Tính toán, phân tích hiện trạng lưới điện 10kv của điện lực huyện diễn châu công ty điện lực nghệ an và đánh giá độ tin cậy cung cấp điện

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - ĐẶNG HẢI TRIỀU TÍNH TOÁN, PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN 10KV CỦA ĐIỆN LỰC HUYỆN DIỄN CHÂU-CÔNG TY ĐIỆN LỰC NGHỆ AN VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN Chuyên ngành : Kỹ thuật Điện LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC : GS.TS Lã Văn Út Hà Nội – Năm 2014 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan công trình nghiên cứu riêng Các số liệu kết nghiên cứu nêu luận văn trung thực chưa công bố luận văn khác Tôi xin cam đoan rằng, giúp đỡ cho việc thực luận văn cảm ơn thông tin trích dẫn đoạn văn rõ nguồn gốc Người cam đoan Đặng Hải Triều LỜI CẢM ƠN Sau thời gian thực luận văn, đến đề tài “Tính toán, phân tích trạng lưới điện 10kV Điện lực huyện Diễn Châu- Công ty Điện lực Nghệ An đánh giá độ tin cậy cung cấp điện” hoàn thành Trong thời gian thực đề tài nhận nhiều giúp đỡ quý báu đồng nghiệp thầy cô giáo trường Đại học Bách khoa Hà Nội Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy giáo GS.TS Lã Văn Út nguyên cán Bộ môn Hệ thống điện trường Đại học Bách Khoa Hà Nội tận tình hướng dẫn, giúp đỡ xây dựng hoàn thành luận văn Tôi xin chân thành cảm ơn thầy, cô giáo Bộ môn Hệ thống điệnViện Điện trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, CBCNV Điện lực huyện Diễn Châu, Công ty Điện lực Nghệ An giúp đỡ tạo điều kiện thuận lợi cho trình học tập, công tác, nghiên cứu hoàn thành luận văn Cuối cùng, xin bày tỏ lòng biết ơn tới gia đình, bạn bè động viên giúp đỡ suốt trình học tập, nghiên cứu hoàn thành luận văn Xin trân trọng cảm ơn! Tác giả Đặng Hải Triều MỤC LỤC Trang Trang phụ bìa……….………………… …………… ………………… Lời cam đoan ……….……………………………… ………………… Lời cảm ơn……………………………………………………………… MỤC LỤC……………… …………………………………………… DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU……………………………………… DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ…………………………… DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU…………………… MỞ ĐẦU…………………………………………… ………………… 10 1.Lý chọn đề tài……………………………………………………… 10 2.Lịch sử nghiên cứu đề tài…………………………………………… 10 3.Mục đích nghiên cứu luận văn, đối tƣợng, phạm vi nghiên cứu 10 4.Tóm tắt cô đọng nội dung đóng góp tác giả 5.Phƣơng pháp nghiên cứu…………………………………………… 11 11 CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN DIỄN CHÂU …………………………………………………………… 12 1.1.Tình hình kinh tế xã hội Huyện Diễn Châu…………………… 12 1.2.Tổng quan lưới điện phân phối…………………… 12 1.3.Cấu trúc lưới điện phân phối huyện Diễn Châu……… 14 1.4.Công tác quản lý kỹ thuật Điện lực Diễn Châu………………… 20 1.5.Kết luận chương 1…………………… 22 CHƢƠNG SỬ DỤNG PHẦN MỀN PSS/ADEPT TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG LƢỚI ĐIỆN 10KV HUYỆN DIỄN CHÂU ………………… … 23 2.1.Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT …………………… 23 2.2.Tính toán số liệu nút phụ tải đường dây 10kV cần nghiên cứu …………………… …………………… …………………… 25 2.2.2.Tính toán phân bố dòng điện, điện áp, công suất nút chương trình PSS/ADEPT…………………… 45 2.2.2.2.Tổng hợp phân bố điện áp nút………………………… 57 2.2.2.3.Tổng hợp phân bố dòng điện tổn thất nút………… 58 MỤC LỤC Trang 2.2.2.4 Đánh giá nguyên nhân gây tổn thất điện áp tổn thất công suất đường dây ……………………………………………………… 59 2.2.2.5 Các biện pháp giảm tổn thất điện áp tổn thất công suất đường dây…………………………………………….