Tài liệu Tính toán, đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thị xã ba đồn

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA NGUYỄN HỮU THANH TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 8520201 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. LƯU NGỌC AN Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN Phản biện 1: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ thuật, chuyên nghành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10 năm 2018. * Có thể tìm hiểu luận văn tại: - Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa Đại học Đà Nẵng - Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng 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: 191/QĐ –QBPC ngày 26/01/2018 về việc giao kế hoạch sản xuất kinh doanh của cả năm 2018 của Giám đốc QBPC thì kế hoạch chỉ tiêu độ tin cậy QBPC giao cho ĐLQT được đặc biệt chú trọng, mà trọng tâm chính là chỉ số SAIDI. Thị xã Ba Đồn là thị xã có dân cư chủ yếu nằm ven song và ven biển, lưới điện trung áp được đầu tư xây dựng chủ yếu từ những năm 1999 trở về trước 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 thị xã mới thành lập, phụ tải tăng trưởng nhanh vì vậy áp lực cung cấp điện là rất cao. Lưới điện trung áp được trải dài dọc sông Gianh và gần bờ biển 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 Thị xã cũng như Tỉnh Quảng Bình. 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 Công ty Điện lực Quảng Bình nói chung và Điện lực Quảng Trạch (ĐLQT) nói riêng. Công tác nâng cao ĐTCCCĐ là mục tiêu then chốt trong năm 2018 của QBPC cũng như ĐLQT, do đó để hoàn thành được cần phải có giải pháp và 2 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 ĐLQT 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. Mục tiêu nghiên cứu - Đề tài nghiên cứu, tính toán đánh giá ĐTCCCĐ theo các chỉ tiêu được QBPC giao cho ĐLQT. - 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 thị xã Ba Đồn thuộc ĐLQT quản lý vận hành. - Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện phân phối của thị xã Ba Đồn, 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 QBPC giao cho ĐLQT, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện trung áp thị xã Ba Đồn. - 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 PSS/ADEPT để kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận hành. 3 - Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực hiện năm 2017, sử dụng các hàm trong Excel để tính toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2018 dựa trên các sự kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng) trong năm 2017. 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: “TÍNH TOÁN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN” Luận văn gồm các chương sau: Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối và độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối TX Ba Đồn. Chương 2: Các khái niệm và phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối. Chương 3: Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN 1.1. Lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn 1.1.1. Tổng quan lưới điện 1.1.1.1. Nguồn và phụ tải a) Giới thiệu: Lưới điện trung áp TX Ba Đồn được nhận từ ba TBA 110kV gồm TBA110kV Văn Hóa, TBA-110kV Sông Gianh và TBA-110kV Ba Đồn với công suất lần lượt là là: (25 + 25) MVA, 25 MVA, (25 + 25) MVA. Hiện nay, tình trạng mang tải của trạm TBA-110kV đạt ở mức ổn định từ 50 – 70%. b) Đặc điểm: Lưới điện phân phối TX Ba Đồn gồm có 07 tuyến trung áp, trong đó có 05 tuyến 22kV và 02 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 TX Ba Đồn là lưới điện mạng kín vận hành hở, chỉ vận hành 4 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. c) Phụ tải: Ở TX Ba Đồn 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. 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 TT Trạm biến áp Xuất tuyến 22 kV dài (km) Công suất Số lượng đặt (MVA) 1 471-110kV Văn Hóa 26,371 29 6.885 2 473-110kV Văn Hóa 44,834 32 5.815 3 471-110kV Ba Đồn 14,674 20 5.680 4 473-110kV Ba Đồn 58,682 51 8.881,5 5 475-110kV Ba Đồn 32,390 51 11.410 176,951 183 38.671,5 Tổng cộng 5 Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV TT Xuất tuyến 35 kV Tổng chiều dài (km) 1 373-110kV Sông Gianh 21,025 2 371-110kV Ba Đồn 21,450 Tổng cộng 42,48 Trạm biến áp Công suất Số lượng đặt (MVA) 23 6.695 03 910 26 7.605 Tình hình phụ tải của một ngày đặc trưng tháng 07 năm 2018 theo bảng sau: Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp Sản Pmax P19 Pmin Các xuất tuyến trung áp lượng (MW) (MW) (MW) (kWh) A. Xuất tuyến 35kV - Tuyến 371-110kV Ba Đồn 8,28 8,28 5,09 - Tuyến 373-110kV Sông Gianh 12,11 11,52 8,08 396.243 B. Xuất tuyến 22kV - Tuyến 471-110kV Văn Hóa 2,00 2,00 1,49 - Tuyến 473-110kV Văn Hóa 2,0 1,8 1,4 - Tuyến 471- 110kV Ba Đồn 2,76 1,98 1,80 - Tuyến 473-110kV Ba Đồn 4,30 3,99 2,87 - Tuyến 475-110kV Ba Đồn 4,17 3,72 2,95 15,23 13,49 10,51 Tổng 372.243 768.486 6 1.1.1.2. Tình hình cấp điện Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp Tuyến 471VH 473VH 471BĐ 473BĐ 475BĐ 478BĐ 371SG 373SG 471VH 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 0 0 0 0 0 473VH 1 471BĐ 0 0 473BĐ 0 0 0 475BĐ 0 0 1 1 478BĐ 0 0 0 2 0 371SG 0 0 0 0 0 0 373SG 0 0 1 0 0 0 1 Tổng 1 1 2 3 2 2 1 1 1 1.1.2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện 1.1.2.1. Dao cách ly, FCO Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL Cấp điện áp Loại dao Chức năng Phân Chém loại theo 22kV 35kV Số lượng (bộ) 36 3 Liên Phân Nhánh Tổng Chém LTD đứng ngang 14 12 13 lạc đoạn rẽ 12 14 13 39 7 Với số lượng dao cách ly như trên thì hiện nay đã đáp ứng phần nào nhu cầu vận hành, quản lý, thao tác trên lưới điện phân phối. 1.1.2.2. Recloser, Dao có tải Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser Tuyến 22kV Vị trí lắp đặt Tổng 471V H 473 VH 471 BĐ 473 BĐ 475 BĐ Trục 1 0 1 1 1 4 0 0 0 1 0 1 chính Nhánh rẽ Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS Tuyến Loại Hở Kín Dao cắt có tải LBS Chức năng Thao tác bù Phân đoạn Nhánh rẽ Liên lạc TA 2 2 0 0 471VH 2 2 473VH 2 3 1 2 0 2 471BĐ 0 0 0 0 0 0 473BĐ 0 3 0 3 0 0 475BĐ 1 4 3 1 0 1 371BĐ 0 0 0 0 0 0 373BĐ 0 1 0 1 0 0 Tổng 5 13 6 9 0 3 8 1.2. Tình hình thực hiện độ tin cậy cung cấp điện 1.2.1. Tình hình sự cố Bảng 1.8: Thống kê sự cố từ năm 2015 đến năm 2017 Sương Chất Hành Quá Nguyên Sét lượng lang nguyên đánh thiết bị tuyến muối, tải nhân Tổng Không rõ Khác số bụi HA lần nhân bẩn Năm 2015 40 20 0 2 13 13 0 88 Năm 2016 15 14 3 4 2 9 4 51 Năm 2017 16 5 2 11 2 8 1 45 1.2.2. Công tác bảo trì bảo dưỡng Bảng 1.9: Công tác thí nghiệm định kỳ trong quý I và II năm 2018 Mất điện Thời gian Nội dung công tác Số lần Số KH (phút) Thí nghiệm định kỳ 43 1.650 14.426 9 1.2.3. Kết quả thực hiện độ tin cậy Bảng 1.10: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2015 đến năm 2017 Nội dung Chỉ tiêu Sự cố 0,4-35kV Tổng BTBD 0,4-35kV MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI 2015 8,21 275,55 3,93 - 2.221,72 7,61 8,21 2.497,27 11,54 2016 4,13 145,52 2,21 - 1.239,01 4,19 4,13 1.384,53 6,39 2017 2,21 148,68 0,90 - 3,84 2,21 4,74 822,94 971,62 Bảng 1.11: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ Nội dung Tỷ lệ % của sự cố/Tổng Tỷ lệ % của BTBD/Tổng Chỉ tiêu MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI 2015 100,00 11,03 34,02 0,00 88,97 65,98 2016 100,00 10,51 34,50 0,00 89,49 65,50 2017 100,00 15,30 18,96 0,00 84,70 81,04 Có thể thấy rằng công tác bảo trì bảo dưỡng chiếm tỷ lệ lớn trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ vì vậy việc tối ưu hóa trong quản lý vận hành, cũng như giảm thời gian và khu vực cắt điện để công tác là yêu cầu tiên quyết của việc nâng cao ĐTCCCĐ. Phụ tải phát triển kéo theo lưới điện phải phát triển theo, do 10 đó các công trình đầu tư xây dựng, sửa chữa lớn ảnh hưởng rất nhiều đến ĐTCCCĐ. 1.2.4. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp Bảng 1.12: Tổng hợp thực hiện ĐTCCCĐ các tuyến năm 2017 Tuyến Số KH SAIDI SAIFI MAIFI 471VH 7.688 118,71 0,65 0,26 473VH 7.304 200,56 1,07 0,62 471 BĐ 3.454 52,48 0,18 - 473 BĐ 9.017 365,12 1,38 0,92 475 BĐ 7.844 158,78 0,89 0,40 373SG 3.695 75,97 0,57 - 39.002 971,62 4,74 2,21 Tổng Từ bảng trên ta thấy: các tuyến 473-110kV Văn Hóa, 473 và 475110kV Ba Đồn có chỉ tiêu SAIDI rất lớn, vậy để giảm chỉ tiêu SAIDI của toàn ĐLQT thì cần phải tập trung đề xuất các phương án tại tuyến này. Ngoài ra cũng phải có các phương án cho các tuyến 22kV và 35kV còn lại để dự phòng thực hiện trong thời gian tiếp theo đảm bảo phù hợp với các giai đoạn phát triển của phụ tải. Các tuyến 22kV có số lượng khách hàng nhiều do đó các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ phải được đặc biệt chú trọng, phải phân vùng các phụ tải giảm bớt ảnh hưởng của việc mất điện ngoài vùng công tác hoặc sự cố bằng cách lắp đặt thêm các thiết bị đóng cắt, kết nối mạch vòng để nâng cao năng lực cấp điện. 11 1.2.5. Kế hoạch năm 2018 Bảng 1.13: Mục tiêu độ tin cậy năm 2018 so với năm 2017 Nội dung Chỉ tiêu Thực hiện 2017 Kế hoạch 2018 Mục tiêu SỰ CỐ (0,4-35kV) Tổng BTBD (0,4-35kV) MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI 2,21 148,68 0,90 0,00 2,61 75,17 2,73 0,30 Giảm: 73,51 1,83 SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI 822,94 3,84 2,21 971,62 4,74 0,034 521,50 4,67 2,64 596,66 7,40 0,034 Giảm: 301,44 0,83 0,43 Giảm: 374,96 2,66 1.3. Kết luận Qua thực tế tình hình lưới điện và phụ tải của khu vực Trung tâm TX Ba Đồn thì nhận thấy được tầm quan trọng của việc nâng cao ĐTCCCĐ đảm bảo việc cấp điện liên tục ổn định cho các khách hàng nhằm phục vụ các nhu cầu sinh hoạt, sản xuất, kinh doanh hướng tới phát triển kinh tế xã hội của TX Ba Đồn nói riêng và tỉnh Quảng Bình nói chung. Với kết cấu lưới điện hiện nay thì có nhiều tiềm năng để thực hiện các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ, đặc biệt là với các tuyến trung áp chưa có nhiều thiết bị phân đoạn, chưa có các mạch vòng, tuy nhiên cần có sự nghiên cứu và đề xuất phù hợp cho từng khu vực để đạt hiệu quả tối ưu nhất. Căn cứ theo quy định của EVN, các chỉ tiêu của EVNCPC giao cho QBPC cũng như ĐLQT thì các chỉ tiêu ĐTCCCĐ mới chỉ quan tâm đến các số liệu như: SAIDI, SAIFI, MAIFI. Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ của tuyến trung áp khu vực trung tâm TX Ba Đồn bị ảnh hưởng nhiều bởi các tuyến có số khách hàng lớn, khu vực phụ tải tập trung vì vậy để nâng cao ĐTCCCĐ thì giải pháp áp dụng với các tuyến này phải được đặt lên hàng đầu. Từ nhiệm vụ được giao trong năm 2018 thấy được thách thức không nhỏ trong thời gian tới, yêu cầu đặt ra với các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ là phải nhanh chóng và chính xác nhất. 12 CHƯƠNG 2: CÁC KHÁI NIỆM VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 2.1. Khái niệm và các chỉ tiêu về độ tin cậy 2.1.1. Khái niệm chung 2.1.1.1. Định nghĩa về độ tin cậy 2.1.1.2. Các tham số liên quan 2.1.2. Các chỉ tiêu độ tin cậy các phần tử 2.1.2.1 Đối với phần tử không phục hồi 2.1.2.2. Đối với phần tử có phục hồi 2.1.3. Chỉ tiêu độ tin cậy 2.1.3.1. Chỉ số về thời gian mất điện kéo dài trung bình của lưới điện phân phối (SAIDI). 2.1.3.2. Chỉ số về số lần mất điện kéo dài trung bình của lưới điện phân phối (SAIFI). 2.1.3.3. chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (MAIFI) 2.1.3.4. Chỉ tiêu tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng (CTAIDI) 2.1.3.5. Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng. (CAIFI) 2.1.3.6 Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình (ASAI) 2.1.3.7. Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng (CEMIn) 2.1.3.8. Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống. (ASIFI) 2.1.3.9. Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (ASIDI) 2.1.3.10. Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng điện thoáng qua (MAIFIE) 13 2.2. Khái niệm về trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện 2.2.1. Trạng thái của phần tử 2.2.2. Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện 2.3. Bài toán độ tin cậy 2.4. Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy 2.4.1. Phương pháp đồ thị - giải tích 2.4.2. Phương pháp không gian trạng thái 2.4.3. Phương pháp cây hỏng hóc 2.4.4. Phương pháp Monte – Carlo: CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 3.1. Phân đoạn và kết nối liên lạc Nguyên tắc lập các phương án, giải pháp căn cứ theo: Số lượng khách hàng của các phân đoạn, các nhánh rẽ. Số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các phân đoạn và nhánh rẽ. Khả năng kết nối liên lạc, dự phòng cấp điện của các phân đoạn và nhánh rẽ. Vị trí thường xuyên có thao tác, công tác trên lưới điện mà phải thực hiện tháo, đấu lèo hoặc đóng cắt các thiết bị phân đoạn. Quy hoạch giao thông, các khu dân cư của thị xã Ba Đồn Các thiết bị đóng cắt lựa chọn để lắp đặt mới như Recloser chọn kiểu Schneider U-series, LBS kín của hãng JinKwang (Hàn Quốc), cả 2 thiết bị này đều có giao thức IEC101 và IEC104 đảm bảo thuận lợi trong việc kết nối lưới điện thông minh, điều khiển từ xa (SCADA). 3.1.1. Bổ sung thiết bị để phân đoạn a) Tuyến 471-110kV Văn Hoá: - Từ 110kV Văn Hóa đến Recloser 472 (tại M226) lượng khách hàng nhiều, cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 471- 110kV Văn Hóa/73 và 471- 110kV Văn Hóa/143 để phân đoạn giữa từ 110kV Văn Hóa đến 14 Recloser 472 (tại M226) nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố. b) Tuyến 473-110kV Văn Hóa: - Từ CD VT 198 Quảng Thủy đến LBS 274 Vĩnh Phú (tại M274) lượng khách hàng nhiều, cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 473110kV Văn Hóa/237 để phân đoạn giữa từ CD 198 Quảng Thủy đến LBS 274 Vĩnh Phú (tại M274), ngoài ra bổ sung Recloser tại cột 473- 110kV Văn Hóa/198 Quảng Thủy nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố. - Khi sự cố nhánh rẽ 473-110kV Văn Hóa/213-1 Quảng Sơn 3 thì máy cắt 473-110kV Văn Hóa tác động, từ đó ảnh hưởng đến các phụ tải trên tuyến 473-110kV Văn Hóa vì vậy cần bổ sung Recloser (kèm dao cách ly) tại cột 473-110kV Văn Hóa/213 để phân đoạn phụ tải. - Khi sự cố nhánh rẽ 473-110kV Văn Hóa/2-4 Quảng Minh thì Recloser tại cột 473- 110kV Văn Hóa/237 tác động, từ đó ảnh hưởng đến các phụ tải từ VT 237 đến 275 vì vậy thay thế LBS tại vị trí 2-4 Quảng Minh bằng Recloser để phân đoạn phụ tải. c) Tuyến 471-110kV Ba Đồn: - Phân đoạn từ VT 42 đến VT 119 có nhiều phụ tải, cần phải bổ sung LBS (kèm DCL) tại cột 471-110kV Ba Đồn/87 để phân đoạn nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố. d) Tuyến 473-110kV Ba Đồn: - Hiện nay để thao tác 02 CDLL tại cột 473-478-110kV Ba Đồn/66/39 Ba Đồn và 473-478-110kV Ba Đồn/142-4 Quảng Phương 5 thì buộc phải cắt điện toàn tuyến 478-110kV Ba Đồn, ngoài ra từ CD 142-4 Quảng Phương 5 đến Recloser 488 Pháp Kệ lượng khách hàng nhiều vì vậy cần bổ sung Recloser tại cột 473-110kV Ba Đồn/142/4 và LBS kiểu kín tại CD 39-4 để phân đoạn nhánh rẽ và phục vụ đóng liên lạc. - Từ 110kV Ba Đồn đến Recloser 483 Quảng Phương (tại M84) lượng khách hàng nhiều, cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 471- 110kV Ba Đồn/43 để phân đoạn giữa từ 110kV Ba Đồn đến Recloser 483 Quảng 15 Phương (tại M84) nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố. - Từ Recloser 483 Quảng Phương (tại M84) đến cuối tuyến lượng khách hàng nhiều, cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 471- 110kV Ba Đồn/142 để phân đoạn giữa từ Recloser 483 Quảng Phương (tại M84) đến cuối tuyến nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố. e) Tuyến 475-110kV Ba Đồn: - Khi sự cố nhánh rẽ 475-110kV Ba Đồn/83 thì máy cắt 475-110kV Ba Đồn tác động, từ đó ảnh hưởng đến các phụ tải trên tuyến vì vậy cần bổ sung Recloser tại cột 475-110kV Ba Đồn/83/4 để phân đoạn phụ tải. - Phân đoạn từ CD 42-4 Quảng Thuận đến Recloser 485 Tân An (tại M119) lượng khách hàng nhiều, cần phải bổ sung LBS (kèm DCL) tại cột 475110kV Ba Đồn/83 để phân đoạn giữa từ CD 42-4 Quảng Thuận đến Recloser 485 Tân An (tại M119) và bổ sung thêm LBS tại cột 475- 110kV Ba Đồn/42 nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố. - Phân đoạn từ Recloser 485 Tân An (tại M119) đến đến cuối tuyến lượng khách hàng nhiều, cần phải bổ sung LBS (kèm DCL) tại cột 471- 110kV Ba Đồn/167 để phân đoạn giữa từ Recloser 485 Tân An (tại M119) đến đến cuối tuyến nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố. - Hiện nay để thao tác CDLL tại cột 473-478-110kV Ba Đồn/89/4 Ba Đồn thì buộc phải cắt điện toàn tuyến 473-110kV Ba Đồn vì vậy cần bổ sung LBS kiểu kín tại cột 473-478-110kV Ba Đồn/89/4 để phục vụ đóng liên lạc. f) Tuyến 373-110kV Sông Gianh: - Từ trạm 110kV Sông Gianh đến LBS 131 Phú Ninh chưa có thiết bị đóng cắt phân đoạn nên cần bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 373-110kV Sông Gianh/46 để phân đoạn trục chính. 3.1.2. Xây dựng mới đường dây liên lạc: Mạch vòng được kết nối từ cột 471-110kV Văn Hóa/200-4 đến cột 475110kV Ba Đồn/168-34, đầu các nhánh rẽ đều có thiết bị đóng cắt kiểu kín để phục vụ đóng hòa (phải cải tạo dây dẫn để phục vụ đóng hòa). 16 3.1.3. Kiểm tra trào lưu công suất và thông số vận hành trên các xuất tuyến *Tuyến 471-110kV Văn Hóa: - Khi công tác hoặc sự cố trạm 110kV Văn Hóa hoặc từ trạm 110kV Văn Hóa đến VT 471- 110 Văn Hóa/73 thì thao tác ngay MC 471 TBA 110kV Văn Hóa hoặc Recloser 471- 110 Văn Hóa/73 để: Đóng Recloser 472 Quảng Lộc liên lạc 471-472-110kV Văn Hóa, lúc đó tuyến 472-110Văn Hóa cấp điện cho toàn bộ phụ tải phía sau 471110Văn Hóa/73. Đóng LBS liên lạc tại cột 471-110kV Văn Hóa/200-4, lúc đó tuyến 475-110kV Ba Đồn cấp điện cho toàn bộ phụ tải phía sau VT 471110Văn Hóa/73. Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 475-110kV Ba Đồn cấp điện cho 471-110kV Văn Hóa): Chạy modul Load Flow trong chương tình PSS-ADEPT với thông số nhập sẵn cho các phần tử thuộc LPP Ba Đồn với dự báo tăng trưởng phụ tải (công suất) khoảng 5%/năm cho đến năm 2020, kết quả các thông số vận hành cho các xuất tuyến theo phương án như sau: Bảng 3.1: Tình hình mang tải khi XT 475-110kV Ba Đồn cấp điện cho XT 471-110kV Văn Hóa. Xuất TT tuyến Trạm 110kV Công suất (MW) Pmax Tổn thất Điện áp Tổn thất % TT (kV) Đánh giá Phương án xử lý 1 471 Văn Hóa 2,00 0,030 0,33 0,013 Bình thường Không 2 475 Ba Đồn 6,80 0,172 0,45 1,91 Bình thường Không Kiểm tra thông số vận hành của hệ thống cho thấy tất cả các xuất tuyến đều không bị xảy ra quá tải dây dẫn, không bị quá tải cục bộ trên các phân đoạn. Tất cả các tuyến đều đảm bảo VH trong giới hạn cho phép *Tuyến 473-110kV Văn Hóa: - Việc bổ sung Recloser tại cột 473-110kV Văn Hóa/213, 2-4 Quảng Minh, L145 Biểu Lệ và LBS tại cột 473-110kV Văn Hóa/226: nhằm 17 đảm bảo phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía trước, nâng cao ĐTCCCĐ. *Tuyến 471-110kV Ba Đồn: - Việc bổ sung Recloser tại cột 471-110kV Ba Đồn/87: nhằm đảm bảo phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía trước, nâng cao ĐTCCCĐ. *Tuyến 473-110kV Ba Đồn: - Việc bổ sung Recloser tại cột 473-110kV Ba Đồn/142, 473-110kV Ba Đồn/43 và 473-478-110kV Ba Đồn/143: nhằm đảm bảo phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía trước, nâng cao ĐTCCCĐ. *Tuyến 475-110kV Ba Đồn: - Việc bổ sung Recloser tại cột 475-110kV Ba Đồn/83, 475-110kV Ba Đồn/167 và thay thế LBS bằng Recloser tại cột 475-110kV Ba Đồn/44, 475-110kV Ba Đồn/83 và 475-110kV Ba Đồn/167: nhằm đảm bảo phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía trước, nâng cao ĐTCCCĐ. - Khi công tác hoặc sự cố trạm 110kV Ba Đồn hoặc từ trạm 110kV Ba Đồn đến VT Recloser 486 Tân An thì thao tác ngay máy cắt 475 hoặc Recloser 486 Tân An VT 475- 110kV Ba Đồn/119 để: + Đóng LBS liên lạc tại cột 471-110kV Văn Hóa/200-4, lúc đó tuyến 471-110kV Văn Hóa cấp điện cho toàn bộ phụ tải XT 475-110kV Ba Đồn hoặc phụ tải phía sau Recloser 486 Tân An VT 475- 110kV Ba Đồn/119. Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 471-110kV Văn Hóa cấp điện cho 475-110kV Ba Đồn): Chạy modul Load Flow trong chương tình PSS-ADEPT với thông số nhập sẵn cho các phần tử thuộc LPP Ba Đồn với dự báo tăng trưởng phụ tải (công suất) khoảng