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

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 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - Năm 2017 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 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU Đà Nẵng - Năm 2017 LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu và kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác khác. TÁC GIẢ LUẬN VĂN LÊ VIỆT LINH TRANG TOM TẮT LUẬN VĂN NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG Học viên: Lê Việt Linh - Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60520202 - Khóa: 2016-2018 - Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN Tóm tắt - 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. Từ khóa – Độ tin cậy cung cấp điện; lưới điện thông minh; thiết bị đóng cắt; phụ tải. PROPOSAL TO INCREASE NHA TRANG’S ELECTRICAL SERVICE RELIABILITY FOR MEDIUM VOLTAGE GIRD Abstract - Nowadays, the nation is entering the industrialization and modernization era, therefore the pressure in providing a constantly stable electricity supply is extremely high. It is very necessary to implement different plans and execute specific solutions for Nha Trang city’s medium voltage grid in order to increase residents’ trustworthiness in electricity supply. The current medium voltage grid of the Nha Trang city center which had been developed since 1999 is no longer suitable with the present-day load and the upgrade (or modernization) towards a smart gird. Proposal in solutions for increasing Nha Trang city’s electric service reliability in regard with real life situation, utilizing the current circuit breaker (or switchgear) equipment along with new equipment and indicating lamp in order to optimize the operation and reduce the blackout time as well as incident on the electric power network. Through researching and examining the actual electric power network together with divisional technical data, the author summarized, summed up and proposed distinct solutions to each load to apply in actual electric system operation. Key words - Service reliability; smart gird; circuit breaker (or switchgear); load. MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC TRANG TOM TẮT LUẬN VĂN DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT DANH MỤC CÁC BẢNG DANH MỤC CÁC HÌNH MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1 1. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài ......................................................................... 1 2. Mục tiêu nghiên cứu .............................................................................................. 2 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ......................................................................... 2 4. Phương pháp nghiên cứu ....................................................................................... 2 5. Tên và bố cục đề tài ............................................................................................... 2 CHƯƠNG 1: LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP TP NHA TRANG ...................................... 3 1.1. TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN ........................................................................... 3 1.1.1. Nguồn và phụ tải...................................................................................... 3 1.1.2. Tình hình cấp điện ................................................................................... 6 1.2. THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT VÀ CHỈ THỊ SỰ CỐ CÓ TRÊN LƯỚI ĐIỆN ........ 8 1.2.1. Dao cách ly, FCO .................................................................................... 8 1.2.2. Recloser, Dao có tải, RMU ...................................................................... 9 1.2.3. Đèn chỉ thị sự cố .................................................................................... 13 1.3. KẾT LUẬN ................................................................................................... 14 CHƯƠNG 2: ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP NHA TRANG ..................................................................................................... 15 2.1. KHÁI NIỆM CHUNG .................................................................................. 15 2.1.1. Định nghĩa về độ tin cậy ........................................................................ 15 2.1.2. Các tham số liên quan ............................................................................ 15 2.2. CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY .............................................................................. 16 2.2.1. SAIDI..................................................................................................... 16 2.2.2. SAIFI ..................................................................................................... 17 2.2.3. MAIFI .................................................................................................... 17 2.2.4. Các chỉ tiêu khác.................................................................................... 17 2.3. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN.................... 17 2.3.1. Tình hình sự cố ...................................................................................... 17 2.3.2. Công tác bảo trì bảo dưỡng ................................................................... 18 2.3.3. Kết quả thực hiện độ tin cậy .................................................................. 19 2.3.4. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp ............................................. 20 2.3.5. Kế hoạch năm 2017 ............................................................................... 29 2.4. KẾT LUẬN ................................................................................................... 29 CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN ................................................................................................... 30 3.1. PHÂN ĐOẠN VÀ KẾT NỐI LIÊN LẠC .................................................... 30 3.1.1. Bổ sung thiết bị để phân đoạn ............................................................... 30 3.1.2. Xây dựng mới đường dây liên lạc: ........................................................ 40 3.1.3. Mô phỏng hệ thống điện ........................................................................ 42 3.2. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY SAU KHI THỰC HIỆN CÁC GIẢI PHÁP ... 53 3.2.1. Độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp ............................................ 53 3.2.2. Phân tích kinh tế .................................................................................... 66 3.3. GIẢI PHÁP KHÁC....................................................................................... 68 3.3.1. Giảm suất sự cố ..................................................................................... 68 3.3.2. Công nghệ hotline .................................................................................. 69 3.3.3. Ứng dụng SCADA................................................................................. 72 3.3.4. Tối ưu hóa thao tác và công tác trên lưới điện ...................................... 72 3.4. KẾT LUẬN ................................................................................................... 73 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................. 74 TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................ 75 PHỤ LỤC QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (bản sao) BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN (bản sao) DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT BTBD : Bảo trì bảo dưỡng. B3.9 : Điều độ hệ thống điện tỉnh Khánh Hòa. CDLL : Cầu dao liên lạc. CDPĐ : Cầu dao phân đoạn. DCL : Dao cách ly. ĐLNT : Điện lực Trung tâm Nha Trang. ĐTCCCĐ : Độ tin cậy cung cấp điện. EVNCPC : Tổng Công ty Điện lực Miền Trung. FCO : Cầu chì tự rơi. KHPC : Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa. LBS : Dao cắt có tải. MAIFI : Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình. MBA : Máy biến áp. OMS : Chương trình Quản lý lưới điện, tính toán độ tin cậy. QLVH : Quản lý vận hành. RMU : Tủ hợp bộ trung thế. SAIDI : Chỉ số về thời gian mất điện kéo dài trung bình. SAIFI : Chỉ số về số lần mất điện kéo dài trung bình. TP : Thành phố. TBA : Trạm biến áp. DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV...................................................... 4 Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV...................................................... 5 Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp ................................................... 5 Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp ..................................... 7 Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL ............................................................................ 8 Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser .................................................................... 10 Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS .......................................................................... 12 Bảng 1.8: Tổng hợp RMU 22kV .............................................................................. 12 Bảng 1.9: Tổng hợp RMU 35kV .............................................................................. 13 Bảng 1.10: Số lượng đèn sự cố hãng Schneider....................................................... 13 Bảng 1.11: Số lượng đèn sự cố của KHPC .............................................................. 14 Bảng 2.1: Thống kê sự cố từ năm 2014 đến năm 2016 ............................................ 18 Bảng 2.2: Công tác thí nghiệm định kỳ trong quý I năm 2017 ................................ 18 Bảng 2.3: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2016 ................................ 19 Bảng 2.4: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ ................................. 19 Bảng 2.5: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-E27 ..................................................... 21 Bảng 2.6: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 472-E27 ..................................................... 21 Bảng 2.7: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-E27 ..................................................... 22 Bảng 2.8: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 474-E27 ..................................................... 22 Bảng 2.9: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 475-E27 ..................................................... 23 Bảng 2.10: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 476-E27 ................................................... 23 Bảng 2.11: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 477-E27 ................................................... 24 Bảng 2.12: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 478-E27 ................................................... 24 Bảng 2.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 479-E27 ................................................... 25 Bảng 2.14: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 484-E27 ................................................... 25 Bảng 2.15: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 485-E27 ................................................... 26 Bảng 2.16: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 371-E27 ................................................... 26 Bảng 2.17: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 372-E27 ................................................... 27 Bảng 2.18: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 374-E27 ................................................... 27 Bảng 2.19: Tổng hợp thực hiện ĐTCCCĐ các tuyến năm 2016 ............................. 28 Bảng 2.20: Mục tiêu độ tin cậy năm 2017 so với năm 2016 ................................... 29 Bảng 3.1: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 471-E27/19 ............................ 44 Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 471-E27/43 ............................ 45 Bảng 3.3: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-E27/25-1 ......................... 46 Bảng 3.4: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-474-E27/16 (1) ............... 47 Bảng 3.5: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-474-E27/16 (2) ............... 48 Bảng 3.6: Tình hình mang tải khi thao tác mạch vòng 475-479-E27 (1) ................ 49 Bảng 3.7: Tình hình mang tải khi thao tác mạch vòng 475-479-E27 (2) ................ 49 Bảng 3.8: Tình hình mang tải khi thao tác mạch vòng 475-477-E27 ...................... 50 Bảng 3.9: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 484-E27/19 ............................ 51 Bảng 3.10: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 485-E27/23 .......................... 52 Bảng 3.11: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-E27 thay đổi ..................................... 54 Bảng 3.12: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471-E27 trước và sau giải pháp .................... 54 Bảng 3.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 472-E27 thay đổi ..................................... 55 Bảng 3.14: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 472-E27 trước và sau giải pháp .................... 55 Bảng 3.15: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-E27 thay đổi ..................................... 56 Bảng 3.16: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 473-E27 trước và sau giải pháp .................... 56 Bảng 3.17: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 474-E27 thay đổi ..................................... 57 Bảng 3.18: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 474-E27 trước và sau giải pháp .................... 57 Bảng 3.19: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 475-E27 thay đổi ..................................... 58 Bảng 3.20: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 475-E27 trước và sau giải pháp .................... 58 Bảng 3.21: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 476-E27 thay đổi ..................................... 59 Bảng 3.22: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 476-E27 trước và sau giải pháp .................... 59 Bảng 3.23: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 477-E27 thay đổi ..................................... 60 Bảng 3.24: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 477-E27 trước và sau giải pháp .................... 60 Bảng 3.25: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 478-E27 thay đổi ..................................... 61 Bảng 3.26: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 478-E27 trước và sau giải pháp .................... 61 Bảng 3.27: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 479-E27 thay đổi ..................................... 61 Bảng 3.28: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 479-E27 trước và sau giải pháp .................... 62 Bảng 3.29: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 484-E27 thay đổi ..................................... 62 Bảng 3.30: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 484-E27 trước và sau giải pháp .................... 62 Bảng 3.31: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 485-E27 thay đổi ..................................... 63 Bảng 3.32: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 485-E27 trước và sau giải pháp .................... 63 Bảng 3.33: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 371-E27 thay đổi ..................................... 64 Bảng 3.34: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 371-E27 trước và sau giải pháp .................... 64 Bảng 3.35: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 372-E27 thay đổi ..................................... 64 Bảng 3.36: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 372-E27 trước và sau giải pháp .................... 64 Bảng 3.37: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp ....................... 65 Bảng 3.38: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung ........................................ 66 Bảng 3.39: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư, thời gian thu hồi vốn .................... 67 DANH MỤC CÁC HÌNH Hình 1.1: Mặt bằng một phần lưới điện TP Nha Trang ............................................. 3 Hình 1.2: DCL kiểu chém ngang và chém đứng ........................................................ 8 Hình 1.3: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ ........................................................................... 9 Hình 1.4: Recloser U-series ..................................................................................... 10 Hình 1.5: LBS kiểu hở ............................................................................................. 11 Hình 2.1: Chương trình tính toán độ tin cậy OMS................................................... 20 Hình 3.1: Vị trí 471-E27/19 và 471-E27/43............................................................. 31 Hình 3.2: Vị trí 374-472-E27/31 (472); 472-E27/41-1 và 472-E27/41-11 .............. 32 Hình 3.3: Vị trí 473-E27/25-1 .................................................................................. 32 Hình 3.4: Vị trí 473-474-E27/16 (474); 474-E27/46 và 474-E27/54 ...................... 33 Hình 3.5: Vị trí 475-476-E27/(24+49+94) ............................................................... 34 Hình 3.6: Vị trí 475-476-E27/(38+48+78+114) ...................................................... 35 Hình 3.7: Vị trí 477-E27/24-1 .................................................................................. 36 Hình 3.8: Vị trí 477-478-E27/14 (478) .................................................................... 36 Hình 3.9: Vị trí 479-E27/19-2 và 479-E27/26 ......................................................... 37 Hình 3.10: Vị trí 484-E27/19 và 484-485-E27/49 (484) ......................................... 38 Hình 3.11: Vị trí 485-E27/23 và 484-485-E27/48 (485) ......................................... 38 Hình 3.12: Vị trí 371-473-E27/67 (371) .................................................................. 39 Hình 3.13: Vị trí 372-E27/69 ................................................................................... 39 Hình 3.14: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-479-E27 ......................................... 40 Hình 3.15: Sơ đồ mặt bằng mạch liên lạc 475-479-E27 .......................................... 40 Hình 3.16: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-477-E27 ......................................... 41 Hình 3.17: Sơ đồ mặt bằng mạch liên lạc 475-477-E27 .......................................... 41 Hình 3.18: Mô phỏng lưới điện phân phối TP Nha Trang ....................................... 42 Hình 3.19: Mô phỏng lưới điện phân phối sau khi thực hiện giải pháp................... 43 Hình 3.20: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 471-E27 (1) ................................. 44 Hình 3.21: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 471-E27 (2) ................................. 45 Hình 3.22: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 473-E27 ...................................... 46 Hình 3.23: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 474-E27 (1) ................................. 47 Hình 3.24: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 474-E27 (2) ................................. 48 Hình 3.25: Mô phỏng mạch liên lạc 475-479-E27 (1) ............................................. 48 Hình 3.26: Mô phỏng mạch liên lạc 475-479-E27 (2) ............................................. 49 Hình 3.27: Mô phỏng mạch liên lạc 475-477-E27................................................... 50 Hình 3.28: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 484-E27 ...................................... 51 Hình 3.29: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 485-E27 ...................................... 52 Hình 3.30: Nắp chụp Silicon đầu sứ đứng ............................................................... 68 Hình 3.31: Máy hồng ngoại đo nhiệt độ .................................................................. 69 Hình 3.32: Vệ sinh công nghiệp bằng nước áp lực cao ........................................... 70 Hình 3.33: Thi công sửa chữa Hotline ..................................................................... 71 1 MỞ ĐẦU 1. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài Căn cứ quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ Tướng Chính phủ về việc “Phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam” thì đến sau năm 2022 sẽ phát triển thị trường “bán lẻ điện cạnh tranh”. Điều này đặt ra yêu cầu cho ngành điện phải tự nâng cao, đổi mới chính mình nhằm đảm bảo chất lượng sản phẩm khi bán cho khách hàng, cụ thể chính là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện (ĐTCCCĐ). Căn cứ quyết định số: 345 / QĐ – ĐLKH ngày 28/02/2017 về việc giao kế hoạch sản xuất kinh doanh của cả năm 2017 của Tổng Giám Đốc KHPC thì kế hoạch chỉ tiêu độ tin cậy KHPC giao cho ĐLNT được đặc biệt chú trọng, mà trọng tâm chính là chỉ số SAIDI. Thành phố Nha Trang là thành phố biển, lưới điện trung áp được đầu tư xây dựng từ những năm 1999 (thuộc dự án WB của Ngân hàng thế giới) với cấu trúc lưới điện và công nghệ còn nhiều hạn chế, chỉ ứng dụng tự động hóa trong những thiết bị bảo vệ và các trạm biến áp chuyên dùng do khách hàng đầu tư. Với đặc thù là Thành phố du lịch, phụ tải tăng trưởng nhanh vì vậy áp lực cung cấp điện là rất cao. Lưới điện trung áp được trải dài dọc 4km bờ biển của Vịnh Nha Trang nên chịu ảnh hưởng rất lớn tới các thiết bị điện (môi trường nhiễm mặn) do đó việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy nhằm đảm bảo cung cấp điện tốt hơn từ đó đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội chính trị của Thành phố cũng như 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 các chỉ số ĐTCCCĐ năm sau giảm ít nhất 10 - 30% so với năm trước. Đây là mục tiêu, cũng là thách thức không nhỏ đối với Điện lực Khánh Hòa (KHPC) nói chung và Điện lực Nha Trang (ĐLNT) nói riêng. Công tác nâng cao ĐTCCCĐ là mục tiêu then chốt trong năm 2017 của KHPC cũng như ĐLNT, do đó để hoàn thành được cần phải có giải pháp và hướng đi cụ thể theo từng giai đoạn sao cho đảm bảo tối ưu và hiệu quả nhất về kỹ thuật – kinh tế. Hiện nay, tại ĐLNT thực hiện đầu tư lưới điện mới chỉ tập trung cho công tác giảm tổn thất điện năng, chống quá tải lưới điện, công tác nâng cao ĐTCCCĐ chỉ thực hiện bằng các giải pháp quản lý vận hành, nâng cao năng lực tay nghề của cán bộ nhân viên để rút ngắn thời gian thao tác, công tác. Vì vậy, nhằm phục vụ cho mục tiêu trong thời gian tới cần đề xuất những phương án phục vụ các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ cụ thể đối với từng tuyến trung áp, từng khu vực phụ tải nhằm giảm thời gian mất điện, số lần mất điện và số khách hàng mất điện qua đó thay đổi trực tiếp đến các chỉ tiêu ĐTCCCĐ. 2 2. Mục tiêu nghiên cứu - Đề tài nghiên cứu, tính toán đánh giá ĐTCCCĐ theo các chỉ tiêu được KHPC giao cho ĐLNT. - Đánh giá, đề xuất các giải pháp cụ thể để nâng cao ĐTCCCĐ, ứng dụng công nghệ kỹ thuật trong công tác quản lý vận hành (QLVH) lưới điện. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu - Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện trung áp thuộc ĐLNT quản lý vận hành. - Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện trung áp của TP Nha Trang, từ đó đề ra các giải pháp nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu quả về kỹ thuật cũng như kinh tế. 4. Phương pháp nghiên cứu - Trên cơ sở lý thuyết về ĐTCCCĐ trong hệ thống điện, các chỉ tiêu được KHPC giao cho ĐLNT, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện trung áp TP Nha Trang. - Đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính toán thực tế dựa trên chương trình Quản lý lưới điện của EVNCPC, sử dụng phần mềm PowerWorld Simulator version 16 của hãng PTI để mô phỏng lưới điện kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận hành. - Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực hiện năm 2016, sử dụng các hàm trong Excel để tính toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2017 dựa trên các sự kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng) trong năm 2016. 5. Tên và bố cục đề tài Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết quả hướng đến thì đề tài được 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 các chương sau: Chương 1: Lưới điện Trung áp TP Nha Trang. Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối TP Nha Trang Chương 3: Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. 3 CHƯƠNG 1: LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP TP NHA TRANG 1.1. TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN 1.1.1. Nguồn và phụ tải a) Giới thiệu: Nha Trang là một thành phố ven biển và là trung tâm chính trị, kinh tế, văn hóa, khoa học kỹ thuật và du lịch của tỉnh Khánh Hòa. Khu vực trung tâm TP Nha Trang có hơn 60.000 khách hàng, với bán kính cấp điện khoảng 5 km, phụ tải tập trung nhiều tại các khu vực gần biển, các khu du lịch khách sạn... Lưới điện trung áp TP Nha Trang được nhận từ một TBA 110kV – E27 Mã Vòng với công suất là: (63 + 63) MVA. Hiện nay, tình trạng mang tải của trạm E27 đạt ở mức ổn định từ 50 – 70%. Ngoài nguồn điện từ trạm E27 thì tại các xuất tuyến trung áp đều có liên lạc với các TBA 110kV lân cận như EBT; E31; E29. Hình 1.1: Mặt bằng một phần lưới điện TP Nha Trang b) Đặc điểm: Lưới điện phân phối TP Nha Trang gồm có 14 tuyến trung áp, trong đó có 11 tuyến 22kV và 03 tuyến 35kV. Lưới 22kV vận hành 3 pha trung tính trực tiếp nối đất còn lưới 35kV vận hành 3 pha trung tính cách đất. Ở trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân phối khu vực TP Nha Trang là lưới điện mạng kín vận hành hở, chỉ vận hành kín khi thao tác chuyển lưới. Khi vận hành ở chế độ kín việc tính toán bảo vệ rơ le tương đối phức tạp dễ phát sinh sự cố trên diện rộng. Các xuất tuyến trung áp hầu hết được đầu tư xây dựng vào những năm 1999 – 2000 theo dự án WB của Ngân Hàng thế giới. Đường dây trên không có tiết diện dây 2 2 dẫn trục chính từ 120 mm đến 185 mm , các đường đây cáp ngầm trục chính có tiết 2 2 diện từ 240 mm đến 300 mm . 4 Nhánh rẽ các TBA lớn được khách hàng đầu tư, xây dựng sử dụng cáp ngầm 2 2 bằng đồng có tiết diện từ 35 mm đến 95 mm , đảm bảo hoạt động phù hợp với tốc độ phát triển của phụ tải. Do là TP ven biển nên các thiết bị điện sử dụng trên lưới điện đều bị môi trường sương muối nhiễm mặn làm ảnh hưởng đến chất lượng và thời gian hoạt động, thường xuyên phải bảo trì bảo dưỡng để ngăn ngừa sự cố. c) Phụ tải: Ở TP Nha Trang thì phụ tải thường xuyên biến động theo mùa và thời gian: vào các tháng du lịch, mùa hè thì tải tăng trưởng rất nhanh làm quá tải cục bộ tại nhiều khu vực tuy nhiên vào mùa đông thì tải lại giảm mạnh khiến cho các TBA vận hành non tải. Ngoài ra, khách du lịch tại Nha Trang phần lớn đến từ Nga và Trung Quốc nên thường hoạt động vào giờ thấp điểm từ 22h đến 03h sáng ngày hôm sau, vì vậy việc phân bổ công suất các TBA trên địa bàn toàn TP sao cho phù hợp tại các thời điểm trong nhà là một thách thức không nhỏ đối với ĐLNT. Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp, các trạm biến áp thuộc tuyến theo bảng sau: Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV Tổng chiều Trạm biến áp TT Xuất tuyến 22 kV 1 471-E27 6,921 51 17,4 2 472-E27 8,283 66 19,645 3 473-E27 7,536 64 26,21 4 474-E27 10,087 98 35,015 5 475-E27 26,762 50 18,007 6 476-E27 19,472 55 23,72 7 477-E27 17,274 62 20,61 8 478-E27 2,688 09 2,66 9 479-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 dài (km) Số lượng Công suất đặt (MVA) 5 Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV. TT 1 2 3 Xuất tuyến 35 kV Tổng chiều dài (km) 371-E27 372-E27 374-E27 Tổng cộng 4,437 8,856 3,947 17,240 Trạm biến áp Công suất Số lượng đặt (MVA) 06 15,61 06 3,31 07 22,23 19 41,15 Theo bảng trên có thể nhận thấy, các tuyến 475,476,477-E27 có bán kính cấp điện rộng, trải dài gần như toàn bộ chiều dài của TP Nha Trang Tuyến 474-E27 có bán kính cấp điện trung bình nhưng số lượng TBA và công suất đặt lại nhiều nhất, do đây là tuyến cấp điện cho các khách sạn vừa và nhỏ ở trung tâm TP Nha Trang. Hầu hết các khách sạn này đều đầu tư các TBA đặt trong nhà với công suất dao động từ 50 – 400kVA. Đối với các tuyến 35kV (371,374-E27) thì có số lượng TBA rất ít nhưng công suất đặt lại rất lớn, đây là các tuyến trung áp cấp điện cho toàn bộ các khách sạn lớn của TP tập trung dọc biển. Các khách hàng ở khu vực có sản lượng điện tiêu thụ lớn, giá bán điện cao do đó việc đảm bảo cấp điện liên tục, ổn định tại đây là một mục tiêu hàng đầu của ĐLNT. Tình hình phụ tải của một ngày đặc trưng tháng 05 năm 2017 theo bảng sau: Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp Sản CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP Pmax P19 Pmin (MW) (MW) (MW) A. Xuất tuyến 35kV - Tuyến 371-E27 - Tuyến 372-E27 - Tuyến 374-E27 B. Xuất tuyến 22kV - Tuyến 471-E27 - Tuyến 472-E27 - Tuyến 473-E27 - Tuyến 474-E27 - Tuyến 475-E27 - Tuyến 476-E27 - Tuyến 477-E27 lượng (kWh) 212.530 3,2 1,0 4,5 2,3 1,0 4,5 1,6 0,5 2,1 1.316.610 4,8 4,9 6,5 5,6 5,2 9,5 9,2 4,8 4,9 6,5 5,6 5,2 9,5 9,2 2,6 2,7 3,3 3,3 3,1 4,2 5,4 6 Sản CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP - Tuyến 478-E27 - Tuyến 479-E27 - Tuyến 484-E27 - Tuyến 485-E27 Tổng Pmax P19 Pmin (MW) (MW) (MW) 5,0 4,8 5,7 5,1 75,0 5,0 4,8 5,7 5,1 74,1 1,7 3,6 3,5 3,2 40,8 lượng (kWh) 1.529.140 Công suất tải lớn nhất ở tuyến 476,477-E27: do đặc thù 02 tuyến này làm nhiệm vụ liên lạc với các Điện lực Diên Khánh nên tải thường ở mức cao. Nếu chỉ tính riêng phụ tải của TP Nha Trang thì 02 tuyến này Pmax đạt từ 5-7 MW. Các tuyến còn lại tải đạt ở mức trung bình, tuy nhiên vào các mùa du lịch, lễ hội tổ chức tại TP Nha Trang thì tất cả các tuyến đều vận hành trong khoảng từ 8 – 10 MW, nhiều tuyến cá biệt có thể lên tới 12 – 13 MW như tuyến 473,474,484,485-E27. 1.1.2. Tình hình cấp điện Căn cứ hồ sơ quản lý kỹ thuật của ĐLNT thì mạng lưới điện của tất cả các tuyến trung áp được phân bố như sau: Tuyến 371-E27: cấp điện cho các khu vực phụ tải lớn dọc đường Nguyễn Thị Minh Khai – Hùng Vương – Trần Hưng Đạo Tuyến 372-E27: cấp điện chính cho nhà máy nước Võ Cạnh và liên lạc với khu vực phía Tây TP Nha Trang Tuyến 374-E27: cấp điện cho các khu vực phụ tải lớn dọc đường Trần Hưng Đạo – Trần Phú. Tuyến 471-E27: đi theo đường Hoàng Văn Thụ tới Pasteur, cấp điện cho các cơ quan ban ngành của Tỉnh – TP, các khu dân cư và khách sạn nhỏ. Tuyến 472-E27: đi theo đường Yersin tới Trần Phú, Ngô Quyền – Nguyễn Bỉnh Khiêm, cấp điện cho các cơ quan ban ngành của Tỉnh – TP, các khu dân cư, Resort ở trung tâm TP, liên lạc với khu vực phía Bắc TP. Tuyến 473-E27: đi theo đường Ngô Gia Tự - Trần Bình Trọng – Tô Hiến Thành – Hùng Vương, cấp điện cho nhóm ngành nghề du lịch, dịch vụ. Tuyến 474-E27: đi theo đường Đinh Tiên Hoàng – Nguyễn Chánh – Nguyễn Thiện Thuật – Trần Quang Khải, cấp điện cho nhóm ngành nghề du lịch, dịch vụ. Tuyến 475-E27: đi theo đường 23/10 lên tới Thành cấp điện cho các khu dân cư, khu sản xuất, liên lạc với khu vực phía Tây TP. Tuyến 476-E27: đi theo đường 23/10 lên tới Thành cấp điện cho các khu dân cư, khu sản xuất, liên lạc với khu vực phía Tây và phía bắc TP. 7 Tuyến 477-E27: đi theo đường Lê Hồng Phong, cấp điện cho các khu dân cư nhỏ, khu Đô thị mới xây dựng phía Tây của TP, liên lạc với phía Nam TP. Tuyến 478-E27: đi theo đường Lê Hồng Phong, cấp điện cho các khu dân cư nhỏ, liên lạc với khu vực phía Nam TP. Tuyến 479-E27: đi theo đường Phương Sài, đường 02/04 cấp điện cho các khu dân cư ven sông Cái, các khu sản xuất, resort trong trung tâm TP, liên lạc với khu vực phía Bắc TP Tuyến 484-E27: đi theo đường Nguyễn Thị Minh Khai, khu Không Quân tới đường Trần Phú, cấp điện cho các phụ tải khách sạn, du lịch, dịch vụ vừa và nhỏ ở trung tâm TP. Tuyến 485-E27: đi theo đường Hồng Bàng – Cao Bá Quát – Trần Phú, cấp điện cho các phụ tải khách sạn, du lịch, dịch vụ vừa và nhỏ ở trung tâm TP. Số vị trí có thể liên lạc giữa các tuyến trung áp với nhau theo bảng sau: Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp Tuyến 471 472 473 474 475 476 477 478 479 484 485 471 3 1 0 0 0 0 0 1 1 0 0 2 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 472 3 473 1 0 474 0 2 1 475 0 0 0 0 476 0 0 0 0 2 477 0 0 1 0 0 0 478 0 0 0 0 0 0 0 479 1 0 0 0 0 0 0 0 484 1 0 0 1 0 0 1 1 0 485 0 1 0 1 0 0 0 0 0 2 Tổng 6 6 3 5 2 2 2 1 1 6 2 5 Riêng đối với 03 tuyến 35kV thì chỉ có 01 vị trí liên lạc nội bộ giữa tuyến 371E27 và tuyến 374-E27 (73) nên không đề cập đến trong bảng trên. Ta thấy các tuyến trung áp đều có các vị trí kết nối liên lạc, đảm bảo việc cấp điện liên tục cho khách hàng, tuy nhiên vẫn còn một vài xuất tuyến ít liên lạc nội bộ do chưa xây dựng được các vị trí kết nối với nhau. Đây chính là tiềm năng phát triển của lưới điện phân phối khu vực TP Nha Trang trong thời gian tiếp theo. 8 1.2. THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT VÀ CHỈ THỊ SỰ CỐ CÓ TRÊN LƯỚI ĐIỆN 1.2.1. Dao cách ly, FCO a) Dao cách ly (DCL): sử dụng trên lưới điện gồm nhiều loại, nhiều hãng sản xuất nhằm mục đính là để phân đoạn trục chính, cô lập nhánh rẽ và đóng liên lạc với các tuyến khác, tạo điểm hở để phục vụ công tác. Một số loại DCL lắp đặt trên lưới như hình sau: Hình 1.2: DCL kiểu chém ngang và chém đứng Tổng hợp các Dao cách ly lắp đặt tại khu vực TP Nha Trang: Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL Phân Cấp điện áp loại theo 22kV 35kV Số lượng (bộ) 66 13 Loại dao Chém đứng 63 Chức năng Chém Liên LTD ngang lạc 12 4 20 Phân Nhánh Tổng đoạn rẽ 38 21 69 Với số lượng dao cách ly như trên thì hiện nay đã đáp ứng đứng phần nào nhu cầu vận hành, quản lý, thao tác trên lưới điện phân phối. b) Cầu chì tự rơi (FCO): được lắp đặt tại các trạm biến áp (TBA) phụ tải, TBA chuyên dùng để bảo vệ máy biến áp (MBA) và các thiết bị liên quan. Thực tế trên lưới điện TP Nha Trang FCO còn được sử dụng làm thiết bị bảo vệ cho các nhánh rẽ có nhiều phụ tải. Do đó, khi xảy ra sự cố thì các FCO này không có tính chọn lọc thường đứt chì, nhảy máy cắt đầu nguồn làm gián đoạn cung cấp điện.