Luận văn tốt nghiệp nghiên cứu ứng dụng công nghệ DAS cho lưới điện phân phối khu công nghiệp bắc vinh tỉnh nghệ an

Lý do lựa chọn đề tài

Trong các nước phát triển, chất lượng điện năng không chỉ được đánh giá qua điện áp và tần số mà còn qua tổng số giờ mất điện bình quân hàng năm của khách hàng Tại Việt Nam, lưới điện phân phối trung áp gặp vấn đề khi có sự cố vĩnh cửu, dẫn đến việc toàn bộ phụ tải trên tuyến bị mất điện nếu máy cắt đầu nguồn không tự động đóng lại thành công Nhiều phụ tải không liên quan cũng bị ngừng cung cấp điện một cách không cần thiết Việc phân vùng sự cố thủ công qua các Dao cách ly (DCL) trên tuyến sẽ kéo dài thời gian mất điện cho khách hàng.

Mục tiêu của nghiên cứu là ứng dụng công nghệ DAS vào lưới điện phân phối trung áp nhằm nhanh chóng và chính xác xác định điểm sự cố, từ đó khôi phục điện cho các khu vực, giảm thiểu thời gian và phạm vi mất điện cho khách hàng.

Đối t−ợng và phạm vi nghiên cứu

Đề tài nghiên cứu tập trung vào việc áp dụng các thành tựu mới trong bảo vệ rơle tự động hóa và thông tin liên lạc nhằm nâng cao chất lượng vận hành lưới điện phân phối trung áp tại Việt Nam Phạm vi nghiên cứu bao gồm các khía cạnh như tự động hóa phân vùng sự cố cho lưới điện trung áp với các mức điện áp 35 kV, 23 kV, 15 kV và 10 kV.

- 6 kV có dạng hình tia và mạch vòng kín vận hành hở Đây là nội dung nghiên cứu trọng tâm của đề tài.

Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu

Đề tài nghiên cứu so sánh các lựa chọn công nghệ và thiết bị nhằm đưa ra giải pháp bảo vệ và tự động hóa phù hợp với đặc điểm của lưới điện phân phối trung áp tại Việt Nam Các mục tiêu và nhiệm vụ chính của đề tài được xác định rõ ràng nhằm tối ưu hóa hiệu suất và độ tin cậy của hệ thống điện.

Nghiên cứu tự động phân vùng sự cố lưới phân phối tại Việt Nam tập trung vào việc phân tích đặc điểm sự cố và hiện trạng tự động hóa lưới phân phối trung áp Bài viết đề xuất giải pháp tự động phân vùng sự cố (DAS) phù hợp với lưới điện hiện có, đồng thời phân tích đặc tính làm việc của các thiết bị trong hệ thống DAS Ngoài ra, nghiên cứu cũng xem xét các lựa chọn giải pháp thông tin phù hợp với tình trạng lưới điện, nhằm quản lý hệ thống DAS bằng máy tính Cuối cùng, bài viết đánh giá hiệu quả kinh tế của việc ứng dụng DAS trong quản lý lưới điện phân phối.

Hướng mở rộng ứng dụng công nghệ tự động hóa trong ngành điện đang được triển khai tại "Khu công nghiệp Bắc Vinh" bao gồm việc phối hợp các hệ thống như SAS (Hệ thống tự động hóa trạm biến áp) và SCADA (Hệ thống điều khiển và thu thập dữ liệu từ xa) với DAS (Hệ thống tự động hóa phân phối) Mô hình này nhằm tối ưu hóa toàn bộ quy trình vận hành và kinh doanh điện năng, nâng cao hiệu quả và độ tin cậy trong quản lý hệ thống điện.

Néi dung luËn v¨n

Xu thế phát triển của l−ới phân phói trung áp

Chương 2: Hiện trạng bảo vệ rơle và tự động hóa lưới điện phân phối trung áp Nghệ

2.1 Các thiết bị đóng cắt đang được sử dụng trong lưới trung áp Nghệ An

2.2 Bảo vệ rơle và tự động hóa trong lưới phân phối khu vực Nghệ An

2.3 Cấc vấn đề cần giải quyết để tự động hóa lưới điện phân phối trung áp

2.4 Các giải pháp phân đoạn tăng cường độ tin cậy đang được sử dụng trong lưới phân phối trung áp

Ch−ơng 3: Giới thiệu về DAS (Distribution Automation System) và ứng dụng trong tự động hoá phân vùng sự cố lưới điện trung áp

3.1 Giới thiệu chung về hệ thống DAS

3.2 Các thiết bị chính trong hệ thống DAS

Ch−ơng 4: ứng dụng công nghệ DAS cho l−ới điện phân phối khu công nghiệp "Bắc Vinh" tỉnh Nghệ An

4.1.Tính toán với tr−ờng hợp ch−a phân đoạn

4.2 Tính toán với tr−ờng hợp phân đoạn bằng dao cách ly th−ờng (DCL)

4.3 Tính toán với tr−ờng hợp phân đoạn bằng Reclose

4.4 Tính toán với tr−ờng hợp phân đoạn bằng DAS

Chương 5: Kết luận và đề xuất

Ch−ơng 1 Hiện trạng l−ới điện phân phối trung áp 1.1 Quá trình phát triển của l−ới phân phối trung áp

Năm 2005 hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất phát là 11340 (MW), tổng l−ợng điện năng sản xuất đạt 46201 (GWh)

Công suất lắp đặt thêm tính đến năm 2005 của các nhà máy điện thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam là 447 MW

Tăng trưởng công suất lắp đặt và phụ tải cực đại từ năm 1995 đến nay được trình bày ở hình 1.1 (Nguồn điều độ A 0 (2/2006))

Công suất lắp đặt Phụ tải cực đại

Hình 1.1 Đồ thị tăng trưởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại

Hệ thống điện Việt Nam bao gồm nhiều nguồn năng lượng, trong đó có thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, tuabin khí, diesel và thủy điện nhỏ Các nguồn này có công suất và sản lượng điện năng được thể hiện trong bảng 1.1 tính đến năm 2005.

