải tính toán, đánh giá độ tin cậy lưới điện hiện trạng khu vực huyện

Tư Nghĩa, từ đó đề xuất những giải pháp hợp lý về mặt kinh tế, kỹ thuật để nâng cao

độ tin cậy cung cấp điện

2 Mục tiêu nghiên cứu:

 Tính độ tin cậy của lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa

 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối khu vực huyện

Tư Nghĩa

3 Đối tượng và phạm vị nghiên cứu:

 Đối tượng nghiên cứu của đề tài là tính toán độ tin cậy và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối

 Phạm vi nghiên cứu của đề tài là lưới điện phân phối khu vực huyện Tư Nghĩa

4 Phương pháp nghiên cứu:

 Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module (DRA) phần mềm PSS/ADEPT:

 Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng bằng phần mềm Excel

 Tính toán đánh giá kết quả lưới điện hiện trạng

 Đề xuất phương án cải tạo lưới điện hiện trạng

 Tính toán đánh giá kết quả lưới điện cải tạo

 So sánh kết quả, đánh giá hiệu quả phương án

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

 Đáp ứng yêu cầu của khách hàng khu vực huyện Tư Nghĩa về:

 Chất lượng điện năng

 Độ tin cậy cung cấp điện

 Đánh giá được độ tin cậy của lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa

 Đề xuất những giải pháp hợp lý nhất về mặt kinh tế, kỹ thuật, vận hành

• Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020 đạt: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73 lần/KH.năm, MAIFI <2,15 lần/KH.năm [3]

6 Tên và bố cục đề tài:

Căn cứ vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài được đặt tên:

“TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN TƯ NGHĨA”

Bố cục của đề tài gồm 4 chương:

 Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối huyện Tư Nghĩa

 Chương 2: Các phương pháp tính toán độ tin cậy

 Chương 3: Tính toán, đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa

CHƯƠNG 1-TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN TƯ NGHĨA

1.1 Đặc điểm lưới điện phân phối huyện Tư Nghĩa

1.1.1 Vị trí địa lý, đặt điểm tư nhiên

 Huyện Tư Nghĩa có diện tích 227,8 km2, hơn 180.000 dân với mật độ hơn

790 người/1 km2 thuộc tỉnh Quãng Ngãi Lưới điện Điện lực Tư Nghĩa nằm ở khu vực địa bàn huyện Tư Nghĩa gồm 16 xã và 2 thị trấn (03 xã Nghĩa Hà, Nghĩa Phú, Nghĩa Anxác nhập vào thành phố Quảng Ngãi, nhưng lưới điện vẫn nằm trong khu vực quản

lý của huyện Tư Nghĩa),trong đó thực hiện bán lẻ ở 4 xã và 2 thị trấn (Nghĩa Thọ, Nghĩa Sơn, Nghĩa Thuận, thị trấn La Hà, thị trấn Sông vệ thuộc huyện Tư Nghĩa và xã Nghĩa Phú thuộc thành phố Quảng Ngãi) và bán tổng cho Công ty cổ phần Điện Tư Nghĩa 12 xã còn lại (Nghĩa Điền, Nghĩa Kỳ, Nghĩa Thắng, Nghĩa Lâm, Nghĩa Thương, Nghĩa Mỹ, Nghĩa Trung, Nghĩa Phương, Nghĩa Hiệp, Nghĩa Hoà, Nghĩa Hà, Nghĩa An).Tuy nhiên, do khu vực quản lý rộng, với đặc thù về địa hình trải dài từ Đông sang Tây (từ Nghĩa An lên Nghĩa Lâm) với chiều dài khoảng hơn 30 km nên khó khăn trong việc quản lý vận hành và kinh doanh điện năng

1.1.2 Sơ đồ nguyên lý lưới điện:

Hình1.1: Sơ đồ nguyên lý lưới điện hiện trạng

1.1.3 Khốilượng lưới điện:

 TBA phụ tải: 197 trạm, với tổng dung lượng 38.811,5 kVA

PĐ Nghĩa Dõng

LL Nghĩa Hà

LL Nghĩa Thương

PĐ Nghĩa Thuận

PĐ

La Hà 1

 Đường dây 22kV: 235,87 km

 Đường 0,4kV: 155,4 km

1.1.4 Kết cấu lưới điện:

 Lưới điện vận hành ở các cấp điện áp 22 kV, 0.4 kV,0.23 kV.Trong giai đoạn từ 2003 – 2005,phầnlớn lưới điện huyện Tư Nghĩa đã được đầu tư sửa chữa, cải tạo, nâng cấp lần lượt thông qua các chương trình cải tạo và sửa chữa lớn(Dự án ADB), cũng như các chương trình đầu tư xây dựng mới lưới điện hàng năm

 Lưới điện trung áp vận hành cấp 22kV được đấu nối từ các TBA 110kV khu vực, với kết cấu chủ yếu là cột bê tông (phần lớn là cột bê tông ly tâm), xà mạ kẽm nhúng nóng, cách điện đứng 24kV (sứ đứng đứng, cách điện polyme), cách điện treo 24kV (sứ bát thủy tinh, cách điện polyme), dây dẫn phần lớn là dây dẫn nhôm

AC, AC/XLPE, đồng trần M (tiết diện 25mm2 đến 185mm2)

 Kết cấu trạm biến áp phần lớn được xây dựng theo kiểu đặt ngoài trời, MBA được đặt trên 2 thanh xà chữ U gá lắp trên cột BTLT và một số ít đặt trong nhà,

sơ đồ đấu điện chính gồm:

 Sơđồ điện phía cao áp :

 Dùng sơđồ khối đường dây - máy biến áp

 Dây dẫn từ đường dây đến MBA dùng dây dẫn 12,7/24KV

 Sử dụng lại 01 bộ FCO 24kV dùng để bảo vệ quá tải, ngắn mạch và đóng cắt khi không tải

 Sử dụng lại 01 bộ LA 18kV dùng để bảo vệ quá điện áp khí quyển

 Sơđồ điện phía hạ áp :

 Dùng sơ đồ một hệ thống thanh cái đặt trong tủ điện 400V, trong đó có gắn các thiết bị để bảo vệ, thao tác đóng cắt và đo đếm sau :

 Sử dụng cáp hạ thế từ máy biến áp đến áp tô mát tổng dùng loại cáp bọc cách điện CXV - 600V

 Lưới điện trung áp vận hành cấp 0,4kV; 0,23kV được đấu nối từ các TBA 22/0,4 (0,23)kV, với kết cấu 3 pha 4 dây hoặc 1 pha 2 dây, chủ yếu là cột bê tông (phần lớn là cột bê tông ly tâm), xà mạ kẽm nhúng nóng, cách điện đứng 600V (sứ đứng trục chỉ),dây dẫn phần lớn là dây dẫn nhôm bọc văn xoắn ABC, một số ít, nhôm bọc AV và dây đồng bọcCV (tiết diện 25mm2 đến 185mm2)

