GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TRƢƠNG QUANG HUY GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - 2018 ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TRƢƠNG QUANG HUY GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60.52.02.02 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: GS.TS: LÊ KIM HÙNG Đà Nẵng - 2018 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nghiên cứu nêu luận văn trung thực chƣa đƣợc cơng bố cơng trình khác Quảng Ngãi, ngày 20 tháng 04 năm 2018 Tác giả TRƢƠNG QUANG HUY MỤC LỤC MỞ ĐẦU Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 1.1 Đặc điểm lƣới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi .4 1.2 Các thiết bị bảo vệ lƣới điện phân phối 1.2.1 Máy cắt 1.2.2 Rơle 1.2.3 Máy cắt tự động đóng lại-Recloser .10 1.2.4 Dao cắt có tải-LBS 14 1.2.5 Dao cách ly phân đoạn tự động 15 1.3 Hiện trạng xu tự động hóa lƣới điện phân phối lƣới phân phối 15 1.3.1 Hiện trạng tự động hóa phân phối lưới phân phối TP Quảng Ngãi 15 1.3.2 Xu phát triển tự động hóa lưới điện phân phối 16 1.3.3 Các mơ hình triển khai tự động hóa lưới điện phân phối .17 1.4 Kết luận Chƣơng 19 Chƣơng 2: QUY TRÌNH GIẢI PHÁP DAS VÀ CÁC PHƢƠNG PHÁP PHỐI HỢP BẢO VỆ TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 21 2.2 Quy trình giải pháp công nghệ DAS cho lƣới điện phân phối 22 2.2.1 Phối hợp thiết bị tự đóng lại phân đoạn 22 2.2.2 Phối hợp thiết bị tự đóng lại với dao cách ly dao cắt có tải tự động làm thiết bị phân đoạn 31 2.2.3 Phối hợp thiết bị tự đóng lại với dao cách ly phân đoạn tự động 35 2.3 Các phƣơng pháp phối hợp bảo vệ lƣới điện phân phối .38 2.3.1 Phối hợp bảo vệ rơle recloser 38 2.3.2 Phối hợp bảo vệ rơle rơle 39 2.3.3 Phối hợp máy cắt kết hợp tự đóng lại với cầu chì 40 2.4 Kết luận Chƣơng 44 Chƣơng 3: GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HĨA MẠCH VỊNG CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 46 3.1 Đánh giá trạng LĐPP Thành phố Quảng Ngãi 46 3.2 Đặc điểm trạng giải pháp mạch vòng XT 475-E16 476-E17 50 3.2.1 Đặc điểm trạng 50 3.2.2 Giải pháp cải tạo mạch vòng xuất tuyến 476-E17 475-E16 51 3.2.3 Vận hành mạch vòng xuất tuyến 476-E17 475-E16 sau cải tạo… 53 3.3 Kết luận Chƣơng 55 Chƣơng 4: ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ TÍNH TỐN PHỐI HỢP BẢO VỆ XUẤT TUYẾN 476-E17 VÀ 475-E16 57 4.1 Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT 57 4.2 Tính tốn chỉnh định phối hợp bảo vệ cho xuất tuyến 476-E17và 475-E16 .59 4.2.1 Tính tốn chọn thơng số 59 4.2.2 Tính tốn giá trị chỉnh định cho thiết bị bảo vệ .61 4.2.3 Phối hợp bảo vệ thiết bị phần mềm VPROII 65 4.3 Tính tốn tiêu độ tin cậy cung cấp điện phần mềm PSS/ADEPT cho mạch vòng 476-E17 475-E16 trƣớc sau cải tạo 70 4.3.1 Giới thiệu chung 70 4.3.2 Các tiêu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện 70 4.3.3 Tính tốn tiêu độ tin cậy cung cấp điện 72 4.4 Kết luận Chƣơng 74 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .76 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO .78 QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI Học viên: TRƢƠNG QUANG HUY Mã số: 60.52.02.02 Khóa: 