Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện trung áp huyện quốc oai thành phố hà nội

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI LUẬN VĂN THẠC SĨ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP HUYỆN QUỐC OAI, TP HÀ NỘI NGUYỄN TUẤN THANH thanhnt.evnhanoi@gmail.com Ngành Kỹ thuật điện Giảng viên hướng dẫn: PGS.TS Trần Bách Viện: Điện HÀ NỘI, 10/2019 LỜI CẢM ƠN Thêm lần, xin cảm ơn mái trường Đại học Bách Khoa Hà Nội, nơi cho học tập, rèn luyện trưởng thành Xin trân trọng cảm ơn thầy cô giáo Bộ môn Hệ thống điện – Viện điện nói riêng thầy giáo “Bách Khoa” dành cho tơi tình cảm, giảng quý báu, đặc biệt biết ơn sâu sắc PGS.TS Trần Bách giảng giải, hướng dẫn tác giả hoàn thành luận văn, đồng thời giúp tác giả bước áp dụng sở lý thuyết vào thực tiễn, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện huyện Quốc Oai nơi mà tác giả công tác nhằm đảm bảo nguồn điện ổn định tin cậy phục vụ sản xuất, kinh doanh đời sống sinh hoạt người dân, góp phần thúc đẩy phát triển kinh tế khu vực Xin chân thành cảm ơn bạn bè, người thân, đồng nghiệp Công ty Điện lực Quốc Oai động viên, góp ý tạo điều kiện thuận lợi cho tác giả hoàn thành luận văn Trân trọng! Hà Nội, ngày 19 tháng năm 2019 Tác giả luận văn Nguyễn Tuấn Thanh MỤC LỤC MỤC LỤC i DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT iv DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, BIỂU ĐỒ v DANH MỤC CÁC BẢNG vii CHƯƠNG KHÁI QUÁT VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN QUỐC OAI 1.1 Lưới điện phân phối 1.1.1 Hệ thống điện phần tử 1.1.2 Lưới điện phân phối trung áp 1.1.3 Lưới điện phân phối hạ áp .8 1.1.4 Đặc điểm lưới điện phân phối 10 1.1.5 Chỉ tiêu tiêu chuẩn đánh giá chất lượng lưới điện phân phối 11 1.1.6 Phụ tải điện 12 1.2 Nhiệm vụ lưới điện phân phối 13 1.2.1 Đảm bảo chất lượng điện 14 1.2.2 Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện 18 1.2.3 Giảm tổn thất điện 18 1.3 Lưới điện phân phối huyện Quốc Oai 19 1.3.1 Nguồn điện 110 kV .20 1.3.2 Lưới điện trung áp 20 1.3.3 Trạm biến áp phân phối 23 1.3.4 Lưới điện hạ áp 24 1.3.5 Phụ tải điện 24 1.3.6 Suất cố số độ tin cậy giai đoạn 2014 - 2018 25 CHƯƠNG ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 27 2.1 Khái niệm chung 27 2.2 Độ tin cậy phần tử lưới điện 28 2.2.1 Các thông số độ tin cậy phần tử .28 2.2.2 Mơ hình cường độ hỏng hóc 29 2.3 Phương pháp nghiên cứu độ tin cậy hệ thống điện 30 2.3.1 Phương pháp đồ thị - giải tích .30 2.3.2 Phương pháp không gian trạng thái .31 2.3.3 Phương pháp hỏng hóc 31 2.3.4 Phương pháp mô Monte - Carlo 31 2.4 Độ tin cậy lưới điện 32 2.5 Các tiêu đánh giá độ tin cậy lưới phân phối 33 i 2.5.1 Chỉ số thời gian điện trung bình lưới điện phân phối (SAIDI) 33 2.5.2 Chỉ số số lần điện trung bình lưới điện phân phối (SAIFI) 34 2.5.3 Chỉ số số lần điện thoáng qua trung bình lưới điện phân phối (MAIFI) 34 2.5.4 Thời gian điện trung bình khách hàng (CAIDI) 35 2.5.5 Độ sẵn sàng cung cấp điện (ASAI) 35 2.5.6 Năng lượng không cung cấp (ENS) 36 2.6 Nguyên nhân điện tổn thất kinh tế điện 36 2.6.1 Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy 36 2.6.2 Các nguyên nhân làm giảm độ tin cậy 37 2.6.3 Các số liệu thống kê