Bảng 1.1 Các nguồn điện trong Hệ thống điện Việt Nam STT Loại nguồn Công suất lắp đặt (MW) Tỷ lệ %

Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN Bảng 1.2 Sản l−ợng điện theo nguồn

STT Loại nguồn Sản l−ợng (kWh) Tỷ lệ %

Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN

Hệ thống truyền tải điện 500kV, được thành lập vào năm 1994, kết nối ba miền Bắc, Trung, Nam với tổng chiều dài khoảng 1500km Đến năm 2005, hệ thống đã được bổ sung thêm mạch 2, nâng tổng chiều dài các đường dây lên 2469km Trong những năm qua, lưới điện truyền tải 110 - 220kV đã phát triển nhanh chóng, hiện nay bao phủ 61 tỉnh trên toàn quốc Thông tin chi tiết về khối lượng lưới truyền tải được trình bày trong bảng 1.3.

Bảng 1.3 Khối l−ợng l−ới truyền tải

Lưới điện 500kV, 220kV và các đường dây 110kV quan trọng được quản lý và vận hành bởi bốn công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4 Trong khi đó, hầu hết lưới điện 110kV được các công ty điện lực tự quản lý tại khu vực của mình.

1.1.3 L−ới điện phân phối trung áp

* Đặc điểm chung của l−ới phân phối trung áp

Lưới phân phối điện bao gồm hai loại: lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp Lưới phân phối trung áp hoạt động với điện áp từ 6 - 35kV, nhận điện từ các trạm trung gian và cung cấp cho các trạm phân phối trung hạ áp Trong khi đó, lưới phân phối hạ áp có điện áp là 380/220V.

220kV 1359 1544 2272 3038 3839 8474 4794 11190 110kV 4265 2603 6049 3466 7703 11004 9820 14998 hoặc 220/110V cấp điện trực tiếp cho các hộ tiêu thụ điện Trong đề tài chỉ khảo sát đến lưới điện phân phối trung áp

Lượng điện năng bị mất chủ yếu do sự cố và ngừng điện kế hoạch của lưới phân phối, trong khi vốn đầu tư cho lưới phân phối và truyền tải chiếm khoảng 50% tổng vốn đầu tư cho hệ thống điện Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới là rất cao, khoảng 40 - 50% tổng tổn thất của toàn hệ thống Do lưới phân phối gần gũi với người tiêu dùng, vấn đề an toàn điện trở nên vô cùng quan trọng.

* Phân loại l−ới phân phối trung áp

+ Theo đối t−ợng và địa bàn phục vụ gồm có:

- L−ới phân phối thành phố

- L−ới phân phối nông thôn

- L−ới phân phối xí nghiệp

+ Theo không gian cấu trúc gồm:

- L−ới phân phối trên không

- L−ới phân phối cáp ngầm

- L−ới phân phối hình tia phân đoạn và không phân đoạn

- L−ới phân phối kín vận hành hở

- Hệ thống phân phối điện

Lưới hình tia phân đoạn và không phân đoạn được phân loại là "cấu trúc tĩnh", không cho phép thay đổi sơ đồ vận hành, dẫn đến việc toàn bộ hoặc một phần lưới phân phối phải ngừng cung cấp điện khi bảo dưỡng hoặc gặp sự cố Ngược lại, lưới kín vận hành hở được gọi là "cấu trúc động không hoàn toàn" vì có khả năng thay đổi sơ đồ vận hành.

Cấu trúc lưới phân phối được chia thành hai loại chính: "cấu trúc phát triển," có khả năng mở rộng theo thời gian và không gian, và "cấu trúc bão hòa," không cho phép tăng thêm phụ tải trong cùng một khoảng thời gian và không gian Khi thiết kế sơ đồ lưới phát triển, cần xem xét tình huống cụ thể và tiềm năng phát triển trong tương lai Ngược lại, lưới bão hòa thường sử dụng các mẫu thiết kế chuẩn và có sẵn để đảm bảo tính hiệu quả trong việc phân phối điện.

* Các tiêu chuẩn đánh giá lưới phân phối:

+ Độ tin cậy cung cấp điện

+ Hiệu quả kinh tế (giá thành truyền tải điện nhỏ nhất)

+ Độ an toàn cho ng−ời, thiết bị, nguy cơ hoả hoạn

+ Độ linh hoạt trong vận hành

+ L−ới phân phối kín vận hành hở

+ ảnh hưởng đến môi trường

Các phần tử chính của lưới phân phối bao gồm: máy biến áp trung gian, máy biến áp phân phối, đường dây điện cùng các phụ kiện, thiết bị đóng cắt và bảo vệ như máy cắt, dao cách ly, cầu chì và hệ thống bảo vệ rơle Ngoài ra, lưới còn có các thiết bị điều chỉnh điện áp, thiết bị thay đổi đầu phân áp dưới tải như tụ bù, thiết bị đối xứng hoá, thiết bị lọc hài bậc cao, cùng với các thiết bị nâng cao độ tin cậy như tự động đóng lắp lại và tự động đóng nguồn dự trữ Cuối cùng, các thiết bị đo lường và điều khiển từ xa cũng đóng vai trò quan trọng trong hệ thống này.

1.2 Lịch sử phát triển và những tồn tại của l−ới phân phối trung áp

Lưới phân phối trung áp ở Việt Nam có lịch sử hình thành phức tạp với nhiều cấp điện áp như 35, 22, 15, 10 và 6kV, được phân chia theo 3 miền Bắc, Trung, Nam, mỗi miền có những đặc điểm lịch sử và công nghệ riêng Đặc biệt, lưới 22kV chỉ mới được đưa vào sử dụng từ năm 1995 nhằm đáp ứng yêu cầu chuẩn hóa lưới điện trung áp.

Những tồn tại của l−ới phân phối trung áp Việt Nam

Kết cấu lưới phân phối điện tại Việt Nam chủ yếu là hình tia không có dự phòng, dẫn đến độ tin cậy thấp Tuy nhiên, một số đô thị lớn như Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đà Nẵng và Vinh có hệ thống lưới điện mạch vòng vận hành hở, giúp cải thiện độ ổn định trong cung cấp điện.

* Đặc điểm l−ới điện phân phối Việt Nam tr−ớc kia và hiện nay mang tính phân miền rất rõ rệt

Hệ thống lưới phân phối miền Bắc chủ yếu có cấu trúc mạng phân phối 6 - 10kV, sử dụng hệ thống ba pha ba dây với trung tính không nối đất trực tiếp Mạng phân phối một pha không phổ biến trong khu vực này.

Hệ thống phân phối ở miền Nam đặc trưng bởi việc sử dụng nhiều cấp điện áp 15kV, với cấu trúc 3 pha 4 dây và trung tính được nối đất trực tiếp.