34.KTĐ.QNg Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Trƣờng Đại học Bách khoa - ĐHĐN Tóm tắt: - Trong giai đoạn nay, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhiệm vụ hàng đầu nghành điện nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục cho khách hàng cách tốt Các thiết bị đóng cắt lƣới điện phân phối đƣợc đầu tƣ bản, đáp ứng yêu cầu công tác vận hành, nhiên số vị trí lắp đặt thiết bị đóng cắt chƣa hợp lý, dẫn đến tình trạng phạm vi điện rộng có tình cố, cắt điện bảo dƣỡng Nhiều vị trí cịn bố trí thiết bị đóng cắt điểm hở dao cách ly chƣa thể đóng cắt có tải phục vụ việc đóng liên lạc có điện Với yêu cầu khách hàng ngày cao số lƣợng, chất lƣợng độ tin cậy cung cấp điện, việc tự động hố lƣới điện phân phối, phối hợp thiết bị đóng cắt tuyến nhằm tự động cô lập điểm cố tái cấu trúc lƣới điện sau cố, điều khiển thiết bị đóng cắt điện từ xa đem lại hiệu kinh tế rút ngắn đƣợc thời gian điện, phạm vi điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đáp ứng ngày cao nhu cầu dùng điện khách hàng Với lý trên, đề tài “Giải pháp tự động hóa cho lƣới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi” Tác giả tóm tắt kết đạt đƣợc đƣa hƣớng phát triển Từ khóa:- tự động hóa, lƣới điện phân phối, thiết bị đóng cắt, thời gian điện, độ tin cậy AUTOMATIC SOLUTIONS FOR ELECTRIC NETWORK DISTRIBUTING IN QUANG NGAI CITY Abstract - In recent years, to upgrade the credibility while distributing electric is the fundamental mission in electrical industry to ensure that this service is safe and can be provided consistently and in the best condition for the customers The switching devices on the distributing electric network were invested at basic level, only meet up with operation business, however, in a few positions that these witching devices were install, the operation were not reasonable, which leads to power-off condition on a large scale when encounter problems, cutting electric for maintanance Many positions also distribute switching devices at splitting points, which are disconnecting switch and therefore can not be closed/ cut to serve the operation of closing the connection when there is electricity With the increasing demand of the customers in terms of quality, quantity and credibility while proving electrical services, the automatic solutions for distributing electric network, in corporation with switching devices on the linear to automatically isolate the failed points and restructure the electric network after encounting with issues, as well as control remoted switching devices will bring more economical effect as the duration and the scale of cutting-off power is lessened, which will raise the creadibility of the electrical service provider and please the high demand of the customer mentioned With the above reasons, the topic “Automatic solutions for electric network distributing in Quang Ngai City” The achieved results are summarized and perspective of the work is provided Key words: - Automatic; electric network distributing; switching devices: creadibility; DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CÁC CHỮ VIẾT