Nghiên cứu và ứng dụng hệ thống tự động phân phối cho lưới điện huyện đồng hỷ

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌCKỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP Phạm Thị Thu Trang Chuyên ngành : Kỹ Thuật Điện Mã số: 60520202 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: 1 PGS.TS Đặng Quốc Thống THÁI NGUYÊN - NĂM 2014 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan những vấn đề được trình bày trong bản luận văn này là những nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, có tham khảo một số tài liệu Tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm nếu có sử dụng lại kết quả của người khác Tác giả Phạm Thị Thu Trang MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN .1 MỤC LỤC .3 DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT .6 DANH MỤC BẢNG BIỂU 8 DANH MỤC HÌNH VẼ 9 GIỚI THIỆU CHUNG 11 0.1 Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn 11 0.2 Phạm vi nghiên cứu và áp dụng 11 0.3 Tính khoa học và thực tiễn của luận văn 11 0.4 Bố cục của luận văn 11 CHƯƠNG 1 12 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ ĐẶC ĐIỂM KINH TẾ, XÃ HỘI 12 CỦA HUYỆN ĐỒNG HỶ .12 1.1 Đặc thù phát triển kinh tế và dân cư huyện Đồng Hỷ 12 1.1.1 Giới thiệu chung về huyện Đồng Hỷ 12 1.1.2.Phương hướng chủ yếu quy hoạch phát triển kinh tế xã hội đến năm 2010-2020 của Huyện Đồng Hỷ 12 1.2 Đặc điểm lưới điện phân phối hiện tại của huyện Đồng Hỷ 13 1.2.1.Hiện trạng lưới điện phân phối 13 1.2.1.1.Trạm biến áp phân phối 13 1.2.1.2 Đường dây phân phối: 14 1.2.1.3 Tình hình sử dụng thiết bị đóng cắt 14 1.2.2 Tình hình sử dụng điện hiện tại 15 1.3 Tình hình vận hành lưới điện phân phối huyện Đồng Hỷ và thống kê sự cố lưới điện các năm 2005- 2011 16 1.4 Phân tích đánh giá sự cần thiết phải đầu tư cải tạo tự động hóa lưới điện phân phối 16 CHƯƠNG 2 17 HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐI ĐIỆN-DAS 17 (DISTRIBUTION AUTOMATION SYSTEM) 17 2.1 Mô hình và nguyên lý làm việc của hệ thống tự động phân phối 17 2.1.1 Hệ thống tự động phân phối cho các đường dây trên không 19 2.1.1.1 Các thiết bị của DAS- Giai đoạn 1: 19 2.1.1.2 Các thiết bị của DAS- Giai đoạn 2: 24 2.1.1.3 Các thiết bị của DAS- Giai đoạn 3: 26 2.1.2 Hệ thống tự động phân phối áp dụng cho cáp ngầm: 28 2.1.2.1 Cấu trúc hệ thống tự động phân phối ngầm: 28 2.1.2.2 Phương pháp phát hiện và xử lý sự cố 29 2.1.2.3 Các thiết bị lắp đặt tại trung tâm điều độ: 30 2.2 Các phương pháp và các thiết bị tự động phân phối: 30 2.2.1 So sánh các phương pháp tự động phân phối dây trên không 30 2.2.2 So sánh các phương pháp tự động phân phối lưới điện ngầm (một vòng, nhiều vòng, lưới phân bổ, dự phòng) 30 2.2.3 So sánh các hệ thống thông tin (thông tin giữa TCR-RTU) 34 2.2.4 So sánh các hệ thống thông tin (thông tin giữa TCM-TCR) 35 2.2.5 Hệ thống máy tính 36 2.3 Giới thiệu chi tiết các thiết bị của hệ thống DAS trong giai đoạn 1 36 2.3.1 Hệ thống phân phối tự động cho đường dây trên không - giai đoạn 1 36 2.3.1.1 Cầu dao phụ tải tự động (PVS): 38 2.3.1.2 Rơ le phát hiện sự cố (FDR) (Xem hình 2.14) 38 2.3.1.3 Máy biến áp cấp nguồn điều khiển (SPS) 39 2.3.1.4 