+ Tại miền Trung phát triển mạng phân phối mang cả hai đặc điểm của miền Bắc và miền Nam

Tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau gây ra nhiều khó khăn trong thiết kế và quản lý hệ thống, đồng thời cản trở việc tiêu chuẩn hóa và sản xuất thiết bị Nhiều cấp điện áp cũng làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đường dây, dẫn đến sự tồn tại của nhiều mạng hình tia và độ tin cậy thấp trong hệ thống phân phối.

1.3 Xu thế phát triển của l−ới phân phối trung áp Để khắc phục tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối nh− hiện nay, Bộ Năng L−ợng (nay là Bộ Công nghiệp) đ; ra quyết định số 1867NL/KHKT ngày 12/9/1994 về việc sử dụng cấp điện áp phân phối 22kV thống nhất trên toàn quốc Các cấp điện áp (6, 10, 15, 35kV) hiện nay sẽ có kế hoạch chuyển sang một cấp điện áp 22kV ở các khu vực thành thị, đồng bằng trung du và cấp điện áp 35kV ở miền núi Trong năm 2005 toàn bộ l−ới 6kV đ−ợc cải tạo sang 22kV mà tr−ớc tiên thực hiện tại các thành phố lớn nh−: Hà Nội, Hải Phòng, Vinh, Đà Nẵng, Nha Trang, Thành phố Hồ Chí Minh Giai đoạn 2006 - 2010 sẽ tiếp tục cải tạo hệ thống

Kinh nghiệm từ nhiều quốc gia cho thấy, để đảm bảo cung cấp điện an toàn và tin cậy, việc phát triển nguồn điện và lưới điện cần được cân đối theo tỷ lệ hợp lý.

50 - 50, giữa l−ới truyền tải và phân phối là 30 - 70 hoặc 40 - 60

Hiện trạng bảo vệ Rơle và tự động hoá lưới điện trung áp Nghệ An

Bảo vệ rơle và tự động hóa trong lưới phân phối khu vực nghệ An

2.3 Cấc vấn đề cần giải quyết để tự động hóa lưới điện phân phối trung áp

2.4 Các giải pháp phân đoạn tăng cường độ tin cậy đang được sử dụng trong lưới phân phối trung áp

3.1 Giới thiệu chung về hệ thống DAS

3.2 Các thiết bị chính trong hệ thống DAS

Hệ thống điện Việt Nam bao gồm nhiều nguồn điện khác nhau, như thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, tua bin khí, diesel và thủy điện nhỏ Các nguồn này có công suất và sản lượng điện năng được thể hiện trong bảng 1.1 tính đến năm 2005.

Hệ thống truyền tải điện 500kV, được thành lập vào năm 1994, kết nối ba miền Bắc, Trung, Nam với chiều dài khoảng 1500km Đến năm 2005, hệ thống đã được bổ sung thêm mạch 2, nâng tổng chiều dài các đường dây lên 2469km Trong những năm qua, lưới điện truyền tải 110 - 220kV đã phát triển nhanh chóng và hiện nay bao phủ 61 tỉnh trên toàn quốc Thông tin chi tiết về khối lượng lưới truyền tải được trình bày trong bảng 1.3.

Lưới điện 500kV, 220kV và một số đường dây 110kV quan trọng được quản lý và vận hành bởi bốn công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4, trong khi hầu hết lưới 110kV do các công ty điện lực tự quản lý tại khu vực của mình.

Lưới phân phối điện bao gồm hai loại: lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp Lưới phân phối trung áp hoạt động với điện áp từ 6 đến 35kV, nhận điện từ các trạm trung gian và cung cấp cho các trạm phân phối trung hạ áp Trong khi đó, lưới phân phối hạ áp cung cấp điện với điện áp 380/220V.

Mất điện năng chủ yếu xảy ra do sự cố và ngừng điện kế hoạch của lưới phân phối, trong khi đó, vốn đầu tư cho lưới phân phối và truyền tải chiếm khoảng 50% tổng vốn đầu tư cho hệ thống điện Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới phân phối cao, chiếm khoảng 40 - 50% tổng tổn thất của toàn hệ thống Do lưới phân phối gần gũi với người tiêu dùng điện, vấn đề an toàn điện trở nên rất quan trọng.

Lưới hình tia phân đoạn và không phân đoạn thuộc loại "cấu trúc tĩnh", không thể thay đổi sơ đồ vận hành Khi bảo dưỡng hoặc gặp sự cố, toàn bộ hoặc một phần lưới phân phối sẽ phải ngừng cung cấp điện Trong khi đó, lưới kín vận hành hở được gọi là "cấu trúc động không hoàn toàn" vì có khả năng thay đổi sơ đồ vận hành.

Cấu trúc lưới phân phối được chia thành hai loại chính: "cấu trúc phát triển" và "cấu trúc bão hòa" Cấu trúc phát triển linh hoạt theo thời gian và không gian, phù hợp với sự phát triển tương lai, trong khi cấu trúc bão hòa không có sự gia tăng về phụ tải Khi thiết kế lưới, cần xem xét tình huống cụ thể để lựa chọn cấu trúc phát triển, trong khi các sơ đồ cho lưới bão hòa thường sử dụng các mẫu chuẩn có sẵn.

Các phần tử chính của lưới phân phối bao gồm máy biến áp trung gian, máy biến áp phân phối, đường dây điện với các dây dẫn và phụ kiện Ngoài ra, hệ thống còn có các thiết bị đóng cắt và bảo vệ như máy cắt, dao cách ly, cầu chì và hệ thống bảo vệ rơle Các thiết bị điều chỉnh điện áp, thiết bị thay đổi đầu phân áp dưới tải, tụ bù, thiết bị đối xứng hóa và thiết bị lọc hài bậc cao cũng là những thành phần quan trọng Để nâng cao độ tin cậy, lưới phân phối sử dụng các thiết bị tự động đóng lắp lại và tự động đóng nguồn dự trữ, cùng với các thiết bị đo lường và điều khiển từ xa.

Lưới phân phối trung áp ở Việt Nam có lịch sử hình thành phức tạp, bao gồm nhiều cấp điện áp như 35, 22, 15, 10, và 6kV, được phân chia theo ba miền Bắc, Trung, Nam với các đặc điểm lịch sử và công nghệ khác nhau Đặc biệt, lưới 22kV chỉ mới xuất hiện từ năm 1995 nhằm đáp ứng yêu cầu chuẩn hóa lưới điện trung áp.