TẮT HTĐ - Hệ thống điện LĐPP - Lƣới điện phân phối MC - Máy cắt TBA - Trạm biến áp MBA - Máy biến áp BU - Máy biến điện áp BI - Máy biến dòng điện TĐHMV - Tự động hóa mạch vịng TĐL - Tự đóng lại BVRL - Bảo vệ rơ le BV - Bảo vệ NM - Ngắn mạch REC - Máy cắt tự đóng lại SEC - Dao cách ly phân đoạn tự động LBS - Dao cắt có tải DCL - Cầu dao liên lạc FCO - Cầu chì tự rơi DANH MỤC CÁC BẢNG STT Tên bảng Nội dung Trang Bảng 1.1 Tình hình mang tải TBA 110KV khu vực TP Quảng Ngãi 15 Bảng 1.2 Khối lƣợng đƣờng dây lƣới điện phân phối TP Quảng Ngãi 15 Bảng 1.3 Khối lƣợng trạm biến áp phụ tải TP Quảng Ngãi 15 Bảng 1.4 Tham số đƣờng cong đặc tính phụ thuộc 19 Bảng 1.5 Họ đƣờng đặc tính theo tiêu chuẩn ANSI 20 Bảng 1.6 Tình hình thực số ĐTCCCĐ TP Quảng Ngãi năm 2017 28 Bảng 2.1 Các quy tắc tự động hóa mạch vịng FR 39 Bảng 2.2 Các quy tắc tự động hóa mạch vịng FR 40 Bảng 2.3 Các quy tắc tự động hóa mạch vịng FR 40 10 Bảng 4.1 Thơng số ngắn mạch vị trí xuất tuyến 475-E16 70 11 Bảng 4.2 Thông số ngắn mạch vị trí xuất tuyến 476-E17 70 12 Bảng 4.3 Bảng tính giá trị chỉnh định rơle XT 476- E17 475-E16 75 13 Bảng 4.4 Bảng hệ số nhân thời gian TP 76 14 Bảng 4.5 Phiếu chỉnh định rơ le cho xuất tuyến 475-E16 80 15 Bảng 4.6 Phiếu chỉnh định rơ le cho xuất tuyến 476-E17 81 16 Bảng 4.7 Số liệu tính tốn độ tin cậy cung cấp điện 83 17 Bảng 4.8 Các thơng số mạch vịng 476- E17 475-E16 84 18 Bảng 4.9 So sánh số độ tin cậy trƣớc sau cải tạo 86 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ Nội dung STT Tên hình Trang Hình 1.1 Cấu trúc hệ thống BVRL kỹ thuật số 18 Hình 1.2 Logic cắt I>, I>>& I>>> 19 Hình 1.3 Đặc tính cắt từ chức bảo vệ dòng 19 Hình 1.4 Họ đƣờng cong IEC 20 Hình 1.5 Recloser VWVE27 22 Hình 1.6 Recloser có cuộn cắt nối tiếp 23 Hình 1.7 Đặc tính T-C tiêu biểu Thủy lực 23 Hình 1.8 Sơ đồ khối mạch điều khiển 24 Hình 1.9 Đặc tính T-C tiêu biểu Recloser điều khiển số 24 10 Hình 1.10 Mơ tả hoạt động đồng thời/ khơng đồng thời REC 26 11 Hình 1.11 Mơ tả hoạt động có phối hợp chuỗi 26 12 Hình 1.12 Thiết bị dao cắt có tải 26 13 Hình 1.13 SEC hãng Cooper 27 14 Hình 1.14 Mơ hình tự động hóa tập trung 29 15 Hình 1.15 Sơ đồ triển khai tự động hóa tập trung 30 16 Hình 1.16 Mơ hình tự động hóa phân tán 31 17 Hình 1.17 Sơ đồ triển khai tự động hóa phân tán 31 18 Hình 2.1 Sơ đồ nguồn cung cấp tự động hóa mạch vịng 34 19 Hình 2.2 Quy trình tự động phục hồi hệ thống LĐPP 36 20 Hình 2.3 Hệ thống tự động hóa mạch vịng qua hệ thống SCADA 41 21 Hình 2.4 Sự cố recloser TR Mra2 nguồn TBA2 42 22 Hình 2.5 Trạng thái sau TR đóng lặp khơng thành cơng 42 23 Hình 2.6 Phối hợp phân đoạn cố phân đoạn LBS1 LBS2 với hệ thống DAS–SCADA 43 24 Hình 2.7 Ra lệnh đóng LBS3 từ xa qua hệ thống DAS SCADA sau thực lệnh đóng lại thành cơng 44 25 Hình 2.8 Sơ đồ khối DCL dao cắt có tải làm việc theo nguyên tắc đếm xung dòng ngắn mạch 45 26 Hình 2.9 Sơ đồ khối DCL dao cắt có tải làm việc theo nguyên tắc đếm xung điện áp 45 27 Hình 2.10 Sơ đồ tự động hóa mạch vịng 48 28 Hình 2.11 Giản đồ thời gian phối hợp hoạt động mạch vòng 49 29 Hình 2.12 Sự phối hợp R1, R2 R3 50 30 Hình 2.13 Minh họa cho DDPP đƣợc bảo vệ rơle