……………… 60 2.3.Kết luận chương 2…………………………………………………… 61 CHƢƠNG 3.CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ÁP DỤNG ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƢỚI 10KV ĐIỆN LỰC DIỄN CHÂU……………………… 62 3.1 Khái niệm chung độ tin cậy cung cấp điện …………………… 62 3.1.3.Các tiêu đánh giá độ tin cậy hệ thống cung cấp điện……… 63 3.2.Các biện pháp nâng cao độ tin cậy HTCCĐ …………………… 66 3.2.3.Các biện pháp thực để nâng cao độ tin cậy hệ thống điện … 67 3.2.4.Biện pháp thực nâng cao độ tin cậy phạm vi luận văn… 70 3.3.Tổng quan phương pháp tính toán ĐTCCCĐ………………… 70 3.4 Phương pháp đồ thị - giải tích tính toán độ tin cậy LĐPP…… 72 3.4.2.Mô hình toán sở phương pháp tính……………………… 73 3.4.2.4.Các ma trận cấu trúc………………………… ………………… 77 3.4.3.Tính toán độ tin cậy cung cấp điện………………………………… 80 3.4.3.1.Lưới điện hình tia không nguồn dự phòng……………….……… 80 3.4.3.2.Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng……………………… … 81 3.4.4.Ví dụ tính toán độ tin cậy cung cấp điện……………………… … 83 3.4.4.2.Tính toán độ tin cậy xét với điều kiện khác nhau…………… 85 3.4.5.Chương trình tính toán ĐTCCCĐ…………………………….…… 92 3.4.6.Mô hình lưới điện theo sơ đồ tính toán ĐTC …………………… 94 3.4.7.Ứng dụng phương pháp đồ thị giải tích tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho lộ đường dây 10kV thuộc Điện lực Diễn Châu……… 94 3.5.Kết luận chương 3…………………………………………………… 103 Kết luận chung hƣớng nghiên cứu ………………………………… 104 Tài liệu tham khảo ………………………………………………… … 105 DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Tên bảng STT Trang Bảng 1.1 Thông số kỹ thuật đường dây 35kV 16 Bảng 1.2 Thông số kỹ thuật đường dây 10kV trạm E15.13 17 Bảng 1.3 Thông số kỹ thuật đường dây 10kV trạm TGDC2 17 Bảng 1.4 Thống kê trạm biến áp PP đường dây 18 Bảng 1.5 Thông số phụ tải huyện Diễn Châu tháng đầu năm 2013 19 Bảng 1.6 Tổn thất điện huyện Diễn Châu 19 Bảng 1.7 Thống kê so sánh số vụ cố đường dây xuất tuyến 20 Bảng 1.8 Phân loại cố lưới điện 21 Bảng 2.1 Bảng số liệu nút phụ tải đường dây 971E15.13 25 10 Bảng 2.2 Bảng số liệu nhánh đường dây 971E15.13 26 11 Bảng 2.3 Bảng số liệu nút phụ tải đường dây 973E15.13 28 12 Bảng 2.4 Bảng số liệu nhánh đường dây 973E15.13 30 13 Bảng 2.5 Bảng số liệu nút phụ tải đường dây 975E15.13 32 14 Bảng 2.6 Bảng số liệu nhánh đường dây 975E15.13 33 15 Bảng 2.7 Bảng số liệu nút phụ tải đường dây 977E15.13 34 16 Bảng 2.8 Bảng số liệu nhánh đường dây 977E15.13 36 17 Bảng 2.9 Bảng số liệu nút phụ tải đường dây 971TGDC2 39 18 Bảng 2.10 Bảng số liệu nhánh đường dây 971TGDC2 40 19 Bảng 2.11 Bảng số liệu nút phụ tải đường dây 972TGDC2 41 20 Bảng 2.12 Bảng số liệu nhánh đường dây 972TGDC2 42 21 Bảng 2.13 Bảng số liệu nút phụ tải đường dây 973TGDC2 43 22 Bảng 2.14 Bảng số liệu nhánh đường dây 973TGDC2 44 23 24 Bảng 2.15 Kết phân bố công suất xuất tuyến 10kV thuộc trạm E15.13 Bảng 2.16 Kết phân bố công suất xuất tuyến 10kV thuộc trạm TGDC2 46 51 DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Tên bảng STT 25 26 27 Bảng 2.17 Kết tổng hợp phân bố công suất nút ĐZ 10kV-nhận điện từ trạm E15.13 Bảng 2.18 Kết tổng hợp phân bố công suất nút ĐZ 10kV-nhận điện từ trạm TGDC2 Bảng 2.19 Tổng hợp nút có điện áp thấp nguồn cao áp đặt 11kV Trang 53 54 57 28 Bảng 2.20 Khả mang tải tổn thất công suất ĐZ 59 29 Bảng 3.1 Các mức phụ tải, thời gian xuất mức phụ tải 84 30 31 32 33 34 35 Bảng 3.2 Tổng hợp kết tính toán ĐTC cho khu vực HTCCĐ không xét tới nguồn dự phòng Bảng 3.3 Tổng hợp kết tính toán ĐTC cho khu vực HTCCĐ có xét tới nguồn dự phòng Bảng 3.4.So sánh ĐTC nguồn dự phòng có nguồn dự phòng Bảng 3.5 Các mức phụ tải, thời gian xuất mức phụ tải để tính độ tin cậy CCĐ đường dây 971E15.13 Bảng 3.6 Tổng hợp kết thời gian điện ngừng cung cấp đường dây 971E15.13 (không có nguồn DP) Bảng 3.7 Tổng hợp kết tính toán ĐTC 971E15.13 (không có nguồn DP) 88 91 91 96 101 102 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ STT Tên hình vẽ Trang Hình 1.1.Lưới phân phối hình tia không phân đoạn 13 Hình 1.2.Lưới phân phối hình tia có phân đoạn 14 Hình 1.3.Lưới điện kín vận hành hở 14 Hình 2.1.Sơ đồ lưới điện phân phối Điện Lực Diễn Châu 61 Hình 3.1 Nguồn dự phòng lưới điện phân phối 73 Hình 3.2 Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu 74 Hình 3.3 Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian 75 Hình 3.4 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực 76 Hình 3.5 Sơ đồ HTCCĐ hình tia 80 10 Hình 3.6 Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng 82 11 Hình 3.7 Sơ đồ Hệ thống cung cấp điện 83 12 Hình 3.8 Biểu đồ phụ tải khu vực tính toán 84 13 Hình 3.19 Sơ đồ Hệ thống cung cấp điện nguồn DP 85 14 Hình 3.10 Sơ đồ Hệ thống cung cấp điện có nguồn DP 89 15 Hình 3.11.Sơ đồ khối Chương trình tính toán ĐTCCCĐ 92 16 Hình 3.12: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực 95 17 Hình 3.13: Biểu đồ phụ tải khu vực ĐZ 971E15.13 96 18 Hình 3.14 Sơ đồ Hệ thống cung cấp điện ĐZ 971E15.13 97 DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU Chữ viết tắt Định nghĩa EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam LĐPP Lưới điện phân phối LĐHANT Lưới điện hạ áp nông thôn HTĐ Hệ thống điện ĐZ Đường dây CCĐ Cung cấp điện HTCCĐ Hệ thống cung cấp điện TBĐC Thiết bị đóng cắt ĐTC Độ tin cậy ĐTCCCĐ Độ tin cậy cung cấp điện DP Dự phòng MC Máy cắt DCL Dao cách ly DPĐ Dao phân đoạn DPĐ TĐ Dao phân đoạn tự động NMĐ Nhà máy điện TBA Trạm biến áp MBA Máy biến áp E15.13 Trạm 110 kV Diễn Châu TGDC2 Trạm trung gian Diễn Châu DAS Hệ thống phân phối điện tự động (Distribution Automation System) SCDA Hệ thống thu thập liệu, giám sát điều khiển trình từ xa (Supervisory Control And Data Acquisition) MỞ ĐẦU 1.Lý chọn đề tài Xuất phát từ yêu cầu thực tiễn công tác quản lý vận hành lưới điện, nhằm chung tay góp phần thiết thực ngành Điện nói chung Điện lực huyện Diễn Châu nói riêng việc nâng cao chất lượng điện độ tin cậy cung cấp điện Muốn thực vấn đề cách có khoa học hiệu cần thiết phải nghiên cứu, đánh giá thực trạng tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối.Từ đề xuất giải pháp kỹ thuật quản lý để nâng cao tiêu lưới điện phân phối 2.Lịch sử nghiên cứu đề tài Ngày có nhiều đề tài nghiên cứu độ tin cậy hệ thống cung cấp điện nói chung lưới điện phân phối nói riêng Song qua tìm hiểu tác giả nhận thấy đề tài nghiên cứu mang tính chất lý thuyết chung mà chưa sâu phân tích, đánh giá độ tin cậy cụ thể có biện pháp cho khu vực khách hàng 3.Mục đích nghiên cứu luận văn, đối tƣợng, phạm vi nghiên cứu Mục đích nghiên cứu Trong điều kiện phụ tải điện ngày tăng cao trạng lưới điện Việt Nam nói chung ngày xuống cấp, đặc biệt lưới điện phân phối lưới điện hạ áp nông thôn Nhưng để đảm bảo chất lượng điện nhằm cung cấp điện liên tục, ổn định, an toàn hiệu ngày cao cho khách hàng sử dụng điện mối quan tâm thường xuyên cấp thiết ngành Điện Điều đặt cho hệ thống cung cấp nhiệm vụ khó khăn vừa thỏa mãn lượng điện tiêu thụ, vừa phải đảm bảo tiêu chuẩn chất lượng điện độ tin cậy cung cấp điện hợp lý Để đánh giá thực trạng lưới điện để từ đưa biện pháp hiệu nhằm nâng cao tiêu theo quy định cần phải có công trình nghiên cứu cụ thể Tác giả luận văn mong muốn đóng góp 10 Bảng 3.3.Tổng hợp kết tính toán ĐTC có xét tới nguồn dự phòng Hạng Mục KV1 KV2 KV3 KV4 TND (h/năm) 25,80 24,88 39,64 21,80 ANĐ (103KW h/ năm 71,285 56,925 65,921 20,797 1.TND(h/năm) 19,80 17,88 32,64 19,80 2.AND ( 103kw h/năm 54,707 40,909 54,280 18,889 Chênh lệch  AND(%) 23,30 28,10 17,70 9,17 I TBPĐ DCL II.TBPD DCLTĐ Khi có nguồn dự phòng điện ngừng CCĐ toàn hệ thống: Khi sử dụng DCL thường ANĐ=214.929 kWh/năm, sử dụng DCLTĐ: ANĐ=168.786 kWh/năm, lượng điện ngừng cung cấp trường hợp dùng DCL TĐ bé dùng DCL thường 46.143 kWh/năm Để so sánh trường hợp có nguồn dự phòng nguồn dự phòng theo bảng 3.4 sau Bảng 3.4.So sánh ĐTC nguồn dự phòng có nguồn dự phòng Hạng Mục Không có nguồn dự Có nguồn dự phòng phòng DCL DCL TĐ thường Thời gian ngừng điện DCL DCL TĐ thường 158,880 153,600 112,120 90,120 282.206 270.867 214.929 168.876 (h/năm) Điện ngừng CCĐ (kWh/năm) Dựa vào bảng 3.4 nhận thấy việc có thêm nguồn dự phòng