Tài liệu đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố bảo lộc, tỉnh lâm đồng theo tiêu chuẩn ieee 1366

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN NHẬT TÍN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ BẢO LỘC, TỈNH LÂM ĐỒNG THEO TIÊU CHUẨN IEEE 1366 Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện Mã số: 60.52.02.02 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2018 Công trình được hoàn thành tại TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA Người hướng dẫn khoa học: TS. DƯƠNG MINH QUÂN Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN Phản biện 2: TS. BẠCH QUỐC KHÁNH Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 03 tháng 3 năm 2018. * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách khoa - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN 1 MỞ ĐẦU Điện năng có vai trò hết sức quan trọng trong công cuộc công nghiệp hóa và phát triển kinh tế xã hội của đất nước. Do đó ngành điện cần phải được phát triển mạnh để đáp ứng được nhu cầu ngày càng cao về điện năng của đất nước. Việc giải quyết đúng đắn vấn đề kinh tế - kỹ thuật từ thiết kế cũng như vận hành nhà máy điện, hệ thống điện và lưới điện phải được đặc biệt quan tâm để đảm bảo cho có được các phương án dự phòng hợp lý và tối ưu trong chế độ làm việc bình thường cũng như xảy ra sự cố. Đối với hệ thống điện, đầu tư cho LĐPP là không lớn so với tổng đầu tư của nguồn điện và lưới điện truyền tải, nhưng LĐPP đóng góp phần lớn nhất sự mất điện của khách hàng. Theo thống kê có khoảng trên 60% thời gian mất điện của khách hàng do LĐPP, mà chủ yếu tập trung ở LĐPP trung áp. Để nhằm nâng cao chất lượng phục vụ cho các hộ tiêu thụ thì tổ chức IEEE (Institute of Electrical and Electronic Engineers) của Mỹ đã xây dựng bộ tiêu chuẩn (IEEE 1366) để đánh giá ĐTC cung cấp điện, bao gồm: các chỉ số đánh giá về mặt mất điện kéo dài (SAIDI, SAIFI, CAIDI,SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI, CTAIDI, ASAI, ASIDI, ASIFI, CEMIn) và các chỉ số đánh giá về mặt mất điện thoáng qua (MAIFI, MAIFIE, CEMSMIn) Dựa trên các chỉ tiêu của IEEE 1366 và cấu trúc lưới điện Việt Nam, Bộ Công Thương đã xây dựng về quy định thực hiện các chỉ tiêu quản lý kỹ thuật hệ thống điện để áp dụng tại các đơn vị với mục đích tăng cường nâng cao chất lượng công tác quản lý kỹ thuật, hướng tới phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đồng thời phù hợp với những quy định mới. Các chỉ tiêu về ĐTC được áp dụng cho LĐPP Việt Nam ban hành theo thông tư số: 39 /2015/TT-BCT ngày 25 tháng 11 năm 2015, cụ thể là: SAIDI (System Average Interruption Duration Index) là chỉ số về thời gian mất điện trung bình của LĐPP.- SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) là chỉ số về số lần mất điện trung bình của LĐPP. SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) là chỉ số về số lần mất điện trung bình của LĐPP. MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index ) là chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của LĐPP. 1. Lý do lựa chọn đề tài Do đặc điểm địa lý cùng với sự phân bố dân cư chưa đồng đều nên LĐPP thành phố Bảo Lộc tỉnh Lâm Đồng có bán kính cung cấp điện lớn nên khả năng cung cấp điện liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện của thành phố còn nhiều hạn chế. Với yêu cầu cung cấp điện ngày càng cao, việc nghiên cứu đánh giá cụ thể ĐTC của LĐPP thành phố Bảo Lộc dựa trên các số liệu thực tế vận hành, để từ đó 2 đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm nâng cao ĐTC của LĐPP, đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về cung cấp điện là rất cần thiết. Vì vậy tôi đã chọn đề tài “ Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố Bảo Lộc theo tiêu chuẩn IEEE 1366” là nội dung nghiên cứu cho luận văn tốt nghiệp của mình nhằm góp phần nâng cao ĐTC cung cấp điện cho lưới điện thành phố nói riêng và cho PCLĐ nói chung. 