1.2 Phương thức vận hành cơ bản

2.1.1 Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến:

Tất cả các xuất tuyến 22kV hiện nay vận hành hình tia, tuy nhiên một số xuất tuyến có liên kết vòng nhằmchuyển phương thức vận hànhkhi sửa chữa, bảo dưỡng, cụ thể:

 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 479/E16.1 liên lạc bằng liên lạc LL Nghĩa Hà (thường mở);

 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 473/E16.3 liên lạc bằng liên lạc LL Nghĩa Thương 2 (thường mở);

2.1.2 Các vị trí phân đoạn giữa các xuất tuyến:

 Xuất tuyến 477/E16.1 gồm PĐ La Hà

 Xuất tuyến 479/E16.1 gồm trạm cắt RCPĐNghĩa Hòa, RC PĐ Nghĩa Dõng

 Xuất tuyến 473/E16.3 gồm trạm cắt RC PĐ Sông Vệ

 Xuất tuyến 475/E16.3 (phần đầu xuất tuyến)

 Xuất tuyến 475/E16.5 (phần đầu xuất tuyến)

 Xuất tuyến 479/E16.5 gồm trạm cắt RC PĐ Nghĩa Thuận

1.3 Độ tin cậy của lưới điện phân phối khu vực huyện Tư Nghĩa

Khu vực các xã phía Tây như Nghĩa Thọ, Nghĩa Sơn, Nghĩa Thắng, Nghĩa Lâm

là khu vực có mật độ giông sét cao và thường xuyên xảy ra gió lốc gây sự cố lưới điện Khu vực các xã Nghĩa Trung, Nghĩa Hiệp, Nghĩa Hà, Nghĩa Hoà nằm ở vùng thấp trũng nên bị cô lập vào mưa lũ Ngoài ra, trên lưới điện hiện nay vẫn còn một số nhánh

rẽ chưa được cải tạo; một số vật tư, thiết bị kém chất lượng và không đồng bộ như: máy biến áp đã vận hành quá lâu; chống sét van xuất xứ Trung Quốc, dây bọc trung áp

sử dụng dây AEV nhưng phụ kiện khôngđồng bộ; sứ cách điện đứng, cách điện chuỗi; khóa néo dây; kẹp đấu nối vận hành lâu năm chưa được thay thế Vì vậy việc quản lý vận hành lưới điện gặp nhiều khó khăn Trong những năm gần đây do diễn biến thời tiết thất thường, mưa bão thường xuyên xảy ra, cộng với mật độ giông sét tăng cao, khiến cho lưới điện thường bị sự cố mất điện trên diện rộng, thời gian khôi phục kéo dài

1.3.1 Độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa trong những năm gần đây

Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

2020, cụ thể EVNCPC định hướng giảm các chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI):

• Năm 2020: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73 lần/KH.năm, MAIFI

<2,15 lần/KH.năm

1.3.2 Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện khu vực:

1.3.2.1 Do sự cố trên lưới điện:

a) Sự cố do nguyên nhân khách quan:

 Giông sét, lốc xoáy, bão lụt

 Dân chặt cây ngã đỗ vào đường dây

 Chuột, rắn bò lên trên đường dây gây ngắn mạch

 Vật tư, thiết bị kém chất lượng; thiết bị hết tuổi thọ

 Xe cơ giới va vào cột điện

b) Sự cố do nguyên nhân chủ quan:

 Sự cố đường dây trung áp:

 Cây trong và ngoài hành lang va quệt, ngã đổ vào đường dây gây ngắn mạch nhảy máy cắt, đứt chì

 Tiếp xúc lèo không tốt, dẫn đến phóng điện, gây ngắn mạch nhiều pha

 Khoảng cách pha - đất không đảm bảo dẫn đến phóng điện khi có chim, chuột, rắn chạm vào

 Cách điện đường dây bị hỏng, nhiểm bẩn không phát hiện và vệ sinh kịp thời dẫn đến phóng điện gây sự cố

 Đường dây có kết cấu dây trần còn nhiều mối nối bằng kẹp cáp nhôm và đường dây có kết cấu dây bọc tại các vị trí rẽ nhánh còn sử dụng kẹp răng cách điện, thường xuyên bị môve gây sự cố

 Một số đoạn dây dẫn liên lạc giữa các xuất tuyến có tiết diện dây dẫn nhỏ khi đóng liên lạc gây quá tải dây dẫn

 Một số tủ điện sử dụng loại không có thanh cái 0,4kV nên khi sử dụng cáp

có tiết diện lớn hoặc có nhiều mạch nhánh đấu trực tiếp vào ATM tổng thường dẫn đến môve, làm hỏng đầu cực Áptômát

 ATM bị hỏng bộ phận tác động, khi bị quá dòng xuất tuyến ATM không tác động dẫn đến gây sự cố

 ATM làm việc quá dòng định mức, quá tải gây sự cố

 Đầu cực MBA và đầu cực các thiết bị chưa được lắp chụp cách điện thường

bị rắn, chuột bò ngang làm ngắn mạch gây sự cố thiết bị

 Sự cố các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:

- Các ống catốt của cầu chì tự rơi phân đoạn, nhánh rẽ của đường dây và tại

TBA vận hành lâu ngày bị cong vênh gây môve má tiếp xúc; dây chì không phù hợp với phụ tải gây sự cố đứt chì

- Các cơ cấu cơ khí của máy cắt, dao cách ly phụ tải, dao cách ly, … thiếu sự bảo dưỡng bị rỉ sắt, gây bó kẹt không điều khiển được hoặc đóng không ăn, tiếp xúc xấu gây sự cố

- Các cuộn dây điều khiển đóng cắt MC làm việc quá áp, quá tải gây cháy không điều khiển đóng cắt máy cắt bằng điện được

- Các tụ bù, bộ điều khiển đóng cắt bù vận hành quá áp bị sự có nổ tụ, cháy

bộ điều khiển

 Sự cố đường dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng:

- Kẹp răng, mối nối bằng kẹp cáp do quá trình thi công không đúng kỹ thuật dẫn đến move gây sự cố

- Một số xuất tuyến do tốc độ phát triển phụ tải nhanh dẫn đến bị quá tải dây dẫn gây sự cố

- Công tơ đo đếm (cầu dao, ATM, dây về công tơ, ) vận hành lâu năm bị hư hỏng dẫn đến sự cố

- Phụ tải tăng cao, không thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp công suất sử dụng, để làm việc quá tải gây sự cố công tơ

1.3.2.2 Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu:

- Lưới điện hiện vẫn còn xuất tuyến chưa có mạch vòng liên kết khi có sự cố hoặc sửa chữa đầu xuất tuyến dẫn đến mất điện toàn xuất tuyến

- Một số xuất tuyến chưa bố trí đầy đủ và tối ưu thiết bị đóng cắt cho các phân đoạn, nhánh rẽ, dẫn đếnkhi có sự cố hoặc sửa chữa, bảo dưỡng lưới điện có thể làm mất điện trên diện rộng;

- Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu nên việc phân đoạn tìm sự cố gặp kho khăn dẫn đến thời gian khôi phục sự cố kéo dài

1.3.2.3 Do sự bảo trì, bảo dưỡng lưới điện:

- Thí nghiệm thiết bị đóng cắt, cụm bù, hệ đo đếm và trạm biến áp

- Về sinh cách điện và bảo dưỡng lưới điện

- Sửa chữa lưới điện (thay dây dẫn, xà sứ phụ kiện, thiết bị ) trên lưới điện

- Đấu nối lưới điện mới vào lưới điện hiện trạng

1.4 Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy

1.4.1 Đối với đường dây trung áp:

 Thực hiện kiểm tra và bảo dưỡng, sửa chữa các xuất tuyếnnhằm sớm phát hiện các hiện tượng bất thường có khả năng dẫn đến sự cố, đặc biệt quan tâm thực hiện

việc kiểm tra đêm tại các vị trí đấu lèo, rẽ nhánh, và các vị trí lắp đặt thiết bị

 Tiến hành xử lý ngay các hiện tượng bất thường trong quá trình kiểm tra (nếu có thể) Đối với các trường hợp không xử lý được tại chỗ, phải cập nhật vào sổ ghi các tồn tại Hàng tháng vào ngày cuối tháng tổng hợp tồn tại đề xuất đưa vào kế hoạch sửa chữa thường xuyên hoặc sữa chửa lớn

 Về hành lang an toàn lưới điện: rà soát, thống kê chuẩn xác các cây cao ở trong và ngoài hành lang tuyến có khả năng ngã đỗ vào đường dây để tiến hành phát quang theo nguyên tắc sau:

 Tuyên truyền, vận động nhân dân hiểu biết các nguy hại của việc vi phạm hành lang lưới điện cao áp an toàn lưới điện cao áp, để tự nguyện cho phép thực hiện việc đốn chặt, rong tỉa các cây có khả năng gây sự cố lưới điện

 Trong trường hợp không thể thuyết phục được người dân cho phép thực hiện việc đốn chặt cây thì lập phương án giải phóng hành lang an toàn lưới

 Nếu không thực hiện được việc giải phóng hành lang an toàn lưới thì lập văn bản báo cáo với chính quyền địa phương và các cơ quan chức năng nhờ can thiệp Lập thông báo đề nghị nhân dân khi thực hiện đón chặt cây ngoài hành lang tuyến có khả năng ngã đỗ vào đường dây phải thông báo cho Đội quản lý đường dây và trạm biết để phối hợp, hướng dẫn và có biện pháp an toàn

 Thay các kẹp răngtại các vị trí rẽ nhánh đường dây bọc tại các vị trí rẽ nhánh không đảm bảo an toàn bằng các bộ đấu rẽ chuyên dùng

 Thống kê các nhánh rẽ, đường trục chính có chất lượng dây dẫn kém, hoặc

có nguy cơ quá tải dây dẫn đề xuất đưa vào kế hoạch xây dựng cơ bản và sửa chữa lớn trong năm

 Thống kê các vị trí dây dẫn, sứ đỡ không đảm bảo khoảng cách an toàn gây phóng điện, không đảm bảo khoảng cách pha - đất, lập phương án sửa chữa để xử lý

 Khảo sát và đề xuất phương án lắp các thiết bị đóng cắt phân đoạn, thay FCO bằng LBFCO cho các nhánh rẽ cho nhiều TBA và mạch vòng cho các xuất tuyến trung áp, để vận hành linh hoạt khi bị sự cố

 Lập kế hoạch và kết hợp với lịch cắt điện để thi công, thí nghiệm định kỳ thực hiện phân đoạn đo cách điện đường dây, cáp ngầm; vệ sinh cách điện nhất là khu vực miền biển, nơi có nhiều bụi bẩn

 Sau khi thi công xong các đấu nối đường dây, nối dây dẫn phải đo điện trở tiếp xúc của mối nối

 Kiểm tra, thống kê các điểm xung yếu trên lưới điện, lập phương án sửa chữa và thi công trước mùa mưa bão

 Đề xuất lắp đặt thí điểm chụp cách điện đầu sứ cho các xuất tuyến nhánh rẽ

thường xuyên có chim, chuột, rắn gây sự cố

1.4.2 Đối với các TBA phụ tải:

 Thực hiện bảo dưỡng và nâng cao chất lượng công tác kiểm tra ngày, đêm TBA phân phối Một số nội dung cụ thể:

 Theo dõi mức độ mang tải của các TBA phụ tải Hàng tháng, quí tổng hợp các TBA đầy tải, quá tải và non tải (kể cả việc theo dõi mức độ mang tải của biến dòng), lập phương án phân tải hoặc hoán đổi MBA trong tháng, quí kế tiếp (kể cả việc hoán đổi hoặc thay thế biến dòng, ATM và cáp tổng)

 Tiến hành sang pha các TBA bị lệch pha, có I0> 15% (Ia + Ib + Ic)/3 ngay trong tuần kế tiếp Đối với TBA của khách hàng hướng dẫn khách hàng tiến hành sang pha và kiểm tra lại ngay sau khi khách hàng thực hiện xong việc sang pha

 Tổng hợp các tồn tại sau kiểm tra định kỳ, lập phương án và thực hiện sửa chữa

 Triển khai thực hiện việc bảo dưỡng TBA phụ tải theo định kỳ 01 lần/3 tháng Chú trọng việc kiểm tra dầu cách điện và hạt hút ẩm MBA, nếu cần thiết tiến hành kiểm tra cách điện, điện trở một chiều của MBA Tổng hợp, lập phương án bổ sung dầu cách điện và thay thế hạt hút ẩm dầu cách điện MBA

 Thực hiện thí nghiệm định kỳtrạm biến áp phân phối Lập phương án xử

lý ngay các tồn tại

 Lắp chụp cách điện đầu máy biến áp chống chim, chuột, rắn làm ngắn mạch và bảo vệ đầu cực ATM tại các TBA có nhiều xuất tuyến

 Thực hiện thí nghiệm chống sét van 1năm/lần

 Rà soát thống kê các tủ điện hạ áp tại các TBA phụ tải, bị hư hỏng, không có bách niêm chì và lập phương án sửa chữa

1.4.3 Đối với các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:

 Thực hiệnbảo dưỡng, sửa chữa các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ

bù hạ áp

 Lập kế hoạch và thực hiện thí nghiệm định kỳ các thiết bị đóng cắt, cụm

bù trung áp, tủ bù hạ áp đầy đủ các hạng mục và đảm bảo đúng thời gian qui định; lập phương án sửa chữa xử lý ngay các tồn tại sau

 Kiểm tra, thay các ống catốt bị cong vênh của FCO phân đoạn, nhánh rẻ của đường dây và tại TBA; thống kê, thay các dây chảy cho phù hợp với phụ tải