Bộ chỉ thị sự cố vùng (FSI) 41 2.3.1.5 Rơ le tự động đóng lại 41 2.3.1.6 Rơ le phát hiện chạm đất trực tiếp 42 2.3.1.7 Hệ thống đóng cắt đầu nguồn cho trạm phân phối trung tâm 44 2.3.2 Hệ thống tự động phân phối cho đường dây trên không: Giai đoạn 2/3 45 2.3.2.1 Các loại thiết bị 46 2.3.2.2 Hệ giao tếp 46 2.3.2.3 Các thiết bị lắp đặt trong trạm phân phối trung tâm (CDS) 47 2.3.2.4 Thiết bị lắp đặt trong trung tâm điều độ vùng (ADC) 50 2.3.3 Hệ thống tự động phân phối áp dụng với lưới điện ngầm 51 2.3.3.1 Tủ đóng cắt tự động (Auto-RMS) 52 2.3.3.2 RTU 53 2.3.4 Hiệu quả của việc xây dựng hệ thống tự động phân phối điện 54 CHƯƠNG 3 59 TÍNH TOÁN ỨNG DỤNG HỆ THỐNG DAS CHO 59 LƯỚI ĐIỆN HUYỆN ĐỒNG HỶ 59 3.1 Hệ thống tự động phân phối cho các đường dây nổi: 59 3.1.1 Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động PVS 59 3.1.2 Khối lượng áp dụng DAS cho các đường dây không 59 3.2 Hệ thống tự động phân phối cho đường cáp ngầm: 59 3.2.1 Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động RMS 59 3.3 Tính toán lắp đặt thử nghiệm hệ thống tự động phân phối cho lộ đường dây 372- E6.8 59 3.3.1 Mô tả hệ thống hiện tại 60 3.3.2 Tính toán lắp đặt thử nghiệm hệ thống tự động phân phối cho lộ đường dây 372E6.8 sử dụng phần mềm PSS 60 3.3.3 Phương án lắp đặt thí điểm 66 3.3.3.1 Hệ thống điều khiển từ xa 67 3.3.3.2 Khối đường truyền 68 3.3.3.3 Khối điều khiển tại trạm biến áp phân phối 68 3.3.3.4 Thông số kỹ thuật của tủ RMU lắp mới 69 3.3.4 Nhận xét hệ thống tự động phân phối cho lộ đường dây cáp ngầm 372-E6.8 70 CHƯƠNG 4 72 PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH - KINH TẾ 72 4.1 Phương pháp luận 72 4.1.1 Giảm thời gian ngừng cung cấp điện do sự cố 72 4.1.2 Tiết kiệm sản lượng điện năng không bán được do sự cố mất điện 72 4.1.3 Tăng được khả năng tải do điều khiển tối ưu việc phân bố công suất trên lưới 73 4.1.4 Giảm tổn thất điện năng 75 4.1.5 Giảm chi phí quản lý vận hành O&M 76 4.1.6 Thu hồi được tủ RMU chuyển sang dự án khác của Đồng Hỷ 76 4.2 Phương pháp phân tch 76 4.3 Phân tích tài chính – kinh tế dự án 77 4.3.1 Mục đính phân tích – tài chính dự án 77 4.3.2 Các giả thiết đưa vào tính toán 77 4.3.3 Kết quả tính toán 78 4.4 Kết luận 78 CHƯƠNG 5 79 GIẢI PHÁP PHÁT TRIỂN LƯỚI ĐIỆN CỦA HUYỆN ĐỒNG HỶ .79 5.1 Đối với lưới điện trung áp 79 5.1.1 Đối với khu vực đông dân cư 79 5.1.2 Đối với các khu đô thị quy hoạch mới 79 5.2 Đối với trạm biến áp phân phối 79 5.2.1 Mô hình trạm biến áp kiểu 1 cột – trạm biến áp vỉa hè Đồng Hỷ 79 5.2.2 Mô hình trạm biến áp phân phối ngầm 80 5.3 Đối với lưới điện phân phối hạ thế và hệ thống công tơ 80 5.3.1 Đối với khu đô thị mới, các khu đã có quy hoạch ổn định 80 5.3.2 Đối với khu vực dân cư có sẵn, phát triển không đồng bộ 80 5.4 Các đánh giá và nhận xét 81 TÀI LIỆU THAM KHẢO .82 DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT DAS (Distributon automation system) – Hệ thống tự động phân phối LBS (Load break switch) – Cầu dao cắt tải RMU (Ring main unit)- Thiết bị mở vòng chính CB (circuit Breaker)- Máy cắt DDK - Đường dây không CPU – Bộ xử lý trung tâm LP –Máy in kết dây HC – Sao lưu ổ cứng GCR – Màn hình đồ họa