Luận văn thạc sĩ tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện mộ đức

SAIFI = Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống 1-25 Tổng số khách hàng của hệ thống Công thức tính toán: NC NINC NSAIFI  i   Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ t

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO

ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng, năm 2018

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO

ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

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 sĩ Trần Vinh Tịnh 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 ĐỨC LÊ VĂN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Các số liệu và kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác khác

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

MỤC LỤC

Trang phụ bìa

Lời cảm ơn

Lời cam đoan

Mục lục

Tóm tắt luận văn

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt

Danh mục các bảng

Danh mục các hình

MỞ ĐẦU 1

I.Lý do chọn đề tài: 1

II.Mục tiêu nghiên cứu: 1

III.Đối tượng và phạm vị nghiên cứu: 1

IV.Phương pháp nghiên cứu: 1

V.Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: 2

VI.Tên và bố cục đề tài 2

Chương 1- CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 3

1.1.Khái niệm về độ tin cậy 3

1.1.1.Độ tin cậy của các phần tử không phục hồi 3

1.1.2.Độ tin cậy của các phần tử phục hồi 4

1.1.3.Độ tin cậy lưới phân phối hình tia 5

1.1.5.Độ tin cậy của hệ thống điện 7

1.2.Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy 7

1.2.1.Phương pháp đồ thị-giải tích 8

1.3.Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lưới phân phối 10

1.3.1 Các thông số chính 10

1.3.2.Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu 11

Chương 2-LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC 14

2.1.Tổng quan lưới điện phân phối 14

2.1.1.Tổng quan: 14

2.1.2.Chất lượng lưới phân phối 16

2.1.3.Đặc điểm xã hội huyện Mộ Đức 17

2.1.4.Lưới điện phân phối huyện Mộ Đức: 17

2.2.Phương thức vận hành cơ bản của lưới điện phân phối huyện Mộ Đức 19

2.2.1.Các thiết bị đóng cắt trên lưới điện 20

2.2.2.Các vị trí phân đoạn của các xuất tuyến 22 KV 24

2.2.3.Các vị trí liên lạc của các xuất tuyến 22 KV 25

2.3.Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy lưới điện 25

2.3.1.Các nguyên nhân sự cố lưới điện 25

2.3.2.Sự cố gây hư hỏng thiết bị trên lưới phân phối: 26

2.3.3.Các nguyên nhân chủ quan 27

2.3.4.Tình hình thực hiện độ tin cậy từ 2014 đến nay của ĐLMĐ 28

2.4.Tính toán xác xuất hỏng hóc của từng phần tử trên lưới phân phối 29

2.4.1.Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện 30

2.4.2.Tính toán xác xuất hỏng hóc bằng phần mềm Excel 33

2.4.3.Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp 33

Chương 3- CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC 35

3.1.Đề xuất các phương án nâng cao độ tin cậy cho từng xuất tuyến 35

3.1.1.Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 35

3.1.2.DRA Analysis: Tính toán độ tin cậy lưới điện 37

3.1.3.Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện hiện trạng bằng phần mềm PSS/Adept 5.0: 43

3.1.4.Đề xuất phương án 46

3.1.4.1Phân đoạn và kết nối liên lạc 46

3.1.4.2Bổ sung thiết bị để phân đoạn 46

3.2.Dùng phần mềm PSS/ADEPT tính toán độ tin cậy lưới điện 51

3.2.1.Kết quả tính toán độ tin cậy do sự cố cho các xuất tuyến sau cải tạo 51

3.2.2.Tính toán độ tin cây BTBD cho từng xuất tuyến 22 kV 53

3.2.3.Đánh giá kết quả 54

3.3.Phân tích hiệu quả kinh tế và đề xuất phương án 55

3.3.1.Triển khai cho lưới phân phối huyện Mộ Đức 56

3.3.2.Đề xuất các giải pháp khác 56

3.3.3 Ứng dụng SCADA 62

3.3.4 Tối ưu hóa thao tác và công tác trên lưới điện 63

3.4 KẾT LUẬN 63

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 65

TÀI LIỆU THAM KHẢO 66

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV 18

Bảng 2.2: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp 19

Bảng 2.3: Tổng hợp số lượng DCL 21

Bảng 2.4: Tổng hợp số lượng Recloser 22

Bảng 2.5: Tổng hợp số lượng LBS 24

Bảng 2.6: Các vị trí phân đoạn 24

Bảng 2.7: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp 25

Bảng 2.8: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2017 28

Bảng 2.9: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ 28

Bảng 2.10: Đặc tính phần tử hệ thống 29

Bảng 2.11: Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi 30

Bảng 2.12: Thống kê sự cố 30

Bảng 2.13: Xác xuất hỏng hóc 33

Bảng 2.14: Thống kê ĐTC các xuất tuyến hiện trạng từ OMS 34

Bảng 3.1: Số liệu tính toán ĐTC do sự cố lưới điện hiện trạng từ PSS 44

Bảng 3.2: Số liệu tính toán ĐTC do sự cố lưới điện sau cải tạo từ PSS 53

Bảng 3.3: Số liệu tính toán ĐTC do BTBD lưới điện sau cải tạo từ Excel 53

Bảng 3.4: So sánh ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp 54

Bảng 3.5: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung 55

Bảng 3.6: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư 56

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1.1: Hệ thống nối tiếp tồn tại phần tử mắc song song 6

Hình 1.2: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp 8

Hình 1.3 :Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song 9

Hình 2.1: Sơ đồ nguyên lý lưới điện huyện Mộ Đức 20

Hình 2.2: DCL kiểu chém ngang và chém đứng 20

Hình 2.3: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ 21

Hình 2.4: Recloser U-series 22

Hình 2.5: LBS kiểu hở 23

Hình 2.6: Chương trình tính toán độ tin cậy OMS 33

Hình 3.1: Chu trình triển khai phần mềm PSS/ADEPT 39

Hình 3.2: Thiết lập thông số nguồn 40

Hình 3.3: Thiết lập thông số tải 40

Hình 3.4: Thiết lập thông dây dẫn 41

Hình 3.5: Thiết lập thông số nút 41

Hình 3.6: Thiết lập thông số tụ bù 42

Hình 3.7: Thiết lập thông thiết bị đóng cắt 42

Hình 3.8 Hộp thoại option-Thẻ DRA: Các chọn lựa cho các bài toán phân tích độ tin cậy 43

