3 .6 Xây dựng giải thuật tối ưu hai giai đoạn
4.3.2.2 Số liệu sự cố điển hình của Điện lực Thành phố Cà Mau
Có nhiều nguyên nhân dẫn đến sự cố lưới điện phân phối, dưới đây là số liệu thống kê theo nguyên nhân sự cố của các phát tuyến, trong đó nguyên nhân va quẹt cây là chiếm đa số, còn sự cố do thiết bị là rất ít. Cụ thể sự cốtrong ba năm từ 2009
đến năm 2011 được tổng hợp và phân tích theo các nguyên nhân được trình bày tại bảng 4.9, song song đó sựtác động của sự cố theo mùa cũngđược thống kê và phân tích theo khu vực tại bảng 4.10 [11]. Bảng 4.9: Thống kê theo loại sự cố Phân lo ạ i s c ố Tổng số lần bật MC 51 %
Cây quẹt vào lưới 35 68.62 Rắn bò + chim đậu: 6 6 11.76 Phóng sứ + FCO: 3 3 5.88
Đơn vịngoài tác động: 5 5 9.80
Đứt dây trung thế: 2 2 3.92
Bảng 4.10: Thống kê sự cố và thời gian khắc phục theo mùa
Khu v c
Năm 2010 Năm 2011 7 tháng đầu năm 2012
Mùa mưa (số vụ/số phút ) Mùa khô (số vụ/số phút ) Thương phẩm (triệu kWh) Mùa mưa (số vụ/số phút ) Mùa khô (số vụ/số phút ) Thương phẩm (triệu kWh) Mùa mưa (số vụ/số phút ) Mùa khô (số vụ/số phút ) Thương phẩm (triệu kWh) 1 9 / 253 0 / 0 50 6/60 0/0 52 2/60 0/0 33 2 9 / 190 3/30 40 1/15 0/0 42,5 1/15 0/0 26 3 0/0 0/0 46 4/48 0/0 48 2/28 0/0 30 4 9 / 253 0 / 0 6 6/60 0/0 6,2 2/60 0/0 3,64 5 3/46 3/33 3 2/40 2/45 3,2 6/3110 1/42 0.9
Căn cứ theo số liệu sự cố, rõ ràng nhận thấy các sự cố xảy ra thường xuyên vào
mùa mưa, tức từtháng 4 đến tháng 10 dương lịch và đây là một đặc điểm chung của các sự cố của Tổng Công ty Điện lực Miền Nam như đã trình bày trong chương 2.
Mặt khác, từ bảng 4.9 nhận thấy để cải thiện độ tin cậy cung cấp điện thì phương án
thay thế thiết bị già cõi là một chi phí cực kỳ lớn tuy nhiên xác xuất xảy ra sự cố
thiết bị là rất nhỏ, ngược lại sự cố theo mùa do cây va chạm là rất lớn khoảng 70%,
do đó lựa chọn phương án vận hành tối ưu chi phí và nâng cao độ tin cậy là một
4.3.3 Kiểm tra giải thuật trên l ới đi n Thành phố Cà Mau
Cấu hình vận hành hiện hữu của LĐPP thành phố Cà Mau là các MC1, MC2,MC3,MC4, LBS kênh 16 ở trạng thái đóng và các LBS 473.6, LBFCO phường 1 ở trạng thái mở. Khi vận hành ở trạng thái các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện là tốt, tuy nhiên khi sự cố xảy ra vẫn chưa có sự chuyển tải giữa các khu vực với nhau. Các phát tuyến còn lại là các phát tuyến độc lập, do đó không thể liên kết được nên chúng ta không đưa vào tính toán.
Bảng 4.11: Số liệu chiều dài, khách hàng, thời gian sửa chữa.
Khu v c l (km) λ(lần/năm) r(giờ) TI(giờ) AENS(kWh)
1 43 6,45 3 19,35 281.723 2 35 5,25 3 15,75 315.260 3 50 7,5 3 22,5 370.023 4 19 2,85 3 8,55 35.259 5 8 1,2 2 2,4 2.739 Tổng 22.05 12 66,15 1.002.266
Tái cấu hình tối u chi phí khi không tính ph ng án bồi th ờng (ph ng án
điều hành th c tế của ngƠnh đi n Vi t Nam ): dựa vào giải thuật đề xuất, căn cứ
các nguyên nhân, thực trạng thời gian của các tuyến lưới đã đưa vào vận hành nhận thấy nếu TCHL theo mùa mưa LBS kênh 16 hình 4.3c, lợi nhuận do chuyển tải thể
hiện ở bảng 4.12, các chỉ số TNĐ, ANĐ của hai cấu hình thể hiện ở bảng 4.13. Bảng 4.12: Lợi nhuận tính toán chuyển tải theo các số liệu thực tế
Bảng 4.13: Bảng tính TNĐ, ANĐtheo mùa mưa của 7 tháng đầu năm 2012
Khu v c TNĐ ban đầu ANĐ ban đầu TNĐ khi TCHL ANĐ khi TCHL
KV5 kết nối vào KV2
trong mùa mưa 3110 (phút) 18.934(kWh) 15 (phút) 0
Nhận xét:
Stt Nội dung Số tiền (vnđ/năm)
1 Tổng chi phí mất do sự cố 1.404.174.299 2 Tổng chi phí do tái cấu hình 57.744.002
- Về mặt lợi nhuận: nhận thấy sẽđạt lợi nhuận nhất định nếu xem xét việc tái cấu hình lưới. Tuy nhiên trong một số trường hợp cần xem xét có nên tái cầu trúc hay không, bởi lẽ lợi nhuận không mang lại nhiều nhưng ngược lại sẽ rất phức tạp trong công tác quản lý vận hành cho hệ thống điều độ cũng như các công
nhân vận hành.
- Vềnâng cao độ tin cậy cung cấp điện: rõ ràng khi tái cấu hình khi sự cố tức là
đã chuyển và cấp điện lại cho toàn bộ khách hàng thuộc các khu vực bị sự cố,
do đó độ tin cậy cung cấp điện đã hoàn toàn được nâng lên. Đặc biệt trong
trường hợp này đã cấp điện cho khu vực 5 là khu vực quan trọng do cung cấp cho chợ phường 1, cũng như các cụm dân cư và công nghiệp sắp phát triển do
đó sẽ rất có ý nghĩa trong thịtrường điện cạnh tranh trong thời gian sắp tới. - Về mặt quản lý vận hành: khi có sự cốthì đòi hỏi các cán bộ quản lý vận hành
phải chuyển tải kịp thời giữa các tuyến lưới vòng đang vận hành hình tia.
- Ý nghĩa thực tiễn: do KV5 là khu vực cấp điện cấp điện cụm chợphường 1, một phần phường 8 là một khu vực kinh doanh năng động giao thương với các huyện U Minh, Trần Văn Thời do đó việc cải thiện tình trạng cung cấp điện hết sức có ý nghĩa trong điều kiện hiện tại, cũng như định hướng khi thị trường điện cạnh tranh. Đôi khi trong quá trình cung cấp điện ngoài mục tiêu lợi nhuận thì mục tiêu chính trị xã hội lại mang một ý nghĩa vô cùng to lớn, do hệ thống điện
đang xét là cung cấp cho toàn bộ các khu vực trọng điểm của tỉnh Cà Mau do đó
việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là một điều hết sức có ý nghĩa mang lại một trị xã hội rất to lớn.
4.4. Một sốđề xuất cho l ới đi n Thành Phố Cà Mau
4.4.1 Thay đổi đ n giá tiền đi n trong hợp đồng theo độ tin cậy cung cấp đi n
của h thống ( giá đi n theo giá đi n Vi t Nam và tỷ l đầu t )
Thực chất của vấn đề ở đây là ở chỗ tùy theo yêu cầu được thõa thuận giữa
ngành điện và khách hàng, tức là khi khách hàng bị mất điện thì ngành điện phải có trách nghiệm bồi thường cho khách hàng khi không đáp ứng được điều khoản trong hợp đồng và ngược lại khi khách hàng yêu cầu càng cao vềđộ tin cậy cung cấp điện
thì ngành điện phải bỏ ra một chi phí để đầu tư do đó khách hàng cũng phải chấp nhận một giá điện theo thịtrường.
Chính vì tính phức tạp của vấn đềnêu ra như trên, và hàm mục tiêu như đã nói ở chương 2 thì chúng ta chỉ có thểtính toán, tìm phương pháp tối ưu cho những lưới cụ thể, chứ không thểđưara được một phương pháp tổng quát chung.
Khi tính toán cho phương án tương lai này các yếu tốđầu vào bao gồm:
- Giá điện, thời gian mất điện thõa thuận trong hợp đồng giữa khách hàng và
ngành điện.
- Số năm đưa vào vận hành của các tuyến lưới, điều này sẽ ảnh hưởng đến thời gian cần thiết phải sửa chữa của lưới điện ( sửa chữa lớn).
- Tình hình phát triển theo từng loại phụ tải.
- Chi phí đầu tư cần đưa ra theo từng đơn giá thõa thuận mà ngành điện cần phải tính toán và xem xét.
- Tỷ trọng điện thương phẩm trên các phát tuyến theo quy định năm thành phần giá của ngành điện Việt Nam.
- Và một số vấn đề khác cần phải xem xét,.v.v.
Do kết cấu lưới ban đầu nhận thấy các phát tuyến gần như cung cấp điện cho các khu vực là độc lập với nhau, do đó sẽ không có ảnh hưởng do sự cố của khu vực này sang cho khu vực khác điều này cũng làm cho không có sự chuyển tải cho các khu vực với nhau hay nói cách khác lưới điện hiện tại vận hành là hết sức đơn điệu. Một dữ liệu khác cũng sẽ ảnh hưởng đến tình hình vận hành lưới điện trong tương lai, đó là sửa chữa lớn cho hai tuyến 473T và 474T bởi hai tuyến này đều đã sửa chữa lớn từ năm 2005, chính vì vậy trong tính toán này chúng ta cũng sẽ xem xét
đến trường hợp này bởi các với kế hoạch sửa chữa lớn thì mỗi tuyến sẽ phải mất
điện trung bình 72 h cho việc thay các sứ, phụ kiện và dây dẫn.
Ph ng án 1: Lắp thêm 03 bộ máy cắt dùng để chuyển tải.
Mô tả chi tiết về giải pháp
+ Tại trụ 93 tuyến 477AX lắp một bộ máy cắt để có thể chuyển tải giữa 473T và 477AX. Tại trụ 69A tuyến 473T lắp thêm một bộ máy cắt để có thể chuyển tải giữa 473T và 471AX.
+ Tất cả các máy cắt được lắp thêm vào sẽđược vận hành ở chếđộ thường mở, khi có sự cố thì điều độ sẽ xem xét để thực hiện phương án chuyển tải thời gian thực hiện xem như tức thời.
+ Tổng chi phí để lắp đặt thêm ba bộ máy cắt là khoảng 600 triệu đồng. Bảng 4.14: Lợi nhuận do chuyển tải và giá tăng cho khách hàng
Ph ng án 2: lắp thêm 06 bộ máy cắt để phân nhỏđoạn l ới và chuyển tải.
Mô tả chi tiết về giải pháp: khoảng 06 bộ máy cắt được lắp trên lưới, trong đó 03 bộ
lắp cho các vị trí chuyển tải, 03 bộ lắp tại các khu vực quan trọng. Tổng chi phí để
thực hiện phương án là 1 tỷ 200 triệu đồng.
Bảng 4.15: Lợi nhuận do chuyển tải và giá tăng cho khách hàng
Ph ng án 3: kết hợp ph ng án 2, đồng thời chúng ta th c hi n đầu t các
đoạn l ới để kết nối.
Mô tả chi tiết về giải pháp:
Stt Nội dung Số tiền (vnđ/năm)
1 Tổng chi phí mất do sự cố 1.404.174.299 2 Tổng chi phí do tái cấu hình 57.744.002 3 Lợi nhuận trong chuyển tải 473T và 474T 1,092,861,757
4 Lợi nhuận đạt đ ợc 2.439.292.054
Giá đi n khách hƠng trả thêm % GBQ
5 Phương án 06 tháng 1.0055*1.401
6 Phương án tháng đầu tiên 1.0332*1.401
Stt Nội dung Số tiền (vnđ/năm)
1 Tổng chi phí mất do sự cố 1.404.174.299 2 Tổng chi phí do tái cấu hình 57.744.002 3 Lợi nhuận trong chuyển tải 473T và 474T 1,092,861,757
4 Lợi nhuận đạt đ ợc 2.439.292.054
Giá đi n khách hƠng trả thêm % GBQ
5 Phương án 06 tháng 1.011*1.401
+ Tại trụ 128 của tuyến 474T thực hiện đầu tư đoạn lưới vượt sông Cà Mau dài
200m, trên đoạn này đặt một máy cắt vận hành ở chếđộ thường mở, chi phí để thực hiện là khoảng 400 triệu đồng.
+ Tại trụ dừng 118 tuyến 473T ( khu vực rạch Ô Rô ) thực hiện đầu tư đoạn lưới dài
1.200m, tương tự như trên chúng ta cũng sẽ đặt một máy cắt vận hành ở chế độ thường mỡ, chi phí để thực hiện là vào khoảng 1 tỷ 400 triệu đồng.
+ Tại trụ 93 tuyến 477AX thực hiện đầu tư đoạn lưới dài 200m, đặt một máy cắt vận hành ở chế độ thường mở, để thực hiện chuyển tải giữa hai phát tuyến 471AX
và 477AX, chi phí để thực hiện là vào khoảng 400 triệu đồng.
+ Tổng chi phí cho giải pháp là khoảng 2 tỷ 200 triệu đồng: chi phí đầu tư lưới điện là 1 tỷ 600 trăm triệu đồng, chi phí xây lắp 6 bộ máy cắt là 1 tỷ 200 triệu đồng.
Bảng 4.16: Lợi nhuận do chuyển tải và giá tăng cho khách hàng
Nhận xét chung của của đề xuất: thay đổi đơn giá tiền điện trong hợp đồng theo
độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống ( giá điện theo giá điện Việt Nam và tỷ lệđầu
tư):
- Nâng cao độ tin cậy của độ tin cậy: sau khi áp dụng các biện pháp tự động hóa, dễ dàng nhận thấy độ tin cậy của hệ thống điện được cải thiện rõ rệt.
- Hiệu quả về tài chính: khi thực hiện đầu tư thêm các thiết bị, đường dây dự
phòng chúng ta thấy hiệu quả kinh tế đã thay đổi rất nhiều, điều này không những mang lại hiệu quả cho bản thân ngành điện mà còn giảm đáng kể cho các khách hàng với chi phí nhiều tỷđồng.
Stt Nội dung Số tiền (vnđ/năm)
1 Tổng chi phí mất do sự cố 1.404.174.299 2 Tổng chi phí do tái cấu hình 57.744.002 3 Lợi nhuận trong chuyển tải 473T và 474T 1,092,861,757
4 Lợi nhuận đạt đ ợc 2.439.292.054
Giá đi n khách hƠng trả thêm % GBQ
5 Phương án 06 tháng 1.011*1.401
- Trong các phương án vận hành: sau khi đầu tư nhận thấy cấu hình lưới sẽ tự động hóa, vì vậy đòi hỏi các nhân viên điều độ và vận hành phải cập nhật các kiến thức mới cho phù hợp với tình hình thực tế.
Bảng 4.17: Các thông số sau khi tái cấu hình có đầu tư
Khu v c l(km) λ (lần/năm) r(giờ) TI(giờ) AENS(kWh)
1 43 6,45 0 0 0 2 35 5,25 0 0 0 3 50 7,5 0 0 0 4 19 2,85 0 0 0 5 10 1,2 0 0 0 Tổng 22.05 0 0 0
- u điểm của phương pháp tái cấu hình bằng phương pháp tự động hóa nhận thấy:
+ Rút ngắn được thời gian mất điện do đó giảm được thiệt hại về doanh thu do ngừng cung cấp điện cho ngành điện cũng như khách hàng.
+ Thuận lợi trong công tác quản lý vận hành.
+ ng dụng những thành tựu khoa học kỹ thuật mới, khai thác triệt để tính
năng của thiết bị. Giảm được tiền lương do giảm được một số nhân lực phục vụ
công tác quản lý vận hành các trạm và đường dây.
- Khuyết điểm của phương pháp tái cấu hình bằng phương pháp tựđộng hóa: + Phải đầu tư một khoảng vốn đầu tư rất lớn.
+ Cần phải có sự tính toán kỹ lưỡng trong quy hoạch, thiết kế, cũng như quá
trình cải tạo.
4.4.2 Thay đổi đ n giá tiền đi n trong hợp đồng theo độ tin cậy cung cấp đi n
của h thống, giá bồi th ờng theo từng loại mục đích sử dụng đi n và thời gian.
Như chương 2 đã trình bày, chi phí thiệt hại cho từng mục đích sử dụng điện sẽ thay đổi theo thời gian mất điện, cụ thể theo bảng 4.17.
Căn cứ vào các tính toán của lưới điện ban đầu nhận thấy, thời gian mất điện của tất cả các phát tuyến đều lớn hơn 480 (phút), phát tuyến có thời gian ngưng
cung cấp ngắn nhất là khu vực 4 thuộc tuyến 477AX với thời gian là 8,55 (h/khách
hàng/năm). Sau khi thực hiện phương án 2, thì các giải pháp đưa ra ở phương án 2
vềcơ bản đều có thể giải quyết thời gian ngừng điện cho khách hàng về không ( tất nhiên ởđây chúng ta loại bỏ xem xét tình trạng ảnh hưởng của các trạm 110 kV gây ra cho các phát tuyến 22 kV).
Bảng 4.18: Thiệt hại loại khách hàng theo thời gian
Loại khách hƠng Khoảng thời gian ngừng cung cấp điện (phút)
1 20 60 240 480
Công nghiệp 1,625 3,868 9,085 25,16 55,81
Thương mại –dịch vụ 0,381 2,969 8,552 31,32 83,01
Nông nghiệp 0,06 0,343 0,649 2,064 4,12
Khu dân cư 0,001 0,093 0,482 4,914 15,69
Trường học, mục đích khác 0,044 0,369 1,492 6,558 26,04 Tuy nhiên, trên thực tế nếu từng loại khách hàng đặt ra nghiêm ngặt khoảng tiền bồi thường tương ứng như đã thống kê như trên, thiết nghĩ ngành điện cần phải đưa
ra một số giải pháp bổsung như sau:
- Giá điện thõa thuận với khách hàng: như trong phương án 2 đã thực hiện dự
phòng từhai phía, do đó giá điện khi này thõa thuận với những khách hàng nêu ra yêu cầu nghiêm ngặt cũng tăng gấp vài lần so với hiện tại, điều này không những góp phần tạo nguồn chi phí để đầu tư cho và quản lý vận hành được tốt