2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Là LĐPP thành phố Bảo Lộc. Phạm vi nghiên cứu: Tập trung nghiên cứu ĐTC của LĐPP thành phố Bảo lộc theo 03 chỉ tiêu (SAIDI, SAIFI, MAIFI) từ đó đưa ra giải pháp nhằm nâng cao ĐTC cung cấp điện của lưới điện phân phối thành phố Bảo Lộc. 3. Phương pháp nghiên cứu Nghiên cứu lý thuyết ĐTC LĐPP. Nghiên cứu, áp dụng các phần mềm vận hành sơ đồ lưới điện và phần mềm tính toán phân tích lưới điện phân phối PSS/ADEPT. Thu thập số liệu và tính toán ĐTC cho các xuất tuyến của lưới điện hiện trạng. Từ đó lựa chọn giải pháp phù hợp để nâng cao ĐTC LĐPP TPBL. 4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài: Ý nghĩa khoa học: Tìm hiểu về lý thuyết phân bố công suất, ĐTC cung cấp điện trong LĐPP. Ý nghĩa thực tiễn: Góp phần tích cực trong vấn đề nâng cao tăng ĐTC LĐPP TPBL, giúp ích trong công tác vận hành lưới điện, định hướng thiết kế cải tạo và phát triển LĐPP. 5. Tên và bô cục luận văn Căn cứ và mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên như sau: “ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ BẢO LỘC THEO TIÊU CHUẨN IEEE 1366” Bố cục luận văn Chương 1: Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện lưới điện thành phố Bảo Lộc Chương 3: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố Bảo Lộc 3 Chương 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.1. Tổng quan về LĐPP. 1.1.1. Định nghĩa và phân loại. LĐPP điện là một bộ phận của hệ thống điện làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian, các trạm khu vực hay thanh cái của nhà máy điện cấp điện cho phụ tải. Nhiệm vụ của LĐPP là cấp điện cho phụ tải đảm bảo chất lượng điện năng và ĐTC cung cấp điện trong giới hạn cho phép. Tuy nhiên do điều kiện kinh tế và kỹ thuật, ĐTC của LĐPP cao hay thấp phụ thuộc vào yêu cầu của phụ tải và chất lượng của LĐPP. Điện năng bị mất do sự cố và ngừng điện kế hoạch trong LĐPP chiếm 98%. Ngừng điện (sự cố hay kế hoạch) trên lưới phân trung áp có ảnh hưởng rất lớn đến các hoạt động kinh tế xã hội. Tóm lại, do tầm quan trọng nên LĐPP được quan tâm nhiều nhất trong quy hoạch cũng như vận hành. Các tiến bộ khoa học thường được áp dụng vào việc điều khiển vận hành LĐPP trung áp. Sự quan tâm đến LĐPP trung áp còn được thể hiện trong tỷ lệ rất lớn các công trình nghiên cứu khoa học được công bố trên các tạp chí khoa học. 1.1.2. Phần tử của LĐPP. Các phần tử của LĐPP bao gồm: Máy biến áp trung gian và máy biến áp phân phối. Thiết bị dẫn điện: Đường dây điện (dây dẫn và phụ kiện). Thiết bị đóng cắt và bảo vệ: Máy cắt, DCL, cầu chì, chống sét van, áp tô mát, hệ thống bảo vệ rơ le, giảm dòng ngắn mạch. Thiết bị điều chỉnh điện áp: Thiết bị điều áp dưới tải, thiết bị thay đổi đầu phân áp ngoài tải, tụ bù ngang, tụ bù dọc, thiết bị đối xứng hóa, thiết bị lọc sóng hài bậc cao. Thiết bị đo lường: Công tơ đo điện năng tác dụng, điện năng phản kháng, đồng hồ đo điện áp và dòng điện, thiết bị truyền thông tin đo lường... Thiết bị giảm tổn thất điện năng: Tụ bù. Thiết bị nâng cao ĐTC: Thiết bị tự động đóng lại, thiết bị tự đóng nguồn dự trữ, máy cắt hoặc DCL phân đoạn, các khớp nối dễ tháo trên đường dây, kháng điện hạn chế ngắn mạch,... Thiết bị điều khiển từ xa hoặc tự động: Máy tính điện tử, thiết bị đo xa, thiết bị truyền, thu và xử lý thông tin, thiết bị điều khiển xa, thiết bị thực hiện,... Nói chung các phần tử chỉ có 2 trạng thái: Làm việc và không làm việc. Tổng quan về ĐTC. 1.1.3. Các khái niệm về ĐTC. 4 ĐTC là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử) hoàn thành nhiệm vụ chức năng cho trước, duy trì được giá trị các thông số làm việc đã được thiết lập trong một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm việc nhất định. 1.1.4. ĐTC của phần tử ĐTC của phần tử có ý nghĩa quyết định ĐTC của hệ thống. Các khái niệm cơ bản về ĐTC của phần tử cũng đúng cho hệ thống. Do đó nghiên cứu kỹ những khái niệm cơ bản về ĐTC của phần tử là điều rất cần thiết. Ở đây sẽ xét cụ thể ĐTC của phần tử phục hồi và phần tử không phục hồi. 1.1.4.1 Phần tử không phục hồi Phần tử không phục hồi chỉ làm việc cho đến lần hỏng đầu tiên. Thời gian làm việc của phần tử từ lúc bắt đầu hoạt động cho đến khi hỏng hay còn gọi là thời gian phục vụ (là đại lượng ngẫu nhiên), vì thời điểm hỏng của phần tử là ngẫu nhiên không biết trước. 1.1.4.2 Đối với phần tử có phục hồi Trong hệ thống điện phần lớn các phần tử là phục hồi.Đối với những phần tử có phục hồi, trong thời gian sử dụng, khi bị sự cố sẽ được sửa chữa và phần tử được phục hồi. Trong một số trường hợp để đơn giản thường giả thiết là sau khi phục hồi phần tử có ĐTC bằng khi chưa xảy ra sự cố. Những kết luận ở mục trên ta đã xét đều đúng với phần tử có phục hồi khi sự làm việc của nó trong khoảng thời gian đến lần sự cố đầu tiên. 1.2. Yếu tố ảnh hưởng đến ĐTC của lưới điện ĐTC của các phần tử tạo nên lưới điện : Cấu trúc lưới điện: Hệ thống tổ chức quản lý và vận hành: Ảnh hưởng môi trường. Yếu tố con người: 1.3. Các nguyên nhân làm giảm ĐTC. Do các nguyên nhân chưa biết hoặc chưa rõ ràng: Sự gián đoạn của khách hàng là do không có nguyên nhân rõ ràng đã góp phần vào việc cắt điện. Lịch trình mất điện: Sự gián đoạn của khách hàng là do ngắt điện ở một thời gian biết trước với mục đích để bảo trì, bảo dưỡng hoặc sửa chữa nguồn điện. Mất nguồn cung cấp: Sự gián đoạn của khách hàng là do các vấn đề trong hệ thống điện cung cấp với số lượng lớn. Hệ thống kết nối điện: Sự gián đoạn của khách hàng là do lỗi từ kết nối điện tự do với các mạch năng lượng. Do các nguyên nhân từ sét: Sự gián đoạn của khách hàng là do sét gây ra hỏng ở hệ thống phân phối dẫn đến sự cố mất điện hoặc bị hỏng ở đèn điện. 5 Do các nguyên nhân từ thiết bị bảo vệ: Sự gián đoạn của khách hàng là do lỗi của thiết bị đã được sử dụng trong một thời gian dài mà không được bảo trì, bảo dưỡng thường xuyên liên tục. Do thời tiết bất lợi: Sự gián đoạn của khách hàng là do các yếu tố về thời tiết như mưa, băng, tuyết, gió, nhiệt độ khắc nghiệt, mưa lạnh, sương giá hoặc các điều kiện bất lợi khác. Do các yếu tố về con người: Sự gián đoạn của khách hàng là do sự kết nối hoặc sự làm việc của các nhân viên với hệ thống điện. Do các yếu tố ngoại cảnh khác: Sự gián đoạn của khách hàng là do sự kiểm soát của các thành phần như động vật, xe cộ và các đối tượng khác. 1.4. Các số liệu thống kê về các nguyên nhân sự cố. Nguyên nhân từ các loài động vật và thời tiết bất lợi cũng làm ảnh hưởng đáng kể đến ĐTC cung cấp điện của lưới điện cụ thể như sau: Động vật Động vật là một trong những nguyên nhân lớn nhất gây ra cho sự gián đoạn của khách hàng. Vấn đề và kỹ thuật giảm thiểu đa dạng như các loài động vật tham gia, mô tả mối quan tâm cải thiện ĐTC và phổ biến chiến lược cho các lớp học của động vật như: sóc, chuột, chim… Thời tiết bất lợi chủ yếu là do mưa bão gây nên. Cơn bão đã trở thành một chủ đề quan trọng đối với ĐTC phân phối điện. Dưới đây là hình ảnh của hệ thống phân phối bị thiệt hại gây ra bởi cơn bão. Điều này nhấn mạnh phạm vi thiệt hại mà cơn bão có thể không bao gồm hệ thống chi phí thiệt hại, tổn thương hệ thống ngầm và lũ lụt. 1.5. Các chỉ tiêu đánh giá ĐTC LĐPP theo tiêu chuẩn IEEE 1366 1.5.1. Các chỉ số đánh giá ĐTC về mặt mất điện kéo dài Tổng số lần khách hàng bị mất điện SAIFI = Tổng số khách hàng có điện i Ni = Trong đó : λi là cường độ mất điện trong năm. Ni là số lượng khách hàng tại nút phụ tải thứ i. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average Interruption Frequency Index – CAIFI) Tổng số lần khách hàng bị mất điện CAIFI = Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng mất điện Chỉ số này cung cấp thông tin về số lần mất điện trung bình của những lần mất điện cho những khách hàng thực tế bị ảnh hưởng bởi mất điện trong một năm. 6 Qua đó còn cho ta biết được số lượng khách hàng bị mất điện trung bình trên một lần mất điện của một vùng. Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (System Average Interruption Duration Index – SAIDI): Chỉ số này cung cấp thông tin về thời gian mất điện trung bình của một khách hàng trong 1 năm. Tổng thời gian khách hàng bị mất điện SAIDI = Ti Ni = Tổng số khách hàng có điện Ni Trong đó: Ti là thời gian mất điện hàng năm Ni là số lượng khách hàng tại nút phụ tải thứ i. Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average Interruption Duration Index – CAIDI): Chỉ số này cung cấp thông tin về tổng số thời gian bị mất điện trung bình trong một vụ mất điện. Tổng thời gian khách hàng bị mất điện CAIDI = Tổng số lần mất điện của khách hàng Ti Ni = i Ni Trong đó: λi là cường độ mất điện Ti là thời gian mất điện hàng năm Ni là số khách hàng tại nút phụ tải thứ i. Chỉ số sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service Availability Index ASAI): Chỉ tiêu này thể hiện thời gian trung bình (thường tính bằng %) mà khách hàng được cung cấp điện trong vòng một năm. Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng số giờ của khách hàng được cung cấp trong năm và tổng số giờ khách hàng yêu cầu. Số giờ khách hàng được cung cấp điện ASAI = Số giờ khách hàng cần cung cấp điện Nix8760 - Ti Ni SAIDI = = Nix8760 8760 Chỉ số tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Total Average Interruption Duration Index – CTAIDI): Đối với khách hàng thực tế đã mất điện, chỉ số này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông báo bị mất 7 điện. Chỉ số này được tính toán như chỉ số CAIDI, trừ việc khách hàng bị mất điện nhiều lần chỉ được tính một lần. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (Average System Interruption Frequency Index – ASIFI) về mặt phụ tải: Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng số công suất (KVA) bị gián đoạn trên tổng số công suất (KVA) được cung cấp. Đây là chỉ số quan trọng đối với các khu vực cấp điện chủ yếu cho công/thương nghiệp. Chỉ số này cũng được sử dụng bởi các công ty không có hệ thống theo dõi khách hàng. Chỉ số thời gian trung bình mất điện của hệ thống (Average System Interruption Duration Index – ASIDI) về mặt phụ tải: Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng điện năng không cung cấp được (do bị gián đoạn cung cấp điện) trên tổng số công suất (KVA) được cung cấp. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customers Experiencing Multiple Interruption – CEMIn): Chỉ số này để theo dõi số sự kiện (n) những lần mất điện đối với một khách hàng nào đó: Mục đích là xác định sự phiền toái cho khách hàng mà giá trị trung bình không thấy được. 1.5.2. Các chỉ số đánh giá ĐTC về mặt mất điện thoáng qua Chỉ số tần suất mất điện trung bình thoáng qua của hệ thống (Momentary Average Interruption Frequency Index – MAIFI): Chỉ số này cung cấp thông tin về số lần mất điện thoáng qua trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm. Chỉ số tần suất trung bình sự kiện mất điện thoáng qua của hệ thống (Momentary Average Interruption Event Frequency Index – MAIFIE): Chỉ số này cung cấp thông tin về con số trung bình của các sự kiện mất điện thoáng qua của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm. Các chỉ số nói trên đều là các đại lượng có tính xác suất, vì thế nó gắn liền với các số liệu thống kê về ĐTC của lưới điện. 1.6. Kết luận Ngày nay, với sự phát triển mạnh mẽ của khoa học công nghệ như hiện nay, kéo theo hàng loạt các ứng dụng hữu hiệu và thiết thực trong nền công nghiệp và toàn xã hội. Các sản phẩm công nghệ cao ra đời đóng góp một phần rất lớn trong việc nâng cao ĐTC cung cấp điện cho toàn hệ thống nói chung và LĐPP nói riêng. Có rất nhiều giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện LĐPP để lựa chọn. Tuy nhiên tuỳ thuộc vào điều kiện thực tế để tính toán và lựa chọn giải pháp cho phù hợp. Đặc biệt, trong điều kiện sử dụng điện ngày nay, vốn đầu tư nhằm nâng cao chất lượng phục vụ luôn là vấn đề được quan tâm hàng đầu. 8 Chương 2: ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ BẢO LỘC 2.1. Tổng quan về lưới điện TPBL 2.1.1. Đặc điểm tự nhiên, kinh tế TPBL 2.1.1.1 Đặc điểm tự nhiên xã hội Bảo Lộc có VT địa lý, các điều kiện phát triển kinh tế lợi thế vượt trội để phát triển toàn diện về các lĩnh vực: công nghiệp-nông nghiệp-lâm nghiệp-thương mạidịch vụ-du lịch và đầu tư. Là tâm điểm cách thành phố Hồ Chí Minh, Vũng Tàu, Đồng Nai - vùng kinh tế trọng điểm phía nam của cả nước - 200km, cách thành phố Đà Lạt 115km, cách thành phố Phan Thiết 200km và cách sân bay Liên Khương (Đức Trọng) 90km. 2.1.1.2 Đặc điểm kinh tế Bảo Lộc được khai thác mạnh về nông nghiệp, công nghiệp. Ở Bảo Lộc đã hình thành vùng sản xuất tập trung chuyên môn hoá cao, gắn được sản xuất nguyên liệu với công nghiệp chế biến, đáp ứng thị hiếu người tiêu dùng trong và ngoài nước. Cây chè gần như chiếm VT độc quyền ở các tỉnh phía Nam. Thị trường xuất khẩu chè được tiếp tục mở sang các nước Cộng hoà Liên bang Nga, Pháp, châu Á - Thái Bình Dương, Ấn Độ, Xin-ga-po, Hồng Công, Đài Loan, Ả Rập,... Công nghiệp của TPBL chiếm trên 40% tỉ lệ công nghiệp của cả tỉnh Lâm Đồng, bao gồm các ngành chế biến trà, cà phê, se tơ, dệt, may mặc... Các nhà máy, xí nghiệp tập trung ở Khu Công nghiệp Lộc Sơn, Phường II và khu vực xã Đại Lào. 2.1.2. Tình hình thực hiện kế hoạch sản xuất kinh doanh ĐLBL trong năm 2016 2.1.3. Đặc điểm lưới điện Lưới điện trung áp ĐLBL gồm 05 phát tuyến: 472, 474, 476, 478, 480 cấp điện áp 22kV vận hàng 03 pha trung tính nối đất. Nguồn cung cấp chính cho TPBL hiện tại được cung cấp chính từ máy biến áp trạm 110/22kV - 40MVA lắp đặt bên trong trạm 220kV với các xuất tuyến 472, 474, 476, 478 và 480 9 Hình 2. 1 Sơ đồ mặt bằng lưới điện TPBL Ở trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân phối khu vực TPBL là lưới điện mạng kín vận hành hở các phát tuyến có bán kính cung cấp điện lớn trải dài theo đìa hình thành phố. 2.1.3.1 Đường dây 22kV Lưới điện trung áp ĐLBL quản lý vận hành gồm 05 phát tuyến: 472, 474, 476, 478, 480 thuộc trạm 110KV Bảo Lộc. Tuyến 472 Bảo Lộc: xuất phát từ thanh cái 22kV đi cấp điện cho phường 1, 2, phường Lộc Sơn, xã Đam Bri và cấp điện cho công trình thủy điện Đam Bri và liên kết với xuất tuyến 474 tại VT trụ 2 qua LTD và LBS. Tuyến 474 Bảo Lộc: cấp điện cho phường Lộc Tiến, phường B’Lao, xã Lộc Châu và xã Đại Lào và liên kết với xuất tuyến 472 tại trụ 02 qua LTD và LBS. Tuyến 476 Bảo Lộc: Tuyến 476: cấp điện cho phường Lộc Sơn, Lộc Phát, xã Lộc Thanh. Tuyến 478 Bảo Lộc: cấp điện cho phường Lộc Sơn, xã Lộc Nga và xã Lộc An, xã Lộc Nam, xã Lộc Thành huyện Bảo Lâm và liên kết với xuất tuyến 480 qua LTD và LBS tại VT trụ 478/5. Ngoài ra còn liên kết với lưới điện của huyện Di Linh (xuất tuyến 471 trạm 110kV Di Linh). Tuyến 480 Bảo Lộc: cấp điện cho phường B’Lao, xã Lộc Châu, liên kết với xuất tuyến 478 qua LTD và LBS và liên kết với lưới huyện Đa Huoai. 2.1.3.2 Trạm biến áp 10 Bảng 2. 1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV (tổng hợp từ báo cáo quản lý kỹ thuật ĐLBL quý IV/2017) Trạm biến áp S Tổng chiều dài Xuất tuyến Số lượng Công suất đặt TT (km) (máy) (kVA) 01 472 138.758 424 37.342,5 02 474 100.582 147 26.572,5 03 476 46.002 74 12.495 04 478 152.882 189 22.027,5 05 480 291.97 60 26.395 2.1.3.3 Đường dây hạ thế 2.1.4. Các thiết bị bảo vệ đầu phát tuyến và thiết bị đóng cắt trên các phân đoạn. 2.1.4.1 Dao cách ly – DS, LTD: Bảng 2. 2 Tổng hợp số lượng DCL (thống kê từ chương trình quản lý lưới điện phân phối- SPC.GIS) Phân loại theo Chức năng Tổng Phân đoạn Nhánh rẽ DS (bộ) 10 2 12 LTD (bộ) 2 22 19 43 2.1.4.2 Cầu chì tự rơi –LBFCO, FCO: Bảng 2. 3 Tổng hợp số lượng FCO, LBFCO (thống kê từ chương trình quản lý lưới điện phân phối- SPC.GIS) VT lắp đặt 472 474 476 478 480 Tổng cộng FCO Trạm biến áp, tụ bù 551 287 168 224 219 1.449 Phân đoạn 17 52 5 10 21 105 LBFCO Trạm biến áp, tụ bù 13 3 6 22 Phân đoạn 292 159 54 79 168 752 2.1.4.3 Dao cắt có tải, RCL Bảng 2. 4 Tổng hợp số lượng RCL (tổng hợp từ báo cáo quản lý kỹ thuật ĐLBL quý IV/2017) Tổng VT 472 474 476 478 480 cộng Trục 1 2 1 2 1 7 chính Nhánh 2 1 1 1 5 rẽ Liên lạc 11 b) Dao cắt có tải (LBS): Bảng 2. 5 Tổng hợp số lượng LBS VT 472 474 476 478 480 Tổng cộng Trục 3 2 1 1 7 chính Nhánh 1 1 2 4 rẽ 2.2. ĐTC lưới điện TPBL 2.2.1. Hiện trạng của lưới phân phối ảnh hưởng đến ĐTC Lưới điện khu vực TPBL vận hành theo cấu trúc dạng hình tia, phân đoạn đa số bằng DCL hoặc cầu chì tự rơi. Môi trường sương muối, mưa giông nhiều đặc biệt địa hình nhiều rừng, đồi, núi trải dài. Hiện trạng lưới điện còn thiếu các thiết bị đóng cắt VT đầu nhánh rẽ và một số VT hiện hữu các thiết bị đóng cắt đặt còn chưa hợp lý dẫn đến việc sa thải phụ tải số lượng lớn khách hàng nếu có sự cố. Hiện trạng Lưới điện trung, hạ áp phần lớn được tiếp nhận từ lưới điện nông thôn nhiều nơi đã xuống cấp. 2.2.2. Cơ sở tính toán ĐTC tại PCLĐ Dựa trên các chỉ tiêu của IEEE 1366 và cấu trúc lưới điện Việt Nam, Bộ Công Thương đã xây dựng về quy định thực hiện các chỉ tiêu quản lý kỹ thuật hệ thống điện để áp dụng tại các đơn vị với mục đích tăng cường nâng cao chất lượng công tác quản lý kỹ thuật, hướng tới phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đồng thời phù hợp với những quy định mới. Các chỉ tiêu về ĐTC cung cấp điện được áp dụng cho lưới phân phối Việt Nam ban hành theo thông tư số: 39 /2015/TT-BCT ngày 25 tháng 11 năm 2015. Bảng 2. 6 Chỉ tiêu kế hoạch ĐTC năm 2017 của PCLĐ PC Lâm Đồng Chỉ tiêu 2017 Công tác lưới trung, hạ áp Sự cố lưới trung, hạ áp MAIFI (lần) 0,570 MAIFI SAIDI SAIFI (lần) (phút) (lần) 1,220 15,95 0,260 SAIDI (phút) 678 SAIFI (lần) 4,140 Thực hiện 2016 0,146 863,706 5,746 0,152 9,013 0,223 So sánh KH 2017 và 291,5% -21,5% -27,9% 702,1% 77,0% 16,7% TH 2016 Trong năm 2017, các chỉ số SAIDI, SAIFI do công tác kế hoạch và MAIFI do sự cố lưới trung, hạ áp chiếm tỉ trọng cao. Như vậy, Công ty cần chú trọng các giải pháp để giảm số lần và thời gian mất điện do công tác kế hoạch và giảm số lần xảy ra sự cố thoáng qua. 12 2.3. Tính toán ĐTC tại ĐLBL 2.3.1. Các phần mềm có thể áp dụng để tính toán đánh giá ĐTC trong lưới điện phân phối tại PCLĐ. 2.3.1.1 Phần mềm PSS/ADEPT PSS/ADEPT viết tắt từ tên gọi Power System Simulator/ Advanced Distribution Engineering Productivity Tool. Đây là phần mềm của hãng Shaw Power Technologies được xây dựng như là một công cụ để thiết kế, phân tích, tính toán qui hoạch lưới điện phân phối. PSS/ADEPT cho phép ta thiết kế, sửa chữa và phân tích các sơ đồ và mô hình của hệ thống điện một cách trực quan bằng giao diện đồ hoạ với số nút không hạn chế. Module phân tích ĐTC (DRA) của PSS/ADEPT cho kết quả chỉ số tin cậy của lưới điện phân phối bao gồm: SAIFI, SAIDI, CAIFI, theo tiêu chuẩn IEEE 1366. Tuy nhiên, việc sử dụng chương trình PSS/ADEPT với phiên bản hiện tại nảy sinh một số bất cập như sau:  Chỉ xét đến các sự kiện mất điện dài hạn, cụ thể chỉ số MAIFI hiện phiên bản này vẫn chưa tính được  Chỉ mang tính chất mô phỏng tính toán: thông tin, dữ liệu đầu vào của các xuất tuyến thường thiếu độ chính xác như thông tin về cường độ hư hỏng (vĩnh cửu, thoáng qua), thời gian sửa chữa của các phần tử, và thời gian đóng cắt của các thiết bị đóng cắt.  