làm cho thời gian điện điện bị ngừng cung cấp trường hợp giảm nhiều 91 3.4.5.Chƣơng trình tính toán ĐTCCCĐ: Tuy phương pháp tính toán ĐTCCCĐ đơn giản, với sơ đồ phức tạp nhiều khu vực nhiều nguồn dự phòng việc áp dụng chương trình tính toán máy tính cần thiết Về nguyên tắc nên kết hợp với chương trình tính toán CĐXL HTĐ Kiểm tra trạng thái làm việc sau cố với nguồn dự phòng xác định giới hạn truyền tải Do hạn chế thời gian luận văn, phần tính ứng dụng thực tay ( Với hỗ trợ chương trình Excel).Trong phần giới thiệu sơ đồi khối nguyên tắc xây dựng chương trình Số liệu nguồn điện Số liệu lưới & phụ tải Số liệu ĐTC phần tử lưới điện Thiết lập ma trận D,S,As,Bk,Ak,Rpd Tính toán chế độ xác lập (Kiểm tra giới hạn TT) Xác định thông số đẳng trị khu vực Xác định công suất, thời gian thiếu hụt công suất từ nguồn dự phòng cho HT Tính toán tiêu ĐTCCCĐ HTCCĐ In kết Hình 3.11.Sơ đồ khối Chương trình tính toán ĐTCCCĐ Chương trình bao gồm khối sau: -Đọc ghi số liệu: Trong khối bao gồm việc nhập số liệu nguồn: Số liệu phần tử lưới điện, số liệu phụ tải khu vực, ma trận D,S,Ag,Bk Rpđ; 92 -Khối xác định thông số đẳng trị khối; -Khối tính toán tiêu ĐTCCCĐ cho khu vực HTCCĐ; -Khối in kết quả; Kết hợp với chương trình tính CĐXL HTĐ với khối phụ thêm 1.Khối đọc ghi số liệu ĐTC: Khối số liệu đơn giản chiều dài tuyến dây với cường độ hỏng hóc, biểu đồ phụ tải, giới hạn công suất nguồn dự phòng, người thực phải dự vào sơ đồ thiết lập nhập số liệu cho ma trận cấu trú Khối đòi hỏi phải nắm rõ sơ đồ so với đầy đủ TBPĐ Hệ thống bảo vệ điều khiển lưới, từ xác định số liệu thời gian cách li cố (cho ma trận Rpđ) 2.Khối xác định thông số đẳng trị lưới Thực chất xác định thông số theo (3.1), (3.2), (3.3) 3.Khối xác định công suất, thời gian thiếu hụt công suất từ nguồn dự phòng cho khu vực Đây khối có số lượng tính toán lớn cần tính cân công suất theo thời gian toàn biểu đồ phụ tải ngày cho khu vực Nếu nguồn dự phòng có công suất bị giới hạn cần dựa vào ma trận thứ tự ưu tiên cấp điện nguồn dự phòng thuật toán nêu mục 3.3.2 4.Khối tính toán tiêu độ tin cậy Khối có khối lượng tính toán nhiêu hay phụ thuộc vào tính sơ đồ điều kiện cho Thường xây dựng thành lựa chọn tương ứng với trường hợp: +Lưới hình tia không nguồn dự phòng ; +Các nguồn dự phòng không bị giới hạn công suất ; +Các nguồn dự phòng không đủ công suất, độ tin cậy thân cao; +Các nguồn dự phòng không đủ công suất có độ tin cậy thấp Các công thức áp dụng tương ứng mục 3.3.1 93 3.4.6.Mô hình lưới điện theo sơ đồ tính toán ĐTC +Lưới điện đánh số từ đến n, theo trình tự nút nhỏ gần nguồn có công suất không giới hạn Với lưới điện có nguồn dự phòng số thứ tự nguồn dự phòng n+k +Cặp thông số nút đầu NĐ (i) nút cuối nhánh i cho sau: -Trước hết đánh số nút lưới điện từ nguồn đến nút tải cuối cùng, nút nguồn đánh số 0, số nhỏ gần nguồn số lớn -Sau đánh số nhánh theo quy tắc số nhánh trùng với số nút cuối +Thuật toán thiết lập ma tận thứ tự cấp điện từ nguồn dự phòng Bk(i,j): với sơ đồ đơn giản ma trận Bk(i,j) thiết lập trực tiếp từ bên Với sơ đồ phức tạp cần dựa ma trận D (i,j) Thuật toán xác định ma trận thứ tự cấp điện từ nguồn dự phòng xẩy hỏng khu vực tham khảo [12] +Thuật toán thiết lập ma trận S tham khảo [7] +Thiết lập ma trận C: Việc thiết lập ma trận C cần dựa ma trận đường nối S Dựa ma trận S ta có trường hợp: -Nếu S(i,j) = có nghĩa đoạn lưới j nằm đường nối nguồn tới i, Ak (i,j) = Ci = 0, Ak(i,j) ≠0 Cij = -Nếu S (i,n) = 1, có nghĩa đoạn lưới n nằm đường nối nguồn tới i, ta có Cij = Trường hợp S (i,n) =0, đoạn lưới n không nằm đường nối nguồn tới i, Cij = có máy cắt đường nối n đoạn lưới bất ký đường nối nguồn đến i; Cij = trường hợp lại 3.4.7.