Nghiên cứu đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối thành phố Tuy Hòa

1 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG HUỲNH NGỌC QUANG NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ TUY HỊA Chuyên ngành : MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN Mã số : 60.52.50 TĨM TẮT LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT Đà Nẵng – Năm 2010 2 Cơng trình được hồn thành tại ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG Người hướng dẫn khoa học : TS. TRẦN TẤN VINH Phản biện 1 : TS. Trần Vinh Tịnh Phản biện 2 : PGS.TS. Nguyễn Hồng Việt Luận văn sẽ được bảo vệ tại hội đồng chấm luận văn tốt nghiệp thạc sỹ chuyên ngành Mạng và Hệ thống điện họp tại Đại Học Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 7 năm 2010 Cĩ thể tìm hiểu luận văn tại : - Trung tâm thơng tin học liệu – Đại Học Đà Nẵng - Trung tâm học liệu – Đại Học Đà Nẵng 3 MỞ ĐẦU Ngày nay việc sử dụng điện năng đã trở thành một nhu cầu thiết yếu trong đời sống của con người. kinh tế - xã hội ngày càng phát triển dẫn đến nhu cầu sử dụng điện ngày càng gia tăng mạnh mẽ. Yêu cầu của khách hàng là chất lượng điện năng ngày càng cao, độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được cải thiện. Yêu cầu về tính liên tục cung cấp điện ngày càng cao, nhằm giảm thiệt hại do mất điện. Thị trường điện đang dần được hình thành dẫn đến sự cạnh tranh giữa các nhà cung cấp và phân phối điện trong tương lai là điều khơng thể tránh khỏi, việc nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện là tất yếu. 1. LÝ DO LỰA CHỌN ĐỀ TÀI Cùng với sự phát triển của sản xuất , kinh tế và đời sống, thì nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng, với yêu cầu chất lượng điện, độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao . Thị trường điện đang dần được hình thành dẫn đến sự cạnh tranh giữa các nhà cung cấp và phân phối điện trong tương lai là điều khơng thể tránh khỏi, quan hệ mua bán điện năng giữa ngành điện và khách hàng ngày càng được xác lập theo quan hệ thị trường. Điều đĩ yêu cầu ngành điện phải đảm bảo chất lượng sản phẩm của mình khi bán cho khách hàng, dẫn đến việc nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện là tất yếu. Đánh giá và nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối trong những năm trước đây ít được quan tâm đặc biệt là nghiên cứu đề cập đến một khu vực cụ thể thì hầu như rất ít được quan tâm. Trong những năm qua LĐPP đã phát triển rất mạnh mẽ. Từ đĩ việc nâng cao ĐTC của lưới điện được đặt ra rất bức thiết nhằm đảm bảo cung cấp điện ổn định phục vụ cho việc phát triển kinh tế - xã hội. 4 Thành phố Tuy hồ là một thành phố nằm ở vùng ven biển. Lưới điện phân phối ở thành phố Tuy Hồ đã được đầu tư xây dựng từ rất lâu với cấu trúc lưới và những cơng nghệ cịn hạn chế, ứng dụng tự động hố trong lưới điện hầu như chỉ dừng lại ở mức độ bảo vệ, phụ tải lớn và tốc độ tăng trưởng phụ tải ở mức cao … Đặc điểm khí hậu của một khu vực gần biển, hiện tượng nhiểm mặn do nước biển cũng như do sương muối ở khu vực này đã tác động rất lớn đến lưới điện. Hiện nay, độ tin cậy trong lưới điện phân phối trung áp ở Thành Phố là vấn đề cần quan tâm để nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho lưới điện này nhằm đảm bảo cung cấp điện tốt hơn đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội , từ đĩ cũng cĩ thể ứng dụng cho những lưới điện phân phối tương tự. 2. MỤC ĐÍCH ĐỀ TÀI - Đề tài tập trung nghiên cứu phương pháp tính tốn đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối theo các chỉ tiêu về độ tin cậy. - Đánh giá và đề xuất các giải pháp để nâng cao ĐTC LĐPP của một số xuất tuyến của thành phố Tuy Hịa. 3. ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU - Đối tượng nghiên cứu của đề tài : lưới điện phân phối trung áp. - Phạm vi nghiên cứu: đề tài tập trung nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối ở thành phố Tuy Hồ theo một số chỉ tiêu, từ đĩ đưa ra giải pháp nâng cao độ tin cậy nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu quả kinh tế . 4. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU Trên cơ sở lý thuyết về độ tin cậy, độ tin cậy trong hệ thống điện , các chỉ tiêu và phương pháp đánh giá độ tin cậy trong cung cấp điện. Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố Tuy Hồ. Sử dụng phần mềm matlab xây dựng chương trình tính tốn, đánh giá độ tin cậy trong lưới điện phân phối trung áp. 5 Tính tốn, phân tích, đánh giá và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy trong lưới điện trung áp ở thành phố Tuy Hồ 5. ĐẶT TÊN ĐỀ TÀI Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài được đặt tên là: “ Nghiên cứu đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố Tuy Hồ” 6. BỐ CỤC ĐỀ TÀI CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN. CHƯƠNG 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP VÀ CÁC CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI. CHƯƠNG 3: CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI. CHƯƠNG 4: PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ TUY HỒ HIỆN TRẠNG. CHƯƠNG 5: GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI Ở THÀNH PHỐ TUY HỒ. 6 Chương 1. TỔNG QUAN 1.1. KHÁI NIỆM VỀ ĐỘ TIN CẬY [1], [3] Độ tin cậy là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử) hồn thành nhiệm vụ chức năng cho trước, duy trì được giá trị các thơng số làm việc đã được thiết lập trong một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm việc nhất định. 1.2. ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN [4] Độ tin cậy cung cấp điện là một yếu tố cần thiết về chất lượng cung cấp điện. Những yếu tố chính thường được dùng để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện tới khách hàng là tần suất mất điện hay cường độ mất điện, thời gian của mỗi lần mất điện và giá trị thiệt hại của khách hàng trong khoảng thời gian khơng được cung cấp điện. 1.3. NGUYÊN NHÂN GÂY RA MẤT ĐIỆN VÀ THIỆT HẠI DO MẤT ĐIỆN [1] Mất điện nghĩa là một bộ phận hộ dùng điện nào đĩ cĩ bị ngừng cung cấp điện trong một thời gian nhất định. 1.3.1. Nguyên nhân gây ra mất điện Mất điện do hỏng hĩc tự nhiên các thiết bị trên lưới điện do các nguyên nhân bên trong thiết bị điện (sự già hố tích luỹ) hoặc bên ngồi (như quá điện áp khí quyển, ngắn mạch, đứt dây, thao tác sai …). Các hỏng hĩc đĩ gọi chung là các sự cố. Mất điện do ngừng điện chủ động theo kế hoạch của cơ quan quản lý điện (sở điện) để hoặc bảo quản định kỳ hoặc khơng định kỳ lưới điện hoặc thực hiện các thao tác cần thiết cho xây dựng, phát triển lưới điện (thay máy biến áp mới, thay dây dẫn, đĩng phụ tải mới …). Phụ tải sẽ mất điện được báo trước trong thời gian thực 7 hiện thao tác cơ lập phần tử được đưa ra sửa chữa hoặc trong thời gian thao tác trên lưới. 1.3.2. Thiệt hại do mất điện [1], [4] Thiệt hại do việc ngừng cung cấp điện cĩ thể xác định bao gồm 2 phần: một đứng trên phương diện người cung cấp điện và thứ hai là đứng trên phương diện khách hàng dùng điện. 1.4. NHỮNG YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN [1] Các yếu tố ảnh hưởng đến ĐTC lưới điện bao gồm : Độ tin cậy của các phần tử tạo nên lưới điện, Cấu trúc lưới điện, Hệ thống tổ chức quản lý và vận hành, ảnh hưởng mơi trường, yếu tố con người.. 