Nghiên cứu hiệu quả của thiết bị tự động đóng lại trong việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối 22kv quận hoàn kiếm, hà nội

TỔNG QUAN VỀ YÊU CẦU ĐẢM BẢO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI PHÂN PHỐI VIỆT NAM

Các định nghĩa và khái niệm

1.1.1 Khái niệm độ tin cậy

Độ tin cậy được định nghĩa là xác suất mà một hệ thống hoặc phần tử có thể hoàn thành nhiệm vụ yêu cầu một cách triệt để trong một khoảng thời gian nhất định và dưới các điều kiện vận hành cụ thể.

Độ tin cậy liên quan chặt chẽ đến việc hoàn thành nhiệm vụ cụ thể trong khoảng thời gian và hoàn cảnh nhất định, phản ánh chức năng của hệ thống hoặc phần tử.

Mức độ tin cậy được định nghĩa là xác suất hoàn thành nhiệm vụ trong một khoảng thời gian nhất định, và xác suất này được gọi là độ tin cậy của hệ thống hoặc phần tử.

Xác suất là một đại lượng thống kê phản ánh độ tin cậy dựa trên kinh nghiệm quá khứ của hệ thống hoặc phần tử Đối với các hệ thống không phục hồi, độ tin cậy có thể được đo lường, nhưng đối với các hệ thống phục hồi như hệ thống điện, khái niệm độ sẵn sàng trở nên quan trọng hơn Độ sẵn sàng được định nghĩa là xác suất mà hệ thống hoặc phần tử có thể hoàn thành nhiệm vụ tại một thời điểm nhất định, và nó được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống hoạt động tốt với tổng thời gian hoạt động Ngược lại, độ không sẵn sàng là xác suất mà hệ thống ở trạng thái hỏng Tuy nhiên, để đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện một cách chính xác, cần phải xem xét thêm nhiều chỉ tiêu khác có tính xác suất.

1.1.2 Phân loại bài toán độ tin cậy

Các bài toán đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện được phân chia thành các bài toán nhỏ theo cấu trúc như sau (theo [4]):

Hình 1.1 Các bài toán đánh giá độ tin cậy trong hệ thống điện

Như vậy bài toán đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện được chia làm bốn loại:

- Bài toán về độ tin cậy của hệ thống phát, chỉ xét riêng các nguồn điện;

- Bài toán về độ tin cậy của hệ thống điện, xét cả nguồn điện đến các nút tải hệ thống do lưới hệ thống cung cấp điện;

- Bài toán về độ tin cậy của lưới truyền tải và lưới phân phối;

- Bài toán về độ tin cậy của phụ tải

Bên cạnh đó, tùy theo mục đích khảo sát cụ thể, bài toán độ tin cậy trong hệ thống điện có thể được chia làm 2 nhóm là:

- Bài toán quy hoạch, phục vụ quy hoạch phát triển hệ thống điện;

- Bài toán vận hành, phục vụ vận hành hệ thống điện

Còn theo nội dung tính toán phân tích, bài toán đánh giá độ tin cậy có thể được chia thành các loại sau:

- Bài toán giải tích, nhằm mục đích tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống điện có cấu trúc cho trước

Bài toán tổng hợp nhằm xác định trực tiếp các thông số của một phân tử dựa trên yêu cầu về độ tin cậy và các thông số của các phần tử khác Tuy nhiên, do tính phức tạp của bài toán này, nó chỉ có thể được áp dụng trong những trường hợp nhỏ và hạn chế.

Các bài toán tổng hợp lớn liên quan đến nguồn điện và lưới điện thường sử dụng phương pháp tổng hợp gián tiếp Phương pháp này bao gồm việc lập nhiều phương án khác nhau và tính toán chỉ tiêu độ tin cậy thông qua các phương pháp giải tích Kết quả là, các phương án được so sánh để chọn ra phương án tối ưu nhất.

Mỗi bài toán về độ tin cậy bao gồm hai khía cạnh chính: quy hoạch và vận hành Trong đó, mỗi khía cạnh lại được chia thành hai loại giải quyết, đó là giải tích và tổng hợp.

Bài toán phân tích độ tin cậy có ý nghĩa rất quan trọng trong quy hoạch, thiết

Hệ thống phát Lưới truyền tải Lưới phân phối Phụ tải

Hệ thống điện Lưới điện

Bài toán tính độ tin cậy trong hệ thống điện liên quan đến việc xác định các chỉ tiêu độ tin cậy của từng bộ phận, chẳng hạn như trạm biến áp hay sơ đồ lưới điện, dựa trên các thông số độ tin cậy của các phần tử cấu thành Các chỉ tiêu này luôn gắn liền với tiêu chuẩn hỏng hóc hoặc tiêu chuẩn hoàn thành nhiệm vụ được đặt ra bởi người phân tích độ tin cậy.

Tuy nhiên các kết quả nói chung cũng vẫn sử dụng được trong quy hoạch cũng như vận hành hệ thống điện

Trong lĩnh vực quy hoạch và vận hành hệ thống điện, các giả thiết về độ tin cậy có sự khác biệt rõ rệt Bài toán độ tin cậy phục vụ quy hoạch tập trung vào việc xác định việc bổ sung thiết bị mới và thay đổi cấu trúc hệ thống trong tương lai Ngược lại, bài toán độ tin cậy phục vụ vận hành nhằm kiểm nghiệm và lựa chọn chiến lược cho hệ thống điện hiện có Dù có những khác biệt này, cả hai loại bài toán đều dựa trên một mô hình chung của hệ thống điện.

Bài viết này trình bày việc đánh giá định lượng độ tin cậy của lưới điện phân phối, phục vụ cho các tính toán so sánh kinh tế kỹ thuật trong quy hoạch lưới điện chưa vận hành Phương pháp tiếp cận dựa trên xác suất mất điện cho phụ tải, giúp tối ưu hóa quy hoạch lưới điện hiệu quả hơn.

1.1.3 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện

- Xác suất thiếu điện cho phụ tải, đó là xác suất công suất phụ tải lớn hơn công suất nguồn điện, [4]

- Xác suất thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại

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

- Thiệt hại kinh tế tính bằng tiền do mất điện

- Thời gian mất điện trung bình của hệ thống: SAIDI = tổng thời gian mất điện của phụ tải trên tổng số phụ tải: [14]

T mđTB = SAIDI = ΣriN i /N T (giờ/phụ tải.năm) (1.1) Trong đó: rilà thời gian mỗi lần mất điện;

N i là số lần mất điện;

N T là tổng số khách hàng được phục vụ

Tần suất mất điện trung bình của hệ thống được tính bằng tổng số lần mất điện của tất cả các phụ tải chia cho tổng số phụ tải Chỉ tiêu này cho thấy số lần mất điện trung bình trên mỗi phụ tải trong một khu vực trong một năm.

= = 1 (số lần/phụ tải năm) (1.2)

- Thời gian mất điện trung bình của khách hàng CAIDI Chỉ tiêu này cho biết thời gian mất điện trung bình của mỗi vụ mất điện

CAIDI r (giờ/lần mất điện) (1.3)

Trong đó: ri là thời gian của mỗi lần mất điện; Ni là số lượng khách hàng bị mất điện của mỗi lần mất điện duy trì

Tần suất mất điện trung bình của khách hàng được tính bằng tổng số lần mất điện chia cho tổng phụ tải CAIFI Chỉ tiêu này phản ánh số lần mất điện trung bình mà mỗi khách hàng phải trải qua.

CAIFI = Σni/CN (số lần mất điện/khách hàng.năm) (1.4) Với: CN là số khách hàng bị mất điện

Chỉ tiêu khả năng sẵn sàng phục vụ trung bình, hay ASAI, phản ánh tỷ lệ phần trăm thời gian mà khách hàng được cung cấp điện trong suốt một năm.

T là tổng số khách hàng) (1.5)

- Chỉ tiêu tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng: CTAIDI bằng tổng thời gian mất điện của khách hàng trên tổng khách hàng bị mất điện

Với: CN là số khách hàng bị mất điện

CEMIn là một chỉ số quan trọng, được tính toán từ số lượng khách hàng có tần suất mất điện vượt quá quy định Chỉ số này nhằm mục đích phát hiện những khó khăn mà khách hàng gặp phải, điều mà các chỉ số trung bình không thể hiện rõ.

Chỉ tiêu thời gian mất điện duy trì của hệ thống ASIDI được tính bằng tổng thời gian mất điện của các phụ tải kết nối với tổng công suất tải nối vào hệ thống.

Trong đó Li: là công suất phụ tải mất điện, LT là tổng công suất phụ tải

Yêu cầu đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho lưới phân phối

1.2.1 Các quy định của Bộ Công Thương về đảm bảo chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện phân phối

Thông tư 39/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định các yêu cầu vận hành cho hệ thống phân phối, trong đó nhấn mạnh tiêu chuẩn về độ tin cậy vận hành.

Các hành của lưới điện phân phối được đánh giá theo từng quý và phê duyệt hàng năm cho các đơn vị điện lực trên toàn quốc Việc này sử dụng các chỉ số đánh giá độ tin cậy hướng tới khách hàng, nhằm đảm bảo chất lượng phục vụ của các đơn vị phân phối điện theo tiêu chuẩn quốc tế IEEE-P1366.

Cụ thể các chỉ số đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối được yêu cầu thống kê và bảo đảm bao gồm:

- Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (SAIDI);

- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (SAIFI);

- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (MAIFI)

Trình tự phê duyệt tiêu chuẩn độ tin cậy hàng năm cho lưới điện phân phối

Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam phải tổng hợp các tính toán độ tin cậy cho năm tiếp theo từ các Đơn vị phân phối điện và trình Cục Điều tiết điện lực để được xem xét và phê duyệt.

Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực phê duyệt chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện phân phối của từng đơn vị phân phối điện Việc này là cơ sở để tính toán giá phân phối điện cho các đơn vị phân phối điện.

Chế độ báo cáo tại các đơn vị điện lực

Trước ngày 15 tháng đầu tiên của mỗi quý, các đơn vị phân phối điện phải gửi báo cáo bằng văn bản cho Cục Điều tiết điện lực về việc thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối trong quý trước.

- Cục Điều tiết điện lực quy định mẫu báo cáo về độ tin cậy của các Đơn vị phân phối điện

1.2.2 Ảnh hưởng của độ tin cậy đến tổn thất kinh tế Điện năng là động lực chính của toàn bộ nền kinh tế Việc mất điện gây ảnh hưởng lớn đến sinh hoạt và sản xuất, để lại nhiều hậu quả cho kinh tế xã hội Mất điện đặc biệt nghiêm trọng ở những nơi cần độ an toàn công cộng và môi trường cao như bệnh viện, nhà máy xử lý nước thải, hầm mỏ Những nơi này thường có các nguồn điện dự phòng như máy phát điện tuy nhiên việc mất nguồn điện chính vẫn để lại hậu quả và thiệt hại đáng kể

Theo hậu quả của mất điện, các phụ tải được chia làm 2 loại:

- Loại phụ tải mà sự mất điện gây ra các hậu quả mang tính chính trị - xã hội

Sự mất điện gây ra hậu quả kinh tế nghiêm trọng đối với các loại phụ tải cần được cấp điện với độ tin cậy cao nhất Đối với các loại phụ tải khác, cần cân nhắc giữa vốn đầu tư vào hệ thống điện và tổn thất kinh tế do mất điện để đưa ra giải pháp hợp lý về mặt kinh tế - kỹ thuật.

Tổn thất kinh tế đối với các cơ sở sản xuất và kinh doanh xảy ra khi mất điện đột ngột hoặc theo kế hoạch Khi mất điện đột ngột, sản phẩm có thể bị hỏng và sản xuất bị ngừng trệ, dẫn đến tổn thất lớn Mức độ tổn thất này phụ thuộc vào số lần mất điện và lượng điện năng bị mất Ngược lại, khi mất điện theo kế hoạch, tổn thất thường nhỏ hơn vì các cơ sở sản xuất đã chuẩn bị trước.

Tổn thất điện năng được xác định cho từng loại xí nghiệp hoặc cơ sở kinh doanh cụ thể, nhằm phục vụ cho việc thiết kế hệ thống cung cấp điện hiệu quả cho các cơ sở này.

Tổn thất kinh tế trong hệ thống điện được xác định dựa trên các tổn thất thực tế ở phụ tải và các quan điểm hệ thống điện Việc tính toán này giúp thiết kế và quy hoạch hệ thống điện đáp ứng nhu cầu độ tin cậy của phụ tải, đồng thời tối ưu hóa hiệu quả kinh tế của hệ thống.

Tổn thất điện năng được tính riêng biệt cho lưới phân phối, lưới truyền tải và nguồn điện, đồng thời cũng được xác định cho từng loại phụ tải trong trường hợp mất điện Mỗi tổn thất được tính cho 1 kW hoặc 1 kWh và dựa trên thời gian mất điện.

Tổn thất kinh tế do mất điện là rất lớn, đồng thời nhu cầu về độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao trong bối cảnh chính trị - xã hội Điều này đòi hỏi hệ thống điện phải được cải thiện về cấu trúc và vận hành để nâng cao độ tin cậy Lưới phân phối là yếu tố ảnh hưởng lớn nhất đến việc cung cấp điện liên tục cho khách hàng Việc tăng cường độ tin cậy cung cấp điện không chỉ giảm chi phí xã hội mà còn mang lại lợi ích cho toàn bộ nền kinh tế quốc dân.

1.2.3 Bài toán tối ưu đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho lưới phân phối

Ngành điện và các công ty điện lực luôn nỗ lực cung cấp điện liên tục và chất lượng cho khách hàng với mức giá hợp lý Việc cung cấp điện liên tục được hiểu là đảm bảo điện năng an toàn và ổn định cho con người và thiết bị, với điện áp và tần số nằm trong giới hạn cho phép xung quanh giá trị danh định.

Giá trị của độ tin cậy được sử dụng để đánh giá tỷ lệ tăng trưởng của hệ thống Phân tích kinh tế về độ tin cậy có thể là công cụ hữu ích trong việc quyết định chi tiêu tài chính, nhằm cải thiện độ tin cậy thông qua việc cung cấp thêm vốn đầu tư cho hệ thống.

Trong môi trường cạnh tranh, các công ty điện lực phải đối mặt với nhiều ràng buộc kinh tế, xã hội, chính trị và môi trường Quyết định về quy hoạch, đầu tư và vận hành được đưa ra để duy trì và mở rộng hoạt động trong hệ thống điện liên kết Tăng cường độ tin cậy cung cấp điện là tiêu chí quan trọng trong chất lượng phục vụ Có mối quan hệ giữa độ tin cậy và chi phí, tạo ra giá thành điện năng đảm bảo lợi nhuận cho công ty và sự chấp nhận của khách hàng Do đó, cần đánh giá mối quan hệ giữa chi phí, độ tin cậy và giá thành Việc đánh giá chi phí độ tin cậy có thể giúp xác định các chuẩn mực thực tế, nhưng tính toán giá thành cho độ tin cậy vẫn gặp khó khăn và mang tính chủ quan Phương pháp tính toán thay thế thường được sử dụng để đánh giá thiệt hại của khách hàng do mất điện, với chi phí mất điện đại diện cho giá thành độ tin cậy của hệ thống Vì vậy, chi phí xã hội liên quan đến chất lượng và độ liên tục cung cấp điện có ảnh hưởng đến giá trị và lợi nhuận xã hội.

Kết luận chương 1

Độ tin cậy là một chỉ tiêu quan trọng trong quản lý và vận hành lưới điện, đặc biệt là lưới phân phối, vì tổn thất do mất điện gây ra rất lớn và chi phí khắc phục tốn kém Mặc dù chi phí đầu tư để nâng cao độ tin cậy tỷ lệ nghịch với thiệt hại kinh tế, nhưng yếu tố này vẫn chưa được chú trọng trong quy hoạch phát triển lưới điện Cần thiết phải định lượng độ tin cậy để đánh giá hiệu quả vận hành và xây dựng các phương án quy hoạch nhằm nâng cao chất lượng lưới điện Hiện tại, việc đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối tại Việt Nam được thực hiện theo Thông tư 39/2015/TT-BCT, với các chỉ số độ tin cậy hướng tới khách hàng.

Bài viết này tập trung vào việc đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE-P1366, so sánh với chỉ tiêu cấp phát hàng năm của Tổng công ty Điện lực Nghiên cứu sẽ khám phá các phương pháp đánh giá độ tin cậy dựa trên số liệu thực tế, đề xuất các biện pháp nâng cao độ tin cậy cho lưới phân phối, cũng như đánh giá chi tiết hiệu quả kinh tế của những biện pháp này Cuối cùng, bài viết sẽ áp dụng các tính toán cho một lưới điện phân phối trung áp tiêu biểu tại thành phố Hà Nội.

PHƯƠNG PHÁP VÀ CÔNG CỤ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Cấu trúc điển hình của lưới điện phân phối tại các đơn vị điện lực

Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng trong hệ thống năng lượng điện, chịu trách nhiệm cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ và được quản lý bởi các đơn vị điện lực Lưới phân phối bắt đầu từ các trạm biến áp trung gian, kết nối lưới trung áp (1-35kV) với lưới hạ áp (380/220V) qua các trạm biến áp phân phối Sự hoạt động hiệu quả của lưới phân phối có ảnh hưởng lớn đến các chỉ tiêu kinh tế và kỹ thuật của toàn bộ hệ thống điện.

- Chi phí cho đầu tư xây dựng lưới phân phối chiếm tỷ lệ lớn

- Tổn thất điện năng trong lưới phân phối lớn gấp 2-3 lần lưới truyền tải và chiếm (65-70)% tổn thất toàn hệ thống

- Thời gian ngừng điện sự cố và ngừng điện kế hoạch lớn hơn lưới truyền tải nhiều lần

- Lưới phân phối ảnh hưởng đáng kể đến chất lượng điện năng cung cấp cho phụ tải (chủ yếu là chỉ tiêu điện áp)

- Độ tin cậy của lưới phân phối ảnh hưởng trực tiếp nhất đến phụ tải

Nghiên cứu độ tin cậy của lưới phân phối là rất cần thiết, đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện để đảm bảo chất lượng hoạt động và khả năng cung cấp điện liên tục.

Lưới phân phối điện bao gồm hai loại: lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp Các cấp điện áp trung áp được sử dụng trong lưới phân phối hiện nay gồm 6kV, 10kV, 15kV, 22kV và 35kV.

Lưới phân phối trung áp đóng vai trò quan trọng trong việc truyền tải điện từ các trạm biến áp trung gian đến các trạm biến áp hạ áp, với điện áp thường sử dụng là 0,4kV Nhiệm vụ chính của lưới phân phối hạ áp là cung cấp điện trực tiếp cho các hộ tiêu thụ, đảm bảo chất lượng điện năng tiêu chuẩn và độ tin cậy trong cung cấp điện Tuy nhiên, độ tin cậy của lưới phân phối hiện nay phụ thuộc vào yêu cầu của phụ tải và chất lượng của lưới, bị ảnh hưởng bởi các yếu tố kinh tế và điều kiện kỹ thuật.

Về phương diện độ tin cậy cung cấp điện, cấu trúc của lưới phân phối tại các đơn vị điện lực của Việt Nam thường là (theo [3]):

Lưới phân phối hình tia (Hình 2.1a) có đặc điểm nổi bật là thiết kế đơn giản và chi phí đầu tư thấp Tuy nhiên, hệ thống này có độ tin cậy không cao, vì vậy không phù hợp để đáp ứng nhu cầu của các phụ tải quan trọng.

Lưới phân phối hình tia có phân đoạn là loại lưới được chia thành nhiều đoạn nhờ thiết bị phân đoạn như dao cách ly, cầu dao phụ tải hoặc máy cắt phân đoạn Các thiết bị này có thể được điều khiển bằng tay tại chỗ hoặc thông qua hệ thống điều khiển từ xa Độ tin cậy của lưới phân phối này phụ thuộc vào chất lượng của thiết bị phân đoạn và hệ thống điều khiển.

- Lưới kín vận hành hở: (Hình 2.1c) Lưới này có cấu trúc mạch vòng kín hoặc

Mạch vòng với hai nguồn và thiết bị phân đoạn cho phép vận hành lưới hở, giúp duy trì cấp điện cho các phân đoạn còn lại trong trường hợp sự cố hoặc sửa chữa Việc sử dụng thiết bị đóng cắt để điều chỉnh sơ đồ cấp điện tăng độ tin cậy so với các sơ đồ trước đây Mặc dù lưới có thể vận hành kín, nhưng yêu cầu về thiết bị bảo vệ và điều khiển đắt tiền khiến lưới hở trở thành lựa chọn đơn giản và tiết kiệm hơn.

Hình 2.1 Các cấu trúc điển hình của lưới phân phối

Thông số độ tin cậy phần tử

Phần tử của hệ thống điện thường là phần tử phục hồi, có khả năng sửa chữa sau khi hỏng hóc để phục hồi chức năng làm việc Các thông số độ tin cậy của phần tử phục hồi bao gồm cường độ hỏng hóc λ, thời gian làm việc trung bình T0, cường độ phục hồi μ và thời gian phục hồi trung bình τ0 Cường độ hỏng hóc λ của một phần tử được định nghĩa là số lần hỏng hóc trên một đơn vị thời gian, và các phần tử trong lưới điện có thể gặp sự cố bất ngờ Để nghiên cứu độ tin cậy của lưới điện, người ta thường sử dụng giá trị trung bình của cường độ hỏng hóc λ, được gọi là cường độ hỏng hóc trung bình trong năm, dựa trên quan sát các phần tử.

Trong đó: m: số lần hỏng quan sát được n: số phần tử

Với 1 thiết bị cường độ hỏng hóc chia thành 3 thời kỳ:

- Thời kỳ phần tử mới bắt đầu làm việc hay xảy ra hỏng hóc do các khuyết tật khi lắp ráp, λ(t) giảm dần (thời kỳ chạy roda)

- Thời kỳ làm việc bình thường của phần tử: λ(t) = hằng số

- Thời kỳ già cỗi λ(t) tăng dần

Hình 2.2 Mô hình cường độ hỏng hóc b Thời gian làm việc trung bình:

Thời gian giữa hai lần sửa chữa được xác định bằng giá trị nghịch đảo của cường độ hỏng hóc, cho phép thống kê một giá trị duy nhất từ hai thông số này.

19 c Thời gian phục hồi sửa chữa trung bình τ0: i 0 m

Để đánh giá độ sẵn sàng của hệ thống, chỉ cần thống kê một thông số giữa τ0 và μ, tương tự như cường độ hỏng hóc Độ sẵn sàng, ký hiệu là A, được xác định thông qua thời gian sửa chữa sự cố Th Khi phần tử hỏng, nó sẽ được sửa chữa và thay thế bằng phần tử dự trữ, sau đó hệ thống sẽ tiếp tục hoạt động.

Độ sẵn sàng của hệ thống được tính bằng công thức A = Tlv / (Tlv + Th), trong đó A thể hiện xác suất phần tử ở trạng thái tốt và sẵn sàng phục vụ tại thời điểm t Thời gian ngừng điện công tác là yếu tố quan trọng trong lưới điện, bao gồm số lần ngừng điện trong năm (λCT) và thời gian trung bình cho mỗi lần ngừng điện (TCT).

Phương pháp tính độ tin cậy cho lưới điện phân phối

Phương pháp Đồ thị - Giải tích được sử dụng trong luận văn để tính toán định lượng độ tin cậy cho xuất tuyến lưới điện phân phối Phương pháp này dựa trên việc phân tích sơ đồ đẳng trị của lưới điện, trong đó các phân đoạn của lưới được phân biệt bằng các thiết bị đóng cắt như máy cắt và dao cách ly Trong mỗi phân đoạn, các khách hàng sử dụng điện được xem là có chung trạng thái vận hành, tức là mất điện hoặc có điện Các bước tính toán cụ thể sẽ được trình bày chi tiết trong luận văn.

2.3.1 Lưới phân phối không phân đoạn

Sơ đồ lưới phân phối hình tia được thể hiện trên (Hình 2.3)

TBPĐ c) Đoạn lưới I, L I Đoạn lưới II, L II

Lưới phân phối hình tia không phân đoạn, như được minh họa trong Hình 2.3a, có nhược điểm là khi xảy ra sự cố hay ngừng điện ở bất kỳ vị trí nào, toàn bộ lưới phân phối sẽ bị mất điện Điều này khiến cho toàn bộ lưới được xem như một phần tử duy nhất Cường độ hỏng hóc của toàn lưới phân phối được tính bằng công thức: λ = λ SC 0 L.

Trong đó: λ0- Cường độ hỏng hóc cho 100km

L - Độ dài lưới phân phối

Cường độ ngừng điện tổng là:

Trong đó: λ0- Cường độ ngừng điện công tác

Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là:

Trong đó: T SC - Thời gian sửa chữa sự cố

Thời gian ngừng điện công tác là:

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

Tổng thời gian ngừng điện là:

Công suất và thời gian sử dụng công suất lớn nhất của toàn lưới phân phối là: max maxi

∑ (2.12) Điện năng mất do sự cố:

A = 8760 (2.13) Điện năng mất do ngừng điện công tác là:

2.3.2 Lưới phân phối phân đoạn Để tăng cường độ tin cậy, lưới phân phối hình tia được phân thành nhiều đoạn bằng thiết bị đóng cắt có thể là: dao cách ly hoặc máy cắt điều khiển bằng tay tại chỗ hoặc điều khiển từ xa

Khi xảy ra sự cố ở một phân đoạn của lưới điện, máy cắt đầu nguồn sẽ tạm thời ngắt toàn bộ hệ thống phân phối Dao cách ly phân đoạn sẽ cô lập phần tử gặp sự cố, giúp bảo vệ các phần còn lại của lưới Sau khi sự cố được khắc phục, nguồn điện sẽ được khôi phục để tiếp tục cung cấp điện cho các phân đoạn phía trước phân đoạn bị sự cố.

Khi xảy ra sự cố ở một phân đoạn, phụ tải của phân đoạn đó và các phân đoạn được cấp điện qua nó sẽ bị mất điện trong suốt thời gian sửa chữa Trong khi đó, phụ tải của các phân đoạn nằm trước sự cố, tức là phía nguồn, chỉ mất điện trong thời gian thao tác cô lập phần tử gặp sự cố.

Khi sử dụng máy cắt để phân đoạn, nếu một phần tử gặp sự cố, máy cắt sẽ tự động cắt và cô lập phần tử đó từ đầu, đảm bảo rằng các phần tử trước phần tử gặp sự cố không bị ảnh hưởng.

Giải pháp phân đoạn mạng lưới phân phối nâng cao độ tin cậy và giảm thiểu tổn thất kinh tế do mất điện, tuy nhiên yêu cầu đầu tư vốn Phân đoạn là bài toán tối ưu, cần xác định số lượng, vị trí và loại thiết bị phù hợp để đạt hiệu quả kinh tế cao nhất Để tính toán độ tin cậy, cần đẳng trị các đoạn lưới thành những đoạn chỉ có một phụ tải bằng các công thức tính đã được chỉ định Các thông số độ tin cậy được tính theo các công thức cụ thể Hình ảnh minh họa cho thấy lưới phân phối phân đoạn với hai phân đoạn và lưới phân phối đẳng trị tương ứng Từ nguồn, đoạn lưới I nằm trước đoạn lưới II.

Đoạn lưới I có thể gặp sự cố ngừng điện do hỏng hóc nội tại hoặc bị ảnh hưởng bởi sự cố xảy ra ở đoạn lưới phía sau.

- Đoạn I có cường độ ngừng điện là λ’1 và thời gian ngừng điện năm là T’1

(nếu là ngừng điện sự cố hay ngừng điện công tác thì dùng các công thức tương ứng để tính)

- Ảnh hưởng của sự cố trên các đoạn lưới sau nó, ở đây là đoạn II, ảnh hưởng này phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn

+ Nếu dùng máy cắt thì đoạn II hoàn toàn không ảnh hưởng đến đoạn I: λII>I = 0; T II>I = 0 (2.15)

Khi sử dụng dao cách ly, sự cố ở đoạn II sẽ dẫn đến việc ngừng cung cấp điện cho đoạn I trong thời gian thực hiện thao tác cô lập sự cố Ttt Do đó, có thể khẳng định rằng λII lớn hơn I, tức là λ’II; và thời gian T II lớn hơn I sẽ bằng với thời gian T tt (2.16).

Tổng số lần ngừng điện và thời gian ngừng điện của đoạn lưới I được xác định bởi công thức λI= λ’I + λII>I và T 1 = T’ 1 + T II>I Đối với đoạn lưới II, việc ngừng điện có thể xảy ra do sự cố của chính nó hoặc bị ảnh hưởng từ sự cố ở các đoạn lưới trước và sau, trong đó đoạn I là đoạn lưới trước đó.

- Cường độ hỏng hóc của đoạn lưới II là λ’II và thời gian ngừng điện nằm là T’ II

Ảnh hưởng của đoạn I đến đoạn II là hoàn toàn, không phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn Điều này có nghĩa là đoạn II chịu tác động của cường độ hỏng hóc và thời gian ngừng điện từ đoạn I, được thể hiện qua các mối quan hệ λI>II = λ’I và TI>II = T’1 (2.18).

- Tổng số lần ngừng điện và tổng thời gian ngừng điện của đoạn lưới II là: λII= λ’II+ λ’I; T II = T’ II + T’ I (2.19)

Do đó có thể rút ra kết luận chung như sau:

Các đoạn lưới phía sau hoàn toàn chịu ảnh hưởng từ các đoạn lưới phía trước, trong khi đó, các đoạn lưới phía trước chỉ chịu ảnh hưởng một phần từ các đoạn lưới phía sau Mức độ ảnh hưởng này phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn được sử dụng.

Trong tính toán trên bỏ qua hỏng hóc của thiết bị phân đoạn và sử dụng thiết bị phân đoạn không phải bảo dưỡng định kỳ

Sau khi tính được TI và T II thì điện năng mất sẽ tính theo (2.13) và (2.14).

Công cụ tính toán đánh giá độ tin cậy

Bài viết này trình bày phương pháp và công cụ để tính toán độ tin cậy cho lưới điện phân phối hình tia, với khả năng xử lý số lượng nhánh và nút không giới hạn.

2.4.1 Mô phỏng cấu trúc lưới phân phối và hoạt động của thiết bị phân đoạn

Lưới phân phối trung áp cung cấp điện cho các trạm biến áp hạ áp TA/0,4kV có thể được thiết kế dưới dạng hình cây hoặc mạch kín Tuy nhiên, trong quá trình vận hành, lưới sẽ được cắt ra để hoạt động ở chế độ hở, nghĩa là chỉ có thể cấp điện từ một phía.

Cấu trúc của lưới điện được mô tả cho máy tính bằng các nhánh và nút Nút có thể là:

- Điểm đấu phụ tải bao gồm cả máy biến áp phân phối;

- Điểm nối các nhánh rẽ;

- Điểm nối hai đoạn đường dây có tiết diện hay loại dây khác nhau;

- Điểm đấu tụ bù ngang;

- Điểm đấu kháng điện, tụ bù dọc, thiết bị đóng cắt

Các nút được đánh số từ 1 tới N Nút nguồn đánh số 0, số nhỏ gần nguồn hơn số lớn

Nhánh là đoạn lưới hay phần tử lưới nối giữa hai nút kề nhau Nhánh có thể là:

- Đường dây điện trên không hoặc cáp;

- Kháng điện, tụ bù dọc;

Nhánh được đánh số trùng với nút cuối của nó

Cấu trúc của lưới phân phối được nhận dạng đầy đủ nếu cho biết nhánh và nút đầu, nút cuối của mỗi nhánh

Cặp thông số nút dầu NĐ(i) và nút cuối NC(j) của nhánh j được cho như sau:

Đầu tiên, hãy đánh số các nút trong lưới điện từ nút nguồn đến nút tải cuối cùng, với nút nguồn được gán số 0 Các số nhỏ sẽ gần nguồn hơn so với các số lớn Trong lưới phân phối hình tia, số lượng nút và số nhánh đều bằng nhau và đều được ký hiệu là N.

Đánh số nhánh theo quy tắc số nhánh trùng với nút cuối giúp máy tính dễ dàng hiểu mối quan hệ giữa các nhánh và nút Cụ thể, khi biết nhánh I có NĐ(i) và NC(i), ta có thể xác định nhánh cấp điện cho nhánh này là j = NĐ(i), đồng thời nhận biết nhánh k được cấp điện bởi nhánh I với nút đầu là NĐ(k) = NC(i) = i.

Mô tả lưới phân phối theo cấu trúc ngược được thực hiện cho một đơn vị lưới phân phối, bao gồm toàn bộ lưới trực thuộc một trạm trung gian hoặc khu vực Để phân tích lưới phân phối của nhiều trạm nguồn cùng lúc, cần tạo một nút nguồn giả 0 và các đoạn lưới giả có độ dài 0 km, kết nối nút nguồn giả với các nguồn thực, được đánh số từ 1, 2, 3

Ví dụ, cho lưới phân phối như trên hình 2.2, ta có số nút và nhánh như sau:

Cấu trúc lưới phân phối có thể được mô tả bằng vector NĐ(i) khi hai hàng đầu có giá trị tương đương Để phân tích độ tin cậy của từng nhánh và nút, cần xác định các thông số quan trọng, bao gồm công suất phụ tải tối đa Pmax và thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax.

- Cường độ hỏng hóc λ0, 1/100 km.năm;

- Thời gian phục hồi sự cố t0, h;

- Độ dài lưới diện l, km;

- Thiết bị đóng cắt được cho bởi các thông số:

+ K(i) = 1 không có thiết bị đóng cắt hoặc thiết bị đóng cắt là dao cách ly

+ K(i) = 0 thiết bị đóng cắt là máy cắt

+ M(i) = 0 nếu không có thiết bị đóng cắt

+ M(i) = 1 nếu có thiết bị đóng cắt

+ Nếu là dao cách ly thì cho thời gian thao tác là tc tính theo giờ, nếu là máy cắt thì tc = 0

+ M(i) dùng để đẳng trị lưới phân phối

Thiết bị phân đoạn, như máy cắt, được lắp đặt ở đầu các đoạn lưới để tự động cắt điện khi xảy ra sự cố, bảo vệ các đoạn lưới phía trước khỏi mất điện Ngược lại, dao cách ly không thể tự động đóng cắt, dẫn đến việc các đoạn lưới phía trước vẫn bị ảnh hưởng khi có sự cố xảy ra Khi sự cố xảy ra, máy cắt gần nhất sẽ cắt điện, sau đó dao cách ly được cắt ra để cô lập sự cố Thời gian mất điện của các đoạn lưới phía trước kéo dài từ lúc xảy ra sự cố cho đến khi máy cắt được đóng lại, gọi là thời gian thao tác tC Tóm lại, mọi đoạn lưới đều chịu ảnh hưởng toàn phần về số lần và thời gian mất điện khi có sự cố xảy ra trên đoạn lưới phía trước.

2.4.2 Các chỉ tiêu độ tin cậy cần tính a) Số lần cắt điện trung bình năm của một trạm biến áp phân phối TA/HA:

Trong đó: SL Pi - số lần cắt điện trạm phân phối i trong một năm

N1 - số trạm phân phối thuộc lưới phân phối được tính b) Thời gian cắt điện trung bình cho một trạm phân phối trong một năm:

Trong đó: t hPi - thời gian cắt điện một trạm phân phối một năm c) Điện năng mất của toàn lưới phân phối:

2.4.3 Phương pháp tính chung chỉ tiêu độ tin cậy của lưới phân phối được cấp điện bởi một nguồn a) Đẳng trị các đoạn lưới liền nhau mà giữa chúng không có thiết bị phân đoạn thành một đoạn lưới có thiết bị phân đoạn Độ dài đẳng trị của m đoạn lưới liền nhau thành đoạn lưới j là: m j i i 1 l l

Cường độ hỏng hóc của đoạn lưới i là: i 1 j 0i

Cường độ hỏng hóc của lưới đẳng trị j là: m j i i 1 = λ =∑λ (2.25)

Thời gian phục hồi trung bình của đoạn lưới j là: m

Tổng phụ tải do đoạn lưới j cấp điện khi hệ số đồng thời bằng 1 là: m maxj maxi i 1

Hình 2.4: Ví dụ về đẳng trị lưới phân phối

Cường độ hỏng hóc λj tương ứng với cường độ hỏng hóc của tất cả các trạm phân phối i, bởi vì khi đoạn lưới j gặp sự cố mất điện, các trạm phân phối i cũng sẽ bị ảnh hưởng và mất điện theo Do đó, mối quan hệ giữa cường độ hỏng hóc của đoạn lưới và các trạm phân phối được thể hiện qua công thức λPj = λj.

Ví dụ về đẳng trị lưới phân phối trên (Hình 2.4) trong đó nhánh 5 nhập vào nhánh 1, nhánh 6 nhập vào nhánh 2, nhánh 7 nhập vào nhánh 3 b) Tính ma trận ảnh hưởng

Số lần cắt điện SL(i) và thời gian cắt điện th(i) của mỗi đoạn lưới là do hai nguyên nhân:

- Hỏng hóc bản thân đoạn lưới

Hỏng hóc của một đoạn lưới trong hệ thống phân phối có thể gây ảnh hưởng đến các đoạn lưới khác, và tác động này được phân loại thành hai loại dựa trên vị trí tương đối giữa các đoạn lưới.

Loại 1 bao gồm các đoạn lưới nằm trên đường nối từ nguồn đến đoạn lưới xét Ảnh hưởng này là toàn phần, đoạn lưới xét ngừng điện đúng bằng đoạn lưới ảnh hưởng

Loại 2 là các đoạn lưới còn lại nằm ngoài đường nối; đó là ảnh hưởng không toàn phần, phụ thuộc vào tính chất của các thiết bị phân đoạn chia cắt đoạn lưới ảnh hưởng với đoạn lưới xét, hoặc với các đoạn lưới trên đường nối của đoạn lưới xét

Trong hệ thống lưới phân phối với N đoạn, sự tương tác giữa các đoạn được thể hiện qua hai ma trận ảnh hưởng AS(i,j) và AH(i,j) Ma trận AS(i,j) mô tả số lần cắt điện từ đoạn lưới i đến đoạn lưới j, trong khi ma trận AH(i,j) phản ánh ảnh hưởng tổng thể của các đoạn lưới đối với nhau.

28 hưởng về thời gian cắt điện của đoạn lưới i đến đoạn lưới j

Các phần tử của hai ma trận được tính như sau:

- Ảnh hưởng của đoạn lưới j đến chính nó:

- Ảnh hưởng của các đoạn lưới k nằm trên đường nối 0 - j từ nguồn đến đoạn lưới j (cũng là nút j):

- Ảnh hướng của các đoạn lưới i còn lại nằm ngoài đường nối nhưng nối vào đoạn lưới z trên đường nối 0 - j:

- Ảnh hưởng của các đoạn lưới còn lại nằm ngoài đường nối và cũng không nối vào đoạn lưới z trên đường nối 0 - j:

K(a), K(b) chỉ thông số của các thiết bị phân đoạn trên các đoạn lưới a, b,… nối giữa đoạn lưới i và đoạn lưới j

Khi K(a).K(b)…K(i) = 1, điều này cho thấy rằng hỏng hóc tại đoạn lưới i đã dẫn đến việc ngừng điện tại đoạn lưới j Ngược lại, khi K(a).K(b)…K(i) = 0, hỏng hóc tại đoạn lưới i không ảnh hưởng đến việc cung cấp điện cho đoạn lưới j, nhờ vào sự hiện diện của ít nhất một máy cắt giữa chúng Do đó, việc tính toán chỉ tiêu độ tin cậy của các đoạn lưới là rất quan trọng để đảm bảo sự ổn định của hệ thống điện.

Chỉ tiêu độ tin cậy của đoạn lưới j tương ứng với phụ tải j (TPP j) kết nối vào đoạn lưới, được xác định bằng tổng của cột j trong hai ma trận ảnh hưởng.

SL(j) = SL Pj = ΣAS(i,j) (2.39) t h (j) = t hPj = ΣAH(i,j) (2.40)

Các chỉ tiêu trung bình của toàn lưới phân phối tính theo công thức (2.20) và (2.21)

2.4.4 Giới thiệu chương trình tính toán độ tin cậy lưới phân phối

Luận văn đã giới thiệu các chỉ số độ tin cậy hướng tới khách hàng theo tiêu chuẩn IEEE-P1366, nhưng trong quy hoạch lưới điện, việc thu thập số liệu từ các sự cố ngừng điện thực tế là khó khăn Do đó, cần áp dụng phương pháp xác suất dựa trên dữ liệu thống kê trung bình để đánh giá định lượng các chỉ số độ tin cậy cho quy hoạch phát triển lưới điện phân phối Để nâng cao độ tin cậy theo tiêu chí hàng năm, việc định lượng độ tin cậy trong quy hoạch thiết kế lưới phân phối là cần thiết bên cạnh các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật khác Luận văn sẽ tính toán các chỉ tiêu SAIFI, SAIDI theo quy định của Bộ Công Thương (thông tư 39/2015) nhằm đảm bảo độ tin cậy Đồng thời, cần đánh giá lượng điện năng thiếu hụt do mất điện để so sánh về mặt kinh tế các phương án nâng cao độ tin cậy Trong chương tiếp theo, luận văn sẽ áp dụng các chỉ tiêu hướng tới khách hàng và phương pháp tính toán vào các bài toán nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối tại quận Hoàn Kiếm, thành phố Hà Nội.

CHƯƠNG 3 ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CÁC BIỆN PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 22KV QUẬN HOÀN KIẾM, HÀ NỘI

Mô tả bài toán

Luận văn áp dụng phương pháp đồ thị giải tích để đánh giá độ tin cậy cho các phương án phân đoạn, nhằm nâng cao độ tin cậy lưới điện với sự xem xét khả năng bổ sung thiết bị tự động đóng lại (recloser) Nghiên cứu được thực hiện trên một xuất tuyến thuộc lưới phân phối 22kV quận Hoàn Kiếm, Hà Nội, do Công ty Điện lực Hoàn Kiếm quản lý Xuất tuyến này là lưới điện phân phối vận hành hở, cung cấp điện cho nhiều hộ tiêu thụ và có số lần ngừng điện cao do sự cố và công tác Mục tiêu của mô phỏng là đảm bảo độ tin cậy của lưới điện đáp ứng các chỉ tiêu của Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội với mức đầu tư hợp lý nhất.

Để nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện, lưới phân phối hình tia được chia thành nhiều đoạn thông qua các thiết bị đóng cắt, bao gồm dao cách ly và máy cắt, có thể được điều khiển bằng tay tại chỗ hoặc từ xa.

Khi sử dụng dao cách ly để phân đoạn, nếu xảy ra sự cố tại một phân đoạn, máy cắt đầu nguồn sẽ tự động ngắt toàn bộ lưới phân phối Dao cách ly sẽ cô lập phân đoạn gặp sự cố khỏi nguồn điện, trong khi nguồn điện sẽ được khôi phục để cung cấp điện cho các phân đoạn còn lại phía trước phân đoạn bị sự cố.

Khi xảy ra sự cố tại một phân đoạn, phụ tải của phân đoạn đó và các phân đoạn được cấp điện qua nó sẽ bị mất điện trong suốt thời gian sửa chữa Ngược lại, phụ tải của các phân đoạn nằm trước sự cố, tức là phía nguồn, chỉ mất điện trong thời gian thao tác cô lập phần tử gặp sự cố.

Khi sử dụng máy cắt phân đoạn, nếu một phần tử gặp sự cố, máy sẽ tự động cắt và cô lập phần tử đó tại đầu phần tử gặp sự cố Điều này đảm bảo rằng các phần tử phía trước không bị ảnh hưởng.

Giải pháp phân đoạn giúp nâng cao độ tin cậy của lưới phân phối điện, đồng thời giảm thiểu tổn thất kinh tế do mất điện Tuy nhiên, việc triển khai giải pháp này đòi hỏi một khoản đầu tư vốn đáng kể.

Bài toán tối ưu này yêu cầu xác định số lượng, vị trí và loại thiết bị phân đoạn nhằm đạt được hiệu quả kinh tế tối đa.

Giả thiết xuất tuyến đang khảo sát chưa áp dụng biện pháp tăng cường độ tin cậy, do đó cần tăng dần số phân đoạn và so sánh chỉ tiêu độ tin cậy giữa các phương án phân đoạn để chọn phương án tối ưu Sau khi xác định số phân đoạn tối ưu cho lộ 474 E1.12, luận văn sẽ áp dụng các biện pháp bổ sung để tăng cường độ tin cậy và so sánh tính kinh tế giữa các biện pháp này nhằm tìm ra giải pháp hợp lý nhất Sơ đồ quy trình tính toán được trình bày trong Hình 3.1.

Hình 3.1 Sơ đồ các bước đánh giá cho lưới điện phân phối 22kV quận Hoàn Kiếm

Số liệu và hiện trạng vận hành của xuất tuyến 22kV 474 E1.12 lưới điện quận Hoàn Kiếm

E1.12 lưới điện quận Hoàn Kiếm

3.2.1 Mô tả xuất tuyến22kV 474 E1.12 lưới điện quận Hoàn Kiếm

Lộ 474 E1.12 bao gồm 69 trạm biến áp phân phối, cung cấp điện cho sản xuất, kinh doanh và sinh hoạt Tại đầu lộ, có máy cắt đầu nguồn để quản lý toàn bộ lưới điện Chiều dài tuyến, vị trí và công suất của các trạm biến áp được thể hiện rõ trên sơ đồ một sợi.

Từ sơ đồ cung cấp điện một sợi, chúng ta chuyển đổi sang sơ đồ cấu trúc ngược và đẳng trị cho những nhánh không có thiết bị phân đoạn Dữ liệu về các nút và nhánh của lộ 474 E1.12 được tổng hợp trong bảng 3.1 Trong đó, giá trị Tmax trung bình là 4000 giờ cho tất cả các trạm, trong khi giá trị Pmax được tính dựa trên Smax của trạm biến áp với hệ số công suất cosφ = 0,9.

Bảng 3.1 Số liệu tính toán lộ 474 E1.12

1 Lộ 474 E1.12 - Bộ tư lệnh biên phòng 4 1000 900 300

2 Bộ tư lệnh biên phòng 4 - Viện chiến lược quốc phòng và lịch sử QS 2000 1800 437

3 Viện chiến lược quốc phòng và lịch sử QS - Quân khu thủ đô 750 675 132

4 Quân khu thủ đô - Cục kho bạc nhà nước 560 504 310

5 Cục kho bạc nhà nước - Cty CP Hóa Dầu QĐ 630 567 227

6 Cty CP Hóa Dầu QĐ - Cty bảo hiểm 400 360 200

7 Cty bảo hiểm - Cục đối ngoại Bộ Quốc Phòng 1000 900 265

8 Cục đối ngoại Bộ Quốc Phòng - Bảo tàng lịch sử 560 504 283

11 Lê Thánh Tông 3 - Đặng Thái Thân 1000 900 217

12 Đặng Thái Thân - Săm Lốp 1000 900 191

13 Săm Lốp - TT ĐH Khí Tượng thủy văn QG 320 288 250

14 TT ĐH Khí Tượng thủy văn QG - Trụ sở CN NNĐTPT

15 Trụ sở CN NNĐTPT Hà Nội - Cty xe du lịch 320 288 234

16 Cty xe du lịch - Số 2 Lý Thường Kiệt 250 225 105

17 Số 2 Lý Thường Kiệt - Dược khoa 630 567 254

18 Dược khoa - ĐH Dược khoa HN 1000 900 178

19 ĐH Dược khoa HN - Viện NC thiết kế Trường Học 180 162 375

20 Viện NC thiết kế Trường Học - Viện CN Quốc Gia 320 288 320

21 Viện CN Quốc Gia - Nước Trần Hưng Đạo 1000 900 420

22 Nước Trần Hưng Đạo - Nước Đồn Thủy 630 567 179

23 Nước Đồn Thủy - Bộ tư lệnh biên phòng 3 1500 1350 116

24 Bộ tư lệnh biên phòng 3 - Bộ tư lệnh biên phòng 2 400 360 196

25 Trụ sở CN NNĐTPT Hà Nội - Phan Huy Chú 2 630 567 282

26 Phan Huy Chú 2 - TT An Toàn Thông Tin 250 225 124

27 TT An Toàn Thông Tin - Cty Văn Lang 400 360 294

28 Cty Văn Lang - NN Xuất Nhập Khẩu 400 360 110

29 NN Xuất Nhập Khẩu - Nhà khách Quốc Hội 2 630 567 165

30 Nhà khách Quốc Hội 2 - KS Hoàn Kiếm 2 1000 900 142

31 KS Hoàn Kiếm 2 - KS Hoàn Kiếm 3 1250 1125 308

32 KS Hoàn Kiếm 3 - Phan Chu Trinh 4 630 567 408

33 Phan Chu Trinh 4 - Cảnh sát PCCC HN 400 360 170

34 Cảnh sát PCCC HN - Bộ Tài Chính 1 2000 1800 670

35 Bộ Tài Chính 1 - Bộ Tài Chính 2 2000 1800 150

36 Bộ Tài Chính 2 - Da Giày Xuất Khẩu 630 567 354

37 Da Giày Xuất Khẩu - NH TMCP Công Thương VN 1 2000 1800 202

38 NH TMCP Công Thương VN 1 - NH TMCP Công

39 NH TMCP Công Thương VN 2 - Giấy gỗ diêm 250 225 232

40 Giấy gỗ diêm - Tòa nhà VP TM Dịch Vụ VIB - NGT 1 1000 900 398

41 Tòa nhà VP TM Dịch Vụ VIB - NGT 1 - Tòa nhà VP TM

42 Tòa nhà VP TM Dịch Vụ VIB - NGT 2 - Mặt trười Sông

43 Mặt trười Sông Hồng 1 - Mặt trười Sông Hồng 2 1000 900 235

44 Mặt trười Sông Hồng 2 - Phan Chú Trinh 1000 900 230

45 Phan Chú Trinh - TT Thông Tấn QG 2 800 720 210

46 TT Thông Tấn QG 2 - TT Thông Tấn QG 3 800 720 400

47 TT Thông Tấn QG 3 - KS OPERE 1600 1440 149

48 KS OPERE - Nhà Hát Lớn 1600 1440 190

49 Nhà Hát Lớn - Bảo Tàng cách mạng 630 567 270

50 Bảo Tàng cách mạng - Sô 1 Lê Phụng Hiểu 250 225 203

51 Sô 1 Lê Phụng Hiểu - Vietcombank 1600 1440 232

53 Cty LD BIDV - Bic Tungsing 1600 1440 117

54 Bic Tungsing - TT CNTT BIDV 500 450 235

55 TT CNTT BIDV - Tòa nhà 198 Trần Quang Khải 2000 1800 403

56 Tòa nhà 198 Trần Quang Khải - Cột Thành Ủy 400 360 500

57 Cột Thành Ủy - 1c Tôn Đản 630 567 450

59 NH TƯ - TT Bộ Tài Chính 630 567 205

60 TT Bộ Tài Chính - KS CITITEl HN 630 567 650

61 KS CITITEl HN - 17 Tôn Đản 2000 1800 152

62 17 Tôn Đản - Tổng Cty Thực Phẩm 1000 900 110

63 Tổng Cty Thực Phẩm - Tôn Đản (TT 9) 630 567 540

64 Tôn Đản (TT 9) - TT Báo Chí 1000 900 212

65 TT Báo Chí - 18 Tôn Đản 225 202,5 192

66 18 Tôn Đản - Ngoại Giao Đoàn 1260 1134 226

67 Ngoại Giao Đoàn - 11 Lê Phụng Hiểu 1600 1440 202

68 11 Lê Phụng Hiểu - KS Thống Nhất 3750 3375 274

69 KS Thống Nhất - TT GD Quốc Tế 2000 1800 156

70 TT GD Quốc Tế - 31- 33 Ngô Quyền 1000 900 194

71 31- 33 Ngô Quyền - Cục xúc tiến Bộ T Mai 560 504 250

B TL B iê n P hòng 4 1 000kV A V i?n ch i?n lu ? c QP v à l? ch s ? Q S 2 000kV A Q uâ n khu T h? dô 7 50kV A C ? c K h o b ?c N hà nu ? c 5 60kV A

C t y C P H o á d ?u Q Ð 6 30kV A C t y B ?o h i?m 4 00kV A C ? c Ð ? i ngo? i B ? QP 1 000kV A

L ê Th án h Tô n g 3 6 30kV A Ð ?n g Th ái Th ân 1 000kV A T r? s ? C N NHÐT P T H à N? i 5 60kV A

T T ÐH Kh í tu ? ng t hu? va n Q G 3 20kV A B ? Tà i ch ín h 1 2 000kV A B ? Tà i ch ín h 2 2 000kV A D a g iày x u ?t k h? u 6 30kV A

NH T MC P C ông t hu o ng V N 1 2 000kV A

N H T M CP Công thu o ng V N 2 2 000kV A

G iáy g ? d iêm 2 50kV A T oà nhà T M DV V IB -N G T 1 1 000kV A

T oà nhà T M DV V IB -N G T 2 1 000kV A M ?t t r? i S ô n g H ? ng 1 1 000kV A M ?t t r? i S ô n g H ? ng 2 1 000kV A

P ha n Chu T ri n h 1 000kV A 1 8 Tô n Ð ?n 2 25kV A

1 1 L ê P h? ng H i?u 1 600kV A N g o ? i G iao Ðo àn 1 260kV A

KS Op er e 1 600kV A N h à h át l ? n 1600kV A

B ?o t àn g cách m ?n g 6 30kV A V iet co n b an k 1600kV A C t y L D B ID V 2000kV A

T T C N TT B IDV 5 00kV A 1 98 T h? n Q ua ng K h ?i 2 000kV A

C t y Th ? c ph? m 1 000kV A B TL B iên P hòng 2 4 00kV A

Nu ? c Ð ? n T hu? 6 30kV A N u ? c Tr ?n H u n g Ð? o 1 000kV A V i?n N C Q u ? c Gi a 3 20kV A V i?n N C tr u ? ng h? c 1 80kV A Ð H Du ? c k hoa H N 1 000kV A

N N Xu ?t n h? p kh? u 4 00kV A C t y V an Lan g 400kV A

P ha n H uy Chú 2 6 30kV A T T Th ô n g t ?n Q G 2 8 00kV A

T T Th ô n g t ?n Q G 3 8 00kV A T T Bá o c hí 1 000kV A

C ?n h s át P CCC H N 400kV A 3 1- 33 N gô Q uy? n 1 000kV A

Hình 3.2 Sơ đồ một sợi xuất tuyến lưới điện khảo sát(lộ 474 E1.12)

3.2.2 Thống kê số liệu ngừng điện xuất tuyến 22kV 474 E1.12 lưới điện quận Hoàn Kiếm

Dữ liệu thống kê bao gồm ngừng điện có kế hoạch (ngừng điện công tác) và ngừng điện không có kế hoạch (ngừng điện sự cố) Sau khi thu thập, cường độ ngừng điện sẽ được tính trung bình theo tổng chiều dài khảo sát để xác định suất ngừng điện λCT và λSC.

Số liệu nhánh được thu thập từ chương trình quản lý kỹ thuật của Công ty Điện lực Hoàn Kiếm năm 2018, với các giá trị cụ thể được trình bày trong phụ lục.

- Tổng chiều dài lưới phân phối trung áp đã được khảo sát cho năm 2018: 195,840 km (Theo Phụ lục 1)

- Tổng số lần ngừng điện sự cố ghi cho toàn lưới: 20 lần

- Tổng số lần ngừng điện công tác (duy tu, bảo dưỡng): 87 lần

Các số liệu tính toán độ tin cậy cung cấp điện được tính như sau:

- Cường độ ngừng điện sự cố theo dữ liệu 2018: λ0SC = 10,21

- Thời gian sửa chữa sự cố theo quy trình: TSC = 12h

- Thời gian thao tác sự cố theo quy trình, khi không có tín hiệu chỉ thị sự cố: + Đối với lưới điện PĐ bằng DCL: TttSC=2h

+ Đối với lưới điện PĐ bằng MC: TttSC= 0h

- Thời gian thao tác sự cố theo quy trình, khi có tín hiệu chỉ thị sự cố:

+ Đối với lưới điện PĐ bằng DCL: TttSC= 0,5h

+ Đối với lưới điện PĐ bằng MC: TttSC= 0h

- Cường độ ngừng điện công tác theo dữ liệu 2018: λ0CT = 44,424 (1ần/100km.năm)

- Thời gian mất điện công tác theo quy trình: TCT = 2h

- Thời gian thao tác công tác theo quy trình: TttCT = 0,5h

Các số liệu thống kê trên sẽ được sử dụng để đánh giá hiệu quả các biện pháp nâng cao ĐTC cho xuất tuyến 22kV 474 E1.12

Trong các tính toán đánh giá chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm, chiều dài mỗi nhánh sẽ được lấy trực tiếp trên sơ đồ một sợi.

Xác định số phân đoạn tối ưu

3.3.1 Phương án 1: Lưới không phân đoạn Áp dụng phương pháp đồ thị giải tích, để tính toán độ tin cậy của lưới phân

Để thực hiện việc phối phân đoạn, trước tiên cần đẳng trị các đoạn lưới thành những đoạn chỉ chứa một phụ tải bằng phương pháp tính đã được trình bày trong chương 2 Các thông số độ tin cậy đẳng trị của các đoạn lưới sẽ được tính toán dựa trên công thức trong mục 2.3.1.

Trong phương án này, chúng ta xem xét trường hợp xuất tuyến không phân đoạn để cô lập sự cố, với chỉ một máy cắt đầu nguồn duy nhất Do đó, phương án này có mức vốn đầu tư thấp nhất.

Khi toàn bộ khách hàng trong lưới phân phối có cùng trạng thái vận hành, lưới điện được xem như một phần tử với các thông số độ tin cậy đồng nhất về cường độ và thời gian ngừng điện Sơ đồ cấu trúc của lưới không phân đoạn chỉ còn một nhánh, như thể hiện trong hình 3.3 Các thông số về công suất và điện năng tiêu thụ cũng được điều chỉnh tương ứng theo các công thức đã nêu trong mục 2.3.1 của luận văn.

Hình 3.3 Sơ đồ đẳng trị phương án 1

Thông số phần tử được đẳng trị: bao gồm tất cả 71 nhánh của sơ đồ ban đầu

- Tổng chiều dài nhánh đẳng trị l: ldt = Σli = 18,449 km

- Tổng công suất phần tử Pmaxdt1 = ΣPmaxi = 62465 kW

- Số lượng trạm biến áp: 71 trạm

Các số liệu tính toán của sơ đồ đẳng trị như sau:

Nhánh Nút đầu Thiết bị phân đoạn

Chiều dài nhánh l (km) P max (kW) Số lượng

Sử dụng phần mềm tính toán độ tin cậy với số liệu đầu vào như trên ta có được kết quả sau:

- Điện năng thiếu do ngừng điện sự cố: ANĐSC = 483541 kWh

- Điện năng thiếu do ngừng điện công tác: ANĐCT = 350650 kWh

- Tổng điện năng thiếu: ANĐ = 834191 kWh

- Số lần ngừng điện trung bình năm của 1 trạm biến áp phân phối:

- Thời gian ngừng điện trung bình năm của 1 trạm biến áp phân phối:

Hình 3.4 Kết quả tính toán độ tin cậy phương án lưới không phân đoạn

3.3 2 Phương án 2: Lưới có 2 phân đoạn

Để nâng cao độ tin cậy trong phương án này, chúng ta sử dụng một dao cách ly để phân đoạn tại vị trí số 40 Vị trí này được lựa chọn nhằm đảm bảo tổng chiều dài đường dây trong mỗi phân đoạn gần tương đương, từ đó cho phép các chỉ số độ tin cậy trở nên đồng nhất.

B TL B iê n P h òn g 4 1 00 0k VA Vi? n c h i? n lu ? c QP và l? c h s? QS 2 00 0k VA Quâ n k h u T h? dô 7 50 kVA C ? c Kh o b? c Nhà nu ? c 5 60 kVA

C ty C P Hoá d? u Q Ð 6 30 kVA C t y B ? o hi? m 4 00 kVA C ? c Ð? i ng o? i B ? QP 1 00 0k VA

L ê Th á n h Tô ng 3 6 30 kVA Ð? ng Thá i T h â n 1 00 0k VA Tr ? s? C N N HÐ TP T H à N? i 5 60 kVA

T T ÐH Khí tu ? n g thu? va n Q G 3 20 kVA B ? Tà i c h ín h 1 2 00 0k VA B ? Tà i c h ín h 2 2 00 0k VA D a g ià y xu? t k h? u 63 0k VA

N H TM C P C ôn g th u o ng V N 1 2 00 0k VA

G iá y g? d iê m 2 50 kVA T o à nhà T M DV VI B -NG T 1 1 00 0k VA

T o à nhà T M DV VI B -NG T 2 1 00 0k VA M ? t tr ? i S ôn g H? ng 1 1 00 0k VA M ? t tr ? i S ôn g H? ng 2 1 00 0k VA

P ha n C hu Tr in h 1 00 0k VA 1 8 Tô n Ð? n 2 25 kVA

1 1 Lê P h? ng Hi? u 1 60 0k VA Ngo? i G ia o Ðoà n 1 26 0k VA

K S Th ? ng Nh? t 3 75 0k VA T T GD Q u? c t? 2 00 0k VA

K S O p ere 1 60 0k VA Nhà há t l ? n 16 00 kVA

B ? o t à n g cách m ?n g 6 30 kVA Vie tc on b a n k 16 00 kVA C t y LD B IDV 20 00 kVA

B ic T un gs ing 1 60 0k VA

T T C NTT B ID V 5 00 kVA 198 Th? n Q u a n g Kh? i 2 00 0k VA

KS C it it e l HN 6 30 kVA

C t y Th ? c p h ?m 1 00 0k VA B TL B iê n P hòn g 2 4 00 kVA

Nu ? c Ð? n Th u ? 6 30 kVA N u ? c T r?n Hu ng Ð ? o 1 00 0k VA V i? n NC Q u ? c Gia 3 20 kVA V i? n NC tr u ? ng h ? c 1 80 kVA ÐH Du ? c k ho a HN 1 00 0k VA

25 2 95m 2 35m 2 30m 1 10m 2 00m 1 51m 1 90m 2 70m 2 04m P ha n C hu Tr in h 4 63 0k VA

N N Xu ? t nh? p k h ? u 4 00 kVA C t y Va n La ng 40 0k VA

T T An t oà n th ôn g ti n 2 50 kVA

P ha n Hu y C hú 2 6 30 kVA T T Th ôn g t? n Q G 2 8 00 kVA

T T Th ôn g t? n Q G 3 8 00 kVA T T B á o c hí 1 00 0k VA

C ? nh s á t P CCC H N 40 0k VA 3 1- 33 N gô Qu y? n 1 00 0k VA

Hình 3.5 Sơ đồ một sợi phương án 2

Từ sơ đồ một sợi ta đẳng trị các nhánh liền nhau không có thiết bị phân đoạn thành sơ đồ cấu trúc ngược đẳng trị như trong (Hình 3.6)

Thông số nhánh đẳng trị 1: bao gồm các nhánh:1, 2, 3, …, 39

- Chiều dài nhánh đẳng trị l: ldt1 = Σli = 10,121 km

- Công suất Pmaxdt1 = ΣPmaxi = 28899 kW

Thông số nhánh đẳng trị 2: bao gồm các nhánh:40, 41, 42, …, 71

- Công suất Pmaxdt2 = ΣPmaxi = 33566 kWh

Chiều dài nhánh L (km) P max (kW) Số lượng

Sử dụng phần mềm tính toán độ tin cậy với số liệu đầu vào như trên ta có được kết quả:

Hình 3.7 Kết quả tính toán độ tin cậy phương án lưới 2 phân đoạn

3.3.3 Phương án 3: Lưới 3 phân đoạn

Để nâng cao độ tin cậy, phương án này sử dụng hai dao cách ly để phân đoạn tại vị trí 30 và 53 Các thiết bị phân đoạn này tạo ra những nhóm khách hàng có trạng thái cung cấp điện chung.

Sơ đồ một sợi phương án lưới 3 phân đoạn như (Hình 3.8) dưới đây:

Từ sơ đồ một sợi, chúng ta có thể đẳng trị các nhánh liền nhau không có thiết bị phân đoạn thành sơ đồ cấu trúc ngược đẳng trị, bao gồm ba phần tử như thể hiện trong hình 3.9.

B TL B iê n P h òn g 4 10 00 kV A V i? n c h i? n lu ? c QP v à l?c h s ? Q S 20 00 kV A Q uâ n khu T h? dô 750k V A C? c Kh o b ?c N hà n u ? c 560k V A

C t y CP H o á d? u Q Ð 630k V A C t y B ? o hi ?m 400k V A C ? c Ð ? i n go? i B ? QP 10 00 kV A

L ê T há nh T ôn g 3 630k V A Ð ?n g T h ái T h ân 10 00 kV A T r? s ? CN NHÐT P T H à N? i 560k V A

T T Ð H Kh í tu ? ng t hu? va n Q G 320k V A B ? T à i c h ính 1 20 00 kV A B ? T à i c h ính 2 20 00 kV A D a gi ày xu? t k h? u 63 0k V A

NH T M C P C ôn g t h u o ng VN 1 20 00 kV A

G iá y g? d iê m 250k V A T oà n hà T M DV VI B- NG T 1 10 00 kV A

T oà n hà T M DV VI B- NG T 2 10 00 kV A M ?t t r? i S ông H ? n g 1 10 00 kV A M ?t t r? i S ông H ? n g 2 10 00 kV A

P ha n C hu T ri nh 10 00 kV A 1 8 T ô n Ð ?n 225k V A

1 1 L ê P h? ng H i? u 16 00 kV A N g o ?i G ia o Ð o àn 12 60 kV A

K S Op er e 16 00 kV A N hà h át l ? n 1600 k V A

B ?o t àn g c ác h m ? ng 630k V A V ie tc on ba nk 1600 k V A C ty L D BI D V 2000 k V A

B ic T un gs ing 16 00 kV A

NH T ru ng u o ng 16 00 kV A

C t y Th ? c ph? m 10 00 kV A BT L Bi ên P hò ng 2 400k V A

Nu ? c Ð ? n T hu? 630k V A N u ? c T r? n H u ng Ð ?o 10 00 kV A V i? n NC Q u ? c Gi a 320k V A V i? n NC tr u ? n g h? c 180k V A Ð H Du ? c kh oa H N 10 00 kV A

T T An t o àn thô ng t in 250k V A

C ?n h sá t P CCC H N 40 0k V A 3 1- 33 N gô Q uy ?n 10 00 kV A

Thông số nhánh đẳng trị 1: bao gồm các nhánh 1, 2, 3,… 29

Chiều dài nhánh L (km) P max (kW) Số lượng

3.3.4 Phương án 4: Lưới gồm 4 phân đoạn

Để tăng cường độ tin cậy, phương án này sử dụng 03 dao cách ly để phân đoạn tại các vị trí 27, 43 và 60 Sơ đồ một sợi của phương án lưới 4 phân đoạn được thể hiện trong Hình 3.11 dưới đây.

BT L B iê n P hòng 4 1000kV A V i? n c h i? n lu ? c Q P v à l?c h s ? Q S 2000kV A Q uâ n khu T h? dô 750kV A C ? c K ho b? c N hà nu ? c 560kV A

C ty C P H o á d ?u Q Ð 630kV A C t y B ? o hi ?m 400kV A C ? c Ð ? i n g o ?i B ? QP 1000kV A

L ê T h ánh T ông 3 630kV A Ð ?n g T h ái T h ân 1000kV A T r? s ? C N N HÐT P T H à N ? i 560kV A

T T ÐH Kh í tu ? ng t hu? v an Q G 320kV A B ? T ài c hí nh 1 2000kV A B ? T ài c hí nh 2 2000kV A D a g ià y x u ?t k h? u 6 30kV A

N H T MC P C ông t hu o ng V N 1 2000kV A

N H T M CP Cô n g th u o n g VN 2 2000kV A

G iá y g? di êm 250kV A T oà nhà T MD V V IB -N G T 1 1000kV A

T oà nhà T MD V V IB -N G T 2 1000kV A M ?t t r? i S ông H ? ng 1 1000kV A M ?t t r? i S ông H ? ng 2 1000kV A

P ha n C hu T ri n h 1000kV A 1 8 T ô n Ð ?n 225kV A

1 1 L ê P h? ng H i? u 1600kV A N g o ?i G ia o Ð o àn 1260kV A

B ?o t àn g c á ch m ?n g 630kV A V ie tc on ba nk 1600kV A C t y L D B ID V 2000kV A

B ic T un gs ing 1600kV A

T T C N TT B ID V 500kV A 1 98 T h? n Q ua ng K h ?i 2000kV A

C t y T h? c p h ?m 1000kV A BT L Bi ên P hòng 2 400kV A

Nu ? c Ð ? n T hu? 630kV A N u ? c T r? n H u n g Ð ?o 1000kV A V i? n N C Q u ? c G ia 320kV A V i? n N C tr u ? n g h? c 180kV A ÐH Du ? c k hoa H N 1000kV A

25 295m 235m 230m 110m 200m 151m 190m 270m 204m P ha n C hu T ri nh 4 630kV A

N N Xu ?t n h? p kh? u 400kV A C t y V a n L ang 400kV A

P ha n H uy C hú 2 630kV A T T T hôn g t ?n Q G 2 800kV A

C ?n h sá t P CCC H N 400kV A 3 1- 33 N gô Q uy? n 1000kV A

Thông số nhánh đẳng trị 2: bao gồm các nhánh 27, 28,… 42

Thông số nhánh đẳng trị 3: bao gồm các nhánh 43, 44,… 59

3.3.5 Phương án 5: Lưới gồm 5 phân đoạn

Trong phương án này, để nâng cao độ tin cậy, ta sử dụng 04 dao cách ly để phân đoạn tại vị trí 14, 33, 48, 61

Sơ đồ một sợi phương án lưới 5 phân đoạn như (Hình 3.14)

BT L B iê n P hòng 4 1000kV A V i? n c h i? n lu ? c Q P v à l?c h s ? Q S 2000kV A Q uâ n khu T h? dô 750kV A C ? c K ho b? c N hà nu ? c 560kV A

C ty C P H o á d ?u Q Ð 630kV A C t y B ? o hi ?m 400kV A C ? c Ð ? i n g o ?i B ? QP 1000kV A

L ê T h ánh T ông 3 630kV A Ð ?n g T h ái T h ân 1000kV A T r? s ? C N N HÐT P T H à N ? i 560kV A

T T ÐH Kh í tu ? ng t hu? v an Q G 320kV A B ? T ài c hí nh 1 2000kV A B ? T ài c hí nh 2 2000kV A D a g ià y x u ?t k h? u 6 30kV A

N H T MC P C ông t hu o ng V N 1 2000kV A

N H T M CP Cô n g th u o n g VN 2 2000kV A

G iá y g? di êm 250kV A T oà nhà T MD V V IB -N G T 1 1000kV A

T oà nhà T MD V V IB -N G T 2 1000kV A M ?t t r? i S ông H ? ng 1 1000kV A M ?t t r? i S ông H ? ng 2 1000kV A

P ha n C hu T ri n h 1000kV A 1 8 T ô n Ð ?n 225kV A

1 1 L ê P h? ng H i? u 1600kV A N g o ?i G ia o Ð o àn 1260kV A

B ?o t àn g c á ch m ?n g 630kV A V ie tc on ba nk 1600kV A C t y L D B ID V 2000kV A

B ic T un gs ing 1600kV A

T T C N TT B ID V 500kV A 1 98 T h? n Q ua ng K h ?i 2000kV A

C t y T h? c p h ?m 1000kV A BT L Bi ên P hòng 2 400kV A

Nu ? c Ð ? n T hu? 630kV A N u ? c T r? n H u n g Ð ?o 1000kV A V i? n N C Q u ? c G ia 320kV A V i? n N C tr u ? n g h? c 180kV A ÐH Du ? c k hoa H N 1000kV A

25 295m 235m 230m 110m 200m 151m 190m 270m 204m P ha n C hu T ri nh 4 630kV A

N N Xu ?t n h? p kh? u 400kV A C t y V a n L ang 400kV A

P ha n H uy C hú 2 630kV A T T T hôn g t ?n Q G 2 800kV A

C ?n h sá t P CCC H N 400kV A 3 1- 33 N gô Q uy? n 1000kV A

- Chiều dài nhánh đẳng trị l: ldt1 = Σli = 4530 km

- Chiều dài nhánh đẳng trị 3: ldt3 = Σli = 4,440 km

3.3.6 Số phân đoạn tối ưu

Tổng hợp kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy của các phương án phân đoạn ta có được bảng kết quả sau:

Bảng 3.2 Kết quả tính toán chỉ số SAIDI các phương án phân đoạn

Phương án 1 Phương án 2 Phương án 3 Phương án 4 Phương án 5 SAIDI

Bảng 3.3 So sánh mức độ giảm SAIDI giữa các phương án

PA so sánh 1 với 2 2 với 3 3 với 4 4 với 5

Hình 3.17: Chỉ số SAIDI các phương án phân đoạn

Dựa vào đồ thị trong hình 3.26, khi số phân đoạn tăng lên, thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI giảm, cho thấy độ tin cậy được nâng cao Cụ thể, phương án chia lưới thành 4 và 5 phân đoạn đã đáp ứng yêu cầu giảm SAIDI xuống 5% Độ chênh lệch SAIDI giữa phương án 3 và 4 phân đoạn là 0,94%, trong khi giữa phương án 4 và 5 phân đoạn là 5,19%.

Việc tăng số phân đoạn lên trên 5 không mang lại lợi ích kinh tế do chi phí đầu tư cho thiết bị tăng cao mà hiệu quả không tương xứng Do đó, trong luận văn này, việc phân đoạn lưới 474 E1.12 thành 4 phân đoạn được xem là hợp lý nhất, đảm bảo yêu cầu về độ tin cậy và tính kinh tế.

54 trong luận văn này, số lượng phân đoạn sẽ được dừng ở 4 phân đoạn phục vụ các tính toán so sánh kinh tế kỹ thuật tiếp theo.

Đề xuất các phương án bổ sung nâng cao độ tin cậy trên cơ sở phân đoạn lưới phân phối

3.4.1 Sử dụng máy cắt làm thiết bị phân đoạn

Vấn đề đặt ra là tính toán trong trường hợp phân đoạn lưới 474 E1.12 sử dụng máy cắt làm thiết bị phân đoạn.

Thay thế toàn bộ thiết bị phân đoạn của lưới 474 E1.12 trong phương án 4 bằng máy cắt sẽ giúp tách ngay lập tức phân đoạn bị sự cố ra khỏi hệ thống, đảm bảo không ảnh hưởng đến các phân đoạn khác Dưới đây là bảng số liệu sơ đồ đẳng trị tính toán liên quan.

Hình 3.18 Kết quả tính toán ĐTC phương án sử dụng máy cắt làm thiết bị phân đoạn

Ta có bảng so sánh sau:

Bảng 3.3 So sánh lưới điện 4 PĐ bằng MC và lưới điện 4 PĐ bàng DCL

Lưới điện 4 phân đoạn bằng DCL

Lưới điện 4 phân đoạn bằng MC

3.4.2 Bổ sung thiết bị tự động đóng lại (recloser)

Thiết bị tự động đóng lặp lại (recloser) rất hiệu quả trong việc xử lý các sự cố thoáng qua (momentary) trong lưới điện, theo thống kê sự cố năm 2012.

2) thì số sự cố thoáng qua (dưới 5 phút) trong 1 năm của lưới chiếm 55,74% và năm 2018 thì số sự cố thoáng qua trong 1 năm của lưới chiếm 19,26% tổng số sự cố Như vậy giá trị cường độ sự cố (λ0= 10,21 lần/100km.năm) sẽ giảm khi bổ sung recloser cho phân đoạn tương ứng như sau:

Hình 3.19 Kết quả tính toán ĐTC phương án sử dụng recloser làm thiết bị phân đoạn năm 2012

Hình 3.20 Kết quả tính toán ĐTC phương án sử dụng recloser làm thiết bị phân đoạn năm 2018

Bảng 3.4 So sánh với lưới điện 4 PĐ bằng recloser

Lưới điện 4 PĐ bằng recloser năm 2012

Lưới điện 4 PĐ bằng recloser năm 2018

Các kết quả tính toán và mô phỏng lưới điện trong quy hoạch phát triển cho thấy việc định lượng độ tin cậy cho phép so sánh hiệu quả các phương án nâng cao độ tin cậy ngay từ giai đoạn thiết kế Phương án lựa chọn đảm bảo độ tin cậy theo yêu cầu vận hành với chi phí đầu tư tối ưu Trong nghiên cứu, phương án sử dụng Recloser phân đoạn được đánh giá là tối ưu cho lưới điện mô phỏng Việc áp dụng chỉ số độ tin cậy trong quy hoạch giúp đề xuất cấu trúc vận hành tối ưu cho lưới phân phối, đảm bảo độ tin cậy cho phụ tải với chi phí hợp lý Tính toán chỉ số độ tin cậy cũng hạn chế việc bổ sung phương pháp nâng cao độ tin cậy sau này khi vận hành lưới phân phối theo quy định của Bộ Công thương.

Trong quản lý lưới điện phân phối tại Việt Nam, việc nâng cấp lưới điện theo quy định và đảm bảo các chỉ số tin cậy cung cấp điện là rất quan trọng, theo thông tư 39/2015 của Bộ Công Thương Để nâng cao độ tin cậy hàng năm, cần đánh giá thêm các chỉ tiêu độ tin cậy trong quy hoạch thiết kế lưới phân phối, bên cạnh các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật Hiện tại, quy hoạch thiết kế lưới điện mới chưa cho phép so sánh các chỉ số độ tin cậy và đánh giá hiệu quả kinh tế của các biện pháp nâng cao độ tin cậy, dẫn đến khả năng cấu trúc thiết kế không tối ưu cho độ tin cậy trong vận hành sau này.

Luận văn trình bày yêu cầu đánh giá và bảo đảm độ tin cậy của lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn Việt Nam và IEEE-P1366 Nghiên cứu cách tính toán độ tin cậy cung cấp điện trong lưới phân phối hình tia có phân đoạn nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện đang vận hành Dữ liệu thực tế từ lưới phân phối được thu thập, cho phép đánh giá hiệu quả các biện pháp nâng cao độ tin cậy Kết quả tính toán cho xuất tuyến lưới điện 22kV Hoàn Kiếm cho thấy hiệu quả của việc phân đoạn và sử dụng recloser để cải thiện các chỉ số độ tin cậy Hơn nữa, mối quan hệ giữa chi phí kinh tế và các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện được làm rõ, làm cơ sở cho việc đề xuất các biện pháp và thiết bị nâng cao độ tin cậy Xu hướng sử dụng chỉ số độ tin cậy trong đánh giá chất lượng lưới điện phân phối ngày càng phổ biến, tuy nhiên chưa được xem xét trong quy hoạch phát triển và vận hành Luận văn đề xuất đánh giá định lượng các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE-P1366, bao gồm các chỉ số SAIFI, SAIDI, điện năng thiếu do mất điện và chi phí cho vốn đầu tư.

Việc áp dụng 59 tư tưởng và vận hành thiết bị đóng cắt vào quy hoạch thiết kế lưới điện phân phối là rất quan trọng Các chỉ tiêu độ tin cậy sẽ hỗ trợ trong việc đánh giá và so sánh các phương án một cách toàn diện và đầy đủ hơn.

Mặc dù ví dụ tính toán mô phỏng trong luận văn chỉ mang tính chất minh họa ban đầu, nhưng việc nghiên cứu sâu hơn là cần thiết để phát triển bài toán quy hoạch lưới điện phân phối Cụ thể, cần xây dựng cơ sở dữ liệu tính toán và phương pháp tính cho lưới phân phối đa nguồn Đồng thời, nghiên cứu phương pháp xác định tổn thất kinh tế do mất điện và hoàn thiện bài toán so sánh kinh tế các phương án nâng cao độ tin cậy cũng rất quan trọng.

Tiêu đề	Nghiên Cứu Hiệu Quả Của Thiết Bị Tự Động Đóng Lại Trong Việc Nâng Cao Độ Tin Cậy Cung Cấp Điện Của Lưới Điện Phân Phối 22Kv Quận Hoàn Kiếm, Hà Nội
Tác giả	Nguyễn Quân Tùng
Người hướng dẫn	TS. Lã Minh Khánh
Trường học	Trường Đại Học Bách Khoa Hà Nội
Chuyên ngành	Kỹ Thuật Điện – Hệ Thống Điện
Thể loại	Luận Văn Thạc Sĩ
Năm xuất bản	2020
Thành phố	Hà Nội

Định dạng
Số trang	77
Dung lượng	1,25 MB