nguyên nhân cố 38 2.6.4 Phân tích độ tin cậy lưới ngầm lưới 39 2.6.5 Tổn thất kinh tế điện 39 2.7 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy 41 2.7.1 Các giải pháp hoàn thiện cấu trúc lưới điện 41 2.7.2 Giải pháp nâng cao trình độ quản lý, vận hành 43 2.7.3 Sử dụng thiết bị điện có độ tin cậy cao 43 2.7.4 Sử dụng thiết bị tự động, thiết bị điều khiển từ xa 44 2.7.5 Tổ chức tìm sửa chữa cố nhanh 45 CHƯƠNG NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI HUYỆN QUỐC OAI BẰNG GIẢI PHÁP ĐẶT THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN 48 3.1 Phương pháp tính độ tin cậy lưới điện hình tia 48 3.1.1 Các loại thiết bị phân đoạn lợi ích chúng việc nâng cao độ tin cậy lưới điện 48 3.1.2 Phương pháp tính độ tin cậy lưới điện khơng phân đoạn 49 3.1.3 Lưới phân phối phân đoạn 49 3.2 Tính tốn lựa chọn thiết bị phân đoạn điểm đặt cho đường trục lưới điện phân phối Quốc Oai 59 3.2.1 Giới thiệu đường trục 59 3.2.2 Giao diện chương trình tính tốn độ tin cậy 61 3.2.3 Lựa chọn điểm đặt thiết bị phân đoạn 63 3.2.4 Phân tích độ tin cậy cho lộ đường dây 475 E1.48 65 3.2.5 Tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ 66 3.2.6 Tính hiệu kinh tế đặt thiết bị phân đoạn 76 3.2.7 Tính hiệu kinh tế NPV đường dây 475 E1.48 đặt TBPĐ 77 3.2.8 Kết luận 85 CHƯƠNG KẾT LUẬN 87 4.1 Kết luận 87 ii 4.2 Hướng phát triển đề tài 87 PHỤ LỤC 88 TÀI LIỆU THAM KHẢO 94 iii DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, VIẾT TẮT TBA Trạm biến áp TBA TG Trạm biến áp trung gian NMĐ Nhà máy điện MBA BA Máy biến áp Biến áp DCL TPP Dao cách ly Trạm phân phối CLĐA Chất lượng điện áp MC Máy cắt TPP TBPĐ PĐ Thiết bị phân phối Thiết bị phân đoạn Phân đoạn NĐ NĐCT NĐSC TĐL Ngừng điện Ngừng điện công tác Ngừng điện cố Tự động đóng lại TĐN SC ĐTC BDĐK CĐHH Tự động đóng nguồn dự phịng Sự cố Độ tin cậy Bảo dưỡng định kỳ Cường độ hỏng hóc LPP LBS RMU NPV Lưới phân phối Load Break Switches - máy cắt phân đoạn Ring Main Unit - tủ hợp trung Net Present Value - giá trị SAIDI SAIFI MAIFI CAIDI ASAI System Average Interruption Duration Index System Average Interruption Frequency Index Momentary Average Interruption Frequency Index Customer Average Interruption Duration Index Average Service Availability Index ENS Energy Not Supplied Index iv DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, BIỂU ĐỒ Hình 1.1: Sơ đồ hệ thống điện Hình 1.2: Lưới điện pha trung tính máy biến áp nối đất qua tổng trở Hình 1.3: Lưới điện pha dây trung tính Hình 1.4: Sơ đồ lưới điện trung áp hình tia mạch vịng kín vận hành hở Hình 1.5: Các loại sơ đồ lưới điện trung áp Hình 1.6: Sơ đồ phân phối hạ áp dây cấp cho phụ tải 1, pha Hình 1.7: Sơ đồ cấp điện có độ an tồn cao Hình 1.8: Đường dây cung cấp kết hợp với chiếu sáng đường 10 Hình 1.9: Đồ thị phụ tải 13 Hình 1.10: Ảnh hưởng từ độ méo sóng liên quan đến chất lượng điện [2] 15 Hình 1.11: Độ lệch điện áp tổn thất điện áp đường dây 17 Hình 1.12: Biến thiên điện áp lưới điện 18 Hình 1.13: Bản đồ huyện Quốc Oai 19 Hình 1.14: Biểu đồ tỷ lệ khối lượng đường dây 21 Hình 1.15: Biểu đồ tỷ trọng thương phẩm khách hàng sử dụng điện 24 Hình 1.16: Biểu đồ tăng trưởng khách hàng sử dụng điện 25 Hình 1.17: Suất cố giai đoạn 2014 - 2018 25 Hình 1.18: Phân loại nguyên nhân cố 26 Hình 2.1: Mức độ tin cậy theo chi phí 27 Hình 2.2: Mơ hình cường độ hỏng hóc 29 Hình 2.3: Sơ đồ phần tử mắc nối tiếp, song song 32 Hình 2.4: Thiết bị báo cố lắp đặt đường dây không 42 Hình 2.5: Thiết bị báo cố lắp đặt tủ RMU 42 Hình 2.6: Sơ đồ tự động đóng nguồn dự phịng 44 Hình 3.1: Sơ đồ lưới điện hình tia 48 Hình 3.2: Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ 53 Hình 3.3: Lưới điện có nguồn cung cấp điện 59 Hình 3.4: Sơ đồ nguyên lý đường dây 475 E1.48 60 Hình 3.5: Giao diện chương trình 61 Hình 3.6: Giao diện nhập số liệu chương trình 62 Hình 3.7: Giao diện tính tốn kết 63 Hình 3.8: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 khơng có TBPĐ 65 Hình 3.9: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 có TBPĐ 66 Hình 3.10: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 có TBPĐ 67 v Hình 3.11: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 có TBPĐ 68 Hình 3.12: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 có TBPĐ 69 Hình 3.13: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 có TBPĐ 70 Hình 3.14: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 có TBPĐ 71 Hình 3.15: Sơ đồ đẳng trị đường dây 475 E1.48 có TBPĐ Recloser 73 Hình 3.16: Đồ thị mối quan hệ điện số TBPĐ 74 Hình 3.17: Đồ thị mối quan hệ độ tin cậy số TBPĐ 75 Hình 3.18: Đồ thị mối quan hệ hiệu kinh tế NPV số TBPĐ 85 vi DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1: Điện áp tần số số nước giới [1] Bảng 1.2: Phân nhóm đặc tính tượng điện từ HTĐ 15 Bảng 1.3: Tiêu chuẩn độ lệch điện áp theo tiêu chuẩn EN50160 [3] 16 Bảng 1.4: Tăng trưởng trạm biến áp dung lượng công suất 23 Bảng 1.5: Chỉ số độ tin cậy giai đoạn 2014 – 2018 25 Bảng 2.1: Cường độ hỏng hóc ngừng điện kế hoạch 30 Bảng 2.2: Thời gian phục hồi cố trung bình 30 Bảng 2.3: Thời gian ngừng điện kế hoạch năm 30 Bảng 2.4: Giá ngừng điện loại phụ tải – Australia [5] 40 Bảng 2.5: Giá ngừng điện loại phụ tải - Canada [5] 40 Bảng 3.1: Đẳng trị phân đoạn 53 Bảng 3.2: Ma trận đường nối 57 Bảng 3.3: Ma trận số ảnh hưởng số lần điện 57 Bảng 3.4: Ma trận ảnh hưởng thời gian điện 58 Bảng 3.5: Ảnh hưởng thời gian sửa chữa cố 64 Bảng 3.6: Ảnh hưởng thời gian sửa chữa cố 64 Bảng 3.7: Thông số đường dây 475 E1.48 TBPĐ sau đẳng trị 65 Bảng 3.8: Kết tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 khơng có TBPĐ 65 Bảng 3.9: Thơng số đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ sau đẳng trị 67 Bảng 3.10: Kết tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ 67 Bảng 3.11: Thông số đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ sau đẳng trị 67 Bảng 3.12: Kết tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ 68 Bảng 3.13: Thông số đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ sau đẳng trị 68 Bảng 3.14: Kết tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ 69 Bảng 3.15: Thông số đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ sau đẳng trị 69 Bảng 3.16: Kết tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ 70 Bảng 3.17: Thông số đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ sau đẳng trị 71 Bảng 3.18: Kết tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ 71 Bảng 3.19: Thông số đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ sau đẳng trị 72 Bảng 3.20: Kết tính độ tin cậy đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ 72 Bảng 3.21: Thông số đường dây 475 E1.48 sử dụng TBPĐ Recloser sau đẳng trị 73 Bảng 3.22: Kết tính độ tin cậy sử dụng TBPĐ Recloser 74 Bảng 3.23: Tổng hợp kết trường hợp dùng từ đến TBPĐ 74 vii Bảng 3.24: Hệ số đại hoá cho năm t 77 Bảng 3.25: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ 79 Bảng 3.26: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ 79 Bảng 3.27: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ 80 Bảng 3.28: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ 81 Bảng 3.29: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ 82 Bảng 3.30: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ 83 Bảng 3.31: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ Recloser 84 Bảng 3.32: Tổng hợp kết tính hiệu kinh tế NPV 84 viii  Điện chưa có thiết bị phân đoạn: 75.046 (kW.h)  Điện có thiết bị phân đoạn: 52.533 (kW.h)  Số thiết bị phân đoạn: Kết tính tốn hiệu kinh tế (NPV) đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn tổng hợp bảng sau: Năm TNt (tr.đ) HBt (tr.đ) KHt (tr.đ) NPV0 (TNt-HBt-KHt) 1  r t NPVt (tr.đ) 450.260 14 433.260 0.909 393.833 450.260 14 433.260 0.826 357.873 450.260 14 433.260 0.751 325.378 450.260 14 433.260 0.683 295.917 450.260 14 433.260 0.62 268.621 450.260 14 433.260 0.564 244.359 450.260 14 433.260 0.513 222.262 450.260 14 433.260 0.467 202.332 450.260 14 433.260 0.424 183.702 10 450.260 14 433.260 0.385 166.805 11 450.260 14 433.260 0.35 151.641 12 450.260 14 433.260 0.318 137.777 13 450.260 14 433.260 0.289 125.212 14 450.260 14 433.260 0.263 113.947 15 450.260 14 433.260 0.239 103.549 16 450.260 14 433.260 0.217 94.017 17 450.260 14 433.260 0.197 85.352 18 450.260 14 433.260 0.179 77.554 19 450.260 14 433.260 0.163 70.621 20 450.260 14 433.260 0.148 64.122 Kết NPV ( triệu đồng ) 3,684.876 Bảng 3.27: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ d) Tính tốn NPV cho đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn  Điện chưa có thiết bị phân đoạn: 75.046 (kW.h)  Điện có thiết bị phân đoạn: 48.881 (kW.h)  Số thiết bị phân đoạn: Kết tính tốn hiệu kinh tế (NPV) đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn tổng hợp bảng sau: 80 Năm TNt (tr.đ) HBt (tr.đ) KHt (tr.đ) NPV0 (TNt-HBt-KHt) 1  r t NPVt (tr.đ) 523.300 17 502.300 0.909 456.591 523.300 17 502.300 0.826 414.900 523.300 17 502.300 0.751 377.227 523.300 17 502.300 0.683 343.071 523.300 17 502.300 0.62 311.426 523.300 17 502.300 0.564 283.297 523.300 17 502.300 0.513 257.680 523.300 17 502.300 0.467 234.574 523.300 17 502.300 0.424 212.975 10 523.300 17 502.300 0.385 193.386 11 523.300 17 502.300 0.35 175.805 12 523.300 17 502.300 0.318 159.731 13 523.300 17 502.300 0.289 145.165 14 523.300 17 502.300 0.263 132.105 15 523.300 17 502.300 0.239 120.050 16 523.300 17 502.300 0.217 108.999 17 523.300 17 502.300 0.197 98.953 18 523.300 17 502.300 0.179 89.912 19 523.300 17 502.300 0.163 81.875 20 523.300 17 502.300 0.148 74.340 Kết NPV ( triệu đồng ) 4,272.062 Bảng 3.28: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ e) Tính toán NPV cho đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn  Điện chưa có thiết bị phân đoạn: 75.046 (kW.h)  Điện có thiết bị phân đoạn: 46.857 (kW.h)  Số thiết bị phân đoạn: Kết tính toán hiệu kinh tế (NPV) đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn tổng hợp bảng sau: Năm TNt (tr.đ) HBt (tr.đ) KHt (tr.đ) NPV0 (TNt-HBt-KHt) 1  r t NPVt (tr.đ) 563.780 20 538.780 0.909 489.751 563.780 20 538.780 0.826 445.032 81 563.780 20 538.780 0.751 404.624 563.780 20 538.780 0.683 367.987 563.780 20 538.780 0.62 334.044 563.780 20 538.780 0.564 303.872 563.780 20 538.780 0.513 276.394 563.780 20 538.780 0.467 251.610 563.780 20 538.780 0.424 228.443 10 563.780 20 538.780 0.385 207.430 11 563.780 20 538.780 0.35 188.573 12 563.780 20 538.780 0.318 171.332 13 563.780 20 538.780 0.289 155.707 14 563.780 20 538.780 0.263 141.699 15 563.780 20 538.780 0.239 128.768 16 563.780 20 538.780 0.217 116.915 17 563.780 20 538.780 0.197 106.140 18 563.780 20 538.780 0.179 96.442 19 563.780 20 538.780 0.163 87.821 20 563.780 20 538.780 0.148 79.739 Kết NPV ( triệu đồng ) 4,582.324 Bảng 3.29: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ f) Tính tốn NPV cho đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn  Điện chưa có thiết bị phân đoạn: 75.046 (kW.h)  Điện có thiết bị phân đoạn: 45.336 (kW.h)  Số thiết bị phân đoạn: Kết tính tốn hiệu kinh tế (NPV) đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn tổng hợp bảng sau: Năm TNt (tr.đ) HBt (tr.đ) KHt (tr.đ) NPV0 (TNt-HBt-KHt) 1  r t NPVt (tr.đ) 594.200 23 565.200 0.909 513.767 594.200 23 565.200 0.826 466.855 594.200 23 565.200 0.751 424.465 594.200 23 565.200 0.683 386.032 594.200 23 565.200 0.62 350.424 594.200 23 565.200 0.564 318.773 82 594.200 23 565.200 0.513 289.948 594.200 23 565.200 0.467 263.948 594.200 23 565.200 0.424 239.645 10 594.200 23 565.200 0.385 217.602 11 594.200 23 565.200 0.35 197.820 12 594.200 23 565.200 0.318 179.734 13 594.200 23 565.200 0.289 163.343 14 594.200 23 565.200 0.263 148.648 15 594.200 23 565.200 0.239 135.083 16 594.200 23 565.200 0.217 122.648 17 594.200 23 565.200 0.197 111.344 18 594.200 23 565.200 0.179 101.171 19 594.200 23 565.200 0.163 92.128 20 594.200 23 565.200 0.148 83.650 Kết NPV ( triệu đồng ) 4,807.026 Bảng 3.30: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ g) Tính tốn NPV cho đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn REC  Điện chưa có thiết bị phân đoạn: 75.046 (kW.h)  Điện có thiết bị phân đoạn: 18.384 (kW.h)  Đơn giá Recloser: 350 (triệu)  Chi phí vận hành, bảo dưỡng hàng năm: 10 (triệu)  Chi phí hệ thống điều khiển, tự động hóa: 200 (triệu)  Số thiết bị phân đoạn: Kết tính tốn hiệu kinh tế (NPV) đường dây 475 E1.48 sử dụng thiết bị phân đoạn REC tổng hợp bảng sau: Năm TNt (tr.đ) HBt (tr.đ) KHt (tr.đ) NPV0 (TNt-HBt-KHt) 1  r t NPVt (tr.đ) 1,133.240 60 115 958.240 0.909 871.040 1,133.240 60 115 958.240 0.826 791.506 1,133.240 60 115 958.240 0.751 719.638 1,133.240 60 115 958.240 0.683 654.478 1,133.240 60 115 958.240 0.62 594.109 1,133.240 60 115 958.240 0.564 540.447 83 1,133.240 60 115 958.240 0.513 491.577 1,133.240 60 115 958.240 0.467 447.498 1,133.240 60 115 958.240 0.424 406.294 10 1,133.240 60 115 958.240 0.385 368.922 11 1,133.240 60 115 958.240 0.35 335.384 12 1,133.240 60 115 958.240 0.318 304.720 13 1,133.240 60 115 958.240 0.289 276.931 14 1,133.240 60 115 958.240 0.263 252.017 15 1,133.240 60 115 958.240 0.239 229.019 16 1,133.240 60 115 958.240 0.217 207.938 17 1,133.240 60 115 958.240 0.197 188.773 18 1,133.240 60 115 958.240 0.179 171.525 19 1,133.240 60 115 958.240 0.163 156.193 20 1,133.240 60 115 958.240 0.148 141.820 Kết NPV ( triệu đồng ) 8,149.831 Bảng 3.31: Kết tính hiệu kinh tế sử dụng TBPĐ Recloser h) Tính tốn NPV đường dây 475 E1.48 sử dụng từ đến thiết bị phân đoạn tổng hợp bảng sau: Số TBPĐ Vị trí đặt TBPĐ Hiệu kinh tế NPV (triệu đồng) Nhánh: 11 2.699,657 Nhánh: 11; 3.243,297 Nhánh: 11; 4; 26 3.684,876 Nhánh: 11; 4; 26; 59 4.272,062 Nhánh: 11; 4; 26; 59; 13 4.582,324 Nhánh 11; 4; 26; 59; 13; 4.807,026 (Recloser) Nhánh 11; 4; 26; 59; 13; 8.149,831 Bảng 3.32: Tổng hợp kết tính hiệu kinh tế NPV Từ kết tính tốn ta vẽ đường cong thể mối quan hệ hiệu kinh tế NPV số thiết bị phân đoạn hình vẽ sau: 84 NPV (triệu đồng) 6000 NPV (triệu đồng) 5000 4272.062 4582.324 4807.026 3684.876 4000 3243.297 2699.657 3000 2000 1000 0 Số TBPĐ Hình 3.18: Đồ thị mối quan hệ hiệu kinh tế NPV số TBPĐ Nhận xét: Từ đồ thị mối quan hệ hiệu kinh tế NPV số thiết bị phân đoạn đường dây 475 E1.48 ta thấy đường cong hiệu kinh tế NPV tăng đến giá trị bão hoà ta tăng số lượng thiết bị phân đoạn Khi sử dụng đến thiết bị phân đoạn hiệu kinh tế lớn, sử dụng đến thiết bị phân đoạn hiệu kinh tế bắt đầu bão hoà 3.2.8 Kết luận Từ kết tính tốn ta rút số kết luận sau:  Sử dụng nhiều thiết bị phân đoạn điện khơng bán điện, số độ tin cậy hiệu kinh tế tiến tới giá trị không đổi  Do khơng có bảng giá xác với giả thiết đơn giản hoá phụ tải khơng tăng nên kết tính tốn cho đường dây 475 E1.48 lưới điện huyện Quốc Oai có tính chất định tính Tuy nhiên với phương pháp nêu công cụ hỗ trợ máy tính tính tốn ứng dụng nhanh chóng có số liệu xác cho kết áp dụng  Với số liệu định tính sơ đường dây 475 E1.48 Công ty Điện lực Quốc Oai tính ta thấy với đường dây có chiều dài đường trục khoảng 8÷10 km với phương thức vận hành hở thực lắp khoảng đến thiết bị phân đoạn tối ưu vấn đề nâng cao độ tin cậy hiệu kinh tế đem lại Nếu để nâng cao độ tin cậy lưới điện cần phối hợp việc lắp đặt 85 thiết bị phân đoạn với tự động hóa lưới điện thiết bị tự động điều khiển như: Recloser, LBS, thiết bị báo cố có truyền tin… nhằm nhanh chóng lập khu vực cố Mặt khác phải xây dựng kết cấu lưới điện cách khoa học, phù hợp với địa bàn phụ tải, tính chất phụ tải… ưu tiên kết cấu lưới với mạch vịng kín vận hành hở 86 CHƯƠNG KẾT LUẬN 4.1 Kết luận Luận văn trình bày vấn đề độ tin cậy lưới điện phân phối lưới điện phân phối huyện Quốc Oai, Thành phố Hà Nội  Tác giải chọn giải pháp nâng cao độ tin cậy cách đặt thiết bị phân đoạn lưới phân phối trung áp để nghiên cứu áp dụng cho lưới điện phân phối huyện Quốc Oai, giải pháp áp dụng rộng rãi  Tác giả tính toán áp dụng cho đường trục trung áp tiêu biểu, tính tốn nhiều phương án phân đoạn số lượng thiết bị phân đoạn vị trí đặt Tác giả tính tiêu độ tin cậy phương án, sau phân tích kinh tế để đề xuất phương án áp dụng hiệu Từ tính tốn áp dụng cho đường trục khác lưới điện phân phối huyện Quốc Oai  Từ tính tốn rút đặt thiết bị phân đoạn cho phép nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối cách đáng kể  Chương trình tính tốn cho phép tính ảnh hưởng thơng số độ tin cậy lưới điện thời gian sửa chữa cố, thời gian thao tác cố đến tiêu độ tin cậy lưới điện 4.2 Hướng phát triển đề tài Trong nghiên cứu tác giải nghiên cứu giải pháp tự động hóa cho phép thao tác nhanh lưới điện cố rút ngắn thời gian cố 87 TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] LEGRAND (2009), Electrical energy supply-Power guide / book 03 [2] INNOVATIVE SYSTEM SOLUTIONS FOR POWER QUALITY ENHANCEMENT K Chan, A Kara ABB High Voltage Technologies Ltd P.O Box 8546 CH-8050 Zurich, Switzerland [3] PGS TS Trần Bách, Chất lượng điện độ tin cậy lưới phân phối (bài giảng chuyên đề cho lớp chức) [4] Bộ Công Thương (2015), Quy định hệ thống điện phân phối, Thông tư số 39/2015/TT-BCT, Hà Nội [5] PGS TS Trần Bách (2000), Lưới điện hệ thống điện - Tập 2, Nhà xuất Khoa học kỹ thuật, Hà Nội [6] PGS TS Trần Bách (1999), Lưới điện hệ thống điện - Tập 1, Nhà xuất Khoa học kỹ thuật, Hà Nội [7] TS Phan Văn Khôi (1987), Cơ sở đánh giá độ tin cậy, Nhà xuất Khoa học kỹ thuật, Hà Nội [8] Richard E.B (2009), Electric power distribution reliability, CRC press [9] Ali A.C., Don O.K (2009), Power dietribution system reliability, IEEE press [10] Caractéristiques et cibles de qualité de la tension fournie par le réseau de transport d’Hydro-Québec- Original in French dated June 15, 1999 Translated July 5, 2001 94 PHỤ LỤC Thông số kỹ thuật đường dây 475 E1.48 TT Nút đầu dài-km 0.640 K m Lamda-1/n 10 Tc-h Ttt-h 0.5 Pmax-kW Tmax-h 0.780 0.160 0.420 2.914 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0 0 0 0 0.075 0.115 0.050 0.280 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0 0 0 0 10 11 10 0.360 1.000 1 0 10 10 7 0.5 0.5 0 0 12 11 0.460 10 0.5 0 13 12 0.960 10 0.5 0 14 15 13 14 0.620 0.250 1 0 10 10 7 0.5 0.5 0 0 16 17 15 16 0.150 0.320 1 0 10 10 7 0.5 0.5 0 0 88 Tên TBA Công suất 18 19 20 21 17 18 19 20 0.080 0.120 0.520 0.160 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0 0 0 0 22 23 21 22 0.230 0.080 1 0 10 10 7 0.5 0.5 0 0 24 25 26 27 23 24 25 26 0.850 0.250 0.320 0.170 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0 0 0 0 28 29 30 31 32 33 27 28 29 30 31 32 0.920 0.180 0.240 0.360 0.260 0.070 1 1 1 0 0 0 10 10 10 10 10 10 7 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0 0 0 0 0 0 34 35 33 0.420 0.010 1 0 10 10 7 0.5 0.5 0 0 36 37 35 36 0.150 0.015 1 0 10 10 7 0.5 0.5 340 3600 38 36 0.030 10 0.5 0 89 Thị trấn 400 39 40 41 42 38 38 40 40 0.015 0.080 0.080 0.015 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 340 476 536 3600 4000 3600 Thị trấn 16 400 Bệnh viện QO Thị trấn 15 560 630 43 44 42 0.190 0.060 1 0 10 10 7 0.5 0.5 536 340 3600 1500 Thị trấn Văn hóa huyện 630 400 45 46 47 48 5 46 46 0.015 0.063 0.015 0.015 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 272 272 2000 2000 Đơn vị 134 320 Sico 320 49 50 51 52 53 54 48 49 50 50 53 0.086 0.075 0.015 