1.5. ĐTC LĐPP MỘT SỐ NƯỚC TRÊN THẾ GIỚI [4] Hiện nay nhiều nước trên thế giới đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối thơng qua các chỉ tiêu về số lần mất điện (SAIFI) và thời gian mất điện (SAIDI) bình quân của khách hàng trong năm, sản lượng điện bình quân bị mất, độ sẳn sàng v.v... Chất lượng cung cấp điện cũng được đánh giá qua thời gian mất điện bình quân cho một hộ phụ tải trong một năm, ở Pháp qui định như sau: Khu vực phụ tải Tốt trung bình Kém Đơ thị 2 giờ Nơng thơn 10 giờ 1.6. HIỆN TRẠNG LĐPP TP TH 1.6.1. Tổng quan về lưới điện phân phối thành phố Tuy Hồ Nguồn cung cấp chính cho khu vực thành phố là từ trạm biến áp 110kV E23 Tuy Hồ, bao gồm các máy biến áp 2*25MVA – 110/35/22kV. Tồn thành phố được cấp điện qua 4 xuất tuyến độc 8 lập 472, 473, 482, 486, lấy điện từ trạm biến áp E23 – Tuy Hồ ở cấp điện áp 22kV. 1.6.2. Các xuất tuyến điện áp 22kV cấp điện cho thành phố Tuy Hồ 1.6.3. Bảng vẽ lưới điện phân phối thành phố Tuy Hồ 1.7. MỘT SỐ BIỆN PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN [1], [4] Một số biện pháp để nâng cao ĐTC như : Nâng cao ĐTC của từng phần tử lưới điện, hồn thiện bảo vệ rơle, đầu tư cải tạo, nâng cấp lưới điện, tổ chức tốt cấu trúc lưới điện, hạn chế các sai sĩt trong thao tác, … Cho đến nay vẫn chưa cĩ phương pháp nào xét đến mọi yếu tố ảnh hưởng trong bài tốn ĐTC, để từ đĩ xác định phương án tối ưu trong việc nâng ĐTC lưới điện. Tuỳ từng trường hợp cụ thể bài tốn nâng cao ĐTC sẽ giải quyết vấn đề ở những gĩc độ khác nhau, ở đây đề tài tập trung nghiên cứu tính tốn các chỉ tiêu để đánh giá ĐTC của LĐPP, từ đĩ đề xuất giải pháp để nâng cao ĐTC LĐPP TPTH. 9 Chương 2. CÁC PHƯƠNG PHÁP VÀ CÁC CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 2.1. CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY [1], [3] 2.1.1. Phương pháp đồ thị giải tích: Phương pháp này bao gồm việc lập sơ đồ độ tin cậy và áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole, lý thuyết xác suất thống kê, tập hợp để tính tốn độ tin cậy. 2.1.2. Phương pháp khơng gian trạng thái: Trong phương pháp này hệ thống được diễn tả bởi các trạng hoạt động và các khả năng chuyển giữa các trạng thái đĩ. Phương pháp khơng gian trạng thái cĩ thể sử dụng quá trình ngẫu nhiên Markov để tính xác suất trạng thái và tần suất trạng thái, từ đĩ tính được các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống. 2.1.3. Phương pháp cây hỏng hĩc: Phương pháp cây hỏng hĩc được mơ tả bằng đồ thị quan hệ nhân quả giữa các dạng hỏng hĩc trong hệ thống, giữa hỏng hĩc hệ thống và các hỏng hĩc thành phần trên cơ sở hàm đại số Boole. 2.1.4. Phương pháp đường tối thiểu: Từ nút nguồn đến nút phụ tải cĩ thể cĩ rất nhiều đường, mỗi đường bao gồm một số phần tử nối tiếp nối liền nút nguồn với nút phụ tải. Đường tối thiểu là đường trong đĩ khơng cĩ nút nào xuất hiện 2 lần. 2.1.5. Phương pháp lát cắt tối thiểu: Lát cắt bao gồm các phần tử mà khi các phần tử này đồng thời hỏng thì hệ thống sẽ hỏng. với giả thiết rằng mỗi phần tử đều cĩ khả năng tải đáp ứng nhu cầu của phụ tải. Lát cắt tối thiểu là lát cắt bao gồm số lượng tối thiểu các phần tử. Khi hệ thống hỏng do tất cả các phần tử của một lát cắt tối thiểu bị hỏng. 10 2.2. CÁC CHỈ TIÊU ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THEO TIÊU CHUẨN IEEE 1366 [5], [7] 2.2.1. Tần suất mất điện trung bình của hệ thống, SAIFI (System average interruption frequency index): .Ni iSAIFI = Ni λ∑ [2.1] Ở đây λi là cường độ mất điện và Ni là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện trung bình của 1 khách hàng trong 1 năm. .Ni iλ∑ : Tổng số lần mất điện của khách hàng. Ni : Tổng số khách hàng được phục vụ. 2.2.2. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống, SAIDI (System average interruption duration index) : T .Ni iSAIDI = Ni ∑ [2.2] T .Ni i∑ : Thời gian mất điện của khách hàng. Ni : Tổng số khách hàng. Ở đây Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ni là số khách hàng của nút phụ tải thứ i . Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của 1 khách hàng trong 1 năm. 2.2.3. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng, CAIDI (Customer average interruption duration index): T N SAIDIi iCAIDI = N SAIFIi i . .λ ∑ = ∑ [2.3] T Ni i.∑ : Tổng số thời gian mất điện của khách hàng. 11 Ni i.λ∑ : Tổng số lần mất điện của khách hàng. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của 1 khách hàng trong 1 năm cho 1 lần mất điện. 2.2.4. Độ sẳn sàng phục vụ trung bình, ASAI (Average service availability index): 8760.N - T .Ni i iASAI = 8760.Ni ∑ ∑ [2.4] 8760.N - T .Ni i i∑ ∑ : Số giờ khách hàng được cung cấp điện. 8760.Ni : Số giờ khách hàng cần cung cấp điện. Chỉ tiêu này xác định mức độ sẳn sàng hay ĐTC hệ thống. 2.2.5. Năng lượng khơng được cung cấp ,ENS (Energy not supplied index): ENS = P .Ti i∑ [2.5] Ở đây Pi là tải trung bình được nối vào nút tải thứ i . Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất đối với hệ thống trong 1 năm. 2.2.6. Điện năng trung bình khơng được cung cấp , AENS hay mất điện hệ thống trung bình (Average Energy not supplied index): P .Ti iAENS = Ni ∑ [2.6] P .Ti i∑ : Tổng điện năng khơng cung cấp được. Ni : Tổng số khách hàng được phục vụ. Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với 1 khách hàng trong 1 năm. 12 2.3. CÁC VÍ DỤ SƠ ĐỒ LĐPP DÙNG ĐỂ TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY THEO TIÊU CHUẨN IEEE – 1366 [5] 2.3.1. Lưới điện hình tia khơng phân đoạn Xét sơ đồ lưới điện như hình 2.6. Các sự cố xảy ra trên mỗi đoạn 1,2,3,4 hoặc trên các nhánh rẽ a, b, c, d đều làm máy cắt đầu nguồn tác động và tồn hệ thống sẽ bị mất điện. Sau khi sự cố được khắc phục máy cắt sẽ được đĩng lại để phục hồi việc cấp điện. các chỉ tiêu về độ tin cậy cho các nút tải A, B, C, D là như nhau. 2.3.2. Lưới điện hình tia rẽ nhánh cĩ bảo vệ bằng cầu chì : Thực tế đối với LĐPP hiện nay tại đầu mỗi nhánh rẽ thường được lắp đặt các cầu chì tự rơi như trong hình 2.7. Khi ngắn mạch xảy ra trên các nhánh rẽ thì cầu chì sẽ tác động, nhánh rẽ bị sự cố được tách ra, khơng làm ảnh hưởng đến các tải khác. Do đĩ các chỉ tiêu về ĐTC của hệ thống sẽ được thay đổi. Trong trường hợp này các chỉ tiêu về ĐTC sẽ được cải thiện cho tất cả các nút tải. 13 2.3.3. Lưới điện hình tia phân đoạn bằng các dao cách ly và rẽ nhánh cĩ bảo vệ bằng cầu chì Biện pháp tăng cường độ tin cậy khác là lắp đặt dao cách ly tại các điểm hợp lý trên trục chính. Khi cĩ sự cố trên các đoạn trục chính máy cắt đầu nguồn sẽ được cắt ra. Sau đĩ đoạn bị sự cố sẽ được xác định và dao cánh ly sẽ cách ly đoạn sự cố ra để sửa chữa, máy cắt được đĩng lại để cấp điện cho các phụ tải trước đoạn bị sự cố. Trong trường hợp này những chỉ tiêu độ tin cậy của các nút tải A, B, C được cải thiện. Mức độ cải thiện sẽ lớn hơn đối với những điểm gần nguồn và ít hơn nếu xa nguồn, chỉ tiêu tại nút D khơng thay đổi vì khơng thể cách ly được nữa nếu sự cố xảy ra trên đoạn này. Với những điểm cách ly như trên hình 2.8. 2.3.4 - Lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt : Trong thực tế để tăng cường độ tin cậy lưới điện phân phối người ta cũng sử dụng máy cắt để phân đoạn. Với sơ đồ hình 2.9. Trong trường hợp này khi cĩ sự cố trên các đoạn, máy cắt phân 14 đoạn sẽ tác động cắt đoạn bị sự cố ra và các đoạn trước máy cắt phân đoạn vẫn được liên tục cấp điện. Các chỉ tiêu độ tin cậy cho các nút tải sẽ được cải thiện hơn trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly, do máy cắt cĩ thể tự động cắt đoạn sự cố ra khỏi lưới, nên số lần mất điện và thời gian mất điện sẽ thấp hơn. 2.3.5. Lưới điện kín vận hành hở : Nhiều hệ thống lưới phân phối kín cĩ các điểm mở để hệ thống hoạt động hiệu quả như là một mạng hình tia, nhưng khi cĩ một sự cố trong hệ thống các điểm mở cĩ thể được đĩng, mở hợp lý để phục hồi việc cung cấp điện cho các tải khơng được liên kết với nguồn. Qui trình hoạt động này cĩ ảnh hưởng rõ rệt đối với các chỉ tiêu độ tin cậy của nút tải, bởi vì các nút tải bị tách khỏi nguồn cho đến khi hồn thành việc sửa chữa cĩ thể chuyển sang một nguồn khác của hệ thống . Theo kết quả trên chúng ta thấy rằng, lưới điện được phân đoạn sẽ cĩ các chỉ tiêu về độ tin cậy tốt hơn khơng phân đoạn, phân đoạn bằng máy cắt tốt hơn dao cách ly, hệ thống mạch vịng cĩ nhiều nguồn sẽ tốt hơn một nguồn và cĩ thời gian mất điện ít nhất. Tuy nhiên, việc phân đoạn bằng loại thiết bị gì, số lượng bao nhiêu, đặt ở vị trí nào là bài tốn tối ưu về kinh tế- kỹ thuật mà chúng ta sẽ nghiên cứu ở phần sau. 15 Chương 3. CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 3.1. TÍNH TỐN ĐÁNH GIÁ ĐTC LĐPP 3.1.1. Xây dựng bài tốn tính tốn đánh giá độ tin cậy 3.1.2. Phương pháp tính tốn đánh giá độ tin cậy Đặc điểm của lưới điện phân phối thành phố Tuy Hịa là lưới điện cĩ cấu trúc hình tia. Nên để phục vụ tính tốn cho đề tài, chương trình chỉ giới hạn trong tính tốn lưới điện phân phối hình tia. 3.2. XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TỐN ĐTC LĐPP 3.2.1. Cơ sở lý thuyết [1] 3.2.1.1. Cấu trúc lưới phân phối và hoạt động của các thiết bị phân đoạn Cấu trúc lưới phân phối được mơ tả bằng các nhánh và nút. Nút cĩ thể là : điểm đấu phụ tải bao gồm cả máy biến áp phân phối, điểm nối các nhánh rẽ , … Nút được đánh số từ 1 đến n. nút nguồn đánh số 0, số nhỏ gần nguồn hơn số lớn. Nhánh là đoạn lưới hay phần tử lưới nối giữa 2 nút liền kề. nhánh cĩ thể là: đường dây điện trên khơng hoặc cáp, máy biến áp lực, thiết bị đĩng cắt ,… Nhánh được đánh số trùng với nút cuối của nĩ. Cấu trúc của lưới phân phối được nhận dạng đầy đủ nếu cho biết nhánh và nút đầu, nút cuối của mỗi nhánh. Thiết bị phân đoạn được đặt ở đầu các đoạn lưới. máy cắt cĩ thể cắt tự động, khi xảy ra sự cố các đoạn lưới ở phía sau nĩ. DCL khơng bảo vệ hồn tồn các đoạn lưới phía trước khi xảy ra sự cố ở phía sau nĩ Đối với mọi đoạn lưới, dù đặt DCL hay máy cắt thì ảnh hưởng của đoạn lưới phía trước đến các đoạn lưới phía sau là tồn phần, nghĩa là đoạn 16 lưới phía sau chịu số lần mất điện và thời gian mất điệnnhư đoạn lưới phía trước khi trên đoạn lưới phía trước xảy ra sự cố. 3.2.1.2. Đẳng trị các đoạn lưới liền nhau mà giữa chúng khơng cĩ thiết bị phân đoạn thành một đoạn lưới cĩ thiết bị phân đoạn 3.2.1.3. Ma trận đường nối Đường nối từ nguồn đến từng nút phụ tải rất cần thiết để tính ĐTC LĐPP. Đường nối bao gồm tất cả các đoạn lưới nối từ nguồn đến nút tải. tất cả các đường nối nằm trong ma trận đường nối của lưới phân phối B(i, j), trong đĩ j là nút đích, i là đoạn lưới của lưới phân phối. nếu B(i, j) = 1, cĩ nghĩa là đoạn lưới i nằm trên đường nối đến nút j, nếu B(i, j) = 0, cĩ nghĩa là đoạn lưới i khơng nằm trên đường nối đến nút j. 3.2.1.4. Ma trận ảnh hưởng Cho lưới phân phối cĩ n đoạn lưới, ảnh hưởng lẫn nhau giữa chúng được mơ tả bằng 2 ma trận ảnh hưởng AS(i,j) và AH(i,j). ma trận AS(i,j) cho ảnh hưởng về số lần cắt điện của đoạn lưới i đến đoạn lưới j, cịn ma trận AH(i,j) cho ảnh hưởng về thời gian mất điện của đoạn lưới i đến đoạn lưới j. 3.2.1.5. Tính các chỉ tiêu ĐTC theo tiêu chuẩn IEEE 1366 3.2.1.6. Xác định vị trí tối ưu lắp đặt thiết bị phân đoạn Trên cơ sở tiến hành cho lắp đặt thiết bị phân đoạn trên tất cả các nhánh chính, những nhánh chưa cĩ thiết bị phân đoạn. ta tiến hành tính tốn các chỉ tiêu ĐTC và so sánh kết quả, nhánh nào lắp đặt thiết bị phân đoạn dẫn đến các chỉ tiêu ĐTC của hệ thống tốt nhất thì đĩ là nơi lắp đặt thiết bị phân đoạn tối ưu. 17 3.2.2. Thuật tốn của chương trình 3.2.3. Chương trình tính tốn 3.3. TÍNH TỐN VỚI CÁC VÍ DỤ SƠ ĐỒ LƯỚI ĐIỆN ĐỂ TÍNH TỐN ĐTC THEO TIÊU CHUẨN IEEE 1366 3.3.1. Sơ đồ lưới điện hình tia khơng phân đoạn Xét ví dụ tính tốn cho sơ đồ lưới điện hình tia khơng Bắt đầu Nhập dữ liệu LĐPP (linedata và busdata) Đẳng trị LĐPP đã cĩ Tính ma trận đường nối B Tính ma trận ảnh hưởng AS và AH Tính các chỉ tiêu ĐTC LĐPP Kết thúc Hình 3.4. Thuật tốn chương trình 1 3 4 18 phân đoạn như hình 2.4. đã được mơ tả trong phần 2.3.1. ở trên. Ta cĩ kết quả tính tốn các chỉ tiêu ĐTC của hệ thống trên: SAIFI = 2,2 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 6,0 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 2,73 giờ /lần mất điện ASAI = 0,999315 ENS = 84,0 MWh/năm AENS = 28,0 kWh/khách hàng.năm Áp dụng chương trình tính tốn ĐTC vừa được viết tính tốn, Sau khi chương trình tính tốn xong ta được kết quả sau : SAIFI = 2,2 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 6,0 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 2,7273 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99932 ENS = 84,0 MWh/năm AENS = 28,0 kWh/khách hàng.năm 2.4.2. Lưới điện hình tia rẽ nhánh cĩ bảo vệ bằng cầu chì 2.4.3. Lưới điện hình tia phân đoạn bằng các dao cách ly và rẽ nhánh cĩ bảo vệ bằng cầu chì Như vậy sau khi sử dụng chương trình để tính tốn các ví dụ mẫu, nhận thấy rằng kết quả tính tốn của chương trình trùng khớp với kết quả của các ví dụ mẫu. Cĩ thể kết luận rằng mức độ chính xác của chương trình tính tốn đã viết là chấp nhận được. Đề tài sẽ sử dụng chương trình tính tốn đã viết này để tính tốn cho các phần tiếp theo của đề tài. 19 Chương 4. PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ TUY HỒ HIỆN TRẠNG 4.1. THU THẬP SỐ LIỆU 4.1.1. Tổng quan về lưới điện phân phối thành phố Tuy Hồ Tồn thành phố được cấp điện qua 4 xuất tuyến 472, 473, 482, 486, lấy điện từ trạm biến áp E23 – Tuy Hồ ở cấp điện áp 22kV. 4.1.2. Các xuất tuyến điện áp 22kV cấp điện cho thành phố Tuy Hồ 4.1.3. Bảng vẽ lưới điện phân phối thành phố Tuy Hồ: Phụ lục 4.1.4. Các dữ liệu về độ tin cậy Các dữ liệu về độ tin cậy được căn cứ trên suất sự cố, ngừng điện kế hoạch và thời gian mất điện của ĐLPY, Trong phạm vi giới hạn đề tài cĩ thể lấy giá trị λ0, t0 ... theo tài liệu tham khảo. 4.2. TÍNH TỐN, PHÂN TÍCH ĐTC LĐPP TPTH 4.2.1. Xuất tuyến 472 – E23 4.2.1.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 – E23 4.2.1.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy 4.2.1.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy XT 472 – E23 Sau khi tính tốn ta cĩ kết quả tính tốn các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống xuất tuyến 472 – E23 như sau : SAIFI = 6,3817 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 14,7338 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 2,3088 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99832 ENS = 235611,7875 kWh/năm AENS = 3059,8933 kWh/khách hàng.năm 4.2.1.4. Đánh giá độ tin cậy của xuất tuyến 472 –E23 trong lưới điện phân phối ở thành phố Tuy Hịa Qua kết quả tính tốn của xuất tuyến 472 –E23 trên cho thấy 20 các chỉ tiêu về ĐTC thấp so với nhiều nước trên thế giới. Chẳng hạn ở Pháp qui định thời gian mất điện trung bình trong 1 năm đối với 1 khách hàng (SAIDI) thuộc khu vực đơ thị với mức trung bình là khơng quá 30 phút và kém là trên 2 giờ. Trong khi đĩ xuất tuyến 472 –E23 trên của thành phố Tuy Hồ đã lên đến 14.7338 giờ. 4.2.2. Xuất tuyến 473 – E23 4.2.2.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 – E23 4.2.2.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy 4.2.2.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy XT 473 – E23 SAIFI = 4,9097 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 15,7519 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 2,801 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99843 ENS = 226953,1251 kWh/năm AENS = 3196,5229 kWh/khách hàng.năm 4.2.2.4. Đánh giá độ tin cậy của xuất tuyến 473 –E23 trong lưới điện phân phối ở thành phố Tuy Hịa Qua kết quả tính tốn của xuất tuyến 473 –E23, tương tự như trên cho thấy các chỉ tiêu về ĐTC r ấ t thấp so với nhiều nước trên thế giới. 4.2.3. Xuất tuyến 482 – E23 4.2.3.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 482 – E23 4.2.3.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy 4.2.3.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy XT 482 – E23 SAIFI = 4,5429 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 15,0043 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 3,3028 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99829 21 ENS = 44953,7817 kWh/năm AENS = 2497,4323 kWh/khách hàng.năm 4.2.3.4. Đánh giá độ tin cậy của xuất tuyến 482 –E23 trong lưới điện phân phối ở thành phố Tuy Hịa 4.2.4. Xuất tuyến 486 – E23 4.2.4.