Nghiên cứu giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối áp dụng cho lộ đường dây 373 trạm e13 2 lạng sơn

Trang 1 ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP Phùng Đức Đạt NGHIÊN CỨU GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ÁP DỤNG CHO LỘ ĐƯỜNG DÂY 373 TRẠM E13.2

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

TS NGUYỄN HIỀN TRUNG

Thái Nguyên - 2023

i

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan, luận văn này là công trình nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết, tổng hợp từ nhiều nguồn tài liệu tham khảo khác nhau Qua số liệu thu thập thực tế, tổng hợp tại Điện lực Lộc Bình - Công

ty Điện lực Lạng Sơn, không sao chép bất kỳ luận văn nào trước đó và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS Nguyễn Hiền Trung - giảng viên trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp - Đại học Thái Nguyên

Các số liệu và những kết quả trong luận văn là trung thực, các đánh giá, kiến nghị đưa ra xuất phát từ thực tiễn và kinh nghiệm làm việc trong công ty Điện lực Lạng Sơn; kết quả nghiên cứu này chưa từng được công bố dưới bất cứ hình thức nào trước khi trình, bảo vệ và công nhận bởi “Hội Đồng đánh giá luận văn tốt nghiệp Thạc sĩ kỹ thuật”

Một lần nữa, tôi xin khẳng định về sự trung thực của lời cam kết trên./

Tác giả luận văn

Phùng Đức Đạt

LỜI CẢM ƠN

Qua thời gian học tập, nghiên cứu chương trình cao học kỹ thuật điện của trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp, đã giúp tác giả nhận thức sâu sắc về cách thức nghiên cứu, phương pháp tiếp cận các đối tượng nghiên cứu và lựa chọn đề tài luận văn tốt nghiệp cao học; đồng thời góp phần nâng cao kiến thức chuyên môn vững vàng, nâng cao năng lực thực hành, khả năng thích ứng cao trước sự phát triển của khoa học, kĩ thuật và kinh tế; có khả năng phát hiện, giải quyết độc lập những vấn đề thuộc chuyên ngành được đào tạo và phục vụ cho công tác được tốt hơn Việc thực hiện nhiều bài tập nhóm trong thời gian học đã giúp tác giả sớm tiếp cận được cách làm, phương pháp nghiên cứu, tạo tiền đề cho việc độc lập trong nghiên cứu và hoàn thành luận văn này

Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến:

TS Nguyễn Hiền Trung đã giúp đỡ, hướng dẫn hết sức chu đáo, nhiệt tình trong quá trình thực hiện để tác giả hoàn thành luận văn thạc sĩ này;

Các CBCNV trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều kiện thuận lợi cho tác giả trong quá trình tiến hành thực nghiệm đề tài và bảo vệ luận văn thạc sĩ;

Các đồng chí lãnh đạo và tập thể cán bộ công nhân viên của Công ty Điện lực Lạng Sơn đã giúp đỡ tác giả thực hiện việc nghiên cứu, thu thập các số liệu để tác giả hoàn thành luận văn thạc sĩ này; các đồng nghiệp là những người đã hoàn thành chương trình cao học, đã dành thời gian đọc, đóng góp cho luận văn thạc sĩ này hoàn thiện tốt hơn;

Gia đình, bạn bè của tác giả đã giúp đỡ, tạo điều kiện về thời gian, động viên tác giả trong quá trình thực hiện và hoàn thành luận văn này;

Tác giả mong muốn tiếp tục nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ và tạo điều kiện của Hội đồng Chấm luận văn thạc sĩ, để bản luận văn này hoàn thiện hơn

Xin trân trọng cảm ơn

Lạng Sơn, ngày 1 tháng 04 năm 2023

iii

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1.1 Thông số nguồn điện 10

Bảng 1.2 Thông số máy biến áp T1, T2 15

Bảng 1.3 Thông số tụ bù trên lưới 15

Bảng 1.4 Thiết bị bảo vệ và đo lường tại TBA 110kV-E13.2 16

Bảng 1.5 Thống kê các Recloser/LBS trên đường dây 373E13.2 18

Bảng 1.6 Thống kê CDPT trên đường dây 373E13.2 19

Bảng 1.7 Hiện trạng thông số cài đặt trên các Recloser 21

Bảng 1.8 Thống kê sự cố trên lộ 373E13.2 22

Bảng 2.2 Số liệu về khách hàng và tải trung bình ở các nút phụ tải 27 Bảng 2.3 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.1 27 Bảng 2.4 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.2 28 Bảng 2.5 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.3 29 Bảng 2.6 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.4 30 Bảng 2.7 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.5 trong trường hợp

Bảng 2.8 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.5 trong trường hợp hạn

Bảng 2.9 Tổng hợp các chỉ số độ tin cậy của các hệ thống từ hình 2.1 - 2.5 33

Bảng 2.11 Thống kê vị trí lắp đặt thiết bị cảnh báo sự cố đường dây 37

Bảng 2.13 Thống kê thiết bị thay thế của giải pháp đề xuất 40

Bảng 3.5 Kết quả tính toán dòng điện ngắn mạch trong ETAP 67 Bảng 3.6 Tổng hợp kết quả tính toán dòng điện qua máy cắt & Recloser 67 Bảng 3.7 Dòng khởi động tính toán và dòng đặt Ipickup của các Recloser 72

v

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1 Sơ đồ tổ chức điều độ HTĐ 5

Hình 1.2 Sơ đồ điều độ tại PCLS 5

Hình 1.3 Mô hình đội QLVH lưới điện cao thế truyền thống 7

Hình 1.4 Mô hình Điện lực thành phố 8

Hình 1.5 Mô hình Điện lực Lộc Bình 8

Hình 1.6 Mô hình Điện lực trực thuộc PCLS 9

Hình 1.7 Vị trí máy cắt MC 373E13.2/155-01 Bằng Khánh-Mẫu Sơn 11

Hình 1.8 Vị trí MC 300/11 Mè Thình-Phai Bây và DCL 373E13.2-7/174-1A Xuân Mãn11 Hình 1.9 Vị trí MC 300/585 Đình Lập-Tiên Yên kết nối ĐZ 373E13.2- ĐZ 372E5.6 12