Hình 3.9 Số liệu ĐTC XT 471/E16.3 hiện trạng 44

Hình 3.10 Số liệu ĐTC XT 472/E16.2 hiện trạng 45

Hình 3.11 Số liệu ĐTC XT 474/E16.2 hiện trạng 45

Hình 3.12 Sơ đồ nguyên lý 472/T12 hiện trạng 47

Hình 3.13 Sơ đồ nguyên lý 472/T12 sau cải tạo 47

Hình 3.14 Sơ đồ nguyên lý 473/T12 hiện trạng 48

Hình 3.15 Sơ đồ nguyên lý 473/T12 sau cải tạo 48

Hình 3.16 Sơ đồ nguyên lý 471/T3 hiện trạng 49

Hình 3.17 Sơ đồ nguyên lý 471/T3 sau cải tạo 49

Hình 3.18 Sơ đồ nguyên lý 474/E 16.2 hiện trạng 50

Hình 3.19 Sơ đồ nguyên lý 474/E16.2 sau cải tạo 50

Hình 3.20 Số liệu ĐTC XT 471/E16.3 sau cải tạo 51

Hình 3.21 Số liệu ĐTC XT 472/E16.2 sau cải tạo 52

Hình 3.22 Số liệu ĐTC XT 474/E16.2 sau cải tạo 52

Hình 3.23: Máy hồng ngoại đo nhiệt độ 59

Hình 3.24: Vệ sinh công nghiệp bằng nước áp lực cao 60

Hình 3.25: Thi công sửa chữa Hotline 62

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO

ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

Học viên: Nguyễn Đức Lê Văn Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện

Mã số: 60520202 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 khu vực huyện Mộ Đức ngày càng quan tâm và đòi hỏi cao hơn

về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện Hiện nay trên lưới điện khu vực huyện Mộ Đức đã thực hiện nhiều giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Tuy nhiên, hầu hết các giải pháp chưa mang lại hiệu quả cao, trong những năm gần đây độ tin cậy cung cấp điện khu vực huyện Mộ Đức càng khá cao Đề tài này 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, đề tài sẽ tính toán độ tin cậy cung cấp điện do sự cố bằng Module (DRA) độ tin cậy trong chương trình PSS/ADEPT và

độ tin cậy cung cấp điện do bảo trì, bảo dưỡng bằng phần mềm Excel cho lưới điện hiện trạng, từ đó có những phân tích, đánh giá, đưa ra những giải pháp cải tạo cho các xuất tuyến có độ tin cậy cung cấp điện còn cao Sau khi đề xuất các giải pháp, đề tài tính toán lại cho lưới điện sau cải tạo, từ đó so sánh với mục tiêu định hướng và lưới điện hiện trạng và đánh giá hiệu quả của các giải pháp

Từ khóa – độ tin cậy, sự cố, bảo dưỡng, phân đoạn

CALCULATION AND SUGGESTIONS FOR ENHANCING RESOURCES ELECTRICITY RELIEF DISTRIBUTION OF MO DUC DISTRICT bstract - In line with the progress of the electricity industry, the customers in Mo

Duc district are increasingly interested in and demanding higher quality of power and reliability of power supply Currently, the power grid in Mo Duc district has implemented many solutions to improve the reliability of power supply However, most of the solutions have not brought high efficiency, in recent years the reliability

of power supply in Mo Duc district is quite high This project calculates, evaluates and proposes solutions to meet the 2020 electricity industry's reliability targets for power sector, which will calculate the reliability of power supply due to fault by Module (DRA) reliability in the PSS/ADEPT program and the reliability of power supply due to maintenance and servicing by the Excel software for the current grid, from which analyzes, evaluations, Improve the transmission line with high reliability

of power supply After proposing the solutions, the project recalculated to the grid after the renovation, then compare with the objective and grid current status and evaluate the effectiveness of the solution

Key words - reliability, failure, maintenance, segmentation

MỞ ĐẦU

I Lý do chọn đề tài:

Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng trực tiếp đến khách hàng Vì vậy, việc cung cấp điện đầy đủ và liên tục cho phụ tải phụ thuộc trực tiếp vào độ tin cậy của lưới điện phân phối Độ tin cậy của lưới điện phân phối được đánh giá qua nhiều chỉ tiêu khác nhau, trong đó các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện nay được sử dụng phổ biến trên thế giới Tập đoàn Điện lực Việt Nam đang triển khai áp dụng các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện

Do đó, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối bằng các chỉ tiêu theo tiêu chuẩn IEEE 1366 (các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, MAIFI) đối với lưới điện phân phối huyện Mộ Đức.Từ đó, đề xuất các giải pháp, thực hiện đạt kế hoạch của Tổng công ty Điện lực miền Trung, mục tiêu đến năm 2020 về nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối huyện Mộ Đức là một vấn đề cần quan tâm nghiên cứu

II Mục tiêu nghiên cứu:

- Đề tài đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu chính như sau:

+ Tính toán độ tin cậy cho lưới điện phân phối huyện Mộ Đức theo các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối

+ Đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ Đức

III 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 huyện Mộ Đức

IV Phương pháp nghiên cứu:

- Trên cơ sở lý thuyết tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối và các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366:

+ Xây dựng sơ đồ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ Đức

+ Tính toán thời gian mất điện do các phần tử lưới điện bị sự cố, do bảo trì bảo dưỡng và đấu nối lưới điện

+ Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366

+ Đánh giá độ tin cậy tính toán so với kết quả thực hiện và mục tiêu thực hiện đến năm 2020

+ Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ Đức

V Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:

 Chất lượng điện năng ngày càng được nâng cao, độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện phải được cải thiện Do đó, việc tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng trong lưới điện khu vực huyện Mộ Đức là nội dung cần thiết đối với thực tế hiện nay

 Từ những kết quả tính toán, có thể đánh giá được độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối huyện Mộ Đức và đề xuất những giải pháp tối ưu về mặt kinh tế,

kỹ thuật, cũng như quản lý vận hành

VI Tên và bố cục đề tài

Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết quả hướng đến thì đề tài được đặt tên là: “TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC”

Luận văn gồm các chương sau:

Chương 1: Các phương pháp đánh giá độ tin cậy trong hệ thống điện

Chương 2:Tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối huyện Mộ Đức

Chương 3: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ Đức

Chương 1- CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ

THỐNG ĐIỆN

1.1 Khái niệm về độ tin cậy

Độ tin cậy là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử) hoàn thành nhiệm vụ chức năng cho trước, duy trì được giá trị các thông số làm việc đã được thiết lập trong một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm việc nhất định Độ tin cậy theo nghĩa rộng là một tính chất phức hợp Nó bao gồm các tính chất chủ yếu của đối tượng: tính không hỏng, tính sửa chữa, tính bảo quản và tính lâu bền Tính không hỏng: tính chất của đối tượng giữ được khả năng làm việc của mình Đặc trưng định lượng cho tính không hỏng là các đại lượng: xác suất làm việc không hỏng, trung bình thời gian làm việc giữa các lần hỏng, cường độ hỏng, các tham số của dòng hỏng hóc v.v Xác suất làm việc không hỏng cũng thường được gọi là độ tin cậy Tính sửa chữa: tính chất của đối tượng thích ứng với việc tiến hành bảo dưỡng

kỹ thuật và sửa chữa nó Đặc trưng cho tính sửa chữa là các đại lượng xác suất phục hồi, trung bình thời gian dừng làm việc, trung bình thời gian phục hồi, cường độ phục hồi

Đặc trưng chung cho tính không hỏng và tính sửa chữa là các đại lượng hàm sẳn sàng, hệ số sẳn sàng, hệ số không sẳn sàng

Tính bảo quản: tính chất của đối tượng duy trì được các thông số đầu ra xác định chất lượng của mình trong giới hạn đã cho Đặc trưng cho tính bảo quản là các đại lượng trung bình thời gian bảo quản, cường độ hỏng khi bảo quản

Tính lâu bền: tính chất của đối tượng duy trì được khả năng làm việc của mình cho tới trạng thái giới hạn, trong đó có kể tới những gián đoạn cần thiết cho việc bảo dưỡng, sửa chữa Đặc trưng cho tính chất này là tuổi thọ trung bình, trung bình thời gian làm việc

1.1.1. Độ tin cậy của các phần tử không phục hồi

a Thời gian làm việc liên tục của phần tử và phân bố của nó

Thời gian làm việc liên tục T của một phần tử là một biến ngẫu nhiên Hàm phân bố xác suất của T (theo t) là xác suất mà phần tử bị hỏng hóc trước khi đến thời gian t

F(t) = P(T≤ t) t ≥ 0 F(t) được gọi là hàm hỏng hóc của một phần tử

Nếu ta định nghĩa R(t) là xác suất mà phần tử vẫn còn hoạt động sau thời gian t

đã được xác định trước :

R(t) = P(T>t) t ≥ 0 R(t) được gọi là hàm tin cậy của phần tử hay độ tin cậy

Ta có : R(t) + F(t)=1

Hàm cường độ hỏng hóc của phần tử  là xác suất có điều kiện mà một phần

tử làm việc trước thời điểm t và phát triển thành sự cố trong đơn vị thời gian t sau thời điểm t :

 được gọi là hàm cường độ hỏng hóc của một phần tử

Trong thời gian làm việc của phần tử trong hệ thống điện là ở gian đoạn ổn định nên ta có : hằng số

c Thời gian trung bình giữa các lần hỏng hóc (thời gian trung bình vận hành an toàn) (MTBF,m)

Nếu hàm mật độ hỏng hóc f(t) biết trước thì :

1.1.2. Độ tin cậy của các phần tử phục hồi

a Hàm cường độ sửa chữa (t) và cường độ sửa chữa 

Thời gian sửa chữa TD cũng là biến ngẫu nhiên Cường độ sửa chữa phần tử được định nghĩa tương tự như cường độ hỏng hóc :

1.1.3. Độ tin cậy lưới phân phối hình tia

- Cường độ hỏng hóc của toàn lưới phân phối trong 1 năm là:

0

 : Suất sự cố (vụ/km.năm)

L: Độ dài lưới phân phối (km)

- Cường độ ngừng điện tổng của lưới phân phối là:

CT SC

TSC : Thời gian sửa chữa sự cố

- Thời gian ngừng điện công tác là:

CT CT

TCT : Thời gian trung bình một lần ngừng điện công tác

- Tổng thời gian ngừng điện là:

NDCT NDSC

- Điện năng thiệt hại do ngừng điện công tác là:

tb NDCT

1.1.4. Độ tin cậy điểm phụ tải

Hình 1.1: Hệ thống nối tiếp tồn tại phần tử mắc song song

Chỉ số độ tin cậy tại điểm phụ tải (LP) đã cho phụ thuộc đường cung cấp giữa nguồn (N) và phụ tải đó Các phần tử trên đường đi này được xét với cách mắc nối tiếp, trong đó có một phần tử mắc song song (Hình 3.1) được trình bày một cách tương đương trong cấu trúc nối tiếp

Nếu độ sẵn sàng của các phần tử đều cao thì tần suất hỏng hóc fFmn tại một điểm tải trên nhánh n, vùng m có thể được tính:

T

Các phần tử mắc song song có thể biểu diễn bằng một phần tử tương đương bằng cách sử dụng các công thức của hệ thống các phần tử mắc song song Cường độ hỏng hóc của phần tử tương đương α là λα xấp xỉ bằng tần suất trạng thái hỏng đôi của hai phần tử mắc song song β và γ :

) T T (  

Với cường độ sửa chữa μβ và μ γ là nghịch đảo tương ứng của Tβ và Tγ Nếu một nhánh chứa hai phần tử mắc song song, khi có sự cố cả hai đều cắt và việc cấp điện sẽ được khôi phục sau khi cô lập phần tử bị sự cố và nối thông mạch bằng các thiết bị đóng cắt thích hợp, cường độ hỏng hóc tương đương λα trở thành:

Và thời gian sửa chữa trung bình là thời gian cắt: Tα = TS

1.1.5. Độ tin cậy của hệ thống điện

Trong lúc điều quan tâm hàng đầu từ phía khách hàng là độ tin cậy thì các chỉ

số tổng thể của toàn bộ hệ thống cần phải tính đến Hầu hết các chỉ số này là các chỉ số trung bình của các điểm tải đã tính đến các trọng số trên toàn hệ thống Vì vậy tần suất hỏng hóc tổng thể của hệ thống fF có thể được xác định như tổng tần suất mất điện trên tổng số khách hàng và được tính:







mn mn mn

Fmn mn F

C

f.C

Fmn Fmn mn

F

f C

T f C

Thời gian mất điện khách hàng trung bình có thể được diễn giải mà không sử dụng trọng số fFmn, khi đó thời gian hỏng hóc trung bình của hệ thống TF’ được tính như sau:







mn mn mn

Fmn mn '

F

C

T C

Lưu ý rằng nếu giá trị TFmn không quá khác biệt, thì TF = TF’

Một chỉ số tin cậy khác của hệ thống thường xuyên được sử dụng là tổng thời gian mất điện trung bình một khách hàng trong một năm HF, chỉ số này được tính:







mn mn mn

Fmn Fmn mn

F

C

T f C

Từ các công thức trên hiển nhiên ta có:

TF.fF = HF

1.2 Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy

Để đánh giá ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện, ta cần phải khảo sát những chỉ tiêu định lượng cơ bản về ĐTC của các sơ đồ nối điện khác nhau của hệ cung cấp điện Các chỉ tiêu đó là: Xác suất làm việc an toàn P(t) của hệ trong thời gian khảo sát, thời gian trung bình T giữa các lần sự cố, hệ số sẵn sàng A của hệ, thời gian trung bình sửa chữa sự cố, thời gian trung bình sửa chữa định kỳ, …

Tính toán ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện nhằm phục vụ bài toán tìm phương án cung cấp điện tối ưu hài hòa giữa hai chỉ tiêu: Cực tiểu vốn đầu tư và cực đại mức độ đảm bảo cung cấp điện

Phương pháp này xây dựng mối quan hệ trực tiếp giữa ĐTC của hệ thống với ĐTC của các PT đã biết thông qua việc lập sơ đồ ĐTC, áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole và lý thuyết xác suất các tập hợp để tính toán ĐTC