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 486 – E23 4.2.4.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy 4.2.4.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy XT 486 – E23 SAIFI = 5,8412 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 15,711 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 2,6897 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99821 ENS = 187550,0079 kWh/năm AENS = 2569,1782 kWh/khách hàng.năm 4.2.4.4. Đánh giá độ tin cậy của xuất tuyến 486 –E23 trong lưới điện phân phối ở thành phố Tuy Hịa 4.3. ĐÁNH GIÁ ĐTC LĐPP TPTH Qua kết quả tính tốn của các xuất tuyến trên của LĐPP thành phố Tuy Hồ cho thấy các chỉ tiêu về độ tin cậy là r ấ t thấp. 22 Chương 5. GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ TUY HỒ 5.1. ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐTC LDDPP TPTH Với phân tích và các giải pháp đề xuất ở trên, trong phạm vi đề tài lựa chọn đề xuất giải pháp là cải tạo cấu trúc lưới, tăng cường phân đoạn cho các xuất tuyến, trên cơ sở lưới điện hiện trạng xác định vị trí tối lắp đặt thêm thiết bị phân đoạn. Đề xuất các giải pháp cụ thể như sau : Trên xuất tuyến 472 – E23 đề xuất đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi tại 4 – 5 trên trục chính, đoạn trước trạm biến áp T210 Trần Phú – Nguyễn Thái Học; hoặc đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi ở nhánh 12 thuộc trục chính, đoạn sau trạm biến áp T256 Trần Phú – Trường Chinh. Trên xuất tuyến 473 – E23 đề xuất đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi tại 6 – 32 trên trục chính, đoạn trước nhánh rẽ cấp điện cho trạm biến áp T306 khách sạn Hương Sen; hoặc đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi ở nhánh 35 thuộc trục chính, đoạn sau nhánh rẽ trạm biến áp T310 Tái định cư núi nhạn. Trên xuất tuyến 482 – E23 đề xuất đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi tại 5 – 6 trên trục chính, đoạn trước trạm biến áp T206 cơng ty Cây Xanh; hoặc đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi ở nhánh 5 thuộc trục chính, đoạn sau trạm biến áp T202 Trạm BTS viễn thơng điện lực. Trên xuất tuyến 486 – E23 đề xuất đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi tại 22 – 23 trên trục chính, đoạn trước trạm biến áp T643 đèn đường RHINO; hoặc đặt thêm một 23 thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi ở nhánh 18 thuộc trục chính, đoạn trước trạm biến áp T624 điện đường km3 quốc lộ 1. 5.2. ĐÁNH GIÁ CÁC GIẢI PHÁP 5.2.1. Thực hiện giải pháp trên xuất tuyến 472 – E23 5.2.1.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 5.2.1.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 5.2.1.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 – E23 sau khi thực hiện giải pháp SAIFI = 4,2067 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 12,1179 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 2,8807 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99862 ENS = 200818,824 kWh/năm AENS = 2608,0367 kWh/khách hàng.năm So sánh kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy trước và sau khi cải tạo ta thấy SAIFI giảm 34,1%, SAIDI giảm 17,8%, ENS giảm 14,8% … Sự thay đổi này là rất đáng kể. 5.2.2. Thực hiện giải pháp trên xuất tuyến 473 – E23 5.2.2.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 5.2.2.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 5.2.2.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy XT 473 – E23 sau khi thực hiện giải pháp SAIFI = 3,8534 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 11,0059 giờ /khách hàng.năm 24 CAIDI = 2,8561 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99874 ENS = 181449,3258 kWh/năm AENS = 2555,6243 kWh/khách hàng.năm So sánh kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy trước và sau khi cải tạo ta thấy SAIFI giảm 21,52%, SAIDI giảm 30,13%, ENS giảm 20,1% … Sự thay đổi này là rất lớn. 5.2.3. Thực hiện giải pháp trên xuất tuyến 482 – E23 5.2.3.