0.117 0.098 0.015 1 1 1 0 0 0 10 10 10 10 10 10 7 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 850 213 272 340 3600 4000 4000 3600 Việt thái 55 56 7 0.015 0.068 1 0 10 10 7 0.5 0.5 272 57 58 56 56 0.015 0.611 1 0 10 10 7 0.5 0.5 59 0.210 10 0.5 90 1000 Minh giang Trung hòa 250 320 VL xây dựng 400 3600 Bê tông 89 320 536 272 2000 3600 Tin học Hịa bình Sơn trung 630 320 0 60 61 62 63 59 61 60 62 0.070 0.080 0.060 0.080 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 153 27 2000 2000 64 65 62 64 0.950 0.320 1 0 10 10 7 0.5 0.5 0 0 66 67 68 69 65 65 67 68 0.100 0.110 0.250 0.080 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 43 638 638 70 71 72 73 74 75 69 9 72 72 10 0.250 0.180 0.560 0.120 0.050 0.590 1 1 1 0 0 0 10 10 10 10 10 10 7 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 76 77 75 11 0.288 0.320 1 0 10 10 7 78 79 77 77 0.150 0.220 1 0 10 10 80 79 0.150 10 Liên minh 180 Văn phú 32 1500 3600 3600 Đèn đường BN 50 CEO1 CEO2 750 750 476 213 536 425 340 3600 2000 3600 3600 3600 CEO3 Tất thành 560 250 Sơn trung TĐC Yên Sơn Phượng Cách 630 500 400 0.5 0.5 213 3600 Phượng Cách 250 7 0.5 0.5 340 3600 Phượng Cách 400 0.5 340 3600 Phượng Cách 400 91 81 82 83 84 79 12 13 83 0.360 0.090 0.210 0.150 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 536 340 0 3600 3600 0 Phượng Cách Khánh Tân 630 400 85 86 84 84 0.160 0.260 1 0 10 10 7 0.5 0.5 213 3600 Khánh Tân 250 87 88 89 90 86 86 83 89 0.260 0.280 0.320 0.210 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 213 476 340 3600 3600 3600 Thụy Khuê Phúc Đức 250 560 Năm Trại 400 91 92 93 94 95 96 89 91 91 93 14 16 0.250 0.015 0.480 0.190 0.120 0.050 1 1 1 0 0 0 10 10 10 10 10 10 7 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 213 536 340 340 3600 3600 3600 3600 Sài Sơn 250 Năm Trại Sài Khê Sài Khê 630 400 400 97 98 17 18 0.050 0.050 1 0 10 10 7 0.5 0.5 272 476 3000 3600 Phan Huy Chú Đa Phúc 320 560 99 100 19 99 0.160 0.240 1 0 10 10 7 0.5 0.5 476 340 3600 3600 Đa Phúc Sài Sơn 560 400 101 20 0.250 10 0.5 680 2000 Tuần Châu 800 92 102 103 104 105 101 21 24 25 0.450 0.050 0.480 0.320 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 850 272 340 2000 2000 3600 Tuần Châu Tuần Châu Thụy Khuê 1000 320 400 106 107 105 26 0.220 0.090 1 0 10 10 7 0.5 0.5 536 340 3600 3600 Thụy Khuê Phúc Đức 630 400 108 109 110 111 27 29 109 109 0.160 0.250 0.110 0.220 1 1 0 0 10 10 10 10 7 7 0.5 0.5 0.5 0.5 340 340 3600 3600 Phúc Đức 400 Tây Ninh 400 112 113 111 111 0.080 0.160 1 0 10 10 7 0.5 0.5 340 536 3600 3600 Sài Sơn Phúc Đức 400 630 93 ... hành đề không ngừng nâng cao độ tin cậy 2.7 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy Mục đích nâng cao độ tin cậy: Nâng cao độ tin cậy việc làm cần thiết nhằm ? ?áp ứng yêu cầu phụ tải điện, đạt mức tin. .. kV Điện sau theo đường dây 110 kV cấp điện cho trạm biến áp trung gian địa phương 110 kV /trung áp, cấp điện cho lưới phân phối trung áp Lưới phân phối trung áp sau cấp điện cho phụ tải điện trung. .. áp đo từ điện áp cao đầu nguồn đến điện áp thực Biến thiên điện áp lưới điện phân phối trung hạ áp: Xét trạm biến áp phân phối cấp điện đường dây trung áp từ máy biến áp có điều áp tải Điện áp