FCB – Máy cắt đường dây SW Cầu dao FDR – Rơ le phát hiện sự cố SPS – Máy biến điện áp cấp nguồn cho cầu dao cắt tải tự động RTU – Thiết bị đầu cuối TCM – Máy chủ điều khiển từ xa CD – Bàn điều khiển CRT – Màn hình điện tử FSI – Thiết bị chỉ thi vùng bị sự cố ARR – Thiết bi tự động đóng lại TRD – Bộ biến đổi TCR – Bô tếp nhận điều khiển từ xa TCM – Bộ thu nhận xử lý thông tin CDL – Khối kết nối dữ liệu máy tính CRT – Màn hình màu PRN – Máy in CD – Bàn điều khiển TRD – Tranducer – Bộ biến đổi TCR – Bộ phận tiếp nhận tín hiệu điều khiển từ xa TCM – Bộ thu nhận xừ lý thông tin CDL – Khối kết nối dữ liệu máy tính RMS – Tủ máy tính tự động TCR – Bộ tếp nhận điều khiển từ xa SNW – Hệ thống mạng phân bổ RNW – Mạng thông thường FDDI – Giao diện số liệu phân phối quang SDH – Trật tự số đồng bộ ATM – Phương thức truyền phi đồng bộ FSI – Phần tử phát hiện sự cố CDS – Trung tâm điều khiển REC – Rơle tự động đóng lại RE – Rơle bảo vệ FDR – Rơle phát hiện sự cố IRR –Tỉ suất hoàn vốn nội tại NPV – Giá trị lợi nhuận dòng hiện tại DANH MỤC BẢNG BIỂU Bảng 1.1 Khối lượng trạm biến áp phân phối huyện Đồng Hỷ- Tỉnh Thái Nguyên (tính đến ngày 31/12/2011) Bảng 1.2 Thống kê chiều dài đường dây phân phối huyện Đồng Hỷ- Tỉnh Thái Nguyên (tính đến ngày 31/12/2011) Bảng 1.3 Tình hình têu thụ điện năng Huyện Đồng Hỷ qua các năm Bảng 1.4 Sự cố vĩnh cửu của đường dây trên không trung thế Bảng 1.5 Sự cố vĩnh cửu của đường cáp ngầm trung thế Bảng 2.1 So sánh giữa cầu dao phụ tải dập hồ quang bằng khí SF6 (GS) và cầu dao chân không (VS) Bảng 2.2 So sánh các thiết bị đóng cắt 24kV trên đường dây phân phối trên không Bảng 2.3 So sánh các thiết bị đóng cắt 24kV cho đường cáp ngầm Bảng 2.4 So sánh đường dây thông tn Bảng 2.5 So sánh các phương pháp thông tin Bảng 2.7 Thông số kỹ thuật chính của PVS Bảng 2.8 Thông số cơ bản của FDR Bảng 2.9 Đặc tính kỹ thuật của SPS Bảng 2.10 Các đặc tính của FSI Bảng 2.11 Các đặc tính của rơle tự đóng lại Bảng 2.12 Các thông số kỹ thuật chính của hệ thống tự đóng cắt đối với các máy cắt Bảng 2.13 Giao thức giữa TCR và RTU Bảng 2.14 Thông số kỹ thuật chính của ATM:Thiết bị truyền dẫn không đồng bộ Bảng 2-15: Đặc tính kỹ thuật chính của Auto-RMS 24kV Bảng 2.16 Thông số TOSDAC-G303(FDR/RTU) cho Auto-RMS Bảng 3.1 Phụ tải đường dây 372 Bảng 3.2 Công suất trung bình và chiều dài các phân đoạn thuộc lộ 372 - E6.8 Bảng 3.3 Các thông số của hệ thống Bảng 3.4 Các chỉ số tin cậy của đường dây khi chưa lắp đặt Autorecloser, DCLTĐ Bảng 3.5 Các chỉ số tin cậy của đường dây khi lắp đặt Autorecloser, DCLTĐ Bảng 3.6 Cấu hình tối thiểu phần cứng của PC Bảng 3.7 Công suất và điện áp định mức Bảng 3.8 Kết nối giữa TCM và PC Bảng 3.9 Kết nối giữa TCM và RTU Bảng 3.10 Chi tết kỹ thuật chính của Auto-RMS Bảng 3.11 Khả năng bảo vệ của TOSDAC-G303 Bảng 3.12 Thời gian tiết kiệm được khi ứng dụng DAS- phút/ vụ Bảng 3.13 Công suất tải trên 1 phân vùng Bảng 3.14 Sản lượng điện năng tiết kiệm của mỗi lần sự cố khi lắp đặt DAS Bảng 4.1 Thời gian tết kiệm được khi ứng dụng DAS - phút / vụ Bảng 4.2 Tăng tải bởi số mạch vòng Ln và số vùng Ls Bảng 4.3 Lợi nhuận tăng khả năng của lưới (Triệu đồng) Bảng 4.4 Tổn thất của lưới điện huyện Đồng Hỷ qua các năm Bảng 4.5 Chi phí tiền lương, tiền ăn ca, BHXH,BHYT,KPCĐ của ĐLĐH năm 2011 3.3.3.2 Khối đường truyền Đường truyền sử dụng bằng thông tn cáp điện thoại Đường cáp sẽ đi từ sau bộ điều khiển trung tâm đến trạm cuối chủ yếu là đi nổi 3.3.3.3 Khối điều khiển tại trạm biến áp phân phối Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Phía trung thế của mỗi trạm biến áp được đặt 1 tủ RMU có trang bị hệ thống đóng cắt và điều khiển từ xa, các tủ này được lắp đặt thay thế cho các tủ RMU cũ không có hệ thống điều khiển từ xa( Chủ yếu là các tủ 8DJ10 của Siemens và RM6- Merlin cách điện SF6) 3.3.3.4 Thông số kỹ thuật của tủ RMU lắp mới Một máy cắt chân không được sử dụng trong khoang cắt dòng và dùng vật liệu đúc epoxy có độ tn cậy cao để cách điện Thiết bị này phải nhỏ hơn RMU gas SF6 SF6 vốn được dùng như thiết bị làm nóng khí tại COP3, không được sử dụng hoàn toàn Hơn thế nữa kích thước nhỏ sẽ làm giảm không gian lắp đặt Vì RTU được lắp trong chỗ để máy cắt hợp bộ tự động (RMS) Bảng 3.10 Chi tết kỹ thuật chính của Auto-RMS Ðiện áp định mức 24kV Ðịnh mức điện áp chịu tần 50kV tới mặt đất số dòng điện 60kV cột tới cột Auto – RMS Ðịnh mức điện áp chịu sét 65kV tới mặt đất 125kV cột tới cột Tần số định mức 50/60Hz Dòng định mức thanh cái 600A Ðịnh mức dòng thời gian 25kA – 1 giây ngắn Dòng định mức 600A VCB Ðịnh mức dòng cắt ngắn 25kA mạch Ðịnh mức dòng nối ngắn 63kA đỉnh mạch Dòng định mức 600A Ðịnh mức dòng cắt phụ tải 600A VS Ðịnh mức dòng nối ngắn 63kA mạch Các thông số vận hành chính: Ngăn máy sang máy biến thế: - Điện áp danh định: 24kV - Khả năng cắt tải: 200A - Khả năng chiụ dòng ngắn mạch: 16kA/1s - Cách điện: Các phần mang điện được bọc cách điện bằng Epoxy - Sử dụng tếp điểm chân không loại 4 vị trí có khóa liên động - Trang bị hệ thống bảo vệ và động cơ đóng cắt tếp điểm điều khiển từ xa, nguồn nuôi là ắc quy lắp trong tủ Kích thước tủ: Rộng 1,1m; cao 1,45m và sâu 0,45m * Các thông số thiết bị điều khiển truyền tn: Các chức năng rơle bảo vệ, đo và truyền tín hiệu được tích hợp trong TOSDAC-G303 Các chức năng và đặc tính được trình bày trong bảng dưới đây Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Bảng 3.11 Khả năng bảo vệ của TOSDAC-G303 Nhân tố Mức Ðặc tnh thời gian Dây nhánh 51 H 1A Hằng số thời gian 0.05 - 2.0 2.0 – 20A (OCH) giây cấp 0.02 giây Cấp 1A 51 L 1A Hằng số thời gian 0.05 - 2.0 0.2 – 2A (OCL) giây cấp 0.05 giây Cấp 0.1A 51 G 1A Hằng số thời gian 0.05 - 2.0 0.02 – 0.2A (OCG) giây cấp 0.05 giây Cấp 0.01A (VD) 9V Hằng số thời gian nhỏ hơn Hơn 50%: biểu thị điện thế 0.1 giây Dưới 40%: Không biểu thị điện thế - Khối RTU của mỗi RMU sẽ phải bao gồm 2 khối chính: + Giao diện bằng đầu lọc quang( Dùng ta hồng ngoại) + Giao diện qua 1 modem và 1 modul RS232: modem được nối với tủ RMU qua modul RS232 Modem được cấp nguồn từ máy biến điện áp lắp trong tủ RMU * Đường dây thông tn Vì đường dây thông tin chạy song song với đường điện nên người ta sơ rằng đường điện sẽ có ảnh hưởng từ với đường thông tn Do đó, người ta sẽ sử dụng loại cáp xoắn đôi (STP) Ngoài ra, cũng phải tính tới sức treo cáp thông tn có chịu được áp lực gió không, 3.3.4 Nhận xét hệ thống tự động phân phối cho lộ đường dây cáp ngầm 372- E6.8 Do lộ này có phạm vi cung cấp điện rộng, các phụ tải có tính chất quan trọng Khi thời điểm chưa lắp đặt DAS- khi có sự cố, bộ phận thao tác phải thực hiện các việc sau: 1.Đến khu vực mất điện 2.Tìm vùng sự cố trên lưới 3.Cô lập vùng sự cố và khôi phục cấp điện trở lại cho lưới điện Các việc trên do người vận hành đến tận các điểm sự cố để thao tác Thời gian ngừng cấp điện do sự cố theo thống kê hàng năm tính trung bình như khi chưa lắp đặt hệ thống DAS: Thời gian để khắc phục sự cố khoảng T= 1,8h/vụ = 108phút/vụ Khi áp dụng hệ thống DAS – việc phát hiện, cách ly sự cố và phục hồi cấp điện cho phần không bị sự cố được thực hiện tự động Thời gian tự động xử phân vùng sự cố của đường trục trong khoảng 1 phút Nếu tính cả thời gian người vận hành kiểm tra tín hiệu trên máy tính lấy thời gian tối đa là: 2 phút Bảng 3.12 Thời gian tiết kiệm được khi ứng dụng DAS- phút/ vụ Đường trục Hiện tại (s) 372-E6.8 108 Khi áp dụng DAS (s) 2 Thời gian tiết Thời gian so kiệm (s) sánh 106 98% Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Tính toán sản l ư ợ ng đ i ệ n năng bán đ ư ợ c do lắp đ ặt DAS: Hình 3.5 Phân lộ 372-E6.8 thành 4 phân vùng, sự cố xảy ra ở phân vùng thứ 3 Vïng 1 Vïng 2 Vïng 3 Vïng 4 §iÓm nèi vßng MC Phân vùng lộ 372 E6.8 Bảng 3.13 Công suất tải trên 1 phân vùng Số máy BA/1lộ Số Công RMS/1lộ suất Tb/1lộ Số phân vùng Hệ số tải Công suất Công suất tải/ 1 phân tải/ 1 phân vùng(KVA) vùng (KW) e =c Công suất đặt/1 phân vùng f = d/e A B C D g h =f x g Lộ 372E6.8 15 4 12,157 4 3,039 0,40 1,216 i =h * 0,85 (cos sФtb =0,85) 1,033 - Công suất tải tại mỗi phân đoạn trung bình là: 1,033kW Bảng 3.14 Sản lượng điện năng tết kiệm của mỗi lần sự cố khi lắp đặt DAS P tải (KW) T trước T có DAS Δt (Phút) Điện năng (phút) (Phút) tết kiệm/ 1 vụ 1 lộ (KWh) Vùng 1 Vùng 2 Vùng 3 Vùng 4 Tổng 1,033 1,033 1,033 1,033 4132 78 108 2 2 76 106 108 2 106 1286.93 1794.93 0.00 1794.93 4876,79 - Thời gian xử lý một sự cố: 1.8h - Số vụ sự cố/1 lộ năm: 1.96 vụ - Sản lượng điện tết kiệm được trong 1 năm 9,558.51kWh ( = số vụ x điện năng tiết kiệm TB của 1 vụ trên 1 lộ) Sau khi lắp đặt hệ thống DAS cho lộ đường dây 372E6.8 lưới điện làm việc tin cậy Việc phát hiện sự cố và thao tác chuyển đổi nguồn khi công tác hoặc khi sự cố nhanh gọn, dễ thao tác, giảm được thời gian mất điện của các phụ tải liên quan, tăng được sản lượng điện năng do thời gian mất điện giảm Do đó việc ứng dụng DAS trên lưới điện huyện Đồng Hỷ là rất cần thiết Luận văn thạc sĩ kỹ thuật CHƯƠNG 4 PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH - KINH TẾ 4.1 Phương pháp luận Như trên ta đã biết việc áp dụng hệ thống DAS đem lại các hiệu quả chính như sau: 4.1.1 Giảm thời gian ngừng cung cấp điện do sự cố Hiện tại – khi có sự cố, bộ phận thao tác phải thực hiện các việc sau: + Đến khu vực mất điện + Tìm vùng sự cố trên lưới + Cô lập vùng sự cố và khôi phục cấp điện trở lại cho lưới điện Các việc trên do người vận hành thao tác Thời gian ngừng cấp điện do sự cố theo thống kê hàng năm tính trung bình ( xem chương 1) như sau: - Đối với đường dây trên không: T = 2,55h/ vụ = 153 phút / vụ - Đối với đường cáp ngầm : T = 1,80 h/ vụ = 108 phút / vụ Khi áp dụng hệ thống DAS – việc phát hiện, cách ly sự cố và phục hồi cấp điện cho phần không bị sự cố được thực hiện tự động Thời gian tự động xử lý sự cố của các đường trục trong khoảng 1 phút Nếu tính cả thời gian người vận hành kiểm tra tín hiệu trên máy tính nên lấy thời gian tối đa là : 2 phút / trục cáp ngầm và 3 phút / ĐDK ( vì có số phân vùng lớn) Bảng 4.1 Thời gian tiết kiệm được khi ứng dụng DAS - phút / vụ Loại đường Hiện tại Khi áp dụng Thời gian tiết Thời gian so trục DAS kiệm sánh Cáp ngầm 108 2 106 98% Đ DK 153 3 150 98% 4.1.2 Tiết kiệm sản lượng điện năng không bán được do sự cố mất điện Đối với đường cáp ngầm: - Lượng điện năng tiết kiệm được tính cho 1 lần sự cố của 1 đường trục là: 4876,8 kWh ( phụ lục 4-1,4-2 ) - Sản lượng điện tết kiệm tính cho 8 đường trục trong năm đầu tên ứng dụng DAS là: 08 (lộ) x 1,96 (sự cố/1 lộ,năm) x 4876,8 kWh ≈ 76.468,224 kWh Đối với đường dây trên không: - Lượng điện năng tiết kiệm được tính cho một lần sự cố của một đường trục là: 2.606,5 kWh (phụ lục 4-3,4-4) - Sản lượng điện tết kiệm tính cho 3 đường trục trong năm đầu tên ứng dụng DAS là: 03 (lộ) x 3,15 (sự cố / 1 lộ,năm) x 2.606,5 kWh ≈ 24,631.425 kWh Tổng điện năng tết kiệm được do giảm thời gian sử lý sự cố là: 76.468,224 kWh + 24.631,425 kWh = 101.099,65 kWh Luận văn thạc sĩ kỹ thuật 4.1.3 Tăng được khả năng tải do điều khiển tối ưu việc phân bố công suất trên lưới - Dự án DAS tại Đồng Hỷ sẽ cải thiện khả năng truyền tải vì cho phép điều khiển tối ưu các chế độ của hệ thống điện Có được điều này là vì dự án DAS sẽ trang bị các thiết bị đóng cắt tự động, có thể điều khiển trong thời gian thực, kịp thay đổi phù hợp với các biến động phụ tải trên lưới điện trong chế độ xác lập Điều này không thể thực hiện được khi trên lưới chỉ có các thiết bị vận hành bằng tay Thông thường, trong đường trục mạch vòng đơn, hệ số tải đường trục là 50%, 50% còn lại để dự phòng sự cố đường dây phân phối Khi tăng số mạch vòng trên một trục, kết hợp với việc điều khiển tối ưu trào lưu công suất phụ tải trên từng đường dây tự động bằng máy tính (DAS), có thể tăng được hệ số tải của đường trục Trong hình 4.1, xem xét hệ số tải của đường trục gồm 5 phân vùng S1- S2 - - S5 trong các trường hợp số điểm nối mạch vòng trên đường trục được tăng dần lên từ 1 lên 2 và 3 điểm 5 phân vùng – 1 điểm nối mạch vòng FC B S1 SW1 S2 SW2 S3 SW5 SW3 SW4 S5 S4 5 phân vùng – 2 điểm nối mạch vòng FC B S1 SW1 S2 SW2 S3 SW5 SW3 SW4 S5 S4 5 phân vùng – 3 điểm nối mạch vòng FC B S1 SW1 S2 SW2 S3 SW3 S4 SW4 S5 SW5 Hình 4.1 Tăng khả năng tải của đường trục bằng việc áp dụng DAS Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Giả thiế t - Công suất của phụ tải trong từng phân vùng của đường trục là tương đương nhau - Tải các đường dây phân phối khác sẵn sàng cấp cho phân vùng bị sự cố qua điểm mạch vòng là có khả năng như nhau (1)Tác dụng của số điểm đấu vòng Khi có sự cố trên lưới, mỗi đường trục không bị sự cố ngoài việc cấp điện cho phụ tải của mình, phải tải thêm dòng điện (If) để cấp cho đường dây bị sự cố Trong trường hợp tải của đường trục bằng dòng điện định mức (In), dòng điện cực đại (Imax) của đường trục là: Imax = In + If (1) Tỉ số của In và Imax như sau: In / Imax = In / (In + If) (2) Giả sử Ln là số lượng điểm nối mạch vòng, dòng điện đáp ứng tại thời điểm sự cố (If) và dòng điện ban đầu (In) là: If = In / Ln (3) Tương quan giữa dòng điện ban đầu và dòng điện tải cực đại (2) là: In / Imax = Ln / (Ln + 1) (4) (2)Tác dụng của số lượng vùng Xét đường trục được chia thành Sn phân vùng có công suất phụ tải trong từng vùng tương đương nhau Số lượng phân vùng càng nhiều thì công suất phụ tải của mỗi vùng càng nhỏ - dòng điện cần hỗ trợ từ mạch vòng khác khi phân vùng đó bị sự cố If càng nhỏ Khả năng truyền tải của một đường trục được chia làm 2 phần: - Phần 1: là khả năng tải của đường trục cấp điện cho phụ tải của chính nó - Phần 2: là khả năng tải của đường trục cần dự phòng để hỗ chợ cho mạch khác khi sự cố Khi phần 2 nhỏ đi – việc đó đồng nghĩa với việc tăng khả năng tải của đường trục Theo số liệu tính toán của chuyên gia Nhật Bản, hệ số phụ tải có thể tăng được đến khoảng 70%, thậm chí nếu áp dụng điều khiển tự động bằng máy tính mức độ cao, có thể tăng hệ số phụ tải lên quãng 80% Bảng 4.2 Tăng tải bởi số mạch vòng Ln và số vùng Ls Ln 1 2 3 4 3 3 3 3 3 Sn 5 5 5 5 1 2 3 4 5 In/Imax 44% 62% 71% 76% 0% 60% 67% 69% 71% Hiện tại lưới điên Đồng Hỷ chủ yếu thực hiện 1 lộ có 1 điểm nối vòng Tương lai đến 2015, sau khi các lộ lắp DAS đều vận hành 22kV, các lộ này sẽ được cải tạo để tăng số điểm nối liên thông lên là 2 điểm / 1lộ Trong phần tính hiệu quả kinh tế do khả năng tải của mỗi đường trục sẽ tăng lên – lấy giá trị tỷ lệ In/Imax ở mức 62% Giá trị tăng khả năng tải so với mức dự phòng 50% là: Luận văn thạc sĩ kỹ thuật 62% - 50% = 12% Hiệu quả kinh tế của việc tăng khả năng tải lên 12% được ước tính như sau: Bảng 4.3 Lợi nhuận tăng khả năng của lưới (Triệu đồng) Năm Doanh thu điện Lợi nhuận KD điện Tỷ lệ lợi nhuận% 2005 270.981,22 12.089,8 4,5 2006 320.391,87 10.223,95 3,2 2007 397.754,16 7.923,6 2,1 2008 401.234,12 8.245,5 2,1 2009 415.567,6 9.017,6 2,2 2010 427.600,1 9.673,38 2,3 2011 470.882,07 10.657,52 2,3 Bình quân tỷ lệ lợi nhuận: 2,67 Phạm vi ứng dụng DAS trên lưới là: 40% - Doanh thu điện 1 năm tính cho năm thứ 3 ứng dụng DAS với tỷ lệ tăng doanh thu là 15% năm: 682,799 triệu đồng - Doanh thu điện ước tính cho khu vực ứng dụng DAS tại năm thứ 3 là: 273.111,6 triệu đồng 4.1.4 Giảm tổn thất điện năng Hệ thống DAS điều khiển vận hành lưới điện theo thời gian thực nên cho phép vận hành tối ưu hệ thống điện Bên cạnh việc tăng khả năng tải, do tổn thất trên lưới cũng được cải thiện Theo số liệu báo cáo tổng kết công tác hàng năm của Điện lực Đồng Hỷ, tổn thất của lưới điện như sau: Bảng 4.4 Tổn thất của lưới điện huyện Đồng Hỷ qua các năm Năm 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Tổn thất (%) So sánh (%) 12,27 10,25 8,25 7,19 6,84 6,05 5,86 - -2,00 -1,06 -0,35 -0,33 -0,28 -2,02 Những năm 2006 đến 2011 có tỷ lệ tổn thất giảm so với năm trước là do việc đầu tư cho lưới trung thế được triển khai với khối lượng lớn theo dự án cải tạo lưới điện ADB Hiện nay, tổn thất kỹ thuật của lưới trung thế khoảng 3% Ước tính sau khi áp dụng DAS, tổn thất lưới trung thế tại khu vực này sẽ giảm khoảng 10% Như vậy, tính theo tổn thất chung cho toàn lưới tại khu vực áp dụng DAS là: 3% x 10% = 0,3% Luận văn thạc sĩ kỹ thuật 4.1.5 Giảm chi phí quản lý vận hành O&M Việc áp dụng DAS là ứng dụng công nghệ tên tến trong quản lý vận hành lưới điện tất yếu dẫn đến giảm công nhân và được ngắn thời gian thực hiện công việc so với hiện nay ở các việc sau Do đó sẽ giảm được chi phí quản lý vận hành Việc xác định hiệu quả kinh tế ước tính tiết kiệm theo chi phí tiền lương, tiền ăn ca và bảo hiểm xã hội- y tế theo số liệu tổng kết năm 2011 của điện lực Đồng Hỷ tương ứng với phạm vi đặt DAS chiếm khoảng 40% như sau: Bảng 4.5 Chi phí tền lương, tiền ăn ca, BHXH,BHYT,KPCĐ của ĐLĐH năm 2011 -Chi phí tiền lương 10.084 Triệu đồng -Tiền ăn ca 1.386 Triệu đồng -BHXH, BHYT, KPCĐ 605 Triệu đồng Tổng cộng 12.075 Triệu đồng Nếu xét chi phí O&M cho các khu vực là đồng đều nhau thì tổng chi phí O&M của phạm vi lắp đặt DAS là: 12.075 Triệu đồng x 40% = 4.830 Triệu đồng Giả thiết là lắp đặt DAS, giảm được 20% chi phí O&M Chi phí tiết kiệm được là: 4.830 triệu đồng x 20% = 966 triệu đồng 4.1.6 Thu hồi được tủ RMU chuyển sang dự án khác của Đồng Hỷ Do lắp đặt thiết bị DAS thay thế một số vị trí tủ RMU trong lưới cáp ngầm Số lượng từ RMU thu hồi được sẽ chuyển sang các dự án cải tạo và xây dựng mới lưới điện Theo số lượng tính toán, số lượng RMU được thu hồi là 31 tủ - tương đương với số lượng mà Công ty Điện lực Đồng Hỷ cần sử dụng thêm trong khoảng một năm Giá trị thiết bị thu hồi ước tính bằng 85% thiết bị mới, với giá tạm tính 7.200USD/tủ được tính như sau: 25 tủ x 7.200 USD/ tủ x 21.000 đ/ USD x 85% = 3.213 triệu đồng 4.2 Phương pháp phân tch Công trình được tiến hành phân tích tài chính, kinh tế theo phương pháp của tổ chức phát triển thế giới (UNIDO), với các têu chuẩn sau: 1 Tỷ suất hoàn vốn nội tại (IRR) là suất lợi tức mà tại đó dòng hiệu ích (B) và chi phí (C) bằng nhau trong suốt quá trình dự án n ( NPV = t 1 Bt Ct )(1 i) t 0 Trong đó: Bt: Tổng dòng hiệu ích năm thứ t Ct: Tổng dòng chi phí năm thứ t n : Đời sống kinh tế công trình i : Tỷ suất tính toán IRR 2 Giá trị lợi nhuận ròng hiện tại NPV là tổng hiệu số giữa dòng hiệu ích và chi phí đã được chiết khấu với tỉ lệ chiết khấu cho trước Công trình được coi là hiệu quả nếu NPV>0 3 Tỷ suất lợi nhuận ròng: Là tỷ số giữa NPV với vốn đầu tư qui đổi Công trình được coi là hiệu quả khi tỷ suất này >0 ... triển lưới điện khu vực huyện Đồng Hỷ - Thái Nguyên 0.2 Phạm vi nghiên cứu áp dụng Nghiên cứu nguyên lý hoạt động hệ thống tự động phân phối điện Tính tốn áp dụng cho lưới điện trung áp có huyện Đồng. .. TỐN ỨNG DỤNG HỆ THỐNG DAS CHO 59 LƯỚI ĐIỆN HUYỆN ĐỒNG HỶ 59 3.1 Hệ thống tự động phân phối cho đường dây nổi: 59 3.1.1 Nguyên tắc phân bố thiết bị đóng cắt phân phối tự động. .. điểm lưới điện phân phối huyện Đồng Hỷ 1.2.1.Hiện trạng lưới điện phân phối Hiện lưới điện phân phối huyện Đồng Hỷ vận hành với cấp điện áp:35kV, 22kV, 10kV, 6kV Trong lưới điện 22kV đưa vào khai