R1 recloser R2,R3 50 31 Hình 2.14 Xác định độ phân cấp thời gian 52 32 Hình 2.15 Nguyên tắc phối hợp bảo vệ q dịng liền kề 53 33 Hình 2.16 Sơ đồ điển hình phối hợp Rec với cầu chì 53 34 Hình 2.17 Phối hợp đặc tính Rec cầu chì 54 35 Hình 2.18 Chu kỳ nhiệt độ cầu chì 54 36 Hình 2.19 Phối hợp Rec cầu chì thích hợp với q trình phát nóng 37 Hình 3.0 Sơ đồ XT LĐPP 22kV khu vực TP Quảng Ngãi 59 38 Hình 3.1 Sơ đồ xuất tuyến 476- E17 475-E16 trạng 60 39 Hình 3.2 Sơ đồ xuất tuyến 476- E17 475-E16 sau cải tạo 62 40 Hình 3.3 XT 476-E17 cấp điện đến vị trí 475-E16/26 cố 62 41 Hình 3.4 XT475-E16 cấp điện đến vị trí 476-E17/61 cố 63 42 Hình 3.5 Sơ đồ điểm cố ngắn mạch mạch vòng 63 43 Hình 3.6 Sơ đồ mạch vịng cố F1 64 44 Hình 3.7 Sơ đồ mạng cách ly cố F2 64 45 Hình 4.1 Giao diện chƣơng trình PSS/ADEPT 68 46 Hình 4.2 Lƣu đồ thuật tốn tính tốn phối hợp bảo vệ 77 47 Hình 4.3 XT475-E16 cấp điện cho XT476- E17 cố F1 78 48 Hình 4.4 Phối hợp BV dòng rơ le 50/51 cố F1 78 49 Hình 4.5 Phối hợp BVrơle chống chạm đất 50N/51N cố F1 79 50 Hình 4.6 XT 475-E16 cấp điện cho XT 476- E17 cố F3 79 51 Hình 4.7 Phối hợp bảo vệ q dịng rơ le 50/51 cố F3 79 52 Hình 4.8 Phối hợp BV rơ le chống chạm đất 50N/51N cố F3 80 53 Hình 4.9 Sơ đồ tính độ tin cậy XT 476-E17 475- E16 84 54 Hình 4.10 Sơ đồ tính độ tin cậy XT 476-E17 475- E16 sau cải tạo 85 55 76 4.2.3 Phối hợp bảo vệ thiết bị phần mềm VPROII Căn vào thơng số đƣợc tính toán, ta tiến hành phối hợp thiết bị bảo vệ xuất tuyến 476-E17 475-E16 với yêu cầu chọn lọc, nhanh đảm bảo độ nhạy Các đƣờng đặc tính đƣợc chọn phải đảm bảo yêu cầu thời gian bảo vệ cho máy cắt tổng Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền Trung quy định Chọn bậc thời gian Δt dao động từ (0.2-0.3)s để tránh trƣờng hợp vƣợt cấp cắt MC Tính kiểm tra hệ số nhân thời gian Tp > so sánh giá trị Δt> Δti để đảm bảo phối hợp khơng bị nhảy vƣợt cấp Kết tính toán chọn hệ số nhân thời gian Tp theo bảng 4.4 Bảng 4.4 Bảng hệ số nhân thời gian Tp cho đặc tuyến thời gian phụ thuộc Quá dòng Đặc tuyến Pha Đất IEC Dốc tiêu chuẩn IEC Dốc tiêu chuẩn Pha Đất IEC Dốc tiêu chuẩn IEC Dốc tiêu chuẩn Pha Đất IEC Dốc tiêu chuẩn IEC Dốc tiêu chuẩn Pha Đất IEC Dốc tiêu chuẩn IEC Dốc tiêu chuẩn Pha Đất IEC Dốc tiêu chuẩn IEC Dốc tiêu chuẩn Ikđ (A) INM (A) Đặt Chọn A p Tp t (s) Tp Rơle 476-E17 400 3755 0.5 0.14 0.02 0.163 0.16 75 3306 0.5 0.14 0.02 0.280 0.29 Recloser 476-E17/61 270 2813 0.3 0.14 0.02 0.102 0.1 60 2043 0.3 0.14 0.02 0.156 0.17 Rơle 476-E16 400 3857 0.5 0.14 0.02 0.165 0.16 75 3744 0.5 0.14 0.02 0.290 0.29 Recloser 475-E16/26 300 3376 0.3 0.14 0.02 0.106 0.1 60 3066 0.3 0.14 0.02 0.175 0.17 Recloser 475E16-476E17/44 200 2496 0.1 0.14 0.02 0.036 0.05 40 1971 0.1 0.14 0.02 0.057 0.05 Kiểm tra t (s) 0.489 0.516 0.291 0.325 0.483 0.499 0.282 0.29 0.135 0.086 77 Quy trình tính tốn phối hợp đƣợc thể qua lƣu đồ thuật tốn nhƣ hình 4.2 Bắt đầu Tính tốn Ikđ, Kncủa F50/51 & F50/51N Chọn thông số MC 412 A3 cung cấp Chọn dạng đƣờng cong thích hợp Chọn bậc phân cấp thời gian Chọn giá trị Kkđ phù hợp Tính bội số thời gian Tp,bậc thời gianΔt Tp>0? Đúng Sai Δt>Δti Đúng Cho kết Kết thúc Hình 4.2 - Lưu đồ thuật tốn tính tốn phối hợp bảo vệ Bằng thơng số tính đƣợc ta có đƣợc phƣơng án tối ƣu để phối hợp thiết bị bảo vệ cho đƣờng dây mạch vòng xuất tuyến 476-E17 475-E16 phần mềm VPROII 78 a Phối hợp bảo vệ cho xuất tuyến 475-E16: Khi có tính cố vị trí F1 (hình 4.3), máy cắt 476-E17 tác động cắt, đồng thời recloser 476-E17 /61 cắt để cô lập điểm cố Xuất tuyến 475-E16 cấp điện cho toàn phụ tải sau recloser 476-E17 /61 Hình 4.3 - Xuất tuyến 475-E16 cấp điện cho xuất tuyến 476-E17 cố F1 * Đặc tuyến phối hợp bảo vệ rơle máy cắt 475-E16 recloser xuất tuyến cố F1 nhƣ hình 4.4 hình 4.5 Hình 4.4 - Phối hợp bảo vệ dòng rơ le 50/51 cố F1 79 Hình 4.5 - Phối hợp bảo vệ rơ le chống chạm đất 50N/51N cố F1 b Phối hợp bảo vệ cho xuất tuyến 476-E17: Khi có tính cố vị trí F3 (hình 4.6), máy cắt 475-E16 tác động cắt, đồng thời recloser 475-E16 /26 cắt để cô lập điểm cố Xuất tuyến 476-E17 cấp điện cho phụ tải sau recloser 475-E16 /26 Hình 4.6 - Xuất tuyến 476-E17 cấp điện cho xuất tuyến 475-E16 cố F3 * Đặc tuyến phối hợp bảo vệ rơle máy cắt 476-E17 recloser xuất tuyến cố F3 nhƣ hình 4.7 hình 4.8 Hình 4.7 - Phối hợp bảo vệ dòng rơ le 50/51 cố F3 80 Hình 4.8 - Phối hợp bảo vệ rơ le chống chạm đất 50N/51N cố F3 Với đƣờng đặc tuyến phối hợp cho bảo vệ 50/51, 50/51N xuất tuyến 476-E17 475-E16, ta tính đƣợc bảng giá trị chỉnh định rơle cho xuất tuyến 476E17 475-E16 nhƣ sau bảng 4.5 4.6 Bảng 4.5 Phiếu chỉnh định rơ le cho xuất tuyến 475-E16 Thông số Ikđ (A) F50 F51 F50N F51N 2000 400 1200 75 Rơle 475-E16 Iđ t> /TMS 0.16 0.19 0.29 t>> 0.5 Curve Standard Inv 0.5 Standard Inv Recloser 475-E16/26 Thông số Ikđ (A) Iđ t> t>> Curve 0.3 Standard Inv 0.3 Standard Inv /TMS F50 1600 5.3 F51 300 1.0 F50N 1000 3.3 F51N 60 0.20 0.1 0.17 Recloser LL 475E16-476E17/44 Thông số Ikđ (A) Iđ t> t>> Curve 0.1 Standard Inv 0.1 Standard Inv /TMS F50 1200 F51 200 0.7 F50N 700 2.3 F51N 40 0.13 0.05 0.1 81 Bảng 4.6 Phiếu chỉnh định rơ le cho xuất tuyến476-E17 Rơle 476-E17 Thông số Ikđ (A) Iđ t> t>> Curve 0.5 Standard Inv 0.5 Standard Inv t>> Curve 0.3 Standard Inv 0.3 Standard Inv /TMS F50 2000 F51 400 F50N 1200 F51N 75 0.19 0.16 0.29 Recloser 476-E17/61 Thông số Ikđ (A) Iđ t> /TMS F50 1600 5.3 F51 270 0.9 F50N 1000 3.3 F51N 60 0.20 0.1 0.17 Nhận xét: Từ kết cho thấy, việc chọn bậc thời gian Δt = 0.2s ta tính tốn đƣợc phối hợp hợp lý rơle recloser hai xuất tuyến 476-E17 475-E16 với trƣờng hợp cấp điện liên lạc mạch vịng có tình cố Các thiết bị bảo vệ tự động lƣới phân phối sau cải tạo đảm bảo đƣợc tính chọn lọc tác động, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng 4.3 Tính toán tiêu độ tin cậy cung cấp điện phần mềm PSS/ADEPT cho mạch vòng 476-E17 475-E16 trƣớc sau cải tạo 4.3.1 Giới thiệu chung Để thấy rõ hiệu tự động hóa đến độ tin cậy cung cấp điện việc tính tốn tiêu độ tin cậy cung cấp điện nhƣ: Tần suất điện trung bình hệ thống (SAIFI), thời gian điện trung bình hệ thống (SAIDI), thời gian điện trung bình khách hàng (CAIDI), tần suất điện trung bình khách hàng (CAIFI) cho lƣới điện phân phối trƣớc sau tự động hóa cần thiết đồng thời sở để triển khai quy hoạch, bƣớc thực tự động hóa