Kết cấu lưới phân phối điện tại Việt Nam chủ yếu là hình tia không có dự phòng, dẫn đến độ tin cậy thấp, ngoại trừ một số đô thị lớn như Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đà Nẵng và Vinh, nơi có hệ thống mạch vòng vận hành hở.

Hệ thống lưới phân phối miền Bắc đặc trưng bởi cấu trúc mạng phân phối 6 - 10kV, sử dụng hệ thống ba pha ba dây với trung tính không nối đất trực tiếp, trong khi mạng phân phối một pha không phổ biến.

Hệ thống phân phối điện ở miền Nam nổi bật với việc sử dụng nhiều cấp điện áp 15kV, bao gồm hệ thống 3 pha 4 dây với trung tính được nối đất trực tiếp.

Tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau gây ra nhiều khó khăn trong thiết kế và quản lý hệ thống điện, đồng thời ảnh hưởng đến tiêu chuẩn hóa và sản xuất thiết bị Việc có nhiều cấp điện áp cũng làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đường dây, dẫn đến việc hệ thống phân phối thường xuyên tồn tại các mạng hình tia và độ tin cậy thấp.

Kinh nghiệm từ một số quốc gia cho thấy rằng, để đảm bảo cung cấp điện an toàn và tin cậy, cần phải cân đối phát triển giữa nguồn điện và lưới điện theo tỷ lệ hợp lý.

Các giải pháp phân đoạn tăng cường độ tin cậy đang được sử dụng trong l−ới phân phối trung áp

Các thiết bị chính trong hệ thống DAS

Hệ thống điện Việt Nam bao gồm nhiều nguồn năng lượng, như thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, tua bin khí, diesel và thủy điện nhỏ, với công suất và sản lượng điện năng được thể hiện trong bảng 1.1 tính đến năm 2005.

Hệ thống truyền tải điện 500kV được thành lập vào năm 1994, kết nối ba miền Bắc, Trung, Nam với chiều dài khoảng 1500km Đến năm 2005, hệ thống đã được bổ sung thêm mạch 2, nâng tổng chiều dài các đường dây lên 2469km Trong những năm qua, lưới điện truyền tải 110 - 220kV đã phát triển nhanh chóng, hiện nay bao phủ 61 tỉnh trên toàn quốc Thống kê chi tiết về lưới truyền tải được thể hiện trong bảng 1.3.

Lưới điện 500kV, 220kV và các đường dây 110kV quan trọng khác được quản lý và vận hành bởi bốn công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4, trong khi hầu hết lưới 110kV được các công ty điện lực tự quản lý tại địa phương.

Lưới phân phối điện bao gồm hai loại: lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp Lưới phân phối trung áp có điện áp từ 6 đến 35kV, nhận điện từ các trạm trung gian và cung cấp cho các trạm phân phối trung hạ áp Trong khi đó, lưới phân phối hạ áp có điện áp 380/220V.

Lượng điện năng bị mất chủ yếu do sự cố và ngừng điện kế hoạch của lưới phân phối, trong khi vốn đầu tư cho lưới phân phối và truyền tải chiếm khoảng 50% tổng vốn đầu tư cho hệ thống điện Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới rất cao, khoảng 40 - 50% tổng tổn thất toàn hệ thống Do lưới phân phối gần gũi với người tiêu dùng điện, vấn đề an toàn điện trở nên vô cùng quan trọng.

Lưới hình tia phân đoạn và không phân đoạn được phân loại là "cấu trúc tĩnh", không thể thay đổi sơ đồ vận hành Khi cần bảo dưỡng hoặc gặp sự cố, toàn bộ hoặc một phần lưới phân phối sẽ phải ngừng cung cấp điện Ngược lại, lưới kín vận hành hở được gọi là "cấu trúc động không hoàn toàn" vì có khả năng thay đổi sơ đồ vận hành.

Cấu trúc lưới phân phối được chia thành hai loại chính: "cấu trúc phát triển," có khả năng mở rộng theo thời gian và không gian, và "cấu trúc bão hòa," khi phụ tải không tăng thêm theo thời gian và không gian Khi thiết kế sơ đồ lưới, cấu trúc phát triển được lựa chọn dựa trên tình huống cụ thể và dự đoán sự phát triển trong tương lai, trong khi lưới bão hòa thường sử dụng các mẫu thiết kế chuẩn và có sẵn.

Các phần tử chính của lưới phân phối bao gồm máy biến áp trung gian, máy biến áp phân phối, đường dây điện cùng các phụ kiện, thiết bị đóng cắt và bảo vệ như máy cắt, dao cách ly, cầu chì, hệ thống bảo vệ rơle, cùng với các thiết bị điều chỉnh điện áp và thay đổi đầu phân áp dưới tải Ngoài ra, lưới phân phối còn có các thiết bị bù công suất, thiết bị đối xứng hóa, thiết bị lọc hài bậc cao, cũng như các thiết bị nâng cao độ tin cậy như tự động đóng lắp lại và tự động đóng nguồn dự trữ Cuối cùng, các thiết bị đo lường và điều khiển từ xa cũng đóng vai trò quan trọng trong hệ thống này.

Lưới phân phối trung áp ở Việt Nam có cấu trúc phức tạp với nhiều cấp điện áp như 35, 22, 15, 10 và 6kV, được chia thành ba miền: Bắc, Trung và Nam, mỗi miền mang những đặc điểm lịch sử và công nghệ riêng Đặc biệt, lưới 22kV được đưa vào sử dụng từ năm 1995 nhằm chuẩn hóa hệ thống lưới điện trung áp.

Kết cấu lưới phân phối điện tại Việt Nam chủ yếu là hình tia không có dự phòng, dẫn đến độ tin cậy thấp Tuy nhiên, một số đô thị lớn như Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đà Nẵng và Vinh đã áp dụng kết cấu mạch vòng vận hành hở.

Hệ thống lưới phân phối miền Bắc chủ yếu có cấu trúc mạng phân phối 6 - 10kV, sử dụng hệ thống ba pha ba dây với trung tính không nối đất trực tiếp Mạng phân phối một pha không phổ biến trong khu vực này.

Hệ thống phân phối điện ở miền Nam đặc trưng bởi việc sử dụng nhiều cấp điện áp 15kV, với cấu trúc 3 pha 4 dây và trung tính được nối đất trực tiếp.

Nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau gây ra nhiều vấn đề phức tạp trong thiết kế và quản lý hệ thống, đồng thời cản trở việc tiêu chuẩn hóa và sản xuất thiết bị Sự đa dạng này cũng làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đường dây, dẫn đến việc hệ thống phân phối tồn tại nhiều mạng hình tia với độ tin cậy thấp.

Kinh nghiệm từ nhiều quốc gia cho thấy rằng, để đảm bảo cung cấp điện an toàn và tin cậy, cần phải cân đối phát triển giữa nguồn điện và lưới điện theo tỷ lệ hợp lý.

Không phân đoạn

Hình 4.1 Sơ đồ một sợi lộ E 380 không sử dụng phân đoạn

Số l−ợng thiết bị sử dụng: 01 máy cắt, 02 dao cách ly

Cường độ hỏng hóc toàn LPP là: 4 400/257 1,5564

Trong đó: λ 0 - là cường độ hỏng hóc cho 100 km

L = 257 km là độ dài lưới phân phối

Cường độ ngừng điện công tác: λ CT = λ TT + λ DK = 1 + 0 = 1

Trong đó: λ TT - là cường độ ngừng điện thao tác = 0 do lưới không phân đoạn λ DK - là cường độ ngừng điện định kỳ = 1

Cường độ ngừng điện tổng là λ ND = λ SC + λ CT = 4 + 1 = 5

Trong đó: λ CT - là cường độ ngừng điện công tác (công tác + định kỳ)

Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là: T NĐSC = λ SC T SC = 4.10 = 40h

Trong đó: T SC - là thời gian trung bình một lần sửa chữa sự cố

Thời gian ngừng điện do công tác trong một năm là:

T N§CT = λ TT T TT + λ DK = 1.10 = 10h Trong đó: T TT - là thời gian trung bình một lần sửa thao tác

T DK là thời gian trung bình một lần định kỳ

Tổng thời gian ngừng điện trong năm là:

T N§ = T N§SC + T N§CT = 40 + 10 = 50h Công suất lớn nhất của toàn l−ới phân phối là:

P MAX = ΣP MAXi = 12200 kW = 12,2 MW Thời gian sử dụng công suất lớn nhất của toàn l−ới phân phối là:

= Σ Điện năng mất do ngừng điện sự cố trong một năm là:

= Điện năng mất do ngừng điện công tác trong một năm là:

Tổng điện năng mất là: A = A SC + A CT = 278,5388 MWh

Bảng 4.2 Bảng kết quả không phân đoạn

Cường độ ngừng điện (lần/năm)

Thêi gian ngõng điện (h/năm)

Tổn thất điện năng (MWh)

Công tác Sự cố Công tác Sự cố Công tác Sự cố Điện năng tổng

Phân đoạn dùng dao cách ly thông th−ờng

Để xác định sự cố và thực hiện thao tác cô lập đoạn lưới bị sự cố, cần đặt các dao cách ly tại các vị trí như hình vẽ, với thời gian thực hiện mỗi lần sự cố là 2 giờ.

Hình 4.2 Sơ đồ một sợi lộ 380 dùng DCL

+ Đoạn 1: Đoạn 1 có thể bị ng−ng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

+ Đoạn 2: Đoạn 2 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 3, 4

+ Đoạn 3: Đoạn 3 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

+ Đoạn 4: Ngừng điện chỉ khi nó bị sự cố

Ngoài ra, khi sự cố bất kỳ đoạn nào trên lưới, tất cả các đoạn đều bị ngưng điện thao tác

Giả thiết xác suất xảy ra sự cố trên 4 đoạn lưới là như nhau, tức là cường độ hỏng hóc riêng biệt của 4 đoạn l−ới là nh− nhau = 4/4 = 1

Giả thiết sự phân bố công suất trên 4 đoạn l−ới là nh− nhau tức là

* Đoạn l−ới 1: Đoạn 1 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

Cường độ ngừng điện sự cố của đoạn lưới 1: λ SC1 = λ ' SC1 + λ ' SC4 = 2

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 1: λ CT1 = λ TT + λ DK1 = 1 + 4 = 5 (định kỳ + thao tác lưới) Cường độ ngừng điện tổng: λ ND = λ Ct1 + λ SC1 = 5 + 2 = 7

Thời gian ngừng điện sự cố của đoạn 1:

T NDSC1 = T ' NDSC1 + T ' NDSC4 = 10 +10 = 20h Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 1: T NDCT1 = 1.10 + 4.2 = 18h

Thời gian ngừng điện tổng: T NĐ1 = T NDSC1 + T NDCT1 = 20 + 18 = 38h Điện năng mất do sự cố là:

1 = = Điện năng mất do ngừng điện công tác là:

1 = = Tổng điện năng mất: A 1 = A SC1 + A CT1 = 52,9222 MWh

* Đoạn l−ới 2: Đoạn 2 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 3, 4

Cường độ ngừng điện sự cố của đoạn lưới 2: λ SC2 = λ ' SC2 + λ ' SC3 + λ ' SC4 = 3

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 2: λ CT2 = λ DK2 + λ TT = 1 + 4 = 5 (định kỳ + thao tác lưới) Cường độ ngừng điện tổng: λ ND2 = λ CT2 + λ SC2 = 5 + 3 = 8

T NDSC2 = T ' NDSC2 + T ' NDSC3 + T ' NDSC4 = 10 +10 +10 = 30 h Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 2: T NDCT2 = 1.10 + 4.2 = 18 h

Thời gian ngừng điện của đoạn l−ới 2: T ND2 = T NDSC2 + T NDCT2 = 48 h Điện năng mất do sự cố là:

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 3: λ CT3 = λ DK3 + λ TT = 1 + 4 = 5 (định kỳ + thao tác lưới) Cường độ ngừng điện tổng: λ ND3 = λ CT3 + λ SC3 = 5 + 2 = 7

T NDSC3 = T ' NDSC3 + T ' NDSC4 = 10 + 10 = 20h Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 3: T NDCT3 = 1.10 + 4.2 = 18h

* Đoạn l−ới 4: Đoạn 4 có thể bị ngừng điện do bản thân nó bị hỏng

Cường độ ngừng điện sự cố của đoạn lưới 4: λ SC4 = λ ' SC4 = 1

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 4: λ = λ + λ = 1 + 4 = 5 (định kỳ + thao tác lưới)

Cường độ ngừng điện tổng: λ ND4 = λ CT4 + λ SC4 = 5 + 1= 6

Thời gian ngừng điện sự cố của đoạn 4: T NDSC4 = T ' NDSC4 = 1.10 = 10 h

Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 4: T NDCT4 = 1.10 + 4.2 = 18 h

Thời gian ngừng điện tổng: T NĐ4 = T NDSC4 + T NDCT4 = 28 h Điện năng mất do sự cố là:

Bảng 4.3 Bảng kết quả phân đoạn bằng dao cách ly

Phân đoạn bằng dao cách ly Cường độ ngừng điện

Thêi gian ngừng điện Điện năng mất

Sự cố Điện năng tổng Đoạn 1 3200 1 2 10 20 25,0684 27,8538 52,9223 Đoạn 2 1800 1 3 10 30 25,0684 41,7808 66,8493 Đoạn 3 2400 1 2 10 20 25,0684 27,8538 52,9223 Đoạn 4 4800 1 1 10 10 25,0684 13,9269 38,9954

Cường độ ngừng điện sự cố trung bình của toàn lưới là:

Cường độ ngừng điện công tác trung bình của toàn lưới là:

Cường độ ngừng điện trung bình toàn lưới là: λ ND = λ SC + λ CT = 2 + 5 = 7 (lÇn/n¨m) Thời gian ngừng điện công tác trung bình của toàn l−ới là:

Thời gian ngừng điện trung bình toàn l−ới là:

T ND = T SC + T CT = 20 + 18 = 38 (h/n¨m) Điện năng mất do sự cố của toàn l−ới là:

A SC = A SC1 + A SC2 + A SC3 + A SC4 = 111,4155 MWh Điện năng mất do ngừng điện công tác của toàn l−ới là:

A CT = A CT1 + A CT2 + A CT3 + A CT4 = 100,274 MWh Tổng điện năng mất là: A = A SC + A CT = 211,6895 MWh

So với không dùng phân đoạn, giảm đ−ợc:

Phân đoạn dùng Recloser

Tác giả sẽ tính toán với giả thiết lắp 3 recloser nh− hình vẽ

2.400 kVA 10,5 km Hình 4.3 Sơ đồ một sợi lộ 386 dùng Recloser

+ Đoạn l−ới 1: Đoạn 1 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

+ Đoạn l−ới 2: Đoạn 2 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 3,4

+ Đoạn l−ới 3: Đoạn 1 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

Ngoài ra, khi sự cố bất kỳ đoạn nào trên l−ới, thời gian thao tác cách ly phần tử sự cố t c = 0, do thời gian đóng cắt máy cắt ≈ 0s

Giả thiết xác suất xảy ra sự cố trên 4 đoạn l−ới là nh− nhau

Cường độ hỏng hóc riêng biệt của 4 đoạn lưới là như nhau = 4/4 = 1

Giả thiết sự phân bố công suất trên 4 đoạn l−ới là nh− nhau tức là

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 1: λ CT1 = λ TT + λ DK1 = 0 + 1 = 1 (định kỳ + thao tác lưới) Cường độ ngừng điện tổng: λ ND = λ CT1 + λ SC1 = 1 + 2 = 3

Thời gian ngừng điện sự cố của đoạn 1: T NDSC1 = T ' NDSC1 + T ' NDSC4 = 2.10 = 20h

Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 1 T NDCT1 = 1.10 + 0.2 = 10h

1 = = = Điện năng mất do ngừng điện công tác là:

1 = = Tổng điện năng mất: A 1 = A SC1 + A CT1 = 41,7808MWh

* Đoạn l−ới 2: Đoạn 2 có thể bị ngừng điện sự cố nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 3, 4

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 2: λ CT2 = λ TT + λ DK2 = 1 + 0 = 1 (định kỳ + thao tác lưới) Cường độ ngừng điện tổng: λ ND2 = λ CT2 + λ SC2 = 1 + 3 = 4

T NDSC2 = T ' NDSC2 + T ' NDSC3 + T ' NDSC4 = 30.10 = 30h Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 2: T NDCT2 = 1.10 + 0.2 = 10h

Thời gian ngừng điện của đoạn l−ới 2:

T ND2 = T NDSC2 + T NDCT2 = 30 + 10 = 40h Điện năng mất do sự cố là:

Thời gian ngừng điện do sự cố của đoạn 3 được tính là T NDSC3 = T ' NDSC3 + T ' NDSC4 = 2.10 = 20h Thời gian ngừng điện cho công tác định kỳ của đoạn 3 là T NDCT3 = 1 (Định kỳ).10 + 0.2 = 10h Tổng thời gian ngừng điện của đoạn 3 là T NĐ3 = T NDSC3 + T NDCT3 = 20 + 10 = 30h Tổng điện năng mất do sự cố cũng cần được xem xét.

Tổng điện năng mất: A 3 = A SC3 + A CT3 = 41,7808 MWh

Cường độ ngừng điện sự cố của đoạn lưới 4: λ SC4 = λ SC4 ' = 1

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 4: λ CT4 = λ TT + λ DK4 = 1 + 0 = 1 (định kỳ + thao tác trên lưới)

Cường độ ngừng điện tổng: λ ND4 = λ CT4 + λ SC4 = 1 + 1= 2

Thời gian ngừng điện sự cố của đoạn 4: T NDSC4 = T NDSC4 ' = 1.10 = 10h

Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 4: T NDCT4 = 1.10 + 0.2 = 10h

Tổng điện năng mất: A 4 = A SC4 + A CT4 = 27,8538 MWh

Bảng 4.4 Kết quả phân đoạn bằng Reclose

Phân đoạn bằng Recolse Cường độ ngừng điện

Sự cố Công tác Sự cố Điện năng tổng Đoạn 1 3200 1 2 10 20 13,9269 27,8538 41,7808 Đoạn 2 1800 1 3 10 30 13,9269 41,7808 55,7077 Đoạn 3 2400 1 2 10 20 13,9269 27,8538 41,7808

Cường độ ngừng điện sự cố trung bình của toàn lưới là:

Cường độ ngừng điện trung bình toàn lưới là: λ ND = λ SC + λ CT = 2 + 1 = 3 (lÇn/n¨m) Thời gian ngừng điện sự cố trung bình của toàn l−ới là:

Thời gian ngừng điện công tác trung bình của toàn l−ới là:

T ND = T SC + T CT = 22,5 + 10 = 32,5 (h/n¨m) Điện năng mất do sự cố của toàn l−ới là:

So với dùng phân đoạn bằng dao cách ly th−ờng, giảm đ−ợc:

Phân đoạn sử dụng DAS

+ Đoạn 1: Đoạn 1 có thể bị ng−ng điện nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

+ Đoạn 2: Đoạn 2 có thể bị ngừng điện nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 3, 4

+ Đoạn 3: Đoạn 3 có thể bị ngừng điện nếu bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

Khi xảy ra sự cố trên lưới, thời gian thao tác cách ly phần tử sự cố t c = 0, nhờ vào dao cách ly tự động nhận biết sự cố và thực hiện cách ly gần như ngay lập tức Giả thiết rằng xác suất xảy ra sự cố trên 4 đoạn lưới là như nhau.

Cường độ hỏng hóc riêng biệt của 4 đoạn lưới là như nhau, = 4/4 = 1

Giả thiết sự phân bố công suất trên 4 đoạn l−ới là nh− nhau, tức là

8 km Hình 4.4 Sơ đồ một sợi lộ 380 phân đoạn bằng DAS

* Đoạn l−ới 1: Đoạn 1 có thể bị ngừng điện do bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

Cường độ ngừng điện sự cố của đoạn lưới 1: λ SC1 = λ SC1 ' + λ SC4 ' = 2

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 1: λ CT1 = λ TT + λ DK1 = 0 + 1 = 1(định kỳ + thao tác lưới)

Cường độ ngừng điện tổng: λ ND = λ CT1 + λ SC1 = 1 + 2 = 3

Thời gian ngừng điện sự cố của đoạn 1: T NDSC1 = T NDSC1 ' + T NDSC4 ' = 2.10 = 20h

* Đoạn l−ới 2: Đoạn 2 có thể bị ngừng điện do bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 3, 4

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 2: λ CT2 = λ TT + λ DK2 = 1 + 0 = 1 (định kỳ + thao tác lưới)

Cường độ ngừng điện tổng: λ ND2 = λ CT2 + λ SC2 = 1 + 3 = 4

T NDSC2 = T NDSC2 ' + T NDSC3 '+ T NDSC4 ' = 3.10 = 30h Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 2: T NDCT2 = 1.10 + 0.2 = 10h

Thời gian ngừng điện của đoạn l−ới 2:

T ND2 = T NDSC2 + T NDCT2 = 30 + 10 = 40h Điện năng mất do sự cố là:

* Đoạn l−ới 3: Đoạn 3 có thể bị ngừng điện do bản thân nó bị hỏng hay do ảnh h−ởng của sự cố trên đoạn l−ới 4

T NDSC3 = T NDSC3 ' + T NDSC4 ' = 2.10 = 20h Thời gian ngừng điện công tác của đoạn 3: T NDCT3 = 1.10 + 0.2 = 10h

Thời gian ngừng điện tổng: T NĐ3 = T NDSC3 + T NDCT3 = 20 + 10 = 30h Điện năng mất do sự cố

Cường độ ngừng điện sự cố của đoạn lưới 4: λ SC4 = λ SC4 ' = 1

Cường độ ngừng điện công tác của đoạn lưới 4: λ CT4 = λ TT + λ DK4 = 1 + 0 = 1 (định kỳ + thao tác lưới) Cường độ ngừng điện tổng: λ ND4 = λ CT4 + λ SC4 = 1 + 1= 2

Thời gian ngừng điện sự cố của đoạn 4: T NDSC4 = T NDSC4 ' = 1.10 = 10h

Thời gian ngừng điện tổng: T NĐ4 = T NDSC4 + T NDCT4 = 10.1 + 10 = 20h Điện năng mất do sự cố là:

Bảng 4.5 Bảng kết quả phân đoạn bằng DAS

Phân đoạn bằng dao cách ly

Sự cố Tổng Đoạn 1 3200 1 2 10 20 13,9269 27,8538 41,7807 Đoạn 2 1800 1 3 10 30 13,9269 41,7808 55,7077 Đoạn 3 2400 1 2 10 20 13,9269 27,8538 41,7807 Đoạn 4 4800 1 1 10 10 13,9269 13,9269 27,8538 Cường độ ngừng điện sự cố trung bình của toàn lưới là:

Cường độ ngừng điện trung bình toàn lưới là: λ ND = λ SC + λ CT = 2+ 1 = 3 (lÇn/n¨m)

Thời gian ngừng điện sự cố trung bình của toàn l−ới là:

Thời gian ngừng điện công tác trung bình của toàn l−ới là:

T ND = T SC + T CT = 22,5 + 10 = 32,5 (h/n¨m) Điện năng mất do sự cố của toàn l−ới là:

So với dùng dao cách ly th−ờng, giảm đ−ợc:

So với dùng Recolose, giảm đ−ợc: ∆A 2 = 167,1232 - 167,1232 = 0

Vậy ta có bảng so sánh kết quả các giải pháp phân đoạn nh− sau:

Bảng 4.6 So sánh kết quả các giải pháp phân đoạn

Các thông số Không phân đoạn

Phân đoạn dùng dao cách ly

Cường độ ngừng điện sự cè (lÇn/n¨m)

Cường độ ngừng điện công tác (lần/năm)

Cường độ ngừng điện tổng (lần/năm)

Thời gian ngừng điện sự cè trung b×nh (h/n¨m)

Thời gian ngừng điện thao tác trung bình (h/năm)

Thời gian ngừng điện trung b×nh (h/n¨m)

50 45 30 30 Điện năng mất do sự cố và do công tác trên l−ới

Bảng 4.7 So sánh giá tiền do mất điện và chi phí đầu t− trong các giải pháp phân đoạn

Các giải pháp phân đoạn Điện năng mất (MWh)

NhËn xÐt

Phương án 1 không phân đoạn lưới phân phối dẫn đến cường độ ngừng điện do sự cố rất lớn, gây ra thời gian mất điện hàng năm lên tới 60 giờ Điều này làm gia tăng điện năng mất do gián đoạn cung cấp điện, đồng thời giảm độ tin cậy cung cấp điện của lưới phân phối.

Phương án 2, phân đoạn lưới phân phối dao cách ly, giúp giảm cường độ ngừng điện sự cố xuống mức rất thấp Tuy nhiên, cường độ ngừng điện cho công tác trên lưới lại quá cao do mất thời gian xác định sự cố và thao tác cách ly phần tử bị sự cố, cũng như phục hồi trạng thái làm việc cho phần tử không bị sự cố Công tác này hoàn toàn phụ thuộc vào nhân viên vận hành, dẫn đến thời gian ngừng điện kéo dài, ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới phân phối.

Độ tin cậy của lưới phân phối đã được cải thiện, dẫn đến việc giảm thiểu lượng điện năng bị mất do gián đoạn cung cấp điện Mặc dù phương án phân đoạn đã nâng cao đáng kể độ tin cậy so với phương án không phân đoạn, nhưng vẫn còn một số vấn đề cần khắc phục để đạt được hiệu quả tối ưu.

Phương án 3 sử dụng Recloser để phân đoạn lưới phân phối là giải pháp tối ưu nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Theo các số liệu tính toán, phương pháp này giúp giảm cường độ ngừng điện, thời gian mất điện và lượng điện năng mất đi do gián đoạn cung cấp Tuy nhiên, như đã nêu ở chương trước, việc cải thiện độ tin cậy cho lưới phân phối cần phải cân nhắc giữa hiệu quả kỹ thuật và vấn đề kinh tế.

4 máy cắt và 8 dao cách ly trong trường hợp này dẫn đến chi phí của lưới quá cao

Phương án 4, phân đoạn hệ thống tự động phân vùng sự cố (DAS), không chỉ nâng cao độ tin cậy cho lưới phân phối mà còn có chi phí đầu tư ban đầu hợp lý Việc lắp đặt thêm 3 dao cách ly có chi phí thấp hơn nhiều so với máy cắt Hơn nữa, phương án này cho phép thiết kế hệ thống giám sát và điều khiển với các thiết bị như dao cách ly (Sectionaliser) và máy cắt đóng lặp lại (Recloser), từ đó cải thiện tính thuận tiện và độ tin cậy trong vận hành.

Chương V Kết luận và đề xuất 5.1 KÕt luËn.

1 Luận văn đ; giới thiệu một số chỉ tiêu cơ bản để đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện, trong đó có các chỉ tiêu đối với từng phần tử của hệ thống điện và những chỉ tiêu tổng hợp để đánh giá độ tin cậy theo quan điểm của khách hàng

2 L−ới điện phân phối trung áp của Việt Nam đang tồn tại nhiều nh−ợc điểm: Có quá nhiều cấp điện áp trung gian, trang bị tự động hoá quá thô sơ nên chất lượng cung cấp điện, đặc biệt là độ tin cậy của lưới điện rất thấp

3 Nêu lên những phương pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối trung áp và áp dụng vào l−ới phân phối n−ớc ta Phân tích ph−ơng pháp phân đoạn và ứng dụng DAS để nâng cao độ tin cậy trong phần ví dụ áp dụng đ; xem xét các ph−ơng pháp phân đoạn l−ới khác nhau và tính toán một đoạn l−ới phân phối của khu công nghiệp Bắc Vinh tỉnh Nghệ An

4 Việc tiến hành nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đòi hỏi một sự nghiên cứu nghiêm túc về lý thuyết và thực nghiệm vì đây là bài toán đa mục tiêu, phức tạp liên quan đến bộ số liệu thống kê về hỏng hóc và sửa chữa các phần tử trong hệ thống điện cũng nh− mô hình và ph−ơng pháp tính đ−ợc sử dụng cho cách ly phân đoạn hoạt động theo bộ đếm được lập trình trước

Nên triển khai DAS giai đoạn 1 và 2 tại các thành phố lớn như Hà Nội, Hải Phòng, Đà Nẵng, Vinh, và Thành phố Hồ Chí Minh, nhờ vào hạ tầng thông tin và viễn thông nội hạt đã được hoàn thiện Các tỉnh và thành phố còn lại sẽ áp dụng giai đoạn 1 trước.

[1] Phạm Văn Chới, Bùi Tín Hữu, Nguyễn Tiến Tôn (2002), Khí cụ điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội

[2] Nguyễn Xuân Phú (1998), Cung Cấp Điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội

[3] VS.GS.TSKH Trần Đình Long (1998) Quy hoạch phát triển năng l−ợng và điện lực, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội

[4] Trần Đình Long (1999), Lý thuyết hệ thống, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Néi

[5] L; Văn út (2002), Ngắn mạch trong hệ thống điện, NXB Khoa học và kỹ thuật,

[6] TS Trần Quang Khánh Bảo vệ Rơle và tự động hóa lưới điện NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội

[7] F.A Magidin, (ng−ời dịch: Nguyễn Bình D−ơng) Xây lắp đ−ờng dây tải điện trên không, NXB Công nhân kỹ thuật, Hà Nội

[8] Lê Thành Bắc, Giáo trình Thiết bị điện, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội

[9] Trần Bách (2001), L−ới điện và hệ thống điện, Tập 1,2 – NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội

[10] Ngô Hồng Quang (2002), Sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện từ 0,4 – 500kV, NXB Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội

[11] Tổng công ty Điện Lực Việt Nam (2006), Báo cáo tổng kết, TT Thông tin Điện lùc

[12] Trạm E380 Nghi Lộc - Nghệ An (2006), Tài liệu quản lý kỹ thuật

Nhà máy điện và trạm biến áp là những công trình quan trọng trong hệ thống cung cấp điện, được nghiên cứu và trình bày bởi Đào Kim Hoa, Đào Quang Thạch, Nguyễn Hữu Khái, Văn Út, Phạm Văn Hòa và Trịnh Hùng Thám trong cuốn sách xuất bản năm 1996 bởi NXB Khoa học và Kỹ thuật tại Hà Nội.

Tiêu đề	Luận Văn Tốt Nghiệp Nghiên Cứu Ứng Dụng Công Nghệ Das Cho Lưới Điện Phân Phối Khu Công Nghiệp Bắc Vinh Tỉnh Nghệ An
Tác giả	Hồ Long Phi
Người hướng dẫn	TSKH. Trần Hoài Linh
Trường học	Trường Đại Học Nghệ An
Chuyên ngành	Kỹ Thuật Điện
Thể loại	luận văn tốt nghiệp
Năm xuất bản	2023
Thành phố	Nghệ An

Định dạng
Số trang	86
Dung lượng	1,29 MB