 Kiểm tra, điềuchỉnh điện áp vận hành lưới điện đảm bảo giờ thấp điểm điện áp khoảng (1,05  1,10)Uđm

1.4.4 Đối với đường dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng:

 Tăng cường việc tỉa, đốn chặt cây xanh dọc đường dây 0,4kV

 Kiểm tra, phát hiện các xuất tuyến có khả năng đầy tải hoặc quá tải, đề xuất lập phương án sửa chữa để tách xuất tuyến hoặc đầu tư bổ sung dây dẫn

 Kiểm tra, thống kê các vị trí công tơ đo đếm (thùng công tơ, cầu dao, áptômát, dây về công tơ, ) vận hành lâu năm bị hư hỏng và thực hiện sửa chữa theo từng quý

 Rà roát, thống kê và triển khai thực hiện việc chuyển đấu nối các hộp chia dây trên lưới điện 0,4kV từ 03 pha sang 01 pha để chống trường hợp cháy hỏng thiết bị dùng điện của khách hàng do quá áp khi hỏng tiếp xúc dây trung tính

 Thực hiện kiểm định định kỳ, kiểm tra đột suất hệ thống đo đếm điện năng để phát hiện các trường hợp công tơ, TI, TU chạy không chính xác hoặc bị cháy, hỏng, không đảm bảo an toàn vận hành để thay thế, sửa chữa kịp thời

 Kiểm tra công suất sử dụng điện của các khách hàng để phát hiện các trường hợp công suất tăng cao, để thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp với công suất sử dụng

1.5 Nhược điểm các giải pháp đang áp dụng để nâng cao độ tin cậy:

Qua kết quả thực hiện độ tin cậy khu vực lưới điện huyện Tư Nghĩa năm 2017,

ta nhận thấy, độ tin cậy do chế độ bảo trì, bảo dưỡng có tỉ trọng lớn hơn nhiều so với

do chế độ sự cố, chiếm khoảng 70%-80% chỉ tiêu độ tin cậy thực hiện hàng năm, như vậy với các giải pháp hiện nay có nhiều nhược điểm như sau:

 Chỉ giải quyết được vấn đề giảm suất sự cố do hư hỏng thiết bị, trong khi chỉ tiêu độ tin cậy do sự cố chỉ chiếm phần nhỏ trong tổng số độ tin cậy thực hiện, nên khi thực hiện giải pháp nói trên thì độ tin cậy giảm không nhiều

 Chưa quan tâm đến vấn đề phân đoạn sự cố, nhằm tìm ra sự cố và sử lý sự

cố nhanh nhất, đảm bảo thời gian và số khách hàng bị mất điện là thấp nhất

 Chưa quan tâm đến vấn đề kết lưới, để lưới điện vận hành linh hoạt hơn, nhằm giảm thời gian và số khách hàng bị mất điện

Tóm tắt chương 1

 Khối lượng lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa tương đối lớn, địa ban do khu vực quản lý rộng, với đặc thù về địa hình trải dài từ Đông sang Tây (từ Nghĩa An lên Nghĩa Lâm) với chiều dài khoảng hơn 30 km nên khó khăn trong việc quản lý vận hành,nhiều khu vực có mật độ giông sét cao và thường xuyên xảy ra gió lốc, cho nên

số lần sự cố nhiều; thời gian mất điện khi thao tác trên lưới điện, cũng như tìm kiếm

xử lý sự cố bị kéo dài do địa bàn rộng, dẫn đến độ tin cậy trong các năm gần đây còn

khá cao Một vài yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy lưới điệnkhu vực huyện Tư Nghĩa:

 Do sự cố trên lưới điện: nguyên nhân do chủ quan và khách quan, nhưng chủ yếu là do hư hỏng thiết bị, hàng lang tuyến lưới điện chưa đảm bảo

 Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu

 Do bảo trì, bảo dưỡng lưới điện

 Các giải pháp hiện đang áp dụng trên lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa nhằm độ tin cậy lưới điện, chủ yếu tập trung vào việc giảm sự cố do thiết bị, tuy nhiên các giải pháp hiện áp dụng có nhiều nhược điểm và mang lại hiệu quả thấp

CHƯƠNG 2- CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY

2.1 Khái niệm về độ tin cậy [1]

2.1.1 Định nghĩa

 Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành triệt để nhiệm

vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định

 Đối với hệ thống (hay phần tử) không phục hồi, độ tin cậy có tính thống kê

từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ Đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi như

hệ thống điện và các phần tử của nó, độ tin cậy được đo bởi một đại lượng thích hợp hơn, đó là độ sẵn sàng vì khái niệm khoảng thời gian xác định không có ý nghĩa bắt buộc khi hệ thống làm việc liên tục

 Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất

kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt động.Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống hoặc phần tử ở trạng thái hỏng

2.1.2 Độ tin cậy của hệ thống

Hệ thống điện là một hệ thống phức tạp, gồm nhiều phần tử, các phần tử liên kết với nhau theo những sơ đồ phức tạp Hệ thống điện thường nằm trên địa bàn rộng của một quốc gia hay vùng lãnh thổ Khi các phần tử của hệ thống hư hỏng có thể dẫn đến ngừng cung cấp điện cho từng vùng hoặc toàn hệ thống

2.1.3 Độ tin cậy của phần tử

2.1.3.1 Phần tử không phục hồi

a) Định nghĩa:

 Độ tin cậy P(t) của phần tử là xác xuất để phần tử đó hoàn thành triệt để nhiệm vụ được giao (làm việc an toàn) suốt thời gian khảo sát nhất định t trong các điều kiện vận hành nhất định

 Đối với những phần tử không phục hồi, sau khi hỏng hóc coi như bị loại bỏ (ví dụ như nhừng linh kiện điện tử, tụ điện ), vì vậy ta chỉ quan tâm đến sự kiện xảy

ra sự cố lần đầu tiên Thời gian làm việc an toàn của phần tử không phục hồi tính từ lúc bắt đầu hoạt động cho đến lúc hỏng hóc (hay còn gọi là thời gian phục vụ (TGPV)

là một đại lượng ngẫu nhiên (ký hiệu là ) CÓ hàm phân bố là Q(t):

 Trong đó q(t).Δt là xác suất để thời gian làm việc an toàn  nằm trong khoảng từ t đến (t+Δt) với Δt đủ nhỏ

 Theo lý thuyết xác suất, ta có các quan hệ sau:

∫ (2.4)

(2.5)

b) Độ tin cậy P(t)phần tử không phục hồi:

 Độ tin cậy p(t) của phần tử không phục hồi theo định nghĩa là:

 Đó là xác suất để thời gian phục hồi lớn hơn t, nghĩa là xác suất để phần tử

bị hỏng hóc ở sau thời điểm t khảo sát Biểu thức trên chỉ ra rằng muốn vận hành an toàn trong khoảng thời gian t thì giá trị của t phải không lớn hơn khoảng thời gian quy định Theo lý thuyết xác suất, ta có :

Hình 2.1: Độ tin cậy biến thiên trong khoảng thời gian 0 đến 1

c) Cường độ hỏng hóc(t)

 Với Δt đủ nhỏ thì (t).Δt chính là xác suất để phần tử đã phục vụ đến thời điểm t sẽ hỏng hóc trong khoảng thời gian Δt tiếp theo Hay nói cách khác đi (t) là số lần hỏng hóc trong một đơn vị thời gian trong khoảng thời gian Δt



<t+Δt/>t) (2.10) Với P(1 < t+Δt/> t) là xác suất có điều kiện, là xác suất để phần tử hƣ hỏng trong khoảng thời gian từ t đến (t+ Δt) (gọi là sự kiện A) nếu phần tử đó đã làm việc tốt đến thời điểm t (sự kiện B)

t 0

 Phép tính được độ tin cậy của phần tử không phục hồi khi đã biết cường độ hỏng hóc, mà cường độ hỏng hóc này xác định nhờ phương pháp thống kê quá trình hỏng hóc của phần tử trong quá khứ:

 Đối với HTĐ thường sử dụng điều kiện:

(t) =  = hằng số

Do đó:    

 Luật phân bố mũ; biểu diễn như sau:

Hình 2.2: Luật phân bố mũ độ tin cậy

Theo nhiều số liệu thống kê quan hệ của cường độ hỏng hóc theo thời gian thường có dạng như hình Đường cong cường độ hỏng hóc được chia làm 3 miền:

 Miền I: mô tả thời kỳ “chạy thử” Những hỏng hóc ở giai đọan này thường

do lắp ráp, vận chuyển Tuy giá trị ở giai đọan này cao nhưng thời gian kéo dài ít và cường độ hỏng hóc giảm dần và nhờ chế tạo, nghiệm thu có chất lượng nên giá trị cường độ hỏng hóc ở giai đọan này có thể giảm nhiều

 Miền II:mô tả đoạn sử dụng bình thường, cùng là giai đọan chủ yếu của tuổi thọ các phần tử Ở giai đọan này, các sử cố thường xảy ra ngẫu nhiên, đột ngột do nhiều nguyên nhân khác nhau, vì vậy thường giả thiết cường độ hỏng hóc bằng hằng

số

 Miền III:mô tả giai đoạn già cỗi của phần tử theo thời gian, cương độ hỏng hóc tăng dần (tất yếu là xảy ra sự cố khi t tiến đến vô cùng)

 Đối với các phần tử phục hồi như ở HTĐ, do hiện tượng già hóa nên cường

độ hỏng hóc luôn luôn là hàm tăng nên phải áp dụng các biện pháp bảo dưỡng định kỳ (BDĐK) để phục hồi ĐTC của các phần tử Sau khi sửa chữa và bảo quản định kỳ, phần tử lại có ĐTC xem như trở lại ban đầu, nên cường độ hỏng hóc sẽ biến thiênquanh giá trị trung bình Vì vậy khi xét thời gian dài làm việc ta có thể xem (t) =

tb = const để tính toán ĐTC

d) Thời gian làm việc an toàn trung bình T lv

 Tlv được định nghĩa là giá trị trung bình của thời gian làm việc an toàn dựa trên số liệu thống kê về  của nhiều phần tử cùng loại, nghĩa là Tlv là kỳ vọng toán của đạilượng ngẫu nhiên .Vì đại lượng có hàm mật độ phân phối xác suất là q(t) nên:

t 0

1

Q (t), P (t)

Q (t)

t 0

a) Thông số dòng hỏng hóc:

 Thời điểm xảy ra sự cố và thời gian sửa chữa sự cố tương ứng là những đại lượng ngẫu nhiên, có thể mô tả trên trục thời gian như hình vẽ:

Hình 2.3: Thời điểm xảy ra sự cố và thời gian sửa chữa sự cố

T1,T2,T3,T4 biểu thị các khoảng thời gian làm việc an toàn của các phần tử giữa các lần sự cố xảy ra, và 1, 2, 3, 4 là thời gian sửa chữa sự cố tương ứng

 Định nghĩa thông số dòng hỏng hóc:

(2.14) Trong đó P(t < T < t +Δt) là xác suất để hỏng hóc xảy ra trong khoảng thời gian t đến (t+Δt) So với cường độ hỏng hóc, ở đây không đòi hỏi điều kiện PT phải làm việc tốt từ đầu đến thời điểm t mà chỉ cần đến thời điểm t phần tử đang làm việc, điều kiện này luôn luôn đúng vì PT là phục hồi

 Như vậy, (t)Δt là xác suất để hỏng hóc xảy ra trong khoảng thời gian từ t đến (t+Δt) với Δtđủnhỏ

 Giả thiết xác suất của thời gian làm việc (TGLV) an toàn của phần tử có phân bố mũ, với cường độ sự cố bằng hằng số, khi đó khoảng thời gian giữa 2 lần sự

cố liên tiếp Ti, T2 cũng có phân bố mũ Thông số của dòng sự cố là:

(t) =  = const

 Vì vậy thông số dòng hỏng hóc và cường độ hỏng hóc thường hiểu là một,trừ các trường hợp riêng khi thời gian làm việc không tuân theo phân bố mũ thì phải phân biệt

b) Thời gian trung bình giữa 2 lần sự cố T:

 Thời gian trung bình giữa 2 lần sự cố (ký hiệu T) là kỳ vọng toán của Ti,

T2,T3, ,Tn Với giả thiết T tuân theo luật phân bố mũ (thực tế phân bố chuẩn) giống như ở phần trên đã xét, ta có :

 Luật phân bố của thời gian làm việc :

c) Thời gian phục hồi sự cố trung bình T s :

 Thời gian trung bình sửa chữa sự cố Ts là kỳ vọng toán của 1, 2, 3, (thời gian sửa chữa sự cố):

 Để đơn giản ta xem đại lượng thời gian phục hồi cũng tuân theo phân bố

mũ Khi đó tương tự đối với xác suất làm việc an toàn p(t) = e'Xt

của phần tử, ta có thể biểu thị xác suất ở trong khoảng thời gian t phần tử đang ở trạng thái sự cố - nghĩa là sửa chữa chưa xong- dưới dạng:

 Trong đó µ = 1/TS gọi là cường độ phục hồi sự cố, đây là đại lượng chỉ có ý nghĩa tương đương về mặt toán học mà không có ý nghĩa vật lý, thứ nguyên là [1/năm]

 Xác suất để sửa chữa kết thúc trong khoảng thời gian t, cũng chính là phân

bố xác suất của thời gian Ts là:

 Hệ số sẵn sàng A là phân lƣợng thời gian làm việc trên toàn bộ thời gian khảo sát của phần tử:

 A chính là xác suất duy trì sao cho ở thời điểm khảo sát bất kỳ, phần tử ở trạng thái làm việc (đôi khi còn gọi A là xác suất làm việc tốt của phần tử)

e) Hàm tin cậy của phần tử R(t):