lƣới điện phân phối Tập đoàn Điện lực Việt Nam có quy định tiêu suất cố (đƣờng dây trạm biến áp) quản lý vận hành hệ thống điện để làm sở cho việc đánh 82 giá chất lƣợng quản lý vận hành nguồn lƣới đáp ứng yêu cầu cung ứng điện liên tục cho khách hàng Theo quy định cụ thể nhƣ sau: - Suất cố thoáng qua đƣờng dây trung thế: 12 vụ / 100km.năm - Suất cố vĩnh cửu đƣờng dây trung thế: 3,6 vụ / 100km.năm - Suất cố vĩnh cửu TBA: 1,8 vụ / 100MBA.năm 4.3.2 Các tiêu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện Để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lƣới phân phối, công ty điện lực sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính tốn độ tin cậy Các số độ tin cậy thƣờng đƣợc đánh giá qua cơng thức tính sau :  SAIDI (System Average Interruption Duration Index ): Chỉ số thời gian điện trung bình lƣới điện phân phối SAIDI đƣợc tính tổng thời gian mất điện kéo dài khách hàng sử dụng điện chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện theo công thức sau: Ti: Thời gian điện lần thứ i kéo dài phút; Ki: Số khách hàng sử dụng điện bị ảnh hƣởng lần điện kéo dài 05 phút lần thứ i n: Số lần điện kéo dài phút K: Tổng số khách hàng sử dụng điện đơn vị phân phối khu vực tính tốn  SAIFI (System Average Interruption Frequency Index): Chỉ số số lần điện trung bình lƣới điện phân phối SAIFI đƣợc tính tổng số khách hàng bị điện kéo dài chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện khu vực theo công thức sau: Ki: Tổng số khách hàng sử dụng điện bị ảnh hƣởng lần điện kéo dài 05 phút lần thứ i n: Số lần điện kéo dài phút K: Tổng số khách hàng sử dụng điện đơn vị phân phối khu vực tính tốn  MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index): Chỉ số số lần điện thống qua trung bình lƣới điện phân phối MAIFI đƣợc tính tổng số khách hàng bị điện thoáng qua chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện khu vực theo công thức sau: 83 Li: Tổng số khách hàng sử dụng điện bị ảnh hƣởng lần điện thống qua khơng q 05 phút lần thứ i m: Số lần điện thống qua khơng q phút K: Tổng số khách hàng sử dụng điện đơn vị phân phối khu vực tính tốn Số liệu thống kê tính toán độ tin cậy cung cấp điện thiết bị đƣợc Tổng Cơng ty Điện lực miền Trung tính toán theo phƣơng pháp thống kê từ năm 2008 đến 2012 để thống tồn Tổng Cơng ty đƣợc đƣa vào chƣơng trình PSS/ADEPT (pti.con) để tính tốn Bảng 4.7 Số liệu tính tốn độ tin cậy cung cấp điện Cƣờng độ hỏng Tên thiết bị hóc vĩnh cửu (λvc) Cƣờng độ hỏng hóc thống qua (λtq) Thời gian sửa chữa (r) Máy biến áp 0,006 0,004 6,0 Máy cắt 0,028 4,5 Recloser 0,017 4,0 Đƣờng dây 0,030 0,04 3,8 Cầu chì 0,0011 0,0007 Dao cách ly, LBS 0,015 4.3.3 Tính tốn tiêu độ tin cậy cung cấp điện 1,6 3,7 Thông qua mô hình tự động hóa lƣới phân phối xuất tuyến 476-E17 475-E16 sau cải tạo, ta tiến hành tính tốn so sánh tiêu độ tin cậy xuất tuyến xem xét so với lúc chƣa cải tạo 84 Bảng 4.8 Các thông số mạch vòng 476-E17 475-E16 TT Cung đoạn Chiều dài Tiết diện dây Công suất tải (m) (mm2) Kw Số khách hàng XT 476-E17 01-32 1.100 A/X 185 500 27 32-61 1.500 A/X 185 600 350 61-75 800 A/X 185 1000 1389 75-82 250 A/X 185 3000 1048 82-108 650 A/X 185 600 397 XT 475-E16 01-03 1.500 A/X 185 500 200 03-15 700 A/X 185 100 1255 15-26 800 A/X 185 1000 2000 26-44 700 A/X 185 2000 1653 4.3.3.1 Tính toán cho xuất tuyến 476-E17 475-E16 trạng Trong chế độ vận hành bình thƣờng xuất tuyến 476-E17 475-E16liên lạc qua cầu dao cách ly vị trí liên lạc 476-E17 475-E16/44 (ở vị trí mở) Thao tác máy cắt phối hợp với recloser dao cách ly liên lạc đóng cắt tayvới thời gian thao tác khoảng 30 phút Sơ đồ kết lƣới trạng tính tốn độ tin cậy đƣợc mơ chƣơng trình PSS/ADEPT theo hình 4.9 85 Hình 4.9 – Sơ đồ tính tiêu độ tin cậy XT476-E17 475-E16 trạng 4.3.3.2 Tính cho xuất tuyến 476-E17 475-E16 sau cải tạo - Thay DCL vị trí liên lạc 476-E17 475-E16/44 Recloser - Chuyển recloser vị trí 475-E16/03 lắp vị trí trụ475-E16/26 Sắp xếp lại thiết bị đóng cắt, tự động hóa mạch vịng, hạn chế đến mức thấp số lƣợng khách hàng điện có tình cố Ta có sơ đồ tính tốn độ tin cậy sau cải tạo đƣợc mơ chƣơng trình PSS/ADEPT theo hình 4.10 Hình 4.10 - Sơ đồ tính tiêu độ tin cậy XT 476-E17 475-E16 sau cải tạo 86 Thơng qua mơ hình tự động hóa mạch vòng lƣới phân phối cho xuất tuyến 476E17 475-E16 cải tạo, ta tiến hành tính tốn so sánh tiêu độ tin cậy xuất tuyến xem xét so với lúc chƣa cải tạo Sử dụng phân hệ DRA PSS/ADEPT cho ta kết tính tốn độ tin cậy với tiêu chí SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI nhƣ bảng 4.8 Bảng 4.9 So sánh số độ tin cậy trước sau cải tạo Chỉ số độ tin cậy Trƣớc cải tạo SAIDI 4.08 SAIFI 0.99 CAIFI 1.10 CAIDI 4.35 Sau cải tạo 3.75 0.98 1.1 3.83 Nhận xét: Từ kết tính tốn ta nhận thấy tự động hoá lƣới điện phân phối, số độ tin cậy cung cấp điện nhƣ: Tần suất điện trung bình hệ thống (SAIFI), thời gian điện trung bình hệ thống (SAIDI), thời gian điện trung bình khách hàng (CAIDI), tần suất điện trung bình khách hàng (CAIFI) giảm đáng kể Đồng nghĩa với việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 4.4 Kết luận Chƣơng Trong chƣơng ta tính tốn đƣợc thông số ngắn mạch phụ tải cực đại phụ tải cực tiểu điểm đƣờng dây Trên cở sở thơng số đƣợc tính tốn, luận văn xây dựng đƣợc cácđƣờng đặc tuyến phối hợp thiết bị dựa phần mềm VPROII Với việc ứng dụng mơ hình tự động hóa lƣới điện phân phối, thông qua đề xuất lắp đặt thêm thiết bị đóng cắt để hồn thiện mạch vịng cho xuất tuyến 476-E17 475-E16 Ta có số nhận xét sau: - Các thiết bị bảo vệ tự động áp dụng cải tạo lƣới phân phối đảm bảo đƣợc tính chọn lọc tác động; độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng đƣợc nâng cao - Các kết đạt đƣợc qua việc áp dụng tự động hóa mạch vịng điển hình cho xuất tuyến 476-E17 475-E16 Thành phố Quảng Ngãi đƣợc tham khảo để áp dụng cho xuất tuyến tƣơng tự lƣới điện phân phối 87 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Luận văn đề cập vấn đề tự động hóa LĐPP, đồng thời tính tốn phối hợp thiết bị bảo vệ tự động hệ thống điện nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy cung cấp điện giảm đến mức thấp khu vực điện Qua kết mô tả chế độ cố lƣới điện cho thấy việc triển khai áp dụng cơng nghệ tự động hóa lƣới điện phân phối việc lập nhanh điểm cố cung cấp điện an tồn cho vùng khơng bị cố cách nhanh chóng Việc tính tốn tự động hóa mạch vịng điển hình cho xuất tuyến 476-E17 475E16 cho phép nghiên cứu tiếp tục để xây dựng tính tốn phối hợp cho mạch vịng tƣơng tự lƣới điện Thành phố Quảng Ngãi Đây đề tài thực tế, với mong muốn đƣa giải pháp đảm bảo cấp điện an toàn liên tục cho khách hàng sử dụng điện Đặc biệt lƣới điện phân phối thành phố lớn việc ngƣng cung cấp điện lâu dài khách hàng lớn, quan trọng gây nhiều thiệt hại đáng kể ảnh hƣởng đến tiêu cung cấp điện.Vì việc áp dụng tự động hóa mạch vịng giải pháp cần đƣợc quan tâm đầu tƣ phát triển Qua nghiên cứu tính tốn thực tế ứng dụng cho thấy: - Ứng dụng công nghệ DAS giúp hạn chế đƣợc khu vực, phạm vi điện có tình cố Ngồi DAS cịn giúp nhân viên vận hành theo dõi, giám sát chất lƣợng điện lƣới điện, từ đƣa giải pháp phù hợp để đảm bảo lƣới điện vận hành cách hợp lý - Có thể áp dụng tự động hóa mạch vịng cho tất xuất tuyến có cấu trúc kín, vận hành hở - Nên sử dụng thiết bị bảo vệ có đặc tính thời gian phụ thuộc để giảm thời gian tác động bảo vệ, bảo vệ gần nguồn - Để tăng độ tin cậy, giảm thiểu khu vực bị điện mà không làm tăng thời gian tác động bảo vệ đầu nguồn cần phải lắp thêm thiết bị phân đoạn SEC xuất tuyến có cấu trúc mạch vòng 88 Tuy nhiên cần lưu ý: - Việc thiết bị phải đóng cắt nhiều lần để loại bỏ cố khả ảnh hƣởng đến chất lƣợng điện khách hàng - Chi phí đầu tƣ cao việc mua sắm thay vật tƣ thiết bị đồng cho hệ thống tự động hóa giai đoạn đầu Đề xuất: Cơng ty Điện lực xem xét định hƣớng giải pháp tự động hóa từ khâu mua sắm vật tƣ, thiết bị để lắp đặt lƣới điện cơng trình đầu tƣ Tránh trƣờng hợp phải thay thiết bị đóng cắt có triển khai tự động hóa, gây lãng phí Do khả tiếp cận với tài liệu hạn chế, kết đạt đƣợc áp dụng phạm vi lƣới điện phân phối tỉnh Quảng Ngãi, chƣa có điều kiện để mở rộng cấu trúc lƣới điện khác Tác giả mong nhận đƣợc bảo, góp ý tận tình thầy, giáo 89 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Lê Kim Hùng - Đoàn Ngọc Minh Tú (1998), Bảo vệ rơ le tự động hóa hệ thống điện, Nhà xuất Giáo dục [2] Lê Kim Hùng (2004), Bảo vệ phần tử hệ thống điện, Nhà xuất Đà Nẵng [3] Nguyễn Hoàng Việt (2005), Bảo vệ rơ le tự động hóa hệ thống điện, Nhà xuất Đại học Quốc gia TPHCM [4] Trần Quang Khánh (2005), Bảo vệ rơ le tự động hóa hệ thống điện, Nhà xuất Giáo dục [5] Trần Tấn Vinh (2007), Các phương pháp tính tốn độ tin cậy hệ thống điện,Trƣờng Đại học Bách Khoa - ĐHĐN [6] Lê Kim Hùng, Phan Hoàng Phúc, Nguyễn Thị Linh Giang (2006), Tính tốn tự động hóa mạch vịng cho xuất tuyến 471 472 Quận Ba - Thành phố Đà Nẵng sử dụng phần mềm OPCOORD, Tạp chí khoa học công nghệ, Đại học Đà nẵng [7] Bộ Công nghiệp (2006), Quy phạm trang bị điện, Nhà xuất Lao động – Xã hội [8] Tổng Công ty Điện lực Miền Trung (2005), Tài liệu hướng dẫn sử dụng chương trình PSS/ADEPT [9] Hồng Dũng, Nghiên cứu tự động hoá lưới điện phân phối để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, Tạp chí khoa học công nghệ, Đại học Đà nẵng - số2 (25)2008 [10] Nguyễn Ngọc Khoa (2013), Hệ thống tự động hóa lưới phân phối, Đặc san kỹ thuật, Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh