Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện trung áp thành phố nha trang

Ngày nay xã hội đang từng bước hiện đại hóa công nghiệp hóa do đó áp lực trong việc cung cấp điện liên tục ổn định là rất lớn Việc áp dụng các phương án các giải pháp cụ thể đối với lưới điện TP Nha Trang nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là rất cấp thiết Hệ thống lưới điện hiện có của khu vực Trung tâm TP Nha Trang được đầu tư từ những năm 1999 đã không còn phù hợp với tình hình phụ tải không thích hợp trong việc hiện đại hóa lưới điện hướng tới hệ thống lưới điện thông minh Nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện TP Nha Trang nhằm áp dụng vào thực tế vận dụng các thiết bị đóng cắt hiện có phối hợp với các thiết bị mới nhằm tối ưu hóa trong thao tác và giảm thời gian mất điện công tác hoặc sự cố trên lưới điện Qua tìm hiểu khảo sát thực tế lưới điện các số liệu quản lý kỹ thuật tại đơn vị tác giả đã tóm tắt thống kê đề xuất các phương án đối với từng phụ tải riêng biệt để có thể áp dụng được trong thực tế quản lý vận hành của hệ thống

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA LÊ VIỆT LINH NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60 52 02 02 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2017 Cơng trình hoàn thành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS NGUYỄN HỮU HIẾU Phản biện 1: PTS.TS ĐINH THÀNH VIỆT Phản biện 2: GS.TS NGUYỄN HỒNG ANH Luận văn bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 07 tháng 10 năm 2017 * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng Trường Đại học Bách khoa - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN MỞ ĐẦU Tính cấp thiết lý chọn đề tài Căn định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 Thủ Tướng Chính phủ việc “Phê duyệt lộ trình, điều kiện hình thành phát triển cấp độ thị trường điện lực Việt Nam” đến sau năm 2022 phát triển thị trường “bán lẻ điện cạnh tranh” Điều đặt yêu cầu cho ngành điện phải tự nâng cao, đổi nhằm đảm bảo chất lượng sản phẩm bán cho khách hàng, cụ thể nâng cao độ tin cậy cung cấp điện (ĐTCCCĐ) Căn định số: 345 / QĐ – ĐLKH ngày 28/02/2017 việc giao kế hoạch sản xuất kinh doanh năm 2017 Tổng Giám Đốc KHPC kế hoạch tiêu độ tin cậy KHPC giao cho ĐLNT đặc biệt trọng, mà trọng tâm số SAIDI Thành phố Nha Trang thành phố biển, lưới điện trung áp đầu tư xây dựng từ năm 1999 (thuộc dự án WB Ngân hàng giới) với cấu trúc lưới điện cơng nghệ cịn nhiều hạn chế, ứng dụng tự động hóa thiết bị bảo vệ trạm biến áp chuyên dùng khách hàng đầu tư Với đặc thù Thành phố du lịch, phụ tải tăng trưởng nhanh áp lực cung cấp điện cao Lưới điện trung áp trải dài dọc 4km bờ biển Vịnh Nha Trang nên chịu ảnh hưởng lớn tới thiết bị điện (môi trường nhiễm mặn) việc nghiên cứu giải pháp nâng cao độ tin cậy nhằm đảm bảo cung cấp điện tốt từ đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội trị Thành phố Tỉnh Khánh Hòa Tại Hội nghị nâng cao độ tin cậy hệ thống điện miền Trung ngày 31/03/2016, EVNCPC định hướng mục tiêu phấn đấu giảm số ĐTCCCĐ năm sau giảm 10 - 30% so với năm trước Đây mục tiêu, thách thức khơng nhỏ Điện lực Khánh Hịa (KHPC) nói chung Điện lực Nha Trang (ĐLNT) nói riêng Cơng tác nâng cao ĐTCCCĐ mục tiêu then chốt năm 2017 KHPC ĐLNT, để hồn thành cần phải có giải pháp hướng cụ thể theo giai đoạn cho đảm bảo tối ưu hiệu kỹ thuật – kinh tế Hiện nay, ĐLNT thực đầu tư lưới điện tập trung cho công tác giảm tổn thất điện