Hình 1 10 Sơ đồ một sợi lưới điện 110 kV Lạng Sơn (chi tiết xem bản vẽ phần phụ lục) 13 Hình 2.1 Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn 27

Hình 2.2 Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ được bảo vệ bằng cầu chì 28

Hình 2.3 Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng dao cách ly, nhánh rẽ bảo vệ bằng cầu chì 29

Hình 2.4 Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt 30

Hình 2.5 Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở 31

Hình 2.6 Nguyên tắc phân đoạn sự cố dựa trên thiết bị FPIs 35

Hình 3.1 Giao diện tạo một dự án mới 44

Hình 3.2 Trang cài đặt thông số nguồn trong ETAP 45

Hình 3.3 Trang cài đặt Rating và Impedance cho MBA T1 và T2 46

Hình 3.4 Thanh công cụ hệ thống 47

Hình 3.5 Trang cài đặt Rating cho MBA hai cuộn dây 48

Hình 3.6 Trang cài đặt tổng trở cho đường dây trên không 35kV 49

Hình 3.7 Trang cài đặt tổng trở cho tải trạm biến áp cung cấp cho khu dân cư 50

Hình 3.8 Thanh công cụ 51

Hình 3.9 Tùy chỉnh các trường hợp phân tích 51

Hình 3.10 Trang Info 51

Hình 3.11 Trang System index Report 52

Hình 3.12 Trang Load Index Report 53

Hình 3.13 Trang Plot 53

Hình 3.14 Trang cài đặt độ tin cậy cho MBA 54

Hình 3.15 Cửa sổ cài đặt cấu hình và độ tin cậy của đường dây 56

Hình 3.16 Cửa sổ cài đặt độ tin cậy cho Recloser 57

Hình 3.17 Trang Reliability của tải tập trung 58

Hình 3.18 Trích xuất sơ đồ tính toán độ tin cậy trước khi cải tạo (hiện trạng) PA1 60

Hình 3.19 Trích xuất sơ đồ tính toán độ tin cậy sau khi cải tạo - PA2 61

Hình 3.20 Kết quả tính toán độ tin cậy phương án 1 62

Hình 3.21 Kết quả tính toán độ tin cậy của phương án 2 63

Hình 3.22 Trang Info tính toán phân bố công suất trong ETAP 65

Hình 3.23 Trang Info tính toán ngắn mạch trong ETAP 66

Hình 3.24 Thông số cài đặt của rơle tại MC373 69

Hình 3.25 Đường đặc tính của Rơle quá dòng tại MC373 70

Hình 3.26 Thông số cài đặt của Recloser MC 373E13.2/134 71

Hình 3.27 Đường đặc tính của Recloser MC 373E13.2/134 72

Hình 3.28 Sơ đồ phối hợp các Recloser trong ETAP 74

Hình 3.29 Phối hợp bảo vệ Rơle và 4 Recloser 75

Hình 3.30 Sơ đồ phối hợp giữa các bảo vệ đã được chỉnh định 76

vii

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT iii

DANH MỤC CÁC BẢNG iv

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ v

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do thực hiện đề tài 1

2 Mục tiêu nghiên cứu 2

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 4

4 Phương pháp nghiên cứu 4

5 Cấu trúc của luận văn 4

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN LỘ ĐƯỜNG DÂY 373E13.2 LẠNG SƠN 5

1.1 Khái quát mô hình chỉ huy điều độ tại Công ty Điện lực Lạng Sơn 5

1.1.1 Mô hình tổ chức công tác chỉ huy điều độ 5

5

1.1.2 Mô hình quản lý Đội QLVH lưới điện cao thế Lạng Sơn 7

1.1.3 Mô hình quản lý Điện lực Thành Phố Lạng Sơn 7

1.1.4 Mô hình quản lý các Điện lực còn lại 9

1.2 Hiện trạng nguồn và lưới điện tỉnh Lạng Sơn 9

1.2.1 Hiện trạng 9

1.2.2 Hiện trạng nguồn và lưới điện lộ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn 14

1.3 Hiện trạng thiết bị bảo vệ 15

1.3.1 Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm 110 kV-E13.2 Lạng Sơn 15

1.3.2 Thiết bị bảo vệ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn 17

1.3.3 Chức năng của thiết bị bảo vệ trên lộ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn 19 1.3.4 Hiện trạng sự cố trên đường dây 373E13.2 Lạng Sơn 21

KẾT LUẬN CHƯƠNG 1 22

CHƯƠNG 2 NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 23

2.1 Các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối 23

2.1.1 Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù 23

2.1.2 Xác định điểm mở tối ưu 23

2.1.3 Giải pháp nâng cao độ tin cậy 23

2.2 Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 34

2.2.2 Giải pháp ứng dụng tự động hóa lưới điện phân phối 35

2.2.3 Giải pháp phân đoạn đường dây và nhánh rẽ 38

2.2.4 Giải pháp ngăn ngừa các dạng sự cố thường gặp 38

2.2.5 Kết luận về lựa chọn giải pháp độ tin cậy 39

2.3 Kết luận chương 2 40

CHƯƠNG 3: MÔ HÌNH HÓA LƯỚI ĐIỆN TRONG ETAP ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT 42

3.1 Giới thiệu phần mềm mô phỏng tính toán ETAP 42

3.2 Tính toán đánh giá độ tin cậy của giải pháp đề xuất 44

3.2.1 Tạo dự án mới 44

3.2.2 Xây dựng mô phỏng lộ đường dây 371-E26.1 44

3.2.3 Tính toán độ tin cậy 58

3.3 Giải pháp phối hợp giữa các Recloser, bảo vệ rơle lộ đường dây 373E13.2 65

3.3.1 Tính toán phân bố công suất và tính ngắn mạch 65

3.3.2 Thiết lập thông số bảo vệ 67

3.3.2.1 Bảo vệ quá dòng xuất tuyến lộ 373 67

3.3.2.2 Cài đặt, lựa chọn đường đặc tính cho Recloser 70

3.3.3 Phối hợp Recloser 73

3.3.4 Hiệu chỉnh các đường đặc tính bảo vệ 75

3.4 Kết luận chương 3 77

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 78

1 Kết luận 78

2 Kiến nghị 78

TÀI LIỆU THAM KHẢO 79

PHỤ LỤC 81

Lộ đường dây 373E13.2 thuộc trạm 110 kV Lạng Sơn (E13.2) hiện tại đang cấp điện cho phụ tải toàn huyện Lộc Bình, Đình lập, phần lớn phụ tải các xã của huyện Cao Lộc và một số xã của huyện Chi Lăng (Vân An, Chiến Thắng, Vân Thủy):

- Lộ liên kết với lộ 376E13.2 cùng trạm: Đang cắt máy cắt MC 373E13.2/155-

01 Bằng Khánh - Mẫu Sơn

- Lộ liên kết mạch vòng với lộ 373E13.1 trạm 110 kV Đồng Mỏ qua máy cắt

MC 300/11 Mè Thình – Phai Bây Đang cắt DCL 373E13.2-7/174-1A Xuân Mãn (MC 373E13.2/174-1A Xuân Mãn đang đóng)

- Lộ liên kết mạch vòng với lộ 372E5.6 Tiên Yên (Quảng Ninh) qua máy cắt

MC 300/585 Đình Lập Tiên Yên: Đang cắt CDPT 373E13.2-7/402 Đình Lập - Cường Lợi

Trên xuất tuyến đường dây 373E13.2 trang bị các thiết bị đóng cắt và bảo vệ với 70 dao cách ly, 23 cầu dao phụ tải, 15 Recloser và 5 LBS, trong quá trình quản lý vận hành vẫn xảy ra trường hợp bảo vệ tác động không đúng, vẫn còn sự cố tác động vượt cấp Nguyên nhân là do các máy cắt Recloser trên lưới điện này được phân bố nhiều, gồm nhiều chủng loại, thời gian cài đặt của bảo vệ phía đầu nguồn trạm 110

kV do phía ETC thực hiện rất ngắn, các máy cắt cài đặt có đặc tính hoạt động độc lập dẫn đến việc cài đặt tác động bảo vệ theo thời gian không đảm bảo hoạt động chính xác [9]

Thống kê cho thấy đối với lộ đường dây 373E13.2 có tổng công suất đặt là

50193 kVA (216 TBA) và tổng chiều dài đường dây là 539,124 km Trong những năm gần đây số vụ sự cố nhìn chung đều tăng so với những năm trước, có nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng này:

- Nguyên nhân khách quan như tình hình thời tiết diễn biến xấu bất thường cùng với địa hình đồi núi phức tạp trên địa bàn Cụ thể là do mưa, sét gây ra đứt dây dẫn, cây đổ vào đường dây Các sự cố chủ yếu xảy ra ở lưới 35 kV với tính chất thoáng qua, đường dây đi qua địa hình đồi núi phức tạp, chiều dài đường trục lớn Bảng 1 thể hiện số vụ sự cố trên lưới điện tỉnh Lạng Sơn Trong đó, Điện lực Lộc

Bình có số vụ sự cố nhiều nhất (55%) Điện lực Lộc Bình quản lý lưới điện từ sau

Để khắc phục các nhược điểm trong công tác vận hành cần khảo sát các chế

độ lưới điện, sự thay đổi phụ tải…để làm cơ sở nghiên cứu lựa chọn thông số cài đặt cho Recloser đảm bảo các thông số được cài đặt đúng, vận hành ổn định liên tục lưới điện

Xuất phát từ những lý do trên tôi đã chọn đề tài “Nghiên cứu giải pháp nâng

cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối áp dụng cho lộ đường dây 373 trạm E13.2 Lạng Sơn” là thiết thực góp phần vào nâng cao hiệu quả trong vận hành lưới

điện phân phối tỉnh Lạng Sơn để làm vấn đề nghiên cứu cho mình

2 Mục tiêu nghiên cứu

- Nghiên cứu các giải pháp để nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối,

đề xuát áp dụng cho lộ đường dây 373-E13.2

- Xây dựng mô hình hóa lưới điện trong phần mềm ETAP để tính toán kiểm chứng hiệu quả của giải pháp đề xuất [6]

Số vụ sự cố vĩnh cửu

Nổ chống sét van

Vỡ

sứ Đứt dây

Cây

đổ vào

ĐZ

Cháy đầu cáp

Đổ cột

Sét đánh cháy thiết

bị

Rắn

bò

Chim, dơi bay vào

Nổ mìn

Cháy

TU

đo đếm

Cháy

TI đo đếm

Ôtô đâm

đổ cột

Gẫy đầu cốt

Đứt lèo

Cháy MBA Khác

Tổng cộng

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Lưới điện phân phối, lộ đường dây 373E13.2 trong đó tập trung vào lưới điện

do Điện lực Lộc Bình quản lý

4 Phương pháp nghiên cứu

- Nghiên cứu lý thuyết: Phân tích đánh giá và hệ thống hóa các công trình

nghiên cứu được công bố thuộc lĩnh vực liên quan: Bài báo, sách tham khảo, tài liệu hướng dẫn…

- Nghiên cứu thực tiễn: Nghiên cứu thực tế thiết bị, các số liệu kỹ thuật cần

thiết của lộ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn

5 Cấu trúc của luận văn

Ngoài phần mở đầu và kết luận, luận văn gồm 3 chương:

Chương 1 Giới thiệu chung về nguồn và lưới điện lộ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn

Chương 2 Nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối Chương 3 Mô hình hóa lưới điện trong ETAP, đánh giá hiệu quả của giải pháp

đề xuất

TRƯỞNG PHÒNG

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ NGUỒN VÀ LƯỚI ĐIỆN LỘ

ĐƯỜNG DÂY 373E13.2 LẠNG SƠN

1.1 Khái quát mô hình chỉ huy điều độ tại Công ty Điện lực Lạng Sơn

1.1.1 Mô hình tổ chức công tác chỉ huy điều độ

Sơ đồ tổ chức điều độ chung như hình 1.1

Mô hình phòng Điều độ hiện tại PCLS như hình 1.2

Hình 1.2 Sơ đồ điều độ tại PCLS

Chỉ huy điều độ lưới điện thuộc quyền điều khiển, nhân lực

+ Trưởng phòng: 01 người; Phó phòng: 01 người

+ Kỹ sư phương thức: 01 người (viết phiếu và duyệt PTT, lập phương thức cắt điện, tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ lưới điện thuộc quyền điều khiển)

+ Bộ phận trực điều độ: Đi ca theo chế độ 3 ca - 5 kíp, nhiệm vụ chỉ huy điều

độ lưới điện thuộc quyền điều khiển và theo dõi tính toán các chỉ số độ tin cậy lưới điện

Tổng số lao động hiện tại tại phòng Điều độ PCLS: 11 người (01 trưởng phòng,

01 phó phòng, 10 điều độ viên, 01 học kèm cặp điều độ viên)

Công ty Điện lực Lạng Sơn trang bị các thiết bị Recloser với tổng số 98 trạm, trong đó lộ đường dây 373 có 13 trạm với hai loại là Cooper và Nulec Đại đa số các Recloser đã được kết nối từ xa bằng sóng 3G và đường truyền có dây, kết nối đến Phòng điều độ công ty Phần mềm theo dõi online đồng thời thể hiện hết trạng thái các máy cắt, muốn khai thác và cài đặt các thông số trên MC các điều độ viên phải thực hiện thao tác vào từng MC mới làm được

Sau các sự cố việc xác định đúng nguyên nhân phân vùng sự cố còn gặp nhiều khó khăn do công tác cài đặt các thông số bảo vệ trên Recloser còn bất cập, các Recloser còn có hiện tượng tác động đồng thời và vượt cấp

Phân cấp quyền điều khiển, quyền kiểm tra của các cấp điều độ như sau:

- Tuân thủ theo quy định tại thông tư 40/TT – BCT do Bộ Công thương ban hành ngày 05/11/2015 và tại công văn 342/EVN-ĐĐQG-KTSX của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

- Các thiết bị từ máy cắt tổng trung áp và thiết bị đóng cắt đi kèm đến cấp 110

kV thuộc quyền của A1; thiết bị bù, các thiết bị đóng cắt phía hạ áp của các MBA

110 kV cấp điện cho khu vực địa phương thuộc quyền điều khiển của Điều độ lưới điện phân phối

- Chỉ huy thao tác:

+ Cấp điều độ có quyền điều khiển (A1, Bx) viết phiếu, duyệt phiếu và chỉ huy thực hiện thao tác khi phải phối hợp thao tác thiết bị tại nhiều trạm điện, nhà máy điện hoặc trong trường hợp thao tác xa từ cấp điều độ có quyền điều khiển

+ Đơn vị quản lý vận hành viết phiếu, duyệt phiếu và thực hiện thao tác trong nội bộ phạm vi 01 trạm điện Trước khi thực hiện phiếu thao tác phải được cấp điều

độ có quyền điều khiển cho phép

+ Thực hiện thao tác: Điều độ viên chỉ huy thao tác trên thiết bị thuộc quyền điều khiển tương ứng với trực ca vận hành các đơn vị QLVH

- Giao nhận lưới điện:

+ Đối với các thao tác do A1 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua điều độ Bx, sau đó điều độ Bx giao/nhận với đội đường dây Chi nhánh

7

Trạm 110kV Chợ Hữu Lũng – E13.4 (01 TT và

04 trực VH)

Trạm 110kV Đồng Đăng – E13.3 (01 TT và

06 trực VH)

Trạm 110kV Lạng Sơn – E13.2 (01 TT và

06 trực VH)

Trạm 110kV Đồng Mỏ – E13.1 (01 TT và

05 trực VH)

Tổ QLVH đường dây 110kV (01TT và

09 CN))

NV Lái xe (01)

NV kinh tế (01)

lưới điện cao thế hoặc trực trạm 110 kV hoặc TVH các Điện lực để bàn giao/tiếp nhận

với đơn vị công tác

+ Đối với thao tác trong phạm vi nội bộ 01 trạm điện (110 kV): Sau khi thao tác xong và làm các biện pháp an toàn cần thiết, việc giao nhận thiết bị với đội công

tác do trực chính TBA thực hiện

+ Đối với các thao tác do B13 lập, phê duyệt và chỉ huy trực tiếp: Giao/nhận thiết bị qua trực ban các đơn vị QLVH thiết bị như trực ca TBA 110 kV, trực ban các

tổ trực vận hành các Điện lực… để bàn giao/tiếp nhận với đơn vị công tác

1.1.2 Mô hình quản lý Đội QLVH lưới điện cao thế Lạng Sơn

Thực hiện Quyết định số: 3569/QĐ-EVNNPC ngày 23/11/2018 của Tổng Công ty Điện lực Miền Bắc về việc chuyển giao Chi nhánh lưới điện cao thế Lạng

Sơn từ Công ty lưới điện cao thế Miền Bắc về trực thuộc PCLS, trong đó lao động

vận hành trạm khu vực Lạng Sơn: 38 người

Tổ chức tại Đội QLVH lưới điện cao thế Lạng Sơn như hình 1.3, gồm đội trưởng, phó đội trưởng; khối văn phòng; tổ đường dây và các trạm 110 kV

1.1.3 Mô hình quản lý Điện lực Thành Phố Lạng Sơn

Tổng số lao động: 96 người, có sơ đồ như hình 1.4

03 đội sản xuất

Tổ kiểm tra giám sát mua bán điện

Tổ trực vận hành

Phòng kinh doanh

Phòng KH- KT-AT

GIÁM ĐỐC (01)

05 đội sản xuất

Tổ kiểm tra giám sát mua bán điện

Tổ trực vận hành

Phòng kinh doanh

Phòng KH- KT-AT

Phòng

tổng

hợp

PHÓ GIÁM ĐỐC PHỤ TRÁCH CAO LỘC

(01)

PHÓ GIÁM ĐỐC

(02)

GIÁM ĐỐC (01)

9

GIÁM ĐỐC (01)

01 đội sản xuất

Tổ kiểm tra giám sát mua bán điện

Tổ trực vận hành

Phòng kinh doanh tổng hợp

Phòng KH- KT-AT

PHÓ GIÁM ĐỐC PHỤ TRÁCH KỸ THUẬT

(01)

1.1.4 Mô hình quản lý các Điện lực còn lại

1.2 Hiện trạng nguồn và lưới điện tỉnh Lạng Sơn

1.2.1 Hiện trạng

1.2.1.1 Nguồn điện

Hiện tại, tỉnh Lạng Sơn được cấp điện từ các nguồn:

- Nguồn điện 110 kV cấp từ trạm biến áp 220 kV Đồi Cốc Bắc Giang qua đường dây 171E13.1 Lạng Sơn

- Nguồn điện 110 kV cấp từ nhà máy Nhiệt điện Na dương 110kV qua đường dây mạch kép 171A13.0, 172A13.0 Nhiệt Điện Na dương - 171E13.2, 172E13.2 trạm 110kV Lạng Sơn

- Nguồn điện 110 kV cấp từ nhà máy Thủy điện Thác Xăng 110kV qua đường dây 171A13.5 Thác Xăng – 171E13.6 trạm 110kV Đồng Đăng

- Nguồn điện 35 kV cấp từ Quảng Ninh qua mạch vòng đường dây 372E5.6 Tiên Yên - Lạng Sơn (Điểm đo đếm 300 tại ranh giới Tiên Yên – Đình lập)

- Nguồn điện 35 kV cấp từ Cao Bằng qua mạch vòng 374E16.1 Cao Bằng - Lạng Sơn (Điểm đo đếm mạch vòng Cao Bằng - Lạng Sơn tại huyện Đông Khê, Cao Bằng)

- Nguồn điện 35 kV cấp từ Thái Nguyên qua mạch vòng 371E6.8 Thái Nguyên

- Lạng Sơn (Điểm đo đếm mạch vòng Thái Nguyên - Lạng Sơn tại huyện Võ Nhai)

- Ngoài ra trên đại bàn tỉnh còn có các nhà máy điện + Thuỷ điện Bắc Khê, Khánh Khê phát lên lưới 35 kV

7/271A

Thông số nguồn do điều độ cung cấp ở thanh cái 110 kV

Bảng 1.1 Thông số nguồn điện

Trạm biến áp Thứ tự thuận Thứ tự nghịch Thứ tự không Lạng sơn 8,6+j30,3 () 8,6+j30,3 () 18,2+j77,3 ()

1.2.1.2 Lưới điện

(i) Lưới điện 110 kV:

- Lộ đường dây 171E7.1 Bắc Giang - 171E13.2 Lạng Sơn - sử dụng dây dẫn

(ii) Lưới điện trung thế:

* Xuất tuyến từ TBA 110 kV-E13.2 Lạng Sơn:

- Lộ đường dây 373 (Bản vẽ 01 phần phụ lục) đang cấp điện cho phần lớn phụ tải các xã của huyện Lộc Bình, Đình Lập và một số xã của huyện Cao Lộc (Công Sơn, Ngân Sơn, Ngàn Pặc): Lộ liên kết với lộ 376E13.2 cùng trạm qua DCL

đang cắt (hình 1.7); Lộ liên kết mạch vòng với lộ 373E13.1 trạm 110 kV Đồng Mỏ qua máy cắt MC 300/11 Mè Thình – Phai Bây Hiện tại đang cắt DCL 373E13.2- 7/174-1A Xuân Mãn (MC 373E13.2/174-1A Xuân Mãn) đang đóng – Hình 1.8; Lộ liên kết mạch vòng với lộ 372E5.6 Tiên Yên (Quảng Ninh) qua máy cắt MC 300/585 Đình Lập - Tiên Yên: Hiện tại đang cắt CDPT 373E13.2-7/402 Đình Lập - Cường Lợi (hình 1.9)

- Lộ đường dây 374 cấp điện cho phụ tải một phần cho khu vực thành phố Lạng Sơn và một phần cho huyện Cao Lộc Lộ liên kết cấp điện với lộ 374 trạm 110

Hình 1.7 Vị trí máy cắt MC 373E13.2/155-01 Bằng Khánh-Mẫu Sơn

Hình 1.8 Vị trí MC 300/11 Mè Thình-Phai Bây và DCL 373E13.2-7/174-1A Xuân Mãn

Hình 1.9 Vị trí MC 300/585 Đình Lập-Tiên Yên kết nối ĐZ 373E13.2- ĐZ 372E5.6

13

- Lộ đường dây 375 cấp điện cho phụ tải một phần phần cho khu vực thành phố Lạng Sơn và cho toàn huyện Văn Lãng, Tràng Định với tổng chiều dài đường dây 185,28km gồm 182TBA với tổng công suất đặt là 11.560 kVA

- Lộ đường dây 471 cấp điện cho khu vực thành phố Lạng Sơn với tổng chiều dài đường dây 12,74 km gồm 22 TBA với tổng công suất đặt là 12.050 kVA

- Lộ đường dây 472 cấp điện cho phụ tải khu vực thành phố Lạng Sơn với tổng chiều dài đường dây 22,6 km gồm 42 TBA với tổng công suất đặt là 12.230kVA

- Lộ đường dây 474 cấp điện cho phụ tải khu vực thành phố Lạng Sơn với tổng chiều dài đường dây 18,33 km gồm 47 TBA với tổng công suất đặt là 13920 kVA

* Xuất tuyến từ TBA 110 kV-E13.1 Đồng Mỏ:

- Lộ đường dây 373 cấp điện cho phụ tải khu vực huyện Chi lăng với tổng chiều dài đường dây 78km gồm 92TBA với tổng công suất đặt là 10.250 kVA

- Lộ đường dây 375 cấp điện cho phụ tải khu vực Chi Lăng, Văn Quan, Bình Gia với tổng chiều dài đường dây 128,536km gồm 146TBA với tổng công suất đặt là 18.252kVA

- Lộ đường dây 377 cấp điện cho phụ tải khu vực Lân Bông, Huyện Hữu Lũng với tổng chiều dài đường dây 62,377 km gồm 37 TBA

- Lộ đường dây 372 cấp điện cho phụ tải khu vực Một phần huyện Hữu Lũng, Cấm Sơn với tổng chiều dài đường dây 52.652 km gồm 18TBA với tổng công suất đặt

là 1672,5kVA

Sơ đồ kết dây lưới điện được thể hiện trong bản vẽ phần phụ lục 1

1.2.2 Hiện trạng nguồn và lưới điện lộ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn

1.2.2.1 Nguồn điện

Hiện nay đường dây 373E13.2 Lạng Sơn được cấp nguồn từ các nguồn sau:

- Nguồn được cấp từ TBA 110 kV - E13.2 Lạng Sơn:

Trạm biến áp 110 kV Lạng Sơn đặt tại Thành phố Lạng Sơn với 2 MBA có công suất 1x40MVA -110/35/22 kV và 1x40MVA-110/35/22 kV, riêng MBA T1 cấp nguồn cho lộ đường dây 373 và 375 Thông số kỹ thuật được cho trong bảng 1.2

- Nhà máy điện NĐ Na Dương 2 công suất 2500kVA phát lên lưới 35kV

- Tụ bù ngang trên lưới được bố trí tại 4 vị trí, với công suất bù như trong bảng 1.3

1.2.2.2 Lưới điện

Trạm biến áp 110 kV Lạng Sơn đặt tại Thành phố Lạng Sơn với 2 MBA công suất mõi máy 40MVA-110/35/22 kV; MBA T1 cấp nguồn cho lộ đường dây 373 và 375:

Cao thế

Trung thế

Hạ thế

115 38,5

23

115 38,5

23

10,96 17,09 6,18 Tổn thất ngắn mạch (kW)

137

139 109,5

Bảng 1.3 Thông số tụ bù trên lưới

- Lộ đường dây 373 hiện tại đang cấp điện cho phụ tải cho phần lớn phụ tải các

xã của huyện Lộc Bình, Đình Lập và một số xã của huyện Cao Lộc (Công Sơn, Ngân Sơn, Ngàn Pặc) Lộ liên hệ mạch vòng với lộ 372 trạm 110 kV Tiên Yên – Quảng Ninh với tổng chiều dài đường dây 539,124 km gồm 216 TBA với tổng công suất đặt là 50.193 kVA

1.3 Hiện trạng thiết bị bảo vệ

1.3.1 Thiết bị bảo vệ và đo lường tại trạm 110 kV-E13.2 Lạng Sơn

Bảng 1.4 là thống kê các thiết bị bảo vệ và đo lường tại TBA 110kV-E13.2

Bảng 1.4 Thiết bị bảo vệ và đo lường tại TBA 110kV-E13.2

Khả năng kết nối

T1

F90

Tapcon 230 KVGC20201V51GEC

NĐ cuộn dây 22kV

NĐ cuộn dây 10kV

IEC6185

0 7VH6002-0EA20-0AA0/BB SIEMENS RS485

CSQ

CEWE

F87BB1 không F87BB2 không

Multimeter cơ

Multimeter không

1.3.2 Thiết bị bảo vệ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn

Hiện nay trên đường dây 373 trang bị các thiết bị Recloser, có 13 trạm với 02 loại là Cooper và Schneider Trong đó đại đa số các Recloser đã được kết nối từ xa bằng sóng 3G và đường truyền có dây, các kết nối đến phòng điều độ công ty, tuy nhiên tại phòng điều độ chưa có phần mềm theo dõi online đồng thời thể hiện hết các máy cắt, muốn khai thác và cài đặt các thông số trên máy cắt các điều độ viên phải thực hiện thao tác vào từng máy cắt mới làm được

Sau các sự cố việc xác định đúng nguyên nhân phân vùng sự cố còn gặp nhiều khó khăn do công tác cài đặt các thông số bảo vệ trên Recloser còn bất cập, các Recloser

Thống kê các Recloser trên đường dây 373 hiện có như bảng 1.5

Bảng 1.5 Thống kê các Recloser/LBS trên đường dây 373E13.2

Kết nối từ

xa (3G)

Kết nối

từ xa (cáp)

9 MC 373E13.2/69 Khuất Xá – Bản Chắt x Schneider - Úc

10 MC 373E13.2/235 Lộc Bình – Na Dương x Schneider - Úc

11 MC 373E13.2/20 Nà Mằn – Đông Quan x Schneider - Úc

19 Thống kê CDPT trên đường dây 373 do Điện lực Lộc Bình quản lý như trong bảng 1.6

Bảng 1.6 Thống kê CDPT trên đường dây 373E13.2

1.3.3 Chức năng của thiết bị bảo vệ trên lộ đường dây 373E13.2 Lạng Sơn

1.3.3.1 Chức năng bảo vệ của rơle 7SJ600 5-5EA00-0DA0/BB xuất tuyến lộ đường dây 373-E13.2 Lạng Sơn

+ Bảo vệ quá dòng có thời gian:

- Cấp bảo vệ quá dòng pha mức cao I>>, phát hiện sự cố từng pha và thời gian trễ riêng

- Cấp bảo vệ quá dòng chạm đất mức cao Ie>> với các thời gian trễ riêng biệt

- Cấp bảo vệ quá dòng thời gian phụ thuộc Ip, phát hiện sự cố riêng biệt từng pha

và thời gian trễ từng pha được xử lý riêng biệt

- Cấp bảo vệ quá dòng thời gian độc lập I>, phát hiện sự cố riêng biệt từng pha và thời gian trễ từng pha được xử lý riêng biệt

- Cấp bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian phụ thuộc Iep, xử lý thời gian riêng biệt

- Cấp bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian độc lập Ie>, có thời gian trễ riêng biệt

- Các đặc tính thời gian - dòng điện có thể đặt cho các dòng pha và đất

- Có thể lựa chọn trong 3 đặc tính tiêu chuẩn của bảo vệ quá dòng có thời gian phụ thuộc cho dòng pha và đất

+ Bảo vệ quá tải theo nhiệt độ:

- Cung cấp bản sao nhiệt độ của nhiệt đốt nóng

- Đo dòng hiệu dụng thực sự của từng dòng pha riêng biệt

- Các cấp cảnh báo có thể điều chỉnh

+ Chức năng tự động đóng lặp lại:

- Có thể đóng lặp lại một hoặc nhiều lần (như: RAR và DAR)

- Có thể cài đặt thời gian trễ cho các lần đóng lặp lại

- Có thể lựa chọn được các phần tử để kích hoạt chế độ đóng lặp lại, có thể chọn các sự cố pha - pha, pha - đất khác nhau

- Việc giám sát sự phản ứng của máy cắt trong quá trình đóng lặp lại có thể thực hiện được

+ Chức năng bảo vệ biến động tải (tải không cân bằng):

- Bảo vệ động cơ được đóng cắt bằng các bộ đóng ngắt khí kết hợp với các cầu chì

- Phát hiện sự hở mạch, ngắn mạch và đấu đảo pha của các mạch dòng

+ Chức năng giám sát thời gian khởi động:

Giám sát thời gian khởi động động cơ tránh động cơ bị hư hỏng do thời gian khởi động kéo dài

+ Chức năng giám sát mạch cắt:

Sử dụng giám sát mạch cắt với một hoặc hai đầu vào nhị phân tuỳ thuộc vào số đầu vào nhị phân Khi đầu vào nhị phân không được cấp nguồn có nghĩa là hư hỏng máy cắt

+ Các chức năng tiêu chuẩn:

- Xử lý các thông báo

- Ghi lại các thông số sự cố

- Thông báo các đại lượng đo lường

- Thông báo các thủ tục thí nghiệm

- Các chức năng giám sát

- Có cổng kết nối SCADA và máy tính (RS485 tốc độ chuyển từ 300 tới 19200 Baud)

1.3.3.2 Thông số cài đặt bảo vệ trên lộ đường dây 373-E13.2 Lạng Sơn

(i) Rơle 7SJ600 5-5EA00-0DA0/BB xuất tuyến lộ đường dây 373-E13.2

- Bảo vệ cấp I: I=400A; t=1,5s

- Bảo vệ cấp II: I=600A; t= 0,3s

(ii) Recloser trên đường dây 373 E13.2

T/gian tác động (s)

Đặt tự đóng lại sau 30s (Chỉ TĐL 1 lần)

Đặt tự đóng lại sau 30s (Chỉ TĐL 1 lần) Cooper

Không đóng lặp lại cho các BV của MC MBA tự ngầu

Đặt tự đóng lại sau 30s (Chỉ TĐL 1 lần)

Đặt tự đóng lại sau 30s (Chỉ TĐL 1 lần)

Cooper – Mỹ

12 Máy cắt MC359 Đình

Lập – Bính Xá 2000/1 Iph=100 I0=26

0,0 0,1

Schneider – Úc

1.3.4 Hiện trạng sự cố trên đường dây 373E13.2 Lạng Sơn

Thống kê sự cố trên lưới điện Lạng Sơn đã trình bày trong bảng 1 phần mở đầu Qua thống kê cho thấy, khi sự cố xảy ra vẫn có những trường hợp nhảy vượt cấp, có thể

mô tả như bảng 1.8

Bảng 1.8 Thống kê sự cố trên lộ 373E13.2

Ngày đường dây MC lộ Bảo vệ

21/12/

19

Máy cắt MC373E1 3.2/134 Bản ngà – Lộc Bình

1

Dòng sự cố Ia= 5A;

Ib= 149A; Ic= 150A

Do dân chặt cây đổ vào đường dây VT 24-25 sau CD 373-7/1 nhánh

rẽ

MC nhẩy đồng thời, đến 14:28 đóng lại

= 140A (bị nhảy vượt cấp từ MC373/35A)

Kiểm tra có dòng sự

cố Ia = 1303A, Ib = 1363A, Ic = 98A

MC nhảy đóng lặp lại tốt

23

CHƯƠNG 2 NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.1 Các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối

Theo thông tư 39/BCT các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối bao gồm các yêu cầu về kỹ thuật như là tần số, điện áp, cân bằng pha, sóng hài, và độ tin cậy cung cấp điện cùng tổn thất điện năng [2] Phần sau đây phân tích các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành để lựa chọn áp dụng cho Điện lực Lộc Bình

2.1.1 Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù

- Lộ đường dây 373 hiện tịa có 4 cụm tụ bù với tổng dung lượng 1800kVAr Do

số Bus trong lưới tới 1245 nên việc tính toán tối ưu hóa vị trí tụ bù bằng modul trong phần mềm ETAP không thực hiện được

2.1.2 Xác định điểm mở tối ưu

Với phương thức kết lưới hiện tại như trình bày ở chương 1, Lưới điện Lộc Bình đang mở theo kinh nghiệm tại các điểm :

2.1.3 Giải pháp nâng cao độ tin cậy

Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định

Như vậy độ tin cậy luôn gắn với việc hoàn thành một nhiệm vụ cụ thể, trong một thời gian nhất định và trong một hoàn cảnh nhất định

Mức đo độ tin cậy luôn gắn với việc hoàn thành nhiệm vụ trong khoảng thời gian xác định và xác suất này được gọi là độ tin cậy của hệ thống hay phần tử

Đối với hệ thống hay phần tử không phục hồi, xác suất là đại lượng thống kê, do

đó độ tin cậy là khái niệm có tính thống kê từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ của

hệ thống hay phần tử

Đối với hệ thống hay phần tử phục hồi như hệ thống điện và các phần tử của nó, khái niệm khoảng thời gian không có ý nghĩa bắt buộc, vì hệ thống làm việc liên tục

Do đó độ tin cậy được đo bởi đại lượng thích hợp hơn, đó là độ sẵn sàng

Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ

Độ sẵn sàng cũng chính là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt động

Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống hoặc phần tử ở trạng thái hỏng

Các chỉ số độ tin cậy lưới điện phân phối được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là cường độ mất điện trung bình λ (do sự cố hoặc theo kế hoạch), thời gian mất điện (sửa chữa) trung bình t, thời gian mất điện hàng năm trung bình T của phụ tải

Tuy nhiên, những giá trị này không phải là giá trị quyết định mà là giá trị trung bình của phân phối xác suất, vì vậy chúng chỉ là những giá trị trung bình dài hạn Mặc dù 3 chỉ

số trên là quan trọng, nhưng chúng không đại diện một cách toàn diện để thể hiện độ tin cậy của hệ thống Chẳng hạn các chỉ số trên được đánh giá không thể hiện được tương ứng với 1 khách hàng hay 100 khách hàng, tải trung bình tại điểm đánh giá là 10 kW hay 10 MW Để đánh giá được một cách toàn diện về sự mất điện của hệ thống, người

ta đánh giá thông qua các chỉ số theo tiêu chuẩn IEEE 1366 [2]:

Tần suất mất điện trung bình của hệ thống - SAIFI

Thời gian mất điện trung bình của hệ thống - SAIDI

Tổng số thời gian mất điện của khách hàng Ti Ni

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 hệ thống trong một năm

Thời gian mất điện trung bình của khách hàng - CAIDI

Tổng số thời gian mất điện của khách hàng Ti Ni

Tổng số lần mất điện của khách hàng i Ni

25

Ở đây i là cường độ mất điện, 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 một khách hàng trong một năm cho một lần mất điện

Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI và (ASUI)

Số giờ khách hàng được cung cấp điện ASAI =

=

Số giờ khách hàng cần cung cấp điện

Ki  8760 - Ti Ni

Ni  8760 ASUI = 1- ASAI = (Ti Ni )/ (Ni  8760 )

Chỉ tiêu này xác định mức độ sẵn sàng hay độ tin cậy (không sẵn sàng) của hệ thống

Năng lượng không được cung cấp - ENS

ENS = Tổng số điện năng không được cung cấp bởi hệ thống = Pi Ti

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 một năm

Điện năng trung bình không được cung cấp - AENS

Tổng điện năng không cung cấp được Pi Ti

Tổng số khách hàng được phục vụ Ni Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng trong một năm

Chỉ số mất điện khách hàng trung bình - ACCI

Tổng số điện năng không cung cấp được

ACCI =

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng Chỉ số này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng bị ảnh hưởng trong một năm

Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối – MAIFI

Theo [2] bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm SAIDI, SAIFI và MAIFI ngoài 2 chỉ số SAIDI, SAIFI được trình bày ở trên, thì chỉ số MAIFI được tính bằng tổng số lượt khách hàng sử dụng điện của đơn vị phân phối điện

bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng

số khách hàng sử dụng điện của đơn vị phân phối điện, xác định theo biểu thức sau:

bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;

Thiết bị đóng cắt trong lưới điện phân phối hiện nay chủ yếu là máy cắt/Recloser, LBS, CDPT, dao cách ly, cầu chì FCO Trong mục này ta khảo sát việc áp dụng các thiết bị đóng cắt đó về độ tin cậy

Trong tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối hình tia gồm các phần tử mắc nối tiếp, nên các chỉ số trung bình về độ tin cậy của hệ thống được tính như sau:

Ts là thời gian mất điện trung bình năm của hệ thống

(i) Vận hành theo sơ đồ lưới điện hình tia có rẽ nhánh

Xét sơ đồ lưới điện như hình 2.1 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 toàn hệ thống sẽ bị mất điện Sau khi sự cố được khắc phục máy cắt sẽ được đóng lại để phục hồi việc cấp điện Trên cơ sở các số liệu về suất sự cố trung bình và thời gian mất điện trung bình ta tính

27 được các chỉ số về độ tin cậy cho các nút tải A, B, C, D và sẽ được kết quả các trị số  ,

t, T ở các nút tải là như nhau

Hình 2.1 Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn

Trong thực tế sự mất điện trên đường dây có tỷ lệ tương ứng với chiều dài của nó

và các nhánh rẽ là 0,2 lần/km.năm, thời gian sự cố, chiều dài đường dây, số lượng khách hàng và tải bình quân cho ở bảng 2.1 và bảng 2.2 Từ đó ta sẽ thu được kết quả tính toán các chỉ số độ tin cậy của các nút phụ tải cho ở bảng 2.3

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)

Khi đó các chỉ số về độ tin cậy của hệ thống trên là:

SAIFI  (2, 2.1000  2, 2.800  2, 2.700  2, 2.500)  2, 2 lần mất điện/khách hàng năm

Hình 2.2 Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ được bảo vệ bằng cầu chì

Nút tải có độ tin cậy thấp nhất là điểm B, bởi vì nhánh rẽ này chịu ảnh hưởng của sự cố lớn hơn cả, do chiều dài nhánh rẽ lớn nhất nên cường độ sự cố cao hơn, thời gian mất điện sẽ nhiều hơn Kết quả tính toán các chỉ số độ tin cậy của các nút tải cho ở Bảng 2.4

Bảng 2.4 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.2

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)

Các chỉ số độ tin cậy của hệ thống sẽ là:

SAIFI  (1.1000 1, 4.800 1, 2.700 1.500)  1,15 lần mất điện/khách hàng năm

1000  800  700  500

Biện pháp tăng cường độ tin cậy khác là lắp đặt dao cách ly tại các điểm hợp

lý trên trục chính Khi có sự cố trên các đoạn trục chính máy cắt đầu nguồn sẽ được cắt ra Sau đó 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 đóng lại để cấp điện cho các phụ tải trước đoạn bị sự cố Trong trường hợp này những chỉ số 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 số tại nút D không thay đổi vì không thể cách ly được nữa nếu sự cố xảy ra trên đoạn này

Hình 2.3 Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng dao cách ly, nhánh rẽ bảo

vệ bằng cầu chì

Với những điểm đặt dao cách ly như trên hình 2.3, giả sử tổng số thời gian thao tác dao cách ly và máy cắt để cách ly đoạn sự cố là 0,5 giờ thì các chỉ số độ tin cậy của các nút tải cho ở bảng 2.5

Bảng 2.5 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.3

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n) Cộng 1,0 1,5 1,5 1,4 1,89 2,65 1,2 2,75 3,3 1,0 3,6 3,6 Các chỉ số độ tin cậy của hệ thống sẽ là:

SAIFI  (1.1000 1, 4.800 1, 2.700 1.500)  1,15 lần mất điện/khách hàng năm

Hình 2.4 Sơ đồ 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 Trong trường hợp này khi có sự cố trên các đoạn, máy cắt phân 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 số độ tin cậy cho các nút tải sẽ được cải thiện hơn trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly, do máy cắt có thể tự động cắt đoạn sự cố ra khỏi lưới, nên số lần mất điện và thời gian mất điện sẽ thấp hơn Tuy nhiên, do máy cắt có giá thành rất cao so với dao cách ly (gấp khoảng

15 lần), nên trong thực tế việc dùng máy cắt hay dao cách ly, với số lượng bao nhiêu, đặt tại những vị trí nào là bài toán tối ưu về kinh tế, kỹ thuật được xem xét

kỹ khi đầu tư

Bảng 2.6 Các chỉ số độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 2.4

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)



(l/n)

t (g/l)

T (g/n)