Sơ đồ ĐTC của hệ thống được xây dựng trên cơ sở phân tích ảnh hưởng hỏng hóc PT đến hỏng hóc của hệ thống Sơ đồ ĐTC bao gồm nút (gồm nút nguồn, nút tải

và các nút trung gian) và nhánh tạo thành mạng lưới nối liền nút nguồn và nút tải của

sơ đồ Có thể có nhiều đường nối từ nút phát đến nút tải, mỗi đường gồm nhiều nhánh nối tiếp

Trạng thái tốt của hệ thống là trạng thái trong đó có ít nhất một đường nối từ nút phát đến nút tải Trạng thái hỏng của hệ thống là trạng thái khi nút phát bị tách rời với nút tải do hỏng hóc với PT

Đối với hệ thống điện, sơ đồ ĐTC có thể trùng hoặc không trùng với sơ đồ nối điện (sơ đồ vật lý) tùy thuộc vào tiêu chuẩn hỏng hóc của hệ thống được lựa chọn

a) Sơ đồ các phần tử nối tiếp (Hình 1.2): Hệ thống chỉ làm việc an toàn khi tất

cả n phần tử đều làm việc tốt, hệ thống hỏng khi có một PT hỏng

Hình 1.2: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp

Giả sử đã biết cường độ hỏng hóc và thời gian phục hồi trung bình của các phần

n

1 i i

1

)( (1.19) Trong đó: Pi(t) là xác suất làm việc tốt (trạng thái tốt) của phần tử thứ i trong

khoảng thời gian trạng thái

Xác suất trạng thái hỏng của hệ:

QH(t) = 1- PH(t) = 1- P1P2Pn (1.20)

Các công thức trên cho phép ta đẳng trị các PT nối tiếp thành một PT tương đương

b) Sơ đồ các phần tử song song (Hình 1.3): Hệ thống làm việc tốt khi có ít

nhất một PT làm việc tốt và sẽ hỏng khi tất các các PT đều hỏng

Hình 1.3 :Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song

Giả sử đã biết cường độ hỏng hóc và cường độ phục hồi của các phần tử lần lượt là λi và µi

Cường độ phục hồi của hệ thống là:

1 1

(1.22) Xác suất trạng thái hỏng của hệ:

Trong phương pháp này, hệ thống được diễn tả bởi trạng thái hoạt động và khả năng chuyển giữa các trạng thái đó

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 quản định

kỳ v.v… Do đó mỗi sự thay đổi trạng thái của PT đều làm cho hệ thống chuyển sang một trạng thái mới

1

Tất cả các trạng thái có thể có hệ thống tạo thành không gian trạng thái Hệ thống luôn luôn ở một trong những trạng thái này nên tổng các xác suất trạng thái (XSTT) bằng 1

Phương pháp không gian trạng thái áp dụng quá trình Markov để tính xác suất trạng thái và tần suất trạng thái

Quá trình Markov là mô hình toán học diễn tả quá trình ngẫu nhiên trong đó phần tử hoặc hệ thống liên tiếp chuyển từ trạng thái này qua trạng thái khác và thỏa mãn điều kiện: Nếu hệ thống đang ở trạng thái nào đó thì sự chuyển trạng thái tiếp theo xảy ra tại các thời điểm ngẫu nhiên và chỉ phụ thuộc vào trạng thái đương thời chứ không phụ thuộc vào quá khứ của quá trình

Nếu hệ thống có n trạng thái, ở thời điểm t hệ thống đang ở trạng thái i thì ở đơn vị thời gian tiếp theo hệ thống có thể ở lại trạng thái i (i=1…n) với xác suất pii

hay chuyển sang trạng thái j với xác suất pij (j=1…n và ij)

Quá trình Markov được phân ra:

a) Rời rạc trong không gian và liên tục trong thời gian

b) Rời rạc trong không gian và rời rạc trong thời gian

c) Liên tục trong không gian và thời gian

Đối với hệ thống điện sự chuyển trạng thái xảy ra khi hỏng hóc hay phục hồi các phần tử Với giả thiết thời gian làm việc và thời gian phục hồi các phần tử có phân

bố mũ, thì thời gian hệ thống ở các trạng thái cũng phân theo phân bố mũ và cường độ chuyển trạng thái bằng hằng số và không phụ thuộc vào thời gian, ta sử dụng 2 quá trình a và b

1.3 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lưới phân phối

1.3.1 Các thông số chính

Trong tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo IEEE 1366, ý nghĩa của các thông

số trong 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

NI : Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống

TI : 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

NC : 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

kỳ báo cáo

thời kỳ báo cáo

k : Số lần ngừng cấp điện thể hiện bởi một khách hàng riêng lẻ trong thời kỳ báo cáo

1.3.2. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu

 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống (SAIFI)

SAIFI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu lần trong thời kỳ báo cáo (thường là trong một năm)

SAIFI = Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống (1-25)

Tổng số khách hàng của hệ thống Công thức tính toán:

NC

NINC

NSAIFI  i 

 Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (SAIDI)

SAIDI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu giờ trong thời kỳ báo cáo (thưòng là trong một năm)

SAIDI = Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống

(1-27) Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán:

NC

TINC

NrSAIDI  i i 

 Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình của khách hàng (CAIDI):

CAIDI cho biết thời gian trung bình khôi phục cấp điện cho khách hàng

CAIDI = Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống

(1-29) Tổng số khách hàng bị ngừng cấp điện

Công thức tính toán:

SAIFI

SAIDI N

N r CAIDI

 Chỉ tiêu tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng (CTAIDI)

CTAIDI = Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống

(1-31) Tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện

Công thức tính toán:

NrCTAIDI  i i

 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng (CAIFI)

CAIFI cho biết số lần bị ngừng cấp điện vĩnh cửu trung bình đối với một khách hàng bị ngừng cấp điện

CAIFI = Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống (1-33)

Tổng số khách hàng có bị ngừng cấp điện Công thức tính toán:

CN

NCAIFI  i

 Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình (ASAI)

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

ASAI = Số giờ sẵn sàng cấp điện

(1-35) Tổng số giờ khách hàng yêu cầu

Công thức tính toán:

ASAI = NC x (Số giờ/năm) - ∑riNi

(1-36)

NC x (Số giờ/năm)

 Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng (CEMI n )

CEMIn 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

CEMIn = Số khách hàng có hơn n lần ngừng cấp điện

(1-37) Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán:

T

) n k ( n

N

CN

1.3.3 Các chỉ tiêu ngừng cấp điện thoáng qua

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

MAIFI = Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua

(1-39) Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán:

mi i

N

NIM

M AIFI 

 Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua (MAIFI E )

MAIFIE = Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua

(1-41) Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán:

T

mi E E

N

NIM

T

) n k ( n

N

CNT

Tóm tắt chương 1:

- Tóm tắt lý thuyết về độ tin cậy cung cấp điện trong lưới điện phân phối

- Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy cung cấp điện trong lưới điện phân phối Từ đó tiến hành khảo sát những chỉ tiêu định lượng cơ bản về ĐTC của các sơ đồ nối điện khác nhau của hệ cung cấp điện Các chỉ tiêu đó là: Xác suất làm việc an toàn P(t) của hệ trong thời gian khảo sát, thời gian trung bình T giữa các lần sự cố, hệ số sẵn sàng A của hệ, thời gian trung bình sửa chữa sự cố, thời gian trung bình sửa chữa định kỳ, …

- Các chỉ tiêu cơ bản đánh giá độ tin cậy lưới phân phối theo tiêu chuẩn IEEE

1366

Chương 2-LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

2.1 Tổng quan lưới điện phân phối

2.1.1. Tổng quan:

Nguồn cấp điện chính cho lưới điện phân phối (LPP) hiện nay là từ các thanh cái phía hạ áp của các trạm 110 kV, nguồn điện này được lấy từ lưới truyền tải Quốc gia

Ngoài ra trong LPP còn có các nguồn điện dự phòng và nguồn hỗ trợ là các trạm phát diesel hoặc các trạm phát thủy điện nhỏ Tùy thuộc vào yêu cầu của hệ thống điện, tính toán kinh tế hoặc tình trạng vận hành thực tế mà các nguồn điện này được huy động hoặc dự phòng thích hợp

Phụ tải của lưới LPP đa dạng và phức tạp, các phụ tải sinh hoạt và dịch vụ, tiểu thủ công nghiệp đa phần cùng trong một hộ phụ tải và hệ số đồng thời thấp

Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, thực nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm biến áp trung gian (hoặc trạm khu vực, nhà máy điện) trực

tiếp đến các hộ phụ tải

 Lưới phân phối gồm 2 phần:

- Lưới phân phối trung áp có điện áp 6kV, 10kV, 15kV, 22 kV, 35kV phân phối điện cho các trạm phân phối trung áp/hạ áp và các phụ tải lớn trung áp

- Lưới hạ áp có cấp điện áp 0,4kV và 0,22kV cấp điện cho các phụ tải hạ áp 380/220V

 Các dạng sơ đồ cơ bản của lưới phân phối:

- Mạng hình tia:

Sơ đồ hình tia có ưu điểm đơn giản trong công tác qui hoạch, thiết kế, xây dựng

và vận hành, chi phí đầu tư không cao và có khả năng phát triển thành sơ đồ vòng Tuy nhiên sơ đồ này có độ dự trữ cung cấp điện kém, ít linh hoạt và độ tin cậy thấp Nếu đường dây hay máy biến áp bị sự cố thì sẽ làm gián đoạn việc cung cấp điện nên mạng này có độ tin cậy cung cấp điện thấp

Hình 2.1 Mạng phân phối hình tia

MC

- Mạng vòng:

Một cải tiến lớn dựa trên mạng hình tia thu được bằng cách sắp xếp theo mạng vòng và được cung cấp điện từ hai nguồn Phân bố công suất đến hộ tiêu thụ bằng một đường dây ở bất kỳ thời gian nào từ mỗi bên của vòng, phụ thuộc vào trạng thái đóng hay mở của máy cắt xuất tuyến

bị, hoặc dễ dàng phát sinh sự cố trên diện rộng Ngoài ra lưới vận hành hở sẽ thuận lợi trong quá trình thao tác, chuyển đổi phương thức kết lưới để đưa thiết bị ra sửa chữa

và khôi phục trở lại dễ dàng

 Các chế độ vận hành của thiết bị trong lưới phân phối

Căn cứ vào tình trạng làm việc của các thiết bị người ta chia LPP bất kỳ thành các chế độ vận hành khác nhau như sau:

- Chế độ vận hành bình thường: Là chế độ vận hành mà các thiết bị vận hành với các thông số nằm trong giới hạn cho phép và tình trạng phát nóng, độ bền điện, độ bền cơ của các thiết bị là bình thường

- Chế độ vận hành không bình thường: Là chế độ vận hành mà trong đó có một hoặc vài thiết bị lưới điện vận hành ở tình trạng có một số thông số không nằm trong giới hạn cho phép hoặc trên lưới điện xuất hiện các hiện tượng bất thường, có hiện tượng chạm đất thoáng qua trong hệ thống lưới điện có trung tính cách điện với đất, hệ thống rơle bảo vệ điều khiển có trục trặc nhỏ cần xử lý Nếu các nguyên nhân gây ra tình trạng không bình thường của thiết bị chưa được loại trừ thì không cho phép

các thiết bị kéo dài tình trạng làm việc không bình thường, phải có kế hoạch đưa các thiết bị này ra sửa chữa

- Chế độ sự cố: là chế độ vận hành mà trong đó có một hoặc vài thiết bị lưới điện ở tình trạng sự cố (độ cách điện không đảm bảo, khả năng chịu lực kém) hoặc tính năng hoạt động của thiết bị bảo vệ, điều khiển không chắc chắn

Các hiện tượng sự cố thường gặp trên LPP là: Gãy cột, đứt dây, vỡ sứ, phóng điện, hồ quang điện, ngắn mạch, mạch bảo vệ không hoạt động

Sự cố tồn tại sẽ gây nên phản ứng dây chuyền và lan rộng sự cố Các bảo vệ của lưới điện phải cắt các dạng sự cố về điện để tránh những tác hại đặc biệt là các dạng ngắn mạch gây ra Không cho phép các thiết bị vận hành trong tình trạng sự cố vì sẽ gây thiệt hại về tài sản và ảnh hưởng đến tính mạng của con người

Khi LPP bị sự cố thì phải nhanh chóng loại trừ sự cố, ngăn ngừa sự cố phát triển làm tổn hại đến người và thiết bị, phải nhanh chóng khôi phục điện cho khách hàng (đặc biệt là những phụ tải quan trọng) và đảm bảo chất lượng điện năng (tần số, điện áp)

2.1.2. Chất lượng lưới phân phối

Yêu cầu đặt ra khi thiết kế, vận hành lưới điện phân phối là làm thế nào để cung cấp năng lượng điện đến khách hàng liên tục, chất lượng và đảm bảo tính hợp lý nhất

về kinh tế của hệ thống và thiết bị

Cung cấp điện liên tục (độ tin cậy cung cấp điện) là phục vụ nhu cầu tiêu thụ điện của khách hàng bao gồm cả sự an toàn cho người và thiết bị Cung cấp chất lượng điện liên quan đến yêu cầu về điện áp ổn định và giới hạn dao động tần số Hiệu quả kinh tế liên quan đến vốn đầu tư, chi phí vận hành (bao gồm chi phí khấu hao thiết bị, chi phí do tổn thất công suất, tổn thất điện năng, chi phí bảo quản trả lương cán bộ …)

Các yêu cầu đó thể hiện trong các tiêu chuẩn cụ thể sau:

 Tiêu chuẩn kỹ thuật

 Tiêu chuẩn độ tin cậy: Các chỉ tiêu độ tin cậy

 Tiêu chuẩn tổn thất điện năng: Bao gồm tổn thất kỹ thuật và tổn thất phi kỹ thuật

 Tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ: Bao gồm:

- Thời gian xem xét, ký thỏa thuận đấu nối, thực hiện đấu nối mới hoặc hiệu chỉnh đấu nối

- Chất lượng trả lời khiếu nại bằng văn bản

- Chất lượng trả lời khiếu nại qua điện thoại

Các tiêu chuẩn chất lượng trên được sử dụng trong quy hoạch và vận hành lưới phân phối làm mục tiêu để xác định sách lược tối ưu phát triển lưới phân phối Việc quy hoạch lưới phân phối theo nhiều tiêu chuẩn và đa mục tiêu là hết sức khó khăn, do

đó người ta phải xây dựng các phương án cung cấp điện thoả mãn các tiêu chuẩn pháp quy, sau đó tính các chỉ tiêu tối ưu rồi phối hợp chọn phương án Trong vận hành, lưới phân phối được đánh giá thường xuyên dựa trên tính toán các chỉ tiêu chất lượng Từ

đó thực hiện các biện pháp làm tăng chất lượng làm việc của lưới phân phối hoặc kịp thời sửa chữa cải tạo lưới sao cho các chỉ tiêu chất lượng không vượt ra khỏi giá trị cho phép Các tiêu chuẩn chất lượng còn dùng để đánh giá hiệu quả của hệ thống quản

lý vận hành lưới phân phối như tổ chức sửa chữa định kỳ, bảo quản thiết bị, khắc phục

sự cố, dự trữ thiết bị…

2.1.3. Đặc điểm xã hội huyện Mộ Đức

Mộ Đức là huyện đồng bằng nằm ven biển ở phía nam tỉnh Quảng Ngãi Phía bắc giáp các huyện Tư Nghĩa và Nghĩa Hành; phía nam giáp huyện Đức Phổ; phía tây giáp huyện Nghĩa Hành; phía đông giáp biển Đông Hình thể huyện tựa như một hình tam giác, nhọn hẹp ở phía bắc, phình rộng ở phía nam Diện tích: 214,01 km2 Dân số: 127.809 người (năm 2015) Mật độ dân số: 597người/km2 Đơn vị hành chính trực thuộc gồm 12 xã (Đức Nhuận, Đức Lợi, Đức Thắng, Đức Hiệp, Đức Hòa, Đức Chánh, Đức Thạnh, Đức Minh, Đức Tân, Đức Phú, Đức Phong, Đức Lân), 1 thị trấn (Mộ Đức, huyện lị), với 69 thôn, tổ dân phố

Nền kinh tế của Huyện chủ yếu hầu hết là nông nghiệp; công nghiệp và dịch vụ ít phát triển; các cụm công nghiệp trên địa bàn chỉ hoạt động có giới hạn (điện cấp cho công nghiệp chiếm tỷ trọng 8,3 %, dịch vụ 4,9%, ánh sáng sịnh hoạt 84,0 % ) Hàng năm bão, lũ thường xuyên xảy ra, ảnh hưởng nhiều đến việc cấp điện

2.1.4. Lưới điện phân phối huyện Mộ Đức:

a) Giới thiệu:

Lưới điện trung áp huyện Mộ Đức được cấp nguồn từ hai TBA 110kV là TBA

110 kV Tư Nghĩa-E16.3 (2x25 MVA) và TBA 110 kV Mộ Đức –E16.2 (2x25 MVA) Toàn bộ lưới điện trung áp khu vực huyện Mộ Đức vận hành ở cấp 22 kV

TBA E16.3 cấp điện cho Mộ Đức qua một xuất tuyến trung áp 471/E16.3 đến trạm cắt T12 Tại trạm cắt T12, có 03 xuất tuyến 22 kV là 471/T12, 472/T12 và 473/T12 cấp điện cho các xã phía Bắc huyện Mộ Đức

TBA E16.2 cấp điện cho Mộ Đức qua hai xuất tuyến trung áp 472/E16.4 và 474/E6.4 Xuất tuyến 472/E16.2 đi từ trạm E16.2 đến trạm cắt T3 Tại trạm cắt T3, có

03 xuất tuyến 22 kV là 471/T3, 472/T3 và 473/T3 cấp điện cho các xã phía Tây Nam

và khu vự thị trấn huyện Mộ Đức Xuất tuyến 474/E16.2 đi từ trạm E16.2 đến trạm

cắt T3 qua XT 473/T3 Xuất tuyến 474/E16.2 cấp điện cho các xã phía Đông Nam và một phần khu vự thị trấn huyện Mộ Đức

b) Đặc điểm:

Lưới 22kV vận hành 3 pha trung tính trực tiếp nối đất Ở trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân phối khu vực huyện Mộ Đức là lưới điện mạng kín vận hành hở, chỉ vận hành kín khi thao tác chuyển lưới Khi vận hành ở chế độ kín việc tính toán bảo vệ rơ le tương đối phức tạp dễ phát sinh sự cố trên diện rộng

Các xuất tuyến trung áp hầu hết được đầu tư xây dựng vào những năm 1994 –

2000 do các Hợp tác xã dịch vụ điện địa phương Đến năm 2002 thì bàn giao toàn bộ lưới điện 22 kV cho ngành điện quản lý Đường dây trên không có tiết diện dây dẫn trục chính từ 150 mm2

đến 240 mm2, các đường đây nhánh rẽ có tiết diện từ 50 mm2

đến 95 mm2, đảm bảo hoạt động phù hợp với tốc độ phát triển của phụ tải

c) Phụ tải:

Ở huyện Mộ Đức thì phụ tải thường xuyên biến động theo mùa và thời gian: vào mùa hè thì tải tăng trưởng cao do nhu cầu sử dụng tuy nhiên vào mùa đông thì tải lại giảm mạnh khiến cho các TBA vận hành non tải Đặc biệt, vào dịp tết nguyên đán thì nhu cầu phụ tải tăng rất cao, gây quá tải cục bộ tại một số TBA phụ tải khu vực các xã ven biển như Đức Lợi, Đức Phong

Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp, các trạm biến áp thuộc tuyến theo bảng sau:

Bảng 2.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV

TT Xuất tuyến

22 kV

Tổng chiều dài (km)

Loại dây Trạm biến áp Dây

trần (km)

Dây bọc (km)

Số lƣợng

Công suất đặt (MVA)

Tình hình phụ tải đặc trưng tháng 04 năm 2018 theo bảng sau (lấy trên chương trình DSPM của đơn vị):

Bảng 2.2: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp

CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP Pmax

(MW)

Ptb (MW)

Pmin (MW) Ghi chú

Cấp cho

472, 473/T12

2.2 Phương thức vận hành cơ bản của lưới điện phân phối huyện Mộ Đức

Căn cứ hồ sơ quản lý kỹ thuật của ĐLMĐ thì mạng lưới điện của tất cả các tuyến trung áp được vận hành cơ bản như sau:

- Tuyến 474/E16.2:

+ Cấp điện cho các phụ tải thuộc xã Đức Lân và cấp điện cho xuất tuyến 473/T3 cũ

Hình 2.1: Sơ đồ nguyín lý lưới điện huyện Mộ Đức

2.2.1. Câc thiết bị đóng cắt trín lưới điện

1) Dao câch ly, FCO:

a) Dao câch ly (DCL): sử dụng trín lưới điện gồm nhiều loại, nhiều hêng

sản xuất nhằm mục đính lă để phđn đoạn trục chính, cô lập nhânh rẽ vă đóng liín lạc với câc tuyến khâc, tạo điểm hở để phục vụ công tâc

Một số loại DCL lắp đặt trín lưới như hình sau:

Hình 2.2: DCL kiểu chĩm ngang vă chĩm đứng

LL Đức Hiệp 472

T12

472

T3

PĐ TT Mộ Đức

474 -76 472

Tổng hợp các Dao cách ly lắp đặt tại khu vực Điện lực Mộ Đức:

đứng

Chém ngang LTD

Liên lạc

Phân đoạn

b) Cầu chì tự rơi (FCO): được lắp đặt tại các trạm biến áp (TBA) phụ tải,

TBA chuyên dùng để bảo vệ máy biến áp (MBA) và các thiết bị liên quan Thực tế trên lưới điện ĐLMĐ, FCO còn được sử dụng làm thiết bị bảo vệ cho các nhánh rẽ

có nhiều phụ tải Do đó, khi xảy ra sự cố thì các FCO này không có tính chọn lọc thường đứt chì, nhảy máy cắt đầu nguồn làm gián đoạn cung cấp điện

Hình 2.3: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ

Ngoài ra, để thao tác được các FCO, DCL trên lưới điện thì buộc phải sa thải phụ tải phía sau hoặc cắt thiết bị có tải phía nguồn tới từ đây ảnh hưởng không nhỏ đến việc cấp điện cho khách hàng

Để khắc phục tình trạng trên thì cần cải tiến công nghệ, hiện nay đã có loại FCO cải tiến có đóng cắt có tải được với dòng định mức 100-200A được gọi là LBFCO, hoặc lắp đặt thêm các thiết bị đóng cắt có tải có nhiệm vụ thao tác hoặc bảo vệ thay thế cho các thiết bị không tải

2) Recloser, Dao cắt có tải :

Hiện nay, trên các xuất tuyến trung áp đã được đầu tư lắp đặt các thiết bị đóng cắt có tải có chức năng bảo vệ cũng như thao tác đóng cắt các tuyến trung áp nhằm phân đoạn sự cố, giảm thiểu sự tác động đến máy cắt đầu nguồn tại trạm 110kV

Tuy nhiên, do còn nhiều khó khăn nên số lượng các thiết bị này vẫn còn ít so với

số lượng phụ tải và chiều dài trục chính của các tuyến trung áp

a) Recloser:

Được lắp đặt trên lưới có nhiệm vụ quan trọng nhất là phân đoạn lưới điện, cô lập

khu vực bị sự cố để đảm bảo cấp điện cho khu vực nằm ngoài điểm sự cố

Ngoài ra, Recloser còn có chức năng đóng lặp lại F79 để thực hiện thao tác đóng điện lại đối với các sự cố thoáng qua thì việc này sẽ nhanh chóng khôi phục cấp điện, đảm bảo việc cấp điện nhanh nhất cho khách hàng

Hình 2.4: Recloser U-series Bảng 2.4: Tổng hợp số lượng Recloser

b) Dao cắt có tải (LBS, DCPT):

Về cơ bản đây là dao cách ly có khả năng thao tác khi đang có điện (tải lớn), việc thao tác này góp phần giảm bớt khu vực ảnh hưởng mất điện so với các dao cách ly truyền thống qua đó nâng cao ĐTCCCĐ đối với các công tác trên lưới điện Tuy nhiên

do không có chức năng bảo vệ nên không có tác dụng nâng cao ĐTCCCĐ trong chế

độ sự cố

ĐLMĐ có tổng cộng 02 loại LBS đang vận hành trên lưới điện gồm có LBS kín

và LBS hở Đối với LBS kín thì buồng dập hồ quang thường sử dụng khí SF6 đảm bảo vận hành an toàn, ổn định, tuy nhiên loại này yêu cầu cần có thêm DCL đi kèm để tạo khoảng hở phục vụ công tác Các LBS kiểu kín lắp đặt mới đều có cổng SCADA để phục vụ cho phát triển lưới điện thông minh trong thời gian tới

Đối với loại LBS hở (buồng dập hồ quang bằng dầu sinh học), loại LBS này giá

thành rẻ, không cần kết hợp thêm DCL để tạo khoảng hở tuy nhiên khi thao tác với dòng tải khoảng 60 – 70A sẽ phát sinh hồ quang lớn, gây nguy hiểm tới con người và thiết bị Thực tế thời gian vận hành các LBS hở thường xảy ra sự cố như phóng điện

sứ đỡ, cháy đứt lèo, đóng cắt không hết hành trình… khiến buộc phải cắt điện đột xuất

để xử lý vì vậy ảnh hưởng không nhỏ đến các chỉ tiêu ĐTCCCĐ

Hiện nay, các công trình đầu tư xây dựng tại ĐLMĐ ưu tiên lắp đặt Recloser, LBS kín kèm DCL tại trục chính của các tuyến trung áp, còn các nhánh rẽ nhỏ hoặc chỉ cấp điện cho các TBA công suất lớn thì chỉ cần lắp đặt LBFCO nhằm đạt hiệu quả, đảm bảo vận hành và tối ưu trong chi phí đầu tư ban đầu

Hình 2.5: LBS kiểu hở

Tổng hợp số lượng, chức năng các LBS lắp đặt tại khu vực ĐLMĐ:

2.2.3. Các vị trí liên lạc của các xuất tuyến 22 KV

Bảng 2.7: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp

Tuyến 471/E16.3 472/T12 473/T12 474/E16.2 472/E16.2 471/T3 472/T3

2.3 Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy lưới điện

2.3.1. Các nguyên nhân sự cố lưới điện

1) Do hành lang tuyến:

- Do các công trình xây dựng vi phạm hành lang an toàn lưới điện

- Do các phương tiện giao thông tông gãy cột hoặc va vào đường dây gây phóng điện

- Do cây cối trong và ngoài hành lang tuyến, đặc biệt các khu vực trồng rừng và cây công nghiệp

- Do động vật xâm nhập lưới điện: bồ câu, rắn, sóc, …

2) Do tiếp xúc xấu trên lưới điện:

- Sự cố loại ày phần lớn xảy ra ở các kẹp nối, ống nối, đầu cốt vận hành lâu ngày, dưới tác dụng của môi trường dẫn đến tiếp xúc xấu

3) Do chất lượng thi công:

- Do thi công không đúng kỹ thuật dẫn đến sự cố sau một thời gian đưa vào vận hành

4) Do giông sét:

- Sét đánh trực tiếp thường gây hư hỏng thiết bị

- Sét lan truyền thường gây quá điện áp, dẫn đến đánh thủng cách điện, có thể gây hư hỏng thiết bị

5) Do quá điện áp:

- Quá điên áp khí quyển do giông sét

- Quá điện áp khi thao tác đóng, cắt tụ bù

2.3.2. Sự cố gây hư hỏng thiết bị trên lưới phân phối:

1) Hư hỏng máy biến áp phân phối:

a) Các sự cố bên trong chủ yếu do:

- Dầu cách điện bị nhiểm ẩm, có nhiều nước sau thời gian dìa vận hành nhưng không có giải pháp kiểm tra, bảo dưỡng

- Khả năng chịu qua điện áp, ngắn mạch thấp đặc biệt là các MBA đã qua cải tạo, sửa chữa

- Cách điện giữa các vòng dây cuộn cao áp không đảm bảo gây chập

và cháy nổ giữa các vòng dây

b) Các sự cố bên ngoài chủ yếu do:

- Tiếp xúc xấu: MBA có hiện tượng cháy cọc hạ áp do siết các đầu cáp vào ty sứ cọc hạ áp không đảm bảo Điều này dẫn đến hỏng các roan cọc bình gây chảy dầu, lâu dài sẽ gây tình trạng xâm nhập nước vào bên trong MBA gây sự cố

- Ngắn mạch ngoài: Do các thiết bị bảo vệ trước và sau MBA tác động không tin cậy hoặc không tác động làm cho MBA chịu tải rất nặng dẫn đến hư hỏng

2) Hư hỏng cáp ngầm, đầu cáp ngầm và hộp nối cáp ngầm:

- Do vi phạm hành lang tuyến cáp ngầm làm hư hỏng vỏ cáp gây phóng điện

- Phóng điện theo dọc bề mặt ngoài đầu cáp: Nguyên nhân do đầu cáp

bị bẩn làm cách điện dọc bề mặt suy giảm dẫn đến phòng điện

- Phòng điện từ lõi ra vỏ: do chất lượng cáp hoặc do thi công đầu cáp, hộp nối cáp

3) Hư hỏng các Recloser và tủ điều khiển:

- Tủ điều khiển vận hành trong điều kiện thời tiết ẩm ướt, động vật xâm nhập dẫn đến các bảng mạch điều khiển vận hành không tin cậy

- Các Recloser vận hành lâu năm, cách điện suy giảm

4) Hư hỏng Dao cách ly:

- Hỏng sứ đỡ truyền động và phóng điện sứ đỡ truyền động

- Do tiếp xúc xấu gây phòng điện ở cơ cấu đóng, cắt

- Cơ cấu cơ khí hoạt động không tin cậy

5) Hư hỏng các FCO (cầu chì tự rơi)

- Phóng điện bề mặt FCO do bị nhiểm bẩn, cách điện bị ren, nứt

- FCO không chịu được dòng ngắn mạch, khi cắt phần cơ khí giữ tiếp điểm tĩnh của FCO bị bật và phóng điện gây hỏng đế FCO

- Hư hỏng hệ đo đếm, TU, TI: Do phóng điện bề mặt vì lớp epoxy không tốt, qua thời gian vận hành bị ren nứt, bám bẩn

6) Hư hỏng thu lôi van:

- Do hiện tượng quá áp cộng hưởng khi thao tác đóng cắt từng pha trên lưới điện có cáp ngầm trung áp hoặc khi sự cố 01 pha đầu tuyến cáp ngầm mà thời gian duy trì lâu gây quá áp

- Do bề mặt thu lôi van gây ra phóng điện bề mặt ngoài, phóng điện cục bộ bên trong và tăng cao nhiệt độ của các điện trở ZnO

- Hư hỏng cách điện: Do chất lượng của các thiết bị suy giảm

- Công tác tổ chức kiểm tra định kỳ chưa tốt, vẫn còn hình thức và chưa xử lý triệt để các tồn tại trên lưới điện nê ntrong thời gian qua đã xảy ra rất nhiều

sự cố mang tính chất chủ quan trong quản lý vận hành

1) Đối với đường dây: có một số nguyên nhân chủ quan như:

- Do công tác kiểm tra định kỳ, vệ sinh sứ chưa tốt nên chưa phát hiện sớm được các nguy cơ tiềm ẩn có thể gây nên sự cố để có giải pháp xử lý kịp thời

- Hệ tiếp địa cột không đạt yêu cầu như điện trở nối đất cao, dây nối tiếp địa hỏng, …,

- Hành lang an toàn lưới điện cao áp còn tồn tại nhiều cây cối, các công trình thi công lấn chiếm hành lang bảo vệ

- Công tác kiểm tra tìm nguyên nhân sự cố còn mang nặng tính hình thức

2) Đối với trạm biến áp:

- Chạm, chập ở mạch điện nhị thứ gây tác động nhầm hoặc khi thời tiết mưa xâm nhập vào hộp đấu dây gây sự cố

- Việc rà soát phiếu giá trị chỉnh định rơ le chưa tốt, còn xảy ra hiện tượng nhảy vượt cấp các máy cắt bảo vệ

- Chất lượng kiểm tra, thí nghiệm định kỳ chưa tốt

3) Đối với công tác cắt điện để bảo dưỡng, sửa chữa:

- Công tác cắt điện để phục vụ cho việc thí nghiệm, bảo dưỡng, định

kỳ, đấu nối chiếm tỷ trong rất lớn trong chỉ số độ tin cây cung cấp điện

- Sử dụng thiết bị cu vận hành lâu ngày hay thiết bị mới có chất lượng thấp

2.3.4. Tình hình thực hiện độ tin cậy từ 2014 đến nay của ĐLMĐ

Bảng 2.8: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2017

Bảng 2.9: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ

Nội dung Tỷ lệ % của sự cố / Tổng Tỷ lệ % của BTBD / Tổng

Chỉ tiêu MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI

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

• 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

2.4 Tính toán xác xuất hỏng hóc của từng phần tử trên lưới phân phối

Để tính toán độ tin cậy cung cấp điện ta tính toán phải thu thập các số liệu như sau:

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

2.4.1. Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện

Để tính toán cường độ hỏng hóc được chính xác, ta lấy số liệu sự cố trên lưới điện toàn tỉnh Quảng Ngãi từ năm 2011 đến năm 2017 để tính toán, được thống kê trên file Excel (như phụ lục kèm theo)

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

Bảng 2.11: Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi

b) Thống kê sự cố trên lưới điện: