3.3.1. Hiện trạng độ tin cậy của lƣới điện phân phối Tỉnh Tuyên Quang
Thiệt hại do việc ngừng cung cấp điện ảnh hưởng đến cả hai bên, một bên là nhà cung cấp điện và bên thứ hai là khách hàng dùng điện.
- Thiệt hại do mất điện của nhà cung cấp bao gồm: Mất doanh thu, chi phí bồi thường cho khách hàng, mất đi thiện chí của khách hàng, mất đi sự mua điện tiềm năng ở tương lai, chi phí gia tăng do phải sửa chữa lưới điện.
- Thiệt hại do mất điện đối với khách hàng hầu hết là khó xác định, chúng bao gồm:
+ Đối với sản xuất: Không tạo ra sản phẩm, sản phẩm bị hư hỏng, thiết bị sản xuất bị tổn hại, chi phí bảo dưởng tăng thêm. Phải trả lương cho người lao động trong thời gian mất điện,
+ Đối với khu dân cư: Sinh hoạt bị ảnh hưởng, các tiện nghi sinh hoạt không sử dụng được, chiếu sáng phụ tăng thêm...
+ Những thiệt hại khó định lượng: Cản trở các hoạt động chính trị, văn hoá, xã hội, gián đoạn các hoạt động dịch vụ, gây mất an ninh và trật tự, ảnh hưởng lớn đến các hoạt động của bệnh viện, giao thông, v.v...
Việc đánh giá thiệt hại do mất điện rất phức tạp và có những lĩnh vực không thể lượng hoá được. Do đó để thuận tiện trong tính toán, việc đánh giá thiệt hại do mất điện được tính toán qua giá mất điện. Tuỳ theo điều kiện của từng nước người ta quy định giá mất điện từ 20-50 lần giá bán điện.
Ở Việt Nam chưa có quy định về giá mất điện trong việc mua bán điện giữa ngành Điện và khách hàng sử dụng điện. Tuy nhiên, để tính toán trong thiết kế, phân tích hiệu quả đầu tư các dự án lưới điện phân phối, Công ty Điện lực quy định giá mất điện gấp 10 lần giá bán điện đối với khu vực nông thôn, miền núi và 20 lần đối với khu vực đô thị, khu kinh tế. Bộ Công nghiệp quy định giá trị thiệt hại do ngừng cung cấp 1kWh điện bằng 15 đến 20 lần giá bán trong phân tích kinh tế tài chính đối với đầu tư các dự án nguồn điện.
Để phù hợp với các quy định trên, đối với bài toán độ tin cậy được tính toán cho trường hợp giá mất điện sự cố bằng 20 lần và công tác sửa chữa bằng 10 lần giá bán điện bình quân của Điện lực Tuyên Quang (811,5
đồng/kWh). Giá trị thiệt hại do mất điện được tính toán như Bảng 3.17
Bảng 3.16: Kết quả tính toán thiệt hại do mất điện
Xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang 373 E14.2 Chiêm Hoá 972 Hƣng Thành 973 Gò Chẩu 973 Sơn Dƣơng Số tiền 1.406.207.547 519.506.203 46.469.777 20.070.175 2.288.898 Sự cố 472.822.991 233.482.295 7.094.847 7.492.276 1.221.727 Công tác 933.384.556 286.023.907 39.374.930 12.577.898 1.067.171
3.3.2. Tính thiết hại kinh tế của lƣới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang.
Theo kết quả tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang, chúng ta thấy rằng suất sự cố lưới điện trung áp tỉnh Tuyên Quang rất cao, một số xuất tuyến đi qua vùng rừng núi có suất sự cố vượt gấp nhiều lần so với quy định, đặc biệt là thời gian xử lý sự cố rất dài.
Các chỉ tiêu độ tin cậy thấp hơn nhiều so với các nước trên thế giới. Chẳng hạn ở Pháp quy định thời gian mất điện trung bình là không quá 30 phút và kém là trên 2 giờ, ở Malaysia năm 1999 trung bình là 5 giờ. Trong khi đó chỉ riêng mất điện do sự cố (không kể thời gian mất điện do sửa chữa, sa thải phụ tải, thao tác chuyển phương thức kết lưới và mất nguồn) xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang là 23,98 giờ; xuất tuyến 373 E14.2 Chiêm Hoá là 48,08 giờ.
Tuy nhiên chỉ tiêu độ tin cậy một số xuất tuyến tương đối cao, thời gian mất điện trung bình trong một năm tương đối nhỏ như xuất tuyến 972 Hưng Thành là 0,46 giờ; Xuất tuyến 973 Gò Chẩu là 1,16 giờ; Xuất tuyến 973 Sơn Dương là 1,15 giờ.
Như vậy, độ tin cậy của các xuất tuyến rất khác nhau. Điều này phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố khách quan như chiều dài của xuất tuyến, đặc điểm địa hình, thời tiết, môi trường, ... của tuyến đường dây đi qua. Ngoài ra còn có một nguyên nhân cần xét đến là những xuất tuyến đấu nối vào trạm trung gian
35/10kV không có người trực vận hành và đội sửa chữa đường dây ở cách xa cũng ảnh hưởng rất lớn đến độ tin cậy của lưới điện.
- Xuất tuyến 373 E14.2 Chiêm Hoá có độ tin cậy thấp nhất nhất (OSC = 20,42) bởi vì xuất tuyến này có chiều dài tuyến (108,6km) lớn nhất, tuyến đường dây đi qua địa hình rừng núi hiểm trở, thời tiết ẩm ướt và hay có sương muối nên số lần mất điện rất nhiều. Do địa hình hiểm trở nên thời gian đi lại thao tác phân đoạn chậm, thời gian sửa chữa sự cố kéo dài làm cho thời gian mất điện rất lâu (tOSC = 4,36 giờ/lần mất điện). Đặc biệt đây là đường dây 35kV nhưng cấp điện trực tiếp cho phụ tải qua các trạm biến áp 35/0.4kV, điều này củng ảnh hưởng rất lớn đến độ tin cậy của lưới điện.
- Xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang dài 76,7km có độ tin cậy thấp(OSC = 8,28) bởi vì chiều dài tuyến tương đối lớn, đường dây đi qua vùng khai thác đá nên thường xảy ra sự cố đứt dây và vở sứ do nổ mìn, hơn nữa tuyến đi qua vùng rừng núi có cây cao nhiều hay va quệt vào đường dây nên số lần mất điện nhiều. Do tuyến đường dây dài, giao thông khó khăn nên thời gian đi lại thao tác phân đoạn chậm, thời gian sửa chữa sự cố dài bình quân là 7,33 giờ/lần mất điện. Xuất tuyến này cấp điện cho 2 trạm biến áp trung gian và các trạm biến áp phụ tải sản xuất nên thiệt hại mất điện do sự cố là rất lớn 472.822.911 đồng trong một năm.
- Xuất tuyến 973 Sơn Dương có chiều dài ngắn (14,9km), suất sự cố nhỏ (OSC = 0,59), tuyến đường dây đi qua vùng đồng bằng chủ yếu là ruộng lúa nên số lần mất điện nhiều (sẽ phân tích yếu tố hành lang tuyến ở phần sau). Nhưng thời gian phân đoạn và sửa chữa sự cố dài nhất bình quân là 10,27 giờ/lần mất điện. Nguyên nhân là do xuất tuyến này đấu nối vào trạm trung gian 35/10kV không có người trực quản lý vận hành, đội quản lý sửa chữa đường dây ở xa (20km).
- Xuất tuyến 972 Hưng Thành và 973 Gò Chẩu các thông số về suất sự cố, thời gian sửa chữa sự cố và các chỉ tiêu độ tin cậy ở mức độ trung bình.
3.3.3. Đánh giá chung về độ tin cậy lƣới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang.
Theo kết quả tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang, chúng ta thấy rằng suất sự cố lưới điện trung áp tỉnh Tuyên Quang vẫn còn cao so với một số tỉnh khác. Một số xuất tuyến đi qua vùng rừng núi có suất sự cố vượt rất nhiều lần so với quy định, đặc biệt là thời gian xử lý sự cố rất dài. Từ số liệu thống kê chi tiết số lần, thời gian mất điện và nguyên nhân sự cố [9]có thể rút ra các nguyên nhân tổng quát như sau:
- Lưới điện phân phối trung áp tỉnh Tuyên Quang hiện đang tồn tại 03 cấp điện áp là 35kV, 10kV và 6kV, điều này rất khó khăn cho công tác quản lý vận hành, thiết bị trên lưới có quá nhiều chủng loại, các xuất tuyến có các cấp điện áp khác nhau nên không thể khép vòng để dự phòng nguồn thứ hai, công tác phối hợp rơ le bảo vệ cũng rất khó khăn và không phát huy hết tác dụng.
- Lưới điện được xây dựng qua nhiều giai đoạn, nhiều chủ đầu tư, thiết kế chưa được quy chuẩn (lưới 10kV) nên không phù hợp với sự phát triển của lưới điện sau này. Lưới điện chủ yếu là mạng hình tia, trải dài qua nhiều địa hình miền núi, đồng bằng; Kết cấu lưới điện tại các khu vực chưa thống nhất; Đa dạng về chủng loại vật tư, thiết bị.
- Các công trình điện tiếp nhận từ lưới điện trung áp nông thôn đã quá cũ nát, chưa được đại tu, sửa chữa kịp thời.
Từ đánh giá tổng quát và số liệu thống kê sự cố năm 2008 của Điện lực Tuyên Quang, có thể phân tích cụ thể độ tin cậy của lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang như sau:
- Sự cố thoáng qua đường dây xảy ra 57 vụ, nguyên nhân do hành lang tuyến không đảm bảo an toàn, thi công không đúng kỹ thuật như chèn pha, tuột lèo,... Ngoài ra còn có nguyên nhân phóng điện khi có gió to khoảng cách pha - đất và pha –pha không đảm bảo gây phóng điện.
- Sự cố vĩnh cửu năm 2008 được phân loại như sau:
Bảng 3.17: Phân loại sự cố vĩnh cửu năm 2008 của lưới điện tỉnh Tuyên Quang
STT Tên sự cố Số vụ Chiếm tỷ lệ (%)
1 Cách điện 17 12,32
2 Đứt dây, tuột lèo 20 14,49
3 TU, TI 2 1,45
4 Chống sét van 12 8,70
5 Dao cách ly 2 1,45
6 Cầu chì tự rơi (FCO) 4 2,90
7 Hành lang tuyến 23 16,67
8 Sự cố khác 42 30,43
9 Sự cố TBA 16 11,59
Tổng cộng 138
- Về cách điện: Số vụ sự cố là 17 vụ chiếm 12,3% trong tổng số vụ sự cố toàn Điện lực. Nguyên nhân do trên lưới điện vẫn còn một số sứ kém chất lượng, sứ có chiều dài dòng rò không đảm bảo ở những vùng ẩm ướt, vùng biển, sứ có ty đúc liền thường làm co giản gây sự cố khi thời tiết thay đổi. Công tác quản lý vận hành chưa được tốt, một số tuyến đường dây cách điện quá bẩn. Tiếp địa gốc bị mất hoặc rỉ rét, thông số tiếp đất không đạt.
- Về đứt dây, tuột lèo: Có 20 vụ chiếm 14,5%. Nguyên nhân do lưới điện khu vực này tiếp nhận từ lưới điện nông thôn dây dẫn nhiều chủng loại và vận hành đã lâu từ năm 1995, 1996.
- Về TU, TI, cầu chì tự rơi, chống sét van và dao cách ly: Số vụ sự cố là 18 chiếm 14,5%. Nguyên nhân chủ yếu do trên lưới điện đang tồn tại nhiều loại chống sét van của Liên Xô và Ba Lan củ chất lượng kém, các điểm đấu nối tiếp xúc đã hư hỏng nặng, dây thoát sét tiết diện quá bé, tiếp xúc kém...
- Về hành lang tuyến: Số vụ sự cố là 23 vụ chiếm gần 19 %. Nguyên nhân do những công trình điện xây dựng trước đây theo chủ trương Nhà nước và nhân dân cùng làm nên không được đền bù, sau khi tiếp nhận từ lưới điện nông thôn thì hồ sơ cấp đất hành lang không có (chiếm đến 40% trong tổng số các công trình) nên việc phát quang hành lang gặp rất nhiều khó khăn. Mặt khác, việc quản lý vận hành chưa được tốt, cây cao ngoài hành lang có nguy cơ đổ vào đường dây còn nhiều và xử lý vi phạm hành lang lưới điện chưa kịp thời. Hiện tượng các vật lạ như diều, động vật bám vào đường dây còn nhiều. Việc tuyên truyền nghị định về an toàn lưới điện cao áp đến các địa phương và nhân dân chưa được tốt.
- Về trạm biến áp: Số vụ sự cố là 16 chiếm 11,6%, do các MBA vận hành lâu năm cách điện suy giảm, khả năng chịu ngắn mạch ngoài kém nhưng chưa được đại tu, bảo dưỡng. Các tủ hạ áp thanh cái trong tủ không bọc cách điện và vỏ tủ hạ áp không kín cũng là nguyên nhân dẫn đến sự số.
- Một số sự cố khác:
+ Số vụ sự cố khác là 42 chiếm 30,4%, chủ yếu do các sự cố làm nhảy máy cắt xuất tuyến, rơi cầu chì phân đoạn,… đơn vị quản lý kiểm tra lưới điện không phát hiện được nguyên nhân gây sự cố, khi đóng điện trở lại vượt quá thời gian quy định (trên 20 phút) nên được phân loại sự cố vĩnh cữu.
+ Lưới điện trung áp nông thôn do ngành Điện tiếp nhận từ các địa phương có thời gian vận đã hành lâu nhưng chưa được duy tu bảo dưỡng, nhiều vật tư thiết bị lắp đặt trên lưới chất lượng không đảm bảo.
+ Các vật tư thiết bị thuộc công trình khách hàng chưa được thí nghiệm định kỳ đầy đủ, đúng quy định. Công tác xử lý tồn tại sau thí nghiệm định kỳ còn chậm, dẫn đến sự cố thiết bị.
+ Các tồn tại sau khi kiểm tra trong quá trình vận hành chưa được quan tâm xử lý kịp thời.
Chƣơng 4
ÁP DỤNG MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH TUYÊN QUANG
Trên cơ sở tính toán, phân tích và đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang trong chương 3, tác giả đề xuất một số giải pháp cụ thể để nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối như sau:
4.1. Tính chọn vị trí để lắp đặt thêm thiết bị phân đoạn.
Một trong những biện pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện là lắp đặt thêm các thiết bị phân đoạn trên đường dây. Tuy nhiên việc lựa chọn vị trí lắp đặt thiết bị phân đoạn trên đường dây phải đảm bảo độ tin cậy là tối ưu nhất.
Áp dụng chương trình tính toán độ tin cậy và thay đổi vị trí đặt thiết bị phân đoạn từ nút thứ 2 đến nút n -1 của nhánh cần lắp đặt sẽ tìm được vị trí lắp đặt để cho thời gian mất điện và điện năng mất là nhỏ nhất.
Để xem xét hiệu quả của việc lắp đặt thêm thiết bị phân đoạn, sẽ tính toán các chỉ số về độ tin cậy trong trường hợp có đặt thêm dao cách ly phân đoạn cho lưới điện hiện trạng. Kết quả tính toán như sau:
- Xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang:
Tại nút số 10 là vị trí có điện năng mất và thiệt hại do mất điện (triệu đồng) là bé nhất, các chỉ tiêu của độ tin cậy được nâng lên rõ rệt (Bảng 4.1 và 4.2). Như vậy việc lắp đặt thêm một dao cách ly tại nút tải số 10 cho xuất tuyến này sẽ mang lại hiệu quả rất cao.
Bảng 4.1. Kết quả độ tin cậy của xuất tuyến 375 E14.1 khi có lắp DCL
Chỉ tiêu ĐTC Chƣa lắp đặt DCL Sau khi lắp đặt DCL
Sự cố Công tác Tổng Sự cố Công tác Tổng
T (giờ) 23,98 94,66 118,64 22,85 90,22 113,07
W (kWh) 31.454 124.183 155.637 28.236 111.503 139.739
Thiệt hại bán điện 23,15 91,40 114,55 20,78 82,06 102,84
Thiệt hại mất điện 472,82 933,38 1.406,20 415,62 820,64 1.236,26
Bảng 4.2. Các chỉ tiêu độ tin cậy của xuất tuyến 375 E14.1 khi có lắp DCL
Các chỉ tiêu khác SAIFI SAIDI CAIDI ASAI ASUI ENS ANES
Chƣa lắp DCL - Sự cố 0,85 27,24 32,04 0,996891 0,003109 68.463 2.013,6 - Công tác 3,40 107,54 31,66 0,987724 0,012276 270.306 7.950,2 Có lắp đặt DCL - Sự cố 0,63 26,05 41,68 0,997026 0,002974 63.252 1.860,4 - Công tác 2,5 102,86 41,2 0,988258 0,011742 249.771 7.346,2
-Xuất tuyến 373 E14.2 Chiêm Hoá:
Tại nút số 16 là vị trí có điện năng mất và thiệt hại do mất điện (triệu đồng) là bé nhất, thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải giảm 1,21 giờ nhưng các chỉ tiêu khác của độ tin cậy được cải thiện không đáng kể, hơn nữa do công suất nhỏ nên lượng điện năng chỉ giảm được 189kWh.
Như đã giới thiệu ở phần trên, tuyến này cấp điện cho vùng sâu, vùng xa nên mức độ ưu tiên cấp điện không cao, do đó không cần phải lắp đặt thêm dao cách ly tại nút tải số 16. Kết quả tính toán như Bảng 4.3 và 4.4
Bảng 4.3. Kết quả độ tin cậy của xuất tuyến 373 E14.2 khi có lắp DCL
Chỉ tiêu ĐTC Chƣa lắp đặt DCL Sau khi lắp đặt DCL
Sự cố Công tác Tổng Sự cố Công tác Tổng
T (giờ) 48,08 117,39 165,47 47,89 116,37 164,26
W (kWh) 15.862 38.863 54.725 15.818 38.718 54.536
Số lần (l/n) 14,75 24,8 39,55 14,93 25,1 40,03
Thiệt hại bán điện 11,67 28,60 40,28 11,64 28,50 40,14