Không hỗ trợ trong công tác quản lý vận hành hiệu quả: không thống kê các dữ kiện mất điện, không thể hiện các thông tin mất điện, và nguyên nhân mất điện. Vì vậy hiện nay, tại PCLĐ không sử dụng module nay cửa phần mềm để phân tích, tính toán ĐTC của lưới điện. 2.3.1.2 Phần mềm quản lý vận hành lưới điện Năm 2013, Tổng Công ty Điện lực miền nam bắt đầu cho triển khai áp dụng chương trình quản lý lưới điện (OMS) nhằm phục vụ cho công tác quản lý vận hành và tính toán các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện. Chương trình xây dựng sơ đồ 1 sợi, gồm có các thiết bị đóng cắt trên lưới điện, số liệu về số lượng khách hàng được cập nhật tự động từ chương trình CMIS (Hệ thống Thông tin Quản lý Khách hàng) từ đó khi thiết lập các nội dung đóng cắt, nhập thời gian mất điện thì chương trình tính toán được các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện tương ứng. Để có dữ liệu phục vụ tính toán ĐTC cung cấp điện thì nhân viên vận hành phải theo dõi, kiểm tra các công tác, sự cố trên lưới điện từ đó nhập số liệu về thời gian mất điện, khu vực mất điện vào chương trình có thể tính toán hiệu quả nhất. 13 Hình 2. 2 Sơ đồ khối chương trình tính ĐTC Từ những trình bày như trên, LV đề xuất sử dụng chương trình OMS để tính toán ĐTC và sử dụng các hàm thuật toán trên phần mềm Excel để phân tích dữ liệu được xuất tra trên chương trình OMS từ đó làm cơ sở cho việc đề xuất các giải pháp sau này. 2.3.2. Tính toán ĐTC cung cấp điện do mất điện công tác lưới điện trung hạ thế Theo số liệu tính toán ở bảng Bảng 2.7 cho thấy trong năm 2017 tình hình cắt điện để công tác tại ĐLbL tăng cao so với các năm trước tổng số khách hàng bị mất điện là 476.473 với tổng thời gian bị mất điện là 113.667.578 phút dẫn đến cả hai chỉ số SAIFI, SAIFI đều không đạt so với chỉ tiêu Tổng công ty giao (SAIFI tăng 270% và SAIFI tăng 186%) . 14 Bảng 2. 8 Tổng hợp nguyên nhân mất điện do công tác lưới điện trung hạ thế năm 2017 ID Số khách Tổng số nguyên ST Diễn giải nội hàng bị thời nhân Tỷ lệ T dung mất điện ảnh hưởng gian mất mất mất điện điện điện Đầu tư xây dựng 01 83 42.552 3.201.212 2,82% đường dây 22kV Sửa chữa lớn 02 84 lưới điện trung 345.086 83.658.967 73,60% hạ thế Sửa chữa thường 03 85 69.651 24.691.492 21,72% xuyên Đầu tư xây dựng 04 86 19.184 2.115.907 1,86% trạm Cộng: 476.473 113.667.578 Ta thấy nguyên nhân mất điện tại TPBL tập trung chủ yếu do cắt điện đường dây trung thế để phục vụ công tác sửa chữa lớn lưới điện (ID 84), chiếm đến 73,60% /tổng thời gian mất điện. Bảng 2. 9 Tổng hợp sự kiện mất điện ID 84 theo của từng tuyến đường dây Số khách hàng Tổng số thời STT Tuyến bị ảnh hưởng Tỷ lệ gian mất điện mất điện 01 168.413 32.777.943 43,73% 472 02 110.679 34.903.252 46,57% 474 03 7.999 1.757.730 2,35% 476 05 57.706 5.391.897 7,19% 478A 06 289 122.536 0,16% 480 Cộng 345.086 83.658.967 Khối lượng khách hàng bị mất điện tập trung chủ yếu ở 02 tuyến đường dây 472 và 474. Nguyên nhân trong năm 2017 PCLĐ cung cấp vốn cho ĐLBL để bọc hóa đường dây trung thế 22kV tuyến 472. Tuy nhiên do tuyến 472 và tuyến 474 là tuyến có nhiều phụ tải và là mạch kép nên khi thi công đơn vị đã cắt cả 02 phát tuyến để đảm bảo an toàn. Cụ thể tổng thời gian mất điện do cắt điện 02 tuyến 472 và 474 là 67.681.195 phút chiếm 90,30%/tổng thời gian mất điện do cắt điện thi công sửa chữa lớn. Nguyên nhân mất điện do công tác sửa chữa thường xuyên (ID 85) trong năm 2017 chiếm 21,72%/ tổng thời gian mất điện do công tác lưới điện trung hạ thế. Việc cắt điện chủ yếu ở các nhánh rẽ và rãi đều trên các tuyến đường dây. Nội dung công tác là kiểm tra vận hành, bảo dưỡng, thí nghiệm vật tư thiết bị, bảo trì trạm biến áp, thí nghiệm kiểm tra RCL, LBS… 15 2.3.2.1 Tính toán ĐTC do sự cố lưới điện trung hạ thế Bảng 2. 