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 482 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 5.2.3.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 482 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 5.2.3.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy XT 482 – E23 sau khi thực hiện giải pháp SAIFI = 4,24 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 14,5364 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 3,4284 giờ /lần mất điện ASAI = 0,99834 ENS = 44294,6225 kWh/năm AENS = 2460,8124 kWh/khách hàng.năm So sánh kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy trước và sau khi cải tạo ta thấy SAIFI giảm 6,67%, SAIDI giảm 3,1%, ENS giảm 1,47% … Sự thay đổi này là khơng đáng kể. 5.2.4. Thực hiện giải pháp trên xuất tuyến 486 – E23 5.2.4.1. Sơ đồ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 486 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 5.2.4.2. Bảng dữ liệu phục vụ tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 486 – E23 sau khi thực hiện giải pháp 25 5.2.4.3. Kết quả tính tốn độ tin cậy XT 486 – E23 sau khi thực hiện giải pháp SAIFI = 4,5071 lần mất điện/khách hàng.năm SAIDI = 13,9005 giờ /khách hàng.năm CAIDI = 3,0841giờ /lần mất điện ASAI = 0,99841 ENS = 155561,8187 kWh/năm AENS = 2130,9838 kWh/khách hàng.năm So sánh kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy trước và sau khi cải tạo ta thấy SAIFI giảm 22,84%, SAIDI giảm 11,5%, ENS giảm 17,1%, ASAI tăng 0,02%, … Sự thay đổi này là đáng kể. 5.3. LỰA CHỌN GIẢI PHÁP Căn cứ vào các tính tốn và phân tích trên đề tài đưa ra lựa chọn các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố Tuy Hồ là lắp đặt thiết bị phân đoạn tại các vị trí hợp lý trên các xuất tuyến 472 – E23, 473 – E23, 486 – E23, cụ thể là đặt thêm một thiết bị phân đoạn bằng máy cắt hoặc cầu chì tự rơi: Trên xuất tuyến 472 – E23 đặt tại nhánh 12 thuộc trục chính, đoạn sau trạm biến áp T256 Trần Phú – Trường Chinh. Trên xuất tuyến 473 – E23 đặt tại nhánh 35 thuộc trục chính, đoạn sau nhánh rẽ trạm biến áp T310 Tái định cư núi nhạn. Trên xuất tuyến 486 – E23 tại nhánh 18 thuộc trục chính, đoạn trước trạm biến áp T624 điện đường km3 quốc lộ 1. 26 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được khách hàng cũng như ngành điện quan tâm, đặc biệt trong lĩnh vực phân phối điện năng, khi mà các Cơng ty điện lực cĩ quan hệ trực tiếp với khách hàng trong việc mua bán điện. Những thiệt hại do mất điện khơng những là của khách hàng mà cịn tác động trực tiếp vào quá trình sản xuất kinh doanh của các Điện lực. Do vậy, cần thiết phải nâng cao độ tin cậy cung cấp điện mà trước hết là độ tin cậy của lưới điện phân phối. Xuất phát từ mục tiêu tìm kiếm giải pháp nâng cao độ tin cậy của LĐPP TPTH, đề tài đã tập trung nghiên cứu các lý thuyết cơ bản về độ tin cậy cung cấp điện, các chỉ tiêu và các phương pháp đánh giá ĐTC LĐPP, viết chương trình tính tốn, trên cơ sở đĩ đề tài đi đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố Tuy Hịa. Trong quá trình tính tốn đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC LĐPP thành phố Tuy Hịa, đề tài chỉ giới hạn ở mức độ tính tốn các chỉ tiêu về mặt kỹ thuật mà chưa đề cập đến chỉ tiêu về kinh tế, hướng giải quyết của đề tài đề cập đến cả chỉ tiêu và tính kinh tế thì sẽ được kết quả tồn diện hơn. Do giới hạn phạm vi đề tài giải quyết cho LĐPP TPTH, nên các số liệu cũng như phương pháp tính, phần chương trình tính tốn viết để phục vụ tính tốn, đánh giá và đề xuất giải pháp nâng cao ĐTC cho LĐPP TPTH. Tuy nhiên, những vấn đề này vẫn cĩ giá trị thực tiễn để áp dụng khi tính tốn, đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao ĐTC LĐPP cho các lưới điện cụ thể tương tự như LĐPP TPTH.