 Là xác suất để trong khoảng thời gian t khảo sát phần tử làm việc an toàn với điều kiện ở thời điểm t = 0 của thời gian khảo sát phần tử đã ở trạng thái làm việc

 Vậy R(t) là xác suất của giao 2 sự kiện:

 Nếu khởi đầu phần tử đang ở trạng thái làm việctốt (T) thì sau thời gian làm

việc T Lvphần tử bị hỏng và chuyển qua trạng thái hỏng (H) phải sửa chữa Khi sửa chữa xong thì phần tử trở lại trạng thái làm việc tốt (T)

 Với các giả thiết nhƣ nếu ở trên thì các đại lƣợng thời gian làm việc an toàn, thời gian sửa chữa là những đại lƣợng ngẫu nhiên có phân bố mũ Có thể áp dụng quá trình Markov theo graph trạng thái ta có kết quả sau:

Hình 2.4: Quá trình Markov theo graph trạng thái, trong đó phần tử có 2 trạng thái

 Xác suất trạng thái làm vỉệc của phần tử (ĐTC):





  (2.23) Trong đó , µ là các cường độ chuyển trạng thái

 Đối với các phần tử có phục hồi thường thống kê được:

 Số lần hỏng hóc trung bình trong một đơn vị thời gian, từ đó suy ra Tlv =

1/

 Thời gian sửa chữa sự cố trung bình, từ đó suy ra µ = 1/r

2.1.4.2 Sửa chữa sự cố, và sữa chữa định kỳ:

 Sửa chữa định kỳ được thực hiện nhằm giảm cường độ hỏng hóc và tăng thời gian làmviệc an toàn trung bình của phần tử Trong đó, chi phí ít hơn rất nhiều so với chi phí sửachữa sự cố

 Giả sử thời gian sửa chữa định kỳ trung bình, thời gian trung bình giữa 2 lần sửa chữa định kỳ là Tđk cũng tuân theo luật phân bố mũ, áp dụng quá trình Markov đối với sơ đồ trạng thái, trong đó phần tử có 3 trạng thái:

Hình: 2.5: Quá trình Markov đối với sơ đồ trạng thái, trong đó phần tử có 3 trạng thái



  (2.29)

   (2.30)

 Xét riêng SX hỏng , chia tử và mẫu cho

 Nhận thấy độ không sẵn sàng ̅ cũng đúng cho cả trường hợp này

 Tương tự xác suất trạng thái bảo dưỡng định kỳ:

Giai đoạn

ổn định

Giai đoạn lão hoá

Thời gian

- Hàm cường độ hỏng hóc của thiết bị công suất Dạng hình “lòng máng” và được chia thành 3 giai đoạn: thời kỳ đầu, thời kỳ vận hành, thời kỳ thoái hóa

- Trong khoảng thời gian vận hành, cường độ hỏng hóc là hằng số

- Cường độ hỏng hóc: là số sự cố trên đơn vị thời gian Cường độ hỏng hóc thường được biểu diễn số sự cố xảy ra trên mỗi km chiều dài trong một năm

- Các thiết bị điện như: máy phát, máy biến áp, đường dây đều có thể sửa chửa

để làm việc lại Trong thời gian phục vụ chúng có các trạng thái như: vận hành, sự cố, sửa chửa, quy hoạch, bảo trì,…

2.2 Phương pháp tính toán và đánh giá độ tin cậy lưới điện

2.2.1. Các chỉ số hệ thống đểđánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối (System Indices) [2]

 Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI)

 Chỉ số tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ thống (MAIFI)

 Chỉ số thời gian mất điện trung bình hệ thống (SAIDI)

 Chỉ số thời gian mất điện trung bình khách hàng (CAIFI)

 Chỉ số tần suất mất điện trung bình khách hàng (CAIDI)

 Chỉ số khả năng sẳn sàng cung cấp (ASAI)

 Chỉ số khả năng không sẳn sàng cung cấp (ASUI)

 Chỉ số thiếu hụt điện năng (ENS)

 Chỉ số thiếu hụt điện năng trung bình (AENS)

Toàn bộ luận văn chỉ đề cập tính toán độ tin cậy đối với các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI theo yêu cầu của ngành Điện

2.2.2. Chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối [5]

Các công thức đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối theo EVN

a) SAIFI (Tần suất ngừng cung cấp điện trung bình hệ thống)

K

N SAIFI 

Trong đó:

 K: Tổng số khách hàng sử dụng điện trong năm

 N: Tổng số lần mất điện khách hàng kéo dài trên 5 phút của năm trong một khu vực được tính theo công thức:





 n

i i

K N

1

 Ki: Số khách hàng sử dụng điện bị mất điện kéo dài lần thứ i trong năm

b) SAIDI(Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống)

(2.34)

(2.35)

N T SAIDI

n

i

i i





 1

Trong đó:

 Ti: Thời gian mất điện lần thứ i kéo dài trên 5 phút trong năm;

 Ni: Số khách hàng sử dụng điện bị mất điện lần thứ i trong năm;

 n: số lần mất điện kéo dài trên 5 phút trong năm;

 K: Tổng số Khách hàng sử dụng điện trong năm

2.3 Các bước tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI cho lưới điện

Chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện nói chung bao gồm 2 thành phần phụ thuộc và tình trạng vận hành của lưới điện:

 Chỉ tiêu độ tin cậy do chế độ sự cố, và

 Chỉ tiêu độ tin cậy do bão trì, bão dưỡng

Theo đó, đề tài tiến hành tính toán chỉ tiêu độ tin cậy do chế độ sự cố bằng cách dùng phần mềm PSS/Adept với các bước cụ thể như sau:

 Thu thập dữ liệu đầu vào cho phần mềm bao gồm: Chỉ số cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa của từng phần tử trong lưới điện Các giá trị cường độ hỏng hóc bao gồm cường độ hỏng hóc vĩnh cửu và cường độ hỏng hóc thoáng qua được tính toán theo thống kê từ xác xuất hỏng hoác của từng loại thiết bị

 Xây dựng và nhập thông số cho xuất tuyến

 Tính toán và xuất kết quả

Đối với chỉ tiêu độ tin cậy trong chế độ bão trì bão dưỡng, đề tài đề xuất sử dụng tính toán thống kêtừ file Excel với các bước cụ thể như sau:

 Thu thập dữ liệu đầu vào bao gồm: thời gian bão trì bão dưỡng của từng phần tử trong lưới điện

 Xây dựng bảng tính Excel

 Tính toán và xuất kết quả

Trong phần sau sẽ đề cập chi tiết hơn các tính toán độ tin cậy cho từng chế độ vận hành của lưới điện huyện Tư Nghĩa

2.3.1 Tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI ở chế độ sự cố dùng phần mềm PSS/Adept

2.3.1.1 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT:

Phần mềm PSS/ADEPT(Power System Simulator/Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và là công cụ phân tích lưới điện phân phối với các chức năng sau:

1 Phân bổ công suất

2 Tính toán ngắn mạch tại 01 điểm hay nhiều điểm

3 Phân tích bài toán khởi động động cơ

(2.36)

4 Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (đóng cắt và cố định)(CAPO)

5 Bài toán phân tích sóng hài

6 Phối hợp bảo vệ

7 Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO)

8 Phân tích độ tin cậy lưới điện (DRA)

Chương trình phần mềm PSS/ADEPT giúp phân tích và tính toán lưới điện phân phối Tính toán và hiển thị các thông số về dòng (I), công suất (P, Q) của đường dây Đánh giá tình trạng lưới điện theo 8 bài toán phân tích như trên trong đó có cho biết các thông số SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI (Module (DRA)) về việc đánh giá độ tin cậy của tuyến dây thông qua chức năng DRA (phân tích độ tin cậy của lưới điện phân phối)

2.3.1.2 Giới thiệu Module DRA độ tin cậy trong chương trình PSS/ADEPT:

Để chạy Module DRA cần nhập số liệu trên từng xuất tuyến, như sau:

 Nhập số liệu cho các thiết bị đóng cắt

 Nhập số liệu cho các đường dây

 Nhập số liệu cho các phụ tải

2.3.1.3 Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sữa chữa cho từng thiết bị

Để tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa của từng thiết bị, ta cần thu thập các số liệu như sau:

 Số liệuthống kê các phần tử trong hệ thống điện

+ R: Yêu cầu; X: Không phù hợp; P: Không yêu cầu

+ λ: Cường độ hỏng hóc của phần tử HT

+ MTTR: Thời gian trung bình để sửa chữa

+ MTTS: Thời gian trung bình để đóng cắt

+ PSS: Xác suất đóng cắt thành công

+ Mλ: Suất sự cố thoáng qua trên năm

 Sự cố xảy ra trên lưới có nhiều loại do nhiều nguyên nhân khác nhau Ta phân loại các sự cố theo các nhóm để tính các thông số trên như sau:

+ Cường độ hỏng hóc của 1 km đường dây trong 1 năm được thống kê bao gồm các sự cố sau: sự cố do cây ngoài hành lang ngã vào đz, giông sét, vỡ sứ ĐZ, tụt lều, đứt dây, gẫy trụ, gãy xà trong 1 năm

+ Cường độ hỏng hóc của MBA phụ tải trong 1 năm được thống kê bao gồm các

sự cố sau: sự cố do đứt chì FCO bảo vệ MBA phụ tải, nhảy ATM tổng, cháy tủ hạ thế, hỏng MBA phụ tải, hỏng SCV bảo vệ MBA, tụt lều tại trạm trong 1 năm

+ Cường độ hỏng hóc của trạm biến áp trung gian trong 1 năm được thống kê bao gồm các sự cố sau: sự cố do đứt chì FCO bảo vệ MBA, nhảy MC bảo vệ, hỏng SCV bảo vệ MBA, tụt lều tại trạm

+ Cường độ hỏng hóc của thiết bị như DCL, FCO, MC là số lần hỏng DCL, FCO, MC trong 1 năm trên tổng số các DCL, FCO, MC hiện có trên lưới

 Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố

 Cường độ hỏng hóc vĩnh cữu được tính toán như sau:

Trong đó:

 Avc: Tổng số lần sự cố vĩnh cữu trong thời gian thống kê

 B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện

 Atq: Tổng số lần sự cố thoáng qua trong thời gian thống kê

 B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện

 TSC: Tổng thời gian sửa chữa sự cố vĩnh cữu thống kê

 Avc: Tổng số lần sự cố vĩnh cữu trong thời gian thống kê

2.3.2 Tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI ở chế độ bão trì, bão dưỡng dùng thống kê Excel

2.3.2.1 Tính toán thời gian bảo trì bảo dưỡng

 Thời gian TNĐK 01 TBA được tính toán như sau:

Trong đó:

 TTBATNĐK: Tổng thời gian công tác TNĐK tất cả các TBA được thống kê

 STNĐK: Tổng số công tác TNĐK thống kê

 Thời gian BTBD 01 TBA được tính toán như sau:

(2.43) Trong đó:

 TTBA: Tổng thời gian công tác BTBD tất cả các TBA được thống kê

 S: Tổng số công tác BTBD thống kê

 Thời gian BTBD1km đương dây 22kV được tính toán như sau:

(2.44) Trong đó:

 TĐZ: Tổng thời gian công tác BTBD đường dâyđược thống kê

 L: Tổng số km đường dây công tác BTBD đường dây thống kê

 Thời gian BTBD1 khách hàng hạ áp được tính toán như sau:

(2.45) Trong đó:

 THA: Tổng thời gian khách hàng mất điện hạ áp do BTBD thống kê

 K: Tổng số khách hàng mất điện hạ áp do BTBD thống kê

2.3.2.2 Tổng thời gian mất điện do BTBD đường dây:

 Tổng thời gian thực hiện BTBD:

 Nbdđzij: Tổng số khách hàng nhánh rẽ, trục chính thứ i, của phân đoạn thứ

j bị mất điện do công tác BTBD (khách hàng của nhánh rẽ bằng khách hàng của chính

nó cộng với khách hàng của nhánh rẽ con; khách hàng của đường trục phân đoạn bằng khách hàng cả phân đoạn)

 Nptđzi: Tổng số khách hàng phân đoạn thứ i bị mất điện do chuyển phương thức

 Lij: chiều dài tuyến nhánh rẽ, trục chính thứ i của phân đoạn thứ j

 tbdđz : Thời gian mất điện bình quân do bảo dưỡng trên 1km đường dây

 tptđz : Thời gian mất điện bình quân do 1 lần chuyển phương thức vận hành

2.3.2.3 Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dưỡng trạm biến áp:

 Tổng thời gian do thí nghiệm định kỳ TBA: (3 năm 1 lần)

 Tổng thời gian bảo trì:

TTBA = Tđktba+Tbttba+ Tha+Tđkct (2.53) Trong đó:

 N: Tổng số khách hàng sử dụng điện trên lưới điện

 Nđkct: Tổng số khách hàng bị thí nghiệm định kỳ công tơ trong năm

 tđktba: Thời gian mất điện trung bình do TNĐK 1 trạm biến áp

 tbttba : Thời gian mất điện trung bình do BTBD 1 trạm biến áp

 tha : Thời gian mất điện trung bình do BTBD hạ áp

 Tđkct: Thời gian mất điện trung bình do TNĐK 1 công tơ

 Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dưỡng cả lưới điện:

 Tổng khách hàng mất điện do bảo trì bảo dưỡng cả lưới điện:

∑ ∑ (2.55) Trong đó:

 nđz: Tổng số khách bị mất điện do BTBD đường dây

 Ntba: Tổng số khách bị mất điện do BTBD trạm biến áp

 Độ tin cậy tính toán:

(2.57)

Tóm tắt chương 2

- Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành triệt để nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định.Hệ thống điện là một hệ thống phức tạp, gồm nhiều phần tử, các phần tử liên kết với nhau theo những sơ đồ phức tạp Khi các phần tử của hệ thống hư hỏng có thể dẫn đến ngừng cung cấp điện cho từng vùng hoặc toàn hệ thống

- Trên hệ thống điện tồn tại 02 loại phần tử: Phần tử không phục hồi là loại phần tử sau thời gian vận hành T sẽ bị sự cố hư hỏng và cần được thay thế; phần tử phục hồi là phần tử sau thời gian vận hành T sẽ bị sự cố hư hỏng, cần tiến hành sửa chữa và phàn

tử được phục hồi

- Đề tài chỉ xét chỉ số độ tin cậy SAIFI, SAIDI của lưới điện theo tiêu chuẩn IEEE

1366 Trong đó, chỉ số toàn lưới điện được chia gồm 2 phần:

+ Chỉ số độ tin cậy do tình trạng sự cố: sử dụng phần mềm PSS/ADEPT với Modul tính toán DRA

+ Chỉ số độ tin cậy do bão trì bão dưỡng: sử dụng phần mềm thống kê Excel

- Để sử dụng được Modul DRA, đề tài đã tính toán xác xuất hỏng hóc,cường độ

hỏng hóc và thời gian sửa chữacủa từng phần tử trên lưới điện

- Đề tài đưa ra các bước xây dựng và thu thập số liệu thống kê để tính toán chỉ số

độ tin cậy do bão trì bão dưỡng từ Excel

Trong chương sau, đề tài tiến hành tính toán, phân tích, đánh giá các chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện Huyện Tư Nghĩa Từ đó, đề tài đề xuât giải pháp nâng cao độ tin cậy

lưới điện và phù hợp mới mục tiêu đề ra năm 2020

CHƯƠNG3- TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN

TƯ NGHĨA

3.1 Tiến trình toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa

Như các bước tính toán độ tin cậy trên lưới điện nêu raở chương 2, độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa được tính toán đánh giá quacác bước sau:

1) Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module DRA củaphần mềm PSS/ADEPT:

 Xây dựng bộ số liệu đầu vào cho Module DRA: cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa cho từng loại thiết bị

 Xây dựng sơ đồ nguyên lý các xuất tuyến của lưới điện huyện Tư Nghĩa trên phần mềm PSS/ADEPT

 Nhập các thông số cường độ hỏng hóc vĩnh cữu (λvc), cường độ hỏng hóc thoáng qua(λtq), thời gian sửa chữa(r) cho các thiết bị trên mỗi xuất tuyến

 Để tính toàncác thông số cường độ hỏng hóc vĩnh cữu (λvc), cường độ hỏng hóc thoáng qua(λtq) cho các thiết bị được chính xác ta lấy số liệu thống kê trên lưới điện toàn tỉnh Quảng Ngãi từ năm 2012 – 2017 của phòng Điều độ Công ty Điện lực Quảng Ngãi (vì tất cả vật tư thiết bị trên lưới điện đều được cấp gần chuẩn loại với nhau)

 Để tính toàncác thông số thời gian sửa chữa(r) cho các thiết bị trên mỗi xuất tuyến, ta lấy số liệu thống kê trên phần mềm OMS (phần mền tính toán độ tin cậy) lưới điện Tư Nghĩa từ năm 2014 – 2017 (để phù hợp thời gian sửa chữa thực tế của huyện

Tư Nghĩa, vị trí địa lý lưới điện có ảnh hưởng đến thời gian sửa chữa) [4]

 Chạy Module (DRA) cho các xuất tuyến

2) Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng bằng phần mềm Excel

 Thống kê thời gian bão trì bão dưỡng

 Tính thời gian bão trì, bão dưỡng thiết bị

 Xây dựng bản tính Excel cho sơ đồ phân đoạn cho từng xuất tuyến (bao gồm số liệu chiều dài tuyến trục chính, nhánh rẽ, số TBA, số thiết bị đóng cắt và số khách hàng của nhánh rẽ, phân đoạn

 Để tính toàncác thông số thời gian bảo trì bảo dưỡng (r) cho các thiết bị trên mỗi xuất tuyến, ta lấy số liệu thống kê trên phần mềm OMS [4] (phần mền tính toán

độ tin cậy) lưới điện Tư Nghĩa từ năm 2014 – 2017 (để phù hợp thời gian sửa chữa thực tế của huyện Tư Nghĩa, vị trí địa lý lưới điện có ảnh hưởng đến thời gian sửa chữa)

 Nhập các thông số thời gian bảo trì, bảo dưỡng trung bình cho 1km đường dây, 1 trạm biến áp, 1 thiết bị đóng cắt; số khách hàng của các TBA của phân đoạn; phân đoạn được nối vòng

 Tính toán Excel cho các xuất tuyến

3) Tính toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa hiện trạng

4) Phân tích, đánh giá các chỉ số độ tin cậy và từ đó đề xuất giải pháp cải tạo lưới điện huyện Tư Nghĩa

5) Tính toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư nghĩa sau cải tạo

6) So sánh chỉ số độ tin cậy lưới điện hiện trạng trước cải tạo, sau cải tạo và mục tiêu độ tin cậy

3.2 Tính toán chỉ số SAIDI, SAIFI cho lưới điện hiện trạng huyện Tư Nghĩa:

3.3.1 Tính độ tin cậy lưới điện do sự cố:

3.3.1.1 Tính cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa cho từng loại thiết bị:

Để tính toán cường độ hỏng hóc được chính xác, ta thống kê số liệu sự cố trên lưới điện toàn tỉnh Quảng Ngãi từ năm 2012 đến năm 2017 để tính toán Số liệu được thống kê trên file Excel như sau:

a) Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi như sau:

Bảng 3.1: Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi

b) Thống kê sự cố trên lưới điện:phụ lục 01

c) Thống kê thời gian sửa chữa

Thời gian sửa chữa khi có sự cố được trích xuất từ phần mềm OMS khu vực Điện lực Tư Nghĩa và được thống kê như: phụ lục 02

3.3.1.2 Tính cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị

Căn cứ vào số liệu thống kê ở mục 3.3.1.1và các công thức tính toán từ 2.39 đến 2.42 ở chương 2 ta tính toán được như sau:

Bảng: 3.2 Bảng cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị

Tên thiết bị

Cường độ hỏng hóc vĩnh cữu (λvc)

Cường độ hỏng hóc thoáng qua(λtq)

Thời gian sửa chữa(r)

Hình 3.1: Sơ đồ lưới XT477/E16.1 Hình 3.2: Sơ đồ lưới XT477/E16.1

Hình 3.3: Sơ đồ lưới XT473/E16.3 Hình 3.4: Sơ đồ lưới XT475/E16.3