10 Kết quả tính toán ĐTC cung cấp điện do sự cố lưới điện trung hạ áp năm 2017 Bảng 2. 11 Nguyên nhân cắt điện sự cố lưới điện trung hạ thế Số ID khách Tổng số Mất hàng bị thời S Diễn giải nội dung Sự cố điện ảnh gian bị Tỷ lệ STT mất điện tại chi hưởng mất tiết mất điện điện Phóng điện do động Nhánh 01 4 vật khác (chuột, sóc, 1.332 81.252 8,34% 474/268 chim, …) 02 5 Sét đánh đường dây 2.134 106.700 10,96% 478A Tụt mối nối giữa Nhánh 03 7 2.465 73.950 7,59% khoảng trụ 476/49 Cây xanh va quẹt gây Nhánh 04 10 2.795 125.775 12,92% phóng điện 474/153 Phóng điện DS, Nhánh 05 18 954 42.930 4,41% FCO, LBFCO, LA 472/290 Giông gió, lốc 06 27 5.968 543.088 55,78% 478 xoáy,… Cộng 15.648 973.695 Trong năm 2017 ĐLBL có 06 sự số vĩnh cữu xảy ra trên ba tuyến 474; 472 và 478. Trong đó có một sự cố nặng nhất là cắt toàn tuyến 478, do mua giông làm ngã trụ , bật RCL 478/48. Kết quả tính toán từ chương trình ta thấy chỉ tiêu SAIFI của Điện lực thực hiện chưa đạt kết hoạch Công ty giao. Chỉ số SAIDI đạt so với kế hoạch giao chỉ số này điện lực thực hiện còn tương đối cao 15,85663/15,95000. Do đó trong thời gian tới Điện lực cần lưu ý thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành tại đơn vị. 2.4. Kết luận Căn cứ theo quy định của EVN, các chỉ tiêu của Tổng công ty Điện lực miền Nam giao cho PCLĐ cũng như ĐLBL thì các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện mới chỉ quan tâm đến các số liệu như: SAIDI, SAIFI, MAIFI. Các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện của tuyến trung áp khu vực trung tâm TPBL bị ảnh hưởng nhiều bởi các tuyến có số khách hàng lớn, khu vực phụ tải tập trung vì vậy để nâng cao ĐTC cung cấp điện thì giải pháp áp dụng với các tuyến này phải được đặt lên hàng đầu. Từ nhiệm vụ được giao trong năm 2017 thấy được thách thức không nhỏ trong thời gian tới, yêu cầu đặt ra với các giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện là phải nhanh chóng và chính xác nhất. 16 Chương 3: CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ BẢO LỘC 3.1. Phân đoạn đường dây và kết nối liên lạc Để nâng cao ĐTC cho lưới điện giải pháp sử dụng RCL làm thiết bị bảo vệ, đóng cắt phân đoạn là một giải pháp hiệu quả nhất để giải trừ các sự cố thoáng qua, cô lập phân đoạn sự cố và có thể thao tác từ xa qua hệ thống SCADA giảm tối đa thời gian mất điện. Tuy nhiên để đầu tư lắp đặt được toàn bộ RCL trên toàn bộ các nhánh rẽ yêu cầu phải có một nguồn vốn rất lớn. Thực tế lưới điện hiện có tại ĐLBL có mật độ khách hàng tập trung ở một vài khu vực cụ thể, số lượng thiết bị đóng cắt phân đoạn còn ít, các thiết bị bảo vệ phân đoạn chưa có nhiều và còn chưa có đường dây liên lạc tại các khu dân cư phát triển… do đó các giải pháp nhằm nâng cao ĐTC cung cấp gồm bổ sung thiết bị bảo vệ, phân đoạn lưới điện và kết nối liên lạc giữa các tuyến trung áp. 3.1.1. Bổ sung thiết bị bảo vệ và phân đoạn đường dây VT mạch kép tuyến 472-474 Hình 3. 1 VT mạch kép tuyến 472-474 Bổ sung thiết bị bảo vệ tự đóng lại (RCL) các nhánh rẽ có số lượng khách hàng và bán kính cung cấp điện lớn nhằm tăng cường khả năng bảo vệ, hạn chế các sự số mất điện thoáng qua. Hình 3. 2 Nhánh rẽ 472/137 Hình 3. 3 Nhánh rẽ 472/123 17 Hình 3. 4 Nhánh rẽ 472/160 Hình 4. 1 Nhánh rẽ 474/105 Hình 3. 5 Nhánh rẽ 474/268 Hình 3. 6 Nhánh rẽ 476/49 18 Hình 3. 7 Nhánh rẽ 476/115 3.1.2. Nối tuyến, cung cấp điện trung tâm thành phố Nối tuyến trạm 110kV Bảo Lâm Hình 3. 8 Nối tuyến trạm 110kV Bảo Lâm Mạch vòng nối tuyến 472-476 Hình 3. 9 Nối tuyến Ngã Ba Lộc Sơn