Ứng dụng phƣơng pháp đồ thị giải tích tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho lộ đƣờng dây 10kV thuộc Điện lực Diễn Châu 3.4.7.1.Cơ sở phương pháp Các TBPĐ phân chia lưới điện thành khu vực có ĐTCCCĐ khác Nếu giả thiết bỏ qua hỏng hóc cầu chì mạch phía sau cầu chì thời gian ngừng cung cấp điện khách hàng khu vực Cấu trúc theo khu vực sở phân tích, tính toán độ tin cậy CCĐ cho khách hàng 94 Qua kết phân tích trạng lưới điện 10kV Điện lực Diễn Châu chương trên, nhận thấy đường dây 971E15.13 có đặc điểm như: sơ đồ kết dây điển hình nhất, tổn thất công suất điện áp tương đối lớn Do ta lựa chọn để nghiên cứu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện từ làm sở để đánh giá đường dây lại Với sơ đồ lưới điện lộ 971E15.13 dựa vào vị trí dao cách ly phân miền sơ đồ thành khu vực ( hình 3.10a) Sơ đồ tính toán ĐTC biểu diễn đơn giản ( hình 3.10b) Hình 3.12.Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực Trong đó: - Khu vực (KV1) gồm có nút phụ tải (trạm phân phối khách hàng) với công suất đặt là:1.431,5 kVA; công suất tải Pmax = 1,100MW; Pinin = 0.500MW - Khu vực (KV2) gồm có nút phụ tải (trạm phân phối khách hàng) với công suất đặt là:2.390kVA; công suất tải Pmax = 1,800MW; Pinin = 1,000MW - Khu vực (KV3) gồm có nút phụ tải (trạm phân phối khách hàng) với công suất đặt là:1.605kVA; công suất tải Pmax =1,300 MW; Pinin =0,700 MW 95 Hình 3.13 Biểu đồ phụ tải khu vực ĐZ 971E15.13 Dựa vào số liệu thống kê, tổng hợp, phân chia mức tải thời gian xuất phụ tải khu vực đường dây bảng 3.2 sau Bảng 3.5.Các mức phụ tải, thời gian xuất mức phụ tải Hạng mục Mức1 Mức Mức Mức a P ( MW) 0.5 0.9 1.1 0.6 b Thời gian ( h) 0-5 -12 12-19 19-24 a P ( MW) 1.0 1.4 1.8 1.2 b Thời gian ( h) 0-3 3-11 11-17 17-24 a P ( MW) 0.7 1.0 1.3 0.8 b Thời gian ( h) 0-4 -12 12 -18 18 -24 Khu vực Khu vực Khu vực Để phục vụ cho mục đích tính toán biểu đồ thiết lập dạng số bảng 3.4 Hệ số phụ tải trung bình khu vực: αtb kv1 = [(0,5 x 5)+(0,9 x 7)+(1,1 x 7)+(0,6 x 5)]/24 = 0,813 MW αtb kv2 = [(1,0 x 3)+(1,4 x 8)+(1,8 x 6)+(1.2 x 7)]/24 = 1,392 MW 96 αtb kv3 = [(0,7 x 4)+(1,0 x 8)+(1,3 x 6)+(0,8 x 6)]/24 = 0,975 MW 3.4.7.2.Các số liệu tính toán khác + Lưới phân phối có cường độ hỏng hóc λO = ( lần/100km.năm), thời gian sửa chữa cố r = 12h/lần sửa chữa + Dao cách ly thường có thời gian thao tác cố rpđ = 2h/lần thao tác cố, rCL =0,5h/lần thao tác công tác + Số lần ngừng điện công tác năm 6lần/năm, thời gian ngừng điện lần thao tác rCT = 2h/lần Chiều dài đẳng vị đoạn lưới khu vực 7,100 km, khu vực 4,900 km, khu vực 8,800km 3.4.7.3.Tính toán độ tin cậy đường dây 971E15.13 không xét tới nguồn dự phòng Hình 3.14 Sơ đồ Hệ thống cung cấp điện ĐZ 971E15.13 Xét cho trường hợp TBPĐ DCL thường trường hợp TBPĐ DCLTĐ (đầu nguồn máy cắt) Như phân tích, ma trận ảnh hưởng TBPĐ cho trường hợp ma trận liên kết nguồn sau: 0 1  C1 = 0 1 ; 0 0 0 0  C2 = 0 0 ; 0 0 97 0 1  AS = 0 1 0 0 Trong đó: -Ma trận C1 ma trận ảnh hưởng TBPĐ xét TBPĐ khu vực 2,3 DCL thường, cột thứ có véc tơ [1 1] nghĩa hỏng hóc khu vực khu vực 1, cấp điện trở lại sau điện tạm thời thời gian thao tác TBPĐ Khu vực điện hẳn -Ma trận C2 ma trận xét TBPĐ khu vực 2.3 DCLTĐ, ma trận C2 có số hạng cố khu vực khu vực lại không điện hẳn Ma trận thời gian xử lí cố thiết bị phân đoạn DCL thể qua ma trận Rpdl (đơn vị h/lần thao tác): 0 rpd12 rpd13  0 2    Rpdl = 0 rpd 23  = 0 2 ; 0 rpd13 0 0   Áp dụng công thức (3.4) đến (3.8) để tính thời gian ngừng cung cấp, điện ngừng cung cấp cho khu vực HTCCĐ cố, ngừng để công tác Trước hết ta tính cường độ hỏng hóc λ cho khu vực: λ 1= λo.L1 = ( 4/100) x 7,100 ≈ 0,3 lần/năm; λ2 = λo.L2 = ( 4/100) x 4,900 ≈ 0,2 lần/năm; λ3= λo.L3 = ( 4/100) x 8,800 ≈ 0,35 lần/năm; a.Trƣờng hợp TBPĐ DCL thƣờng *Khi xảy hỏng hóc khu vực 1: máy cắt xuất tuyến nhảy , cắt toàn lưới điện phân phối Các khu vực 2,3 điện thời gian sữa chữa hỏng hóc khu vực sau TNĐ11 = { Rpd (1,1) + [ 1- As ( 1,1) ] r1}λ1 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,3 = 3,6h/năm TNĐ21 = { Rpd (2,1) + [ 1- As ( 2,1) ] r1}λ1 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,3 = 3,6h/năm TN Đ31 = { Rpd (3,1) + [ 1- As ( 3,1) ] r1}λ1 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,3 = 3,6h/năm *Khi ngừng điện để công tác khu vực 1: Tất khu vực khác điện (AS(i,1)=0, cần cộng thêm thời gian điện cho khu vực i: TCT1i = [ 1- AS i,1) ] rCT.