năng, chống tải lưới điện, công tác nâng cao ĐTCCCĐ thực giải pháp quản lý vận hành, nâng cao lực tay nghề cán nhân viên để rút ngắn thời gian thao tác, cơng tác Vì vậy, nhằm phục vụ cho mục tiêu thời gian tới cần đề xuất phương án phục vụ giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ cụ thể tuyến trung áp, khu vực phụ tải nhằm giảm thời gian điện, số lần điện số khách hàng điện qua thay đổi trực tiếp đến tiêu ĐTCCCĐ Mục tiêu nghiên cứu - Đề tài nghiên cứu, tính tốn đánh giá ĐTCCCĐ theo tiêu KHPC giao cho ĐLNT - Đánh giá, đề xuất giải pháp cụ thể để nâng cao ĐTCCCĐ, ứng dụng công nghệ kỹ thuật công tác quản lý vận hành (QLVH) lưới điện Đối tượng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu đề tài: Lưới điện trung áp thuộc ĐLNT quản lý vận hành - Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện trung áp TP Nha Trang, từ đề giải pháp nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu kỹ thuật kinh tế Phương pháp nghiên cứu - Trên sở lý thuyết ĐTCCCĐ hệ thống điện, tiêu KHPC giao cho ĐLNT, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện trung áp TP Nha Trang 2 - Đề xuất giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính tốn thực tế dựa chương trình Quản lý lưới điện EVNCPC, sử dụng phần mềm PowerWorld Simulator version 16 hãng PTI để mô lưới điện kiểm tra phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận hành - Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực năm 2016, sử dụng hàm Excel để tính tốn lại tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2017 dựa kiện (sự cố bảo trì bảo dưỡng) năm 2016 Tên bố cục đề tài Căn vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết hướng đến đề tài đặt tên là: “NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG” Luận văn gồm chương sau: Chương 1: Lưới điện Trung áp TP Nha Trang Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối TP Nha Trang Chương 3: Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện CHƯƠNG 1: LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP TP NHA TRANG 1.1 TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN 1.1.1 Nguồn phụ tải a) Giới thiệu: Lưới điện trung áp TP Nha Trang nhận từ TBA 110kV – E27 Mã Vịng với cơng suất là: (63 + 63) MVA Hiện nay, tình trạng mang tải trạm E27 đạt mức ổn định từ 50 – 70% Ngồi nguồn điện từ trạm E27 xuất tuyến trung áp có liên lạc với TBA 110kV lân cận EBT; E31; E29 Hình 1.1: Mặt phần lưới điện TP Nha Trang b) Đặc điểm: Lưới điện phân phối TP Nha Trang gồm có 14 tuyến trung áp, có 11 tuyến 22kV 03 tuyến 35kV Lưới 22kV vận hành pha trung tính trực tiếp nối đất cịn lưới 35kV vận hành pha trung tính cách đất Ở trạng thái hoạt động bình thường hệ thống điện, lưới điện phân phối khu vực TP Nha Trang lưới điện mạng kín vận hành hở, vận hành kín thao tác chuyển lưới Khi vận hành chế độ kín việc tính tốn bảo vệ rơ le tương đối phức tạp dễ phát sinh cố diện rộng 3 c) Phụ tải: Ở TP Nha Trang phụ tải thường xuyên biến động theo mùa thời gian: vào tháng du lịch, mùa hè tải tăng trưởng nhanh làm tải cục nhiều khu vực nhiên vào mùa đơng tải lại giảm mạnh khiến cho TBA vận hành non tải Thơng số kỹ thuật xuất tuyến trung áp, trạm biến áp thuộc tuyến theo bảng sau: Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật tuyến 22kV TT Xuất tuyến 22 kV Trạm biến áp Tổng chiều dài Công suất Số lượng (km) đặt (MVA) 471-E27 6,921 51 17,4 472-E27 8,283 66 19,645 473-E27 7,536 64 26,21 474-E27 10,087 98 35,015 475-E27 26,762 50 18,007 476-E27 19,472 55 23,72 477-E27 17,274 62 20,61 478-E27 2,688 09 2,66 479-E27 7,451 36 13,18 10 484-E27 8,855 34 16,635 11 485-E27 8,367 56 19,0725 123,696 581 212,155 Tổng cộng Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật tuyến 35kV TT Xuất tuyến 35 kV Trạm biến áp Tổng chiều dài (km) Công suất Số lượng đặt (MVA) 371-E27 4,437 06 15,61 372-E27 8,856 06 3,31 374-E27 3,947 07 22,23 17,240 19 41,15 Tổng cộng Tình hình phụ tải ngày đặc trưng tháng 05 năm 2017 theo bảng sau: Bảng 1.3: Thông số phụ tải tuyến trung áp CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP Pmax P19 Pmin Sản lượng (MW) (MW) (MW) (kWh) A Xuất tuyến 35kV 212.530 - Tuyến 371-E27 3,2 2,3 1,6 - Tuyến 372-E27 1,0 1,0 0,5 - Tuyến 374-E27 4,5 4,5 2,1 B Xuất tuyến 22kV 1.316.610 - Tuyến 471-E27 4,8 4,8 2,6 - Tuyến 472-E27 4,9 4,9 2,7 - Tuyến 473-E27 6,5 6,5 3,3 - Tuyến 474-E27 5,6 5,6 3,3 - Tuyến 475-E27 5,2 5,2 3,1 - Tuyến 476-E27 9,5 9,5 4,2 - Tuyến 477-E27 9,2 9,2 5,4 - Tuyến 478-E27 5,0 5,0 1,7 - Tuyến 479-E27 4,8 4,8 3,6 - Tuyến 484-E27 5,7 5,7 3,5 - Tuyến 485-E27 5,1 5,1 3,2 75,0 74,1 40,8 Tổng 1.529.140 1.1.2 Tình hình cấp điện Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc tuyến trung áp Tuyến 471 471 472 473 474 475 476 477 478 479 484 485 0 0 1 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 472 473 474 475 0 0 476 0 0 477 0 0 478 0 0 0 479 0 0 0 484 0 0 1 485 1 0 0 Tổng 6 2 1 1.2 THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT VÀ CHỈ THỊ SỰ CỐ CÓ TRÊN LƯỚI ĐIỆN 1.2.1 Dao cách ly, FCO Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL Phân loại theo Số lượng (bộ) Cấp điện áp 22kV 35kV 66 13 Loại dao Chém Chém đứng ngang 63 12 Chức LTD Liên Phân Nhánh lạc đoạn rẽ 20 38 21 Tổng 69 Với số lượng dao cách ly đáp ứng đứng phần nhu cầu vận hành, quản lý, thao tác lưới điện phân phối 5 1.2.2 Recloser, Dao có tải, RMU Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser Vị trí Tuyến 22kV lắp đặt Tổng 471 472 473 474 475 476 477 478 479 484 485 Trục 1 0 0 0 Nhánh rẽ 0 0 0 0 Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS Dao cắt có tải LBS Loại Tuyến Chức Thao tác bù Hở Kín Phân đoạn Nhánh rẽ 471 1 1 472 1 1 473 0 474 3 1 475 1 1 0 476 1 0 477 0 478 0 479 1 1 484 1 0 485 0 371 0 372 0 0 0 374 2 0 20 18 18 Tổng TA Liên lạc Hiện nay, ĐLNT lắp đặt tủ RMU hãng Schneider sản xuất, loại tủ vận hành ổn định – tin cậy đảm bảo hoạt động hệ thống sức khỏe người thao tác Bảng tổng hợp số lượng, chức tủ RMU tuyến 22kV: Bảng 1.8: Tổng hợp RMU 22kV Vị trí Tuyến 22kV lắp đặt 471 472 473 474 475 Trục 0 Nhánh rẽ 2 476 Tổng 477 478 479 484 485 0 15 1 22 Bảng 1.9: Tổng hợp RMU 35kV Vị trí lắp đặt Tuyến 35kV 371 372 374 Tổng Phân đoạn 0 0 Nhánh rẽ 4 1.2.3 Đèn thị cố Bảng 1.10: Số lượng đèn cố hãng Schneider Tuyến 471 472 473 474 475 476 477 478 479 484 485 372 1 3 2 4 Tổng Số lượng 29 Để phù hợp với nhu cầu sử dụng thực tế vận hành đơn vị, KHPC tổ chức nghiên cứu, đầu tư phát triển thiết kế loại đèn thị cố có chức nhắn tin tương tự hãng Schneider với chi phí rẻ Ngày 22/3/2017, Hội đồng Khoa học Công nghệ - Sở Khoa học Công nghệ tỉnh Khánh Hịa: KHPC bảo vệ thành cơng Dự án sản xuất thử nghiệm “Đèn thị cảnh báo cố lưới điện phân phối” Bảng 1.11: Số lượng đèn cố KHPC Tuyến 474 475 476 477 479 484 Số lượng 2 1 Tổng 09 1.3 KẾT LUẬN Qua thực tế tình hình lưới điện phụ tải khu vực Trung tâm TP Nha Trang nhận thấy tầm quan trọng việc nâng cao ĐTCCCĐ đảm bảo việc cấp điện liên tục ổn định cho khách hàng nhằm phục vụ nhu cầu sinh hoạt, sản xuất, kinh doanh hướng tới phát triển kinh tế xã hội TP Nha Trang nói riêng tỉnh Khánh Hịa nói chung Với kết cấu lưới điện có nhiều tiềm để thực giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ, đặc biệt với tuyến trung áp chưa có nhiều thiết bị phân đoạn, chưa có mạch vịng, nhiên cần có nghiên cứu đề xuất phù hợp cho khu vực để đạt hiệu tối ưu 7 CHƯƠNG 2: ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP NHA TRANG 2.1 KHÁI NIỆM CHUNG 2.1.1 Định nghĩa độ tin cậy 2.1.2 Các tham số liên quan 2.2 CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY 2.2.1 SAIDI System Average Interruption Duration Index: số thời gian điện kéo dài trung bình lưới điện phân phối 2.2.2 SAIFI System Average Interruption Frequency Index: số số lần điện kéo dài trung bình lưới điện phân phối 2.2.3 MAIFI Momentary Average Interruption Frequency Index: số số lần điện thoáng qua trung bình lưới điện phân phối 2.2.4 Các tiêu khác - CTADI: Tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng - CAIFI: Tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng - ASAI: Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình - CEMIn: Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng - ASIFI: Tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống - ASIDI: Khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống - CEMSMIn: Tần suất trung bình kiện ngừng điện thống qua 2.3 TÌNH HÌNH THỰC HIỆN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 2.3.1 Tình hình cố Bảng 2.1: Thống kê cố từ năm 2014 đến năm 2016 Nguyên nhân Chất Hành lượng lang thiết bị tuyến Sương Quá Sét tải HA đánh muối, Không rõ nguyê n bụi bẩn nhân Tổng Khác số lần Năm 2014 40 20 13 13 88 Năm 2015 41 24 16 100 Năm 2016 52 31 22 11 21 140 2.3.2 Công tác bảo trì bảo dưỡng Bảng 2.2: Cơng tác thí nghiệm định kỳ quý I năm 2017 Mất điện Nội dung cơng tác Thí nghiệm định kỳ Số lần 43 Thời gian (phút) 1.650 Số KH 14.426 2.3.3 Kết thực độ tin cậy Bảng 2.3: Các tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2016 Nội Sự cố 0,4-35kV dung Chỉ tiêu MAIFI SAIDI Tổng BTBD 0,4-35kV SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI 2014 0,671 164,067 4,01 1,337 1977,933 17,339 2,008 2142 21,349 2015 0,098 114,863 3,255 0,156 1225,108 9,044 0,254 1340 12,299 2016 0,168 124,611 3,203 0,22 828,932 6,54 0,388 954 9,743 Bảng 2.4: Tỷ lệ cố BTBD tiêu ĐTCCCĐ Nội dung Chỉ tiêu Tỷ lệ % cố / Tổng MAIFI SAIDI Tỷ lệ % BTBD / Tổng SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI 2014 33,42 7,66 18,78 66,58 92,34 81,22 2015 38,58 8,57 26,47 61,42 91,43 73,53 2016 43,30 13,07 32,87 56,70 86,93 67,13 Có thể thấy cơng tác bảo trì bảo dưỡng chiếm tỷ lệ lớn tiêu ĐTCCCĐ việc tối ưu hóa quản lý vận hành, giảm thời gian khu vực cắt điện để công tác yêu cầu tiên việc nâng cao ĐTCCCĐ Phụ tải phát triển kéo theo lưới điện phải phát triển theo, cơng trình đầu tư xây dựng, sửa chữa lớn ảnh hưởng nhiều đến ĐTCCCĐ 2.3.4 Chi tiết ĐTCCCĐ tuyến trung áp Bảng 2.5: Tổng hợp thực ĐTCCCĐ tuyến năm 2016 Tuyến Số KH SAIDI SAIFI MAIFI 471 3.783 36,331 0,267 0,096 472 2.741 39,207 0,226 0,068 473 3.147 69,589 0,781 0,138 474 3.977 125,142 0,924 0,011 475 13.277 139,893 1,886 - 476 10.397 93,723 1,232 - 477 6.931 178,930 1,219 0,053 478 2.489 43,993 0,177 - 479 8.005 87,911 1,266 - 484 2.053 44,699 0,430 - 485 3.468 86,372 1,587 - 371 468 7,372 0,060 0,015 372 431 4,852 0,058 0,006 374 327 0,844 0,002 - Tổng 61.494 958,856 10,115 0,387 Từ bảng ta thấy: tuyến 474, 475, 476, 477, 479, 484-E27 có tiêu SAIDI lớn, để giảm tiêu SAIDI tồn ĐLNT cần phải tập trung đề xuất phương án tuyến 9 Ngồi phải có phương án cho tuyến 22kV lại để dự phòng thực thời gian đảm bảo phù hợp với giai đoạn phát triển phụ tải, riêng tuyến 35kV tiêu ĐTCCCĐ mức thấp nên việc thực giải pháp chưa cần thiết vào thời điểm Các tuyến 22kV có số lượng khách hàng nhiều giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ phải đặc biệt trọng, phải phân vùng phụ tải giảm bớt ảnh hưởng việc điện ngồi vùng cơng tác cố cách lắp đặt thêm thiết bị đóng cắt, kết nối mạch vịng để nâng cao lực cấp điện 2.3.5 Kế hoạch năm 2017 Bảng 2.6: Mục tiêu độ tin cậy năm 2017 so với năm 2016 Nội dung Chỉ tiêu Sự cố 0,4-35kV SAID MAIFI I SAIFI BTBD 0,4-35kV SAIF MAIFI SAIDI I Tổng MAIFI SAIDI SAIFI Thực 2016 Kế hoạch 0,16 124 3,2 0,23 834 6,9 0,39 958 10,1 0,19 70 3,3 0,24 620 4,5 0,43 690 7,8 Giảm: Giảm : Giảm: Giảm: 214 2,4 268 2,3 2017 Mục tiêu 0,03 Giảm: 54 0,1 0,01 0,06 2.4 KẾT LUẬN Căn theo quy định EVN, tiêu EVNCPC giao cho KHPC ĐLNT tiêu ĐTCCCĐ quan tâm đến số liệu như: SAIDI, SAIFI, MAIFI Các tiêu ĐTCCCĐ tuyến trung áp khu vực trung tâm TP Nha Trang bị ảnh hưởng nhiều tuyến có số khách hàng lớn, khu vực phụ tải tập trung để nâng cao ĐTCCCĐ giải pháp áp dụng với tuyến phải đặt lên hàng đầu Từ nhiệm vụ giao năm 2017 thấy thách thức không nhỏ thời gian tới, yêu cầu đặt với giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ phải nhanh chóng xác 10 CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 3.1 PHÂN ĐOẠN VÀ KẾT NỐI LIÊN LẠC Nguyên tắc lập phương án, giải pháp theo: Số lượng khách hàng phân đoạn, nhánh rẽ Số lượng thiết bị đóng cắt có phân đoạn nhánh rẽ Khả kết nối liên lạc, dự phòng cấp điện phân đoạn nhánh rẽ Vị trí thường xun có thao tác, cơng tác lưới điện mà phải thực tháo, đấu lèo đóng cắt thiết bị phân đoạn Quy hoạch giao thông, khu dân cư TP Nha Trang Các thiết bị đóng cắt lựa chọn để lắp đặt Recloser chọn kiểu Schneider U-series, LBS kín hãng JinKwang (Hàn Quốc), thiết bị có giao thức IEC101 IEC104 đảm bảo thuận lợi việc kết nối lưới điện thông minh, điều khiển từ xa (SCADA) 3.1.1 Bổ sung thiết bị để phân đoạn Hình 3.1: Vị trí 471-E27/19 471-E27/43 Hình 3.2: Vị trí 374-472-E27/31 (472); 472-E27/41-1 472-E27/41-11 Hình 3.3: Vị trí 473-E27/25-1 11 Hình 3.4: Vị trí 473-474-E27/16 (474); 474-E27/46 474-E27/54 Hình 3.5: Vị trí 475-476-E27/(24+49+94) Hình 3.6: Vị trí 475-476-E27/(38+48+78+114) Hình 3.7: Vị trí 477-E27/24-1 12 Hình 3.8: Vị trí 477-478-E27/14 (478) Hình 3.9: Vị trí 479-E27/19-2 479-E27/26 Hình 3.10: Vị trí 484-E27/19 484-485-E27/49 (484) Hình 3.11: Vị trí 485-E27/23 484-485-E27/48 (485) 13 Hình 3.12: Vị trí 371-473-E27/67 (371) Hình 3.13: Vị trí 372-E27/69 3.1.2 Xây dựng đường dây liên lạc: Hình 3.14: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-479-E27 Hình 3.15: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-477-E27 14 3.1.3 Mô hệ thống điện Thực tế vận hành dây dẫn trục nhơm tiết diện 185mm dịng tải đạt tới 14 MW, nhiên để đảm bảo ổn định hệ thống, giảm thiểu nguy cố xảy tải: ta giả thiết chương trình PowerWorld tải lớn mà dây dẫn dẫn trục tuyến trung áp vận hành 10,8 MW (~14 MVA)   Tuyến 473-E27: - Việc bổ sung Recloser cột 473-E27/25-1 nhằm đảm bảo linh hoạt, rút ngắn thời gian thao tác, không làm ảnh hưởng phụ tải tuyến 473-E27 Trường hợp thao thao tác cắt CDPĐ cột 473-474-E27/25, đóng điện tuyến 477-E27 cấp điện cho toàn nhánh rẽ 473-E27/25-1 - Tương tự, trường hợp tuyến 473-E27 cấp điện cho toàn phụ tải tuyến 477-E27 qua nhánh rẽ 477E27/24-1 Hình 3.16: Mơ tình trạng vận hành tuyến 473-E27 Tình trạng mang tải thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 473-E27 cấp điện cho 477-E27 tuyến 477-E27 cấp cho tuyến 473-E27): Bảng 3.1: Tình hình mang tải thao tác Recloser 473-E27/25-1  Tuyến Mang tải (%) Đánh giá 473-E27 112 Quá tải 477-E27 109 Quá tải  Phương án xử lý Chuyển tải ĐL Vĩnh Nguyên từ sau VT 32 (477) (3 MW) nhận từ nguồn khác chuyển PĐ 473-E27/35 (3MW) nhận nguồn 484-E27 Tuyến 474-E27: - Khi công tác từ E27 đến trước VT 473-474-E27/16 thao tác Recloser 474-E27 VT 473474-E27/16 để : Đóng cầu dao liên lạc 474-484-E27/62: chuyển toàn tuyến 474-E27 sau VT 473-474-E27/16 nhận nguồn 484-E27, tình hình vận hành sau: 15 Hình 3.17: Mơ tình trạng vận hành tuyến 474-E27 (2) Tình trạng mang tải thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 484-E27 cấp điện cho 474E27): Bảng 3.2: Tình hình mang tải thao tác Recloser 473-474-E27/16 (2)  Tuyến Mang tải (%) Đánh giá Phương án xử lý 484-E27 105 Quá tải Chuyển tải sau Recloser 474-E27/16 đến Recloser 474-E27/46 nhận nguồn 472-E27 (3,11 MW)  Tuyến 484-E27: - Khi cố công tác từ E27 đến VT 484-E27/19 thao tác Recloser 484-E27/19 để đóng cầu dao liên lạc 371-484-485-E27/45; 484-485-E27/27-41 chuyển toàn phụ tải sau VT 484E27/19 nhận nguồn từ tuyến 485-E27, tình trạng vận hành cụ thể sau: Hình 3.18: Mơ tình trạng vận hành tuyến 484-E27 Tình trạng mang tải thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 485-E27 cấp điện cho tuyến 484-E27): 16 Bảng 3.3: Tình hình mang tải thao tác Recloser 484-E27/19 Tuyến Mang tải (%) 485-E27  102 Đánh giá Phương án xử lý Quá tải Chuyển PĐ sau LBS 484-E27/34 (2,44 MW) nhận nguồn từ 474-E27  Tuyến 485-E27: - Khi cố công tác từ E27 đến VT 485-E27/23 thao tác Recloser để đóng cầu dao liên lạc 371-484-485-E27/45; 484-485-E27/27-41 chuyển toàn phụ tải sau VT 485-E27/23 nhận nguồn từ tuyến 484-E27, tình trạng vận hành: Hình 3.19: Mơ tình trạng vận hành tuyến 485-E27 Tình trạng mang tải thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 484-E27 cấp điện cho tuyến 485-E27): Bảng 3.4: Tình hình mang tải thao tác Recloser 485-E27/23 Tuyến Mang tải (%) Đánh giá Phương án xử lý Chuyển PĐ sau LBS 485-E27/34 (4,02 MW) nhận nguồn từ 473-E27 Như vậy, với giả thiết tải max mà dây dẫn vận hành 10,8 MW (14MVA) hầu hết tuyến trung áp đảm bảo vận hành, có vài trường hợp phải chuyển tải để ngăn ngừa chống tải Do đó, điều kiện thực tế tất giải pháp đề xuất đảm bảo lưới điện hoạt động bình thường, ổn định, khơng ảnh hưởng đến tình trạng vận hành tuyến trung áp 3.2 TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY SAU KHI THỰC HIỆN CÁC GIẢI PHÁP 3.2.1 Độ tin cậy sau thực giải pháp Do lưới điện trung áp TP Nha Trang gồm nhiều tuyến có nhiều mạch vịng liên lạc nên khơng sử dụng chương trình PSS/ADEPT để tính tốn ĐTCCCĐ Trong phần sử dụng chương trình EXCEL Microsoft để phục vụ tính tốn Bảng 3.5: Tổng hợp tiêu ĐTCCCĐ trước sau giải pháp 484-E27 Chỉ tiêu Quá tải 102 SAIDI Trước SAIFI Sau Giảm Trước MAIFI Sau Giảm Trước Sau Giảm 0,028 471 36,331 15,865 20,465 0,267 0,125 0,142 0,096 0,068 472 39,207 26,273 12,934 0,226 0,114 0,111 0,068 0,093 -0,026 473 69,589 25,487 44,102 0,781 0,535 0,246 0,138 0,122 0,016 474 125,142 97,383 27,759 0,924 0,603 0,321 0,011 0,011 - 475 139,893 118,377 21,516 1,886 1,112 0,775 - - - 476 477 93,723 178,930 58,581 141,245 35,141 37,685 1,232 1,219 0,817 1,159 0,415 0,061 0,053 0,053 - 17 478 43,993 25,313 18,680 0,177 0,118 0,059 - - - 479 87,911 80,401 7,510 1,266 1,265 0,001 - - - 484 44,699 20,322 24,377 0,430 0,195 0,235 - - - 485 86,372 50,664 35,708 1,587 0,845 0,742 - - - 371 7,372 7,372 - 0,060 0,060 - 0,015 - 0,015 372 4,852 4,852 - 0,058 0,058 - 0,006 - 0,006 374 0,844 - - 0,002 - - - - - 958,856 672,135 285,877 10,115 7,005 3,108 0,387 0,348 0,039 Tổng Từ bảng ta thấy tiêu ĐTCCCĐ sau thực giải pháp giảm đạt yêu cầu kế hoạch 2017 Vì số liệu tính tốn dựa thơng tin điện năm 2016 nên thời gian ngồi thực giải pháp đầu tư cịn có giải pháp vận hành, quản lý từ rút ngắn thời gian điện, số lần điện nên tiêu ĐTCCCĐ thay đổi theo chiều hướng giảm đảm bảo thực mục tiêu đề Các thiết bị lắp đặt phải có tính đồng với hệ thống lưới điện có, tránh trường hợp lắp nhiều loại thiết bị, chủng loại, cách vận hành khác gây khó khăn cho người thao tác, kéo dài thời gian thao tác, có khả an tồn cho lưới điện người 3.2.2 Phân tích kinh tế Bảng 3.6: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung Tuyến Re LBS kín DCL 471 2 472 473 1 474 475 476 477 0 478 1 479 1 484 1 485 1 371 372 Tổng (cái) 19 07 13 Tính tốn kinh tế tuyến 471-E27 sau: Giá trị đầu tư tuyến 471-E27 là: ĐT471-E27 = x 280 + x 70 + x 10 = 580 tr.đ Trong đó: Recloser : 280 tr.đ /1c; LBS kín : 70 tr.đ/1c; DCL : 10 tr.đ/1c, Theo “Bảng 3.12: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471-E27 trước sau giải pháp” tổng thời gian điện giảm sau thực giải pháp là: T(-)471-E27 = 20,465 x 61.494 = 1.258.501 phút Trong đó: 18 20,465 : SAIDI giảm; 61.494: tổng số khách hàng Trung bình ngày sản lượng điện tiêu thụ: 1.529.140 kWh, lợi nhuận thu năm 61.494 khách hàng là: LNĐLNT = 1.529.140 kWh x 365 ngày x 2.035 đ/kWh = 1.135.806.963.500 Đ Tổng thời gian cấp điện năm 61.494 khách hàng: TCN = 61.494 x 365 x 24 x 60 = 32.321.246.400 phút Lợi nhuận thu năm tương ứng với thời gian giảm là:  LN471-E27 = [T(-)471-E27 x LNĐLNT]/ TCN  LN471-E27 = (1.258.501 x 1.135.806.963.500) / 32.321.246.400 = 44,23 tr.đ/năm Thời gian thu hồi vốn tương ứng là: Tth471-E27 = ĐT471-E27 / LN471-E27 = 580 tr.đ / 44,23 tr.đ / năm = 13,11 năm Tương tự tuyến khác, ta có bảng sau: Bảng 3.7: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư, thời gian thu hồi vốn Tuyến Tổng thời gian Lợi nhuận điện giảm (phút) năm (tr.đ) Đầu tư (tr.đ) Thu hồi vốn (năm) 471 1.258.501 44,23 580 13,11 472 795.381 27,95 420 15,03 473 2.711.986 95,30 290 3,04 474 1.707.019 59,99 860 14,34 475 1.323.124 46,50 860 18,50 476 2.160.982 75,94 860 11,32 477 2.317.374 81,44 280 3,44 478 1.148.711 40,37 290 7,18 479 461.816 16,23 640 39,44 484 1.499.043 52,68 360 6,83 485 2.195.804 77,16 360 4,67 371 - - 70 70,00 372 - - 70 70,00 17.579.741 617,77 5.940 9,62 Tổng Cơng tác nâng cao ĐTCCCĐ góp phần cải thiện chất lượng phục vụ khách hàng, đặc biệt với TP Nha Trang tập trung nhiều phụ tải quan trọng, mang yếu tố chiến lược, đặc biệt quan trọng việc phát triển kinh tế xã hội trị TP nói chung tỉnh Khánh Hịa nói riêng cần phải đầu tư nhanh chóng để đạt hiệu nhanh thời gian tới Tuy nhiên để đảm bảo lợi nhuận sản xuất kinh doanh, phải chia làm giai đoạn đầu tư: Giai đoạn 1: Thực đầu tư với tuyến 473,477,478, 484,485-E27 Giai đoạn 2: Thực đầu tư với tuyến 471,472,474,475,476,479-E27 Giai đoạn 3: Thực đầu tư với tuyến 371,372-E27 19 3.3 GIẢI PHÁP KHÁC 3.3.1 Giảm suất cố 3.3.2 Công nghệ hotline 3.3.3 Ứng dụng SCADA 3.3.4 Tối ưu hóa thao tác cơng tác lưới điện 3.4 KẾT LUẬN Theo “Bảng 3.37: Tổng hợp tiêu ĐTCCCĐ trước sau giải pháp” thay đổi tiêu độ tin cậy tất tuyến giải pháp đề hoàn thành vượt tiêu yêu cầu, đảm bảo nâng cao độ tin cậy toàn khu vực trung tâm TP Nha Trang Các thiết bị đóng cắt Recloser, LBS kín… nâng cao ĐTCCCĐ hạn chế khu vực bị ảnh hưởng điện cố cơng tác, việc nhanh chóng khơi phục cấp điện lại cho khu vực điểm cố cần phải thiết lập nhiều mạng lưới điện thơng minh có khả tự điều khiển cần thiết Với giả thiết công suất tải max, từ mơ trường hợp vận hành theo giải pháp để xuất chương trình PowerWorld Simulator, tuyến trung áp vận hành ổn định phải có số thao tác chuyển lưới, sa thải phụ tải để tránh tải… Thực tế dây dẫn lắp đặt khu vực ĐLNT vận hành lớn nhiều so với giả thiết, giải pháp đề xuất thực lưới có đảm bảo an toàn, ổn định cho lưới điện phân phối trung áp TP Nha Trang Về tính kinh tế, giải pháp yêu cầu vốn đầu tư tương đối lớn để đạt mục tiêu nâng cao ĐTCCCĐ đồng thời đạt hiệu sản xuất kinh doanh cần phải chia làm giai đoạn đầu tư khác nhau, ưu tiên tuyến có thay đổi tốt tiêu ĐTCCCĐ, thời gian thu hồi vốn nhanh Ngoài giải pháp cần vốn đầu tư, cần xây dựng phương án cụ thể có giải pháp tức thời thực đảm bảo hiệu định công tác nâng cao ĐTCCCĐ 20 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Luận văn đề cập đến lưới điện phân phối khu vực Trung tâm TP Nha Trang, đánh giá phân tích nguyên nhân ảnh hưởng trực tiếp đến ĐTCCCĐ từ đề xuất giải pháp cụ thể để cải thiện trực tiếp tiêu SAIDI, SAIFI, MAIFI nhằm thực tốt yêu cầu Công ty giao cho đơn vị Từ giải pháp đề xuất, sử dụng chương trình PowerWorld Simulator để mơ hệ thống điện, qua thấy việc áp dụng giải pháp để nâng cao ĐTCCCĐ có làm ảnh hưởng đến ổn định lưới điện, nhiên không lớn tầm kiểm sốt Với thực tế lưới điện có đảm bảo tất giải pháp khơng dẫn tới an toàn, ổn định hệ thống Độ tin cậy cung cấp điện yêu cầu cấp thiết hệ thống điện thời gian tới, việc thực giải pháp nhanh chóng hiệu mục tiêu hết Để đáp ứng u cầu khơng cần đầu tư thiết bị phải nâng cao lực quản lý người, giải pháp quan trọng công tác nâng cao ĐTCCCĐ đảm bảo hiệu sản xuất kinh doanh Để mang tính thực tiễn cao hơn, phương án đề xuất luận văn cần khảo sát cụ thể, hiệu chỉnh phù hợp với tình trạng thiết bị điện, lưới điện có Số liệu thu thập luận văn tổng hợp từ vòng 03 năm gần nhiên chưa áp dụng rộng rãi đơn vị nên thông tin điện khách hàng để tính tốn xác 70 – 80%, số liệu thực tế tiêu ĐTCCCĐ cao nhiều so với kết thực thu thập chương trình OMS CPC Do điều kiện thời gian khả có hạn nội dung luận văn cịn mặt thiếu sót cần phải nghiên cứu khắc phục thêm  ... 1: Lưới điện Trung áp TP Nha Trang Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối TP Nha Trang Chương 3: Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện CHƯƠNG 1: LƯỚI ĐIỆN... bố cục đề tài Căn vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết hướng đến đề tài đặt tên là: “NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG? ?? Luận... (QLVH) lưới điện Đối tượng phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu đề tài: Lưới điện trung áp thuộc ĐLNT quản lý vận hành - Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện trung áp TP Nha Trang, từ đề giải