λCT + [As ( i,1) rCL.λCT ]= x x = 12h Ở : 98 -rCT thời gian lần ngừng công tác - rCL thời gian phụ thêm phải thao tác DCL (bằng thao tác MC hay DCL TĐ) Khi khu vực i không bị ảnh hưởng ngừng công tác khu vực 1, nghĩa (As ( i,1) = 1) bị thời gian thao tác DCL để cách ly khu vực sữa chữa rCL * Khi xảy hỏng hóc khu vực 2: khu vực 1,3 điện tạm thời thời gian thao tác cách ly cố khu vực 2.Khu vực bị điện thời gian sữa chữa hỏng hóc khu vực 2.Ta có thời gian ngừng cung cấp điện cố sữa chữa khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TNĐ12 = { Rpd (1,2) + [ 1- AS ( 1,2) ] r2}λ2 = [ 2+ ( 1-1) x 12 ] x 0,2 = 0,4h/năm TNĐ22 = { Rpd (2,2) + [ 1- AS ( 2,2) ] r2}λ2 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,2 = 2,4h/năm TN Đ32 = { Rpd (3,2) + [ 1- AS ( 3,2) ] r2}λ2 = [ 2+ ( 1-1)x 12 ] x 0,2 = 0,4h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT12 = [ 1- AS ( 1,2) ] λCT.rCT+ AS (1,2) λCT.rCL = + 1x x 0,5 = 3h TCT22 = [ 1- AS ( 2,2) ] λCT.rCT+ AS (2,2) λCT.rCL = 1x x + = 12h TCT32 = [ 1- AS ( 3,2) ] λCT.rCT+ AS (3,2) λCT.rCL = 0+ x 0,5= 3h * Khi xảy hỏng hỏng hóc khu vực 3: khu vực 1,2 điện thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, khu vực bị điện thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện cố sửa chữa khu vực : TNĐ13 = { Rpd(1,3) + [ 1- AS ( 1,3) ] r3}λ3 = [ 2+ ( 1-1) 12 ] x 0,35 = 0,7h/năm TNĐ23 = { Rpd (2,3) + [ 1- AS ( 2,3) ] r3}λ3 = [ 2+ ( 1-1) 12 ] x 0,35 = 0,7/năm TNĐ33 = { Rpd (3,3) + [ 1- AS ( 3,3) ] r3}λ3 = [ 0+ ( 1-0) 12 ] x 0,35 = 4,2h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT13 = [ 1- AS ( 1,3) ] λCT.rCT+ AS (1,3) λCT.rCL = + x x 0,5 = 3h TCT23 = [ 1- AS ( 2,3) ] λCT.rCT+ AS (2,3) λCT.rCL = + 1x x 0,5 = 3h TCT33 = [ 1- AS ( 3,3) ] λCT.rCT+ AS (3,3) λCT.rCL = x x + = 12h Tổng hợp nguyên nhân điện ta có:TNĐ1 = TNĐ11 + TNĐ12 + TNĐ13 + TCT11 + TCT12 + TCT13 = 3,6 + 0,4 + 0,7 + 3,0 + 12 + 3,0 = 22,7h 99 Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức ( 3.6) Với khu vực 1, theo biểu đồ phụ tải ngày ta có: αtb kv1 = [(0,5 x 5)+(0,9 x 7)+(1,1 x 7)+(0,6 x 5)]/24 = 0,813 MW; Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm có αtb = 0,813 MW Do đó: ANĐ1= TNĐ1 αtbkv1= 22,7h x 0,813 MW = 18.455 MWh Kết tính tương tự cho khu vực bảng 3.5 ( hạng mục I) b.Trƣờng hợp TBPĐ DCL tự động: Trường hợp sử dụng tất DCL tự động máy cắt ta tính theo công thức Tuy nhiên, cần sử dụng ma trận C2, tương ứng với phần tử ma trận Rpd * Khi xảy hỏng hóc khu vực 1: máy cắt xuất tuyến nhảy , cắt toàn lưới điện phân phối Các khu vực 2,3 điện thời gian sữa chữa hỏng hóc khu vực sau: TNĐ11 = { Rpd (1,1) + [ 1- AS ( 1,1) ] r1}λ1 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,3 = 3,6h/năm TNĐ21 = { Rpd (2,1) + [ 1- AS ( 2,1) ] r1}λ1 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,3 = 3,6h/năm TN Đ31 = { Rpd (3,1) + [ 1- AS ( 3,1) ] r1}λ1 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,3 = 3,6h/năm *Khi ngừng điện điện để công tác khu vực 1: Tất khu vực khác điện, cần cộng thêm thời gian điện cho khu vực i: TCT1i = [ 1- As ( i,1) ] rCT.λCT + AS ( i,1) rCL.λCT = x x + = 12h * Khi xảy hỏng hóc khu vực 2: Khu vực 1,3 không điện , khu vực bị điện thời gian sữa chữa hỏng hóc khu vực 2.Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sữa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: TNĐ12 = { Rpd (1,2) + [ 1- AS ( 1,2) ] r2}λ2 = [ 0+ ( 1-1) x 12 ] x 0,2 = 0,0h/năm TNĐ22 = { Rpd (2,2) + [ 1- AS ( 2,2) ] r2}λ2 = [ 0+ ( 1-0) x 12 ] x 0,2 = 2,4h/năm TN Đ32 = { Rpd (3,2) + [ 1- AS ( 3,2) ] r2}λ2 = [ 0+ ( 1-1)x 12 ] x 0,2 = 0,0h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT12 = [ 1- AS ( 1,2) ] λCT.rCT+ AS (1,2) λCT.rCL = + 1x x = h 100 TCT22 = [ 1- AS ( 2,2) ] λCT.rCT+ AS (2,2) λCT.rCL = 1x x + = 12h TCT32 = [ 1- AS ( 3,2) ] λCT.rCT+ AS (3,2) λCT.rCL = 0+ x = h * Khi xảy hỏng hóc khu vực 3: Khu vực 1,2 không điện, khu vực bị điện thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực bị cố: TNĐ13 = { Rpd(1,3) + [ 1- As ( 1,3) ] r3}λ3 = [ 0+ ( 1-1) 12 ] x 0,35 = 0,0h/năm TNĐ23 = { Rpd (2,3) + [ 1- As ( 2,3) ] r3}λ3 = [ 0+ ( 1-1) 12 ] x 0,35 = 0,0h/năm TNĐ33 = { Rpd (3,3) + [ 1- As ( 3,3) ] r3}λ3 = [ 0+ ( 1-0) 12 ] x 0,35 = 4,2h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT13 = [ 1- AS ( 1,3) ] λCT.rCT+ As(1,3) λCT.rCL = + x x = 0h TCT23 = [ 1- AS ( 2,3) ] λCT.rCT+ As(2,3) λCT.rCL = + 1x x = 0h TCT33 = [ 1- AS ( 3,3) ] λCT.rCT+ As(3,3) λCT.rCL = x x + = 12h Tổng hợp nguyên nhân điện ta có:TNĐ1 = TNĐ11 + TNĐ12 + TNĐ13 + TCT11 + TCT12 + TCT13 = 3,6 + + + 12 + + = 15,6h Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức ( 3.6) tương tự trường hợp a, với khu vực có αtb kv1 = [(0,5 x 5)+(0,9 x 7)+(1,1 x 7)+(0,6 x 5)]/24 = 0,813 MW ANĐ1= TNĐ1x αtb kv1= 15,6h x 0,813 MW = 12,683 MWh Kết ta có hạng mục II bảng 3.6 Bảng 3.6 Tổng hợp kết thời gian điện ngừng cung cấp đường dây 971E15.13 (không có nguồn DP) Hạng mục KV1 KV2 KV3 22,7 33,7 35,2 18,455 46,910 34,320 15,6 30,0 31,8 12,683 41,76 31,005 Tổng cộng I TBPĐ DCL thƣờng TN Đ ( h/năm) AN Đ ( 103 kWh/năm) 99,686 II TBPĐ DCLTĐ TNĐ ( h/năm) AN Đ ( 103 kWh/năm) 101 85,448 Như sử dụng DCLTĐ máy cắt thời gian điện điện bị cung cấp giảm đáng kể Để đánh giá ĐTCCCĐ chung cho toàn lưới ta tính thêm tiêu thời gian điện độ sẵn sàng cung cấp điện khu vực thuộc đường dây 971E15.13 Áp dụng công thức tính độ tin cậy nêu trên, - Thời gian điện trung bình SAIDI  T  N N NDi i i - Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình ASAI  N i  8760   TNDi  N i N i  8760  100% (Trong Ni phụ tải khu vực i) Bảng 3.7 Tổng hợp kết tính toán ĐTC 971E15.13 (không có nguồn DP) KV1 Hạng mục DCL KV2 DCLTĐ thường SAIDI (h/năm) ASAI (%) DCL KV3 DCLTĐ thường DCL DCLTĐ thường 6,2 4,3 12,3 10,9 12,8 11,7 99,74 99,82 99,62 99,65 99,60 99,64 Nhận xét: -Độ tin cậy cung cấp điện theo vùng trường hợp dùng DCL thường đường dây 971E1513 chưa đảm bảo so với yêu cầu (ASAI (%)< 99,7%) -Độ tin cậy cung cấp điện vùng vùng thấp cần phải có biện pháp thay đổi kết dây đầu tư lắp đặt thêm nguồn dự phòng cho vùng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 102 3.5.KẾT LUẬN CHƢƠNG 1.Để đánh giá ĐTCCCĐ có nhiều chi tiêu khác nhau, nhiên với LĐPP chủ yếu cần quan tâm tới số tiêu ĐTCCCĐ Các tiêu bao gồm: -Thời gian ngừng CCĐ, tổng số lần điện kéo dài, điện ngừng CCĐ cho khu vực (Đặc trưng cho ĐTC CCĐ khách hàng) -Chỉ tiêu thời gian ngừng CCĐ HTCCĐ tiêu chung để đánh giá tổng hợp ĐTCCCĐ sơ đồ nghiên cứu 2.Mô hình HTCCĐ theo khu vực ( có độ tin cậy) thích hợp với lưới điện trung áp để xây dựng phương pháp tính toán ĐTCCCĐ Trên sở thiết lập ma trận cấu trúc ma trận ảnh hưởng TBPĐ tính toán tiêu ĐTCCCĐ thông qua quan hệ giải tích 3.Việc cải thiện ĐTCCCĐ cho hộ phụ tải HTCCĐ phụ thuộc vào vị trí lắp đặt thiết bị phân đoạn, công suất nguồn dự phòng Những khu vực nối trực tiếp vào nguồn dự phòng độ tin cậy tăng lên rõ rệt Nguồn dự phòng đặt cuối đường dây điện ngừng điện toàn hệ thống giảm nhiều Kết tính toán với ví dụ cụ thể cho thấy - Lộ cung cấp điện tính toán cho đường dây 971E15.13 Điện lực Diễn Châu có độ tin cậy chung tương đối đảm bảo, nhiên xét riêng khu vực thấp chuẩn yêu cầu (khu vực khu vực 3) -Sử dụng thiết bị phân đoạn tự động cải thiện đáng kể ĐTCCCĐ cho khu vực HTCCĐ Khi có nguồn dự phòng TBPĐ có hiệu cao nhiều 103 KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ 1.Lưới điện phân phối phân bố trải rộng khắp khu vực, việc áp dụng biện pháp giảm tổn thất điện nâng cao ĐTC LĐPP cần thiết có ý nghĩa kinh tế cao 2.Việc điện khách hàng sử dụng không gây nên thiệt hại kinh tế lớn mà gây hậu mang tính chất trị-xã hội Do đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện ngày phải cao, hệ thống lưới điện ngày phải hoàn thiện cấu trúc, cải tiến công tác quản lý vận hành để không ngừng nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 3.Với yêu cầu chất lượng CCĐ ngày cao, việc tính toán đánh giá ĐTCCCĐ cho khách hàng HTCCĐ cần thiết, nhằm đảm bảo yêu cầu cho khách hàng, đồng thời nâng cao ĐTC cho toàn hệ thống mục đích cuối việc kinh doanh điện năng.Việc đánh giá cách toàn diện xác độ tin cậy CCĐ đưa kế hoạch đầu tư nâng cao độ tin cậy lưới điện cách thích hợp, hài hòa lợi ích ngành Điện khách hàng nhằm đem lại lợi ích cao cho toàn xã hội Mô hình HTCCĐ theo khu vực ( có độ tin cậy) thích hợp với lưới điện trung áp để xây dựng phương pháp tính toán ĐTCCĐ Trên sở thiết lập ma trận cấu trúc ma trận ảnh hưởng TBPĐ tính toán tiêu ĐTCCCĐ thông qua quan hệ giải tích 5.Việc nghiên cứu phuơng pháp đánh giá luận văn (để đánh giá hiêu việc nâng cấp TBPĐ nguồn dự phòng) bước đầu Thực tế để đầu tư nâng cấp TBPĐ thêm nguồn dự phòng phụ thuộc hiệu kinh tế Cần so sánh chi phí vốn đầu tư với hiệu giảm thiệt hại điện để định phương án Việc lựa chọn tối ưu vị trí lắp đặt TBPĐ đặt thêm nguồn điện dự phòng cho có hiệu toán lớn quan tâm Đó hướng nghiên cứu đề tài 104 TÀI LIỆU THAM KHẢO TIẾNG VIỆT [1] Trần Bách ( 2004), Lưới điện hệ thống điện, tập I, II, III, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [2] PGS TS Trần Bách ( 2008), luới điện hệ thống điện tập 1,2 3, NXB khoa học kỹ thuật, Hà Nội [3] PGS.TS Phan Văn Khôi (2001 ), Cơ sở đánh giá độ tin cậy, nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [4] GS.TS Lã Văn Út, tính toán phân tích chế độ hệ thống điện, Bài giảng SĐH nghành điện (ĐHCN Thái nguyên, ĐH Mỏ Địa chất, ĐHNN Hà Nội) [5] Lã Văn Út ( 2001), phân tích điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [6] Bản dịch ( 1981), Những phương pháp toán học lý thuyết độ tin cậy, nhà xuất khoa học kỹ thuật Hà Nội [7] Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30/07/2010 Bộ Công Thương việc: “Quy định hệ thống điện phân phối” [8] Quyết định số 3290/QĐ-UBND.CN ngày 29 tháng năm 2012 Sở Công Thương tỉnh Nghệ An việc phê duyệt: “Quy hoạch phát triển điện lực huyện Diễn Châu giai đoạn 2011 - 2015, có xét đến năm 2020” TIẾNG ANH [9] Elena Fumagalli, Jason W.Black, Ingo Vogelsang, Marija (2004), Quanlity of service provision in electric power distribution systems trough reliability insurance, IEEE Trans Power Syst., vol 19, no 3, pp.1286 [10] P.Heine and M.Lehtonen ( 2003), Voltage Sag Distribution Caused by power System faults, IEEE Trans, on Power System, vol.18, no4, pp 1367 - 1373 [11] EE Distribution Planning Working Group Report (1991), Radial distribution test feeders, IEEE Trans, on Power Systems, vol 6, no 3, pp.975-985 [12] In-Su bae, Jin O Kim (2008), Reliability Evaluation of Customers in Micerogrid, IEEE Trans, On Power Systems, vol.23, no3, pp.1416-1422 105 ... PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ÁP DỤNG ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƢỚI 10KV ĐIỆN LỰC DIỄN CHÂU……………………… 62 3.1 Khái niệm chung độ tin cậy cung cấp điện ……………………... cấp điện lưới điện phân phối hình tia có phân đoạn dao cách ly Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới phân phối cụ thể theo trường hợp đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 11 CHƢƠNG... thống điện, đánh giá trạng tiêu kỹ thuật đề xuất giải pháp nhằm giảm tổn thất điện áp, tổn thất điện lưới phân phối Trên sở lý thuyết độ tin cậy, tiêu phương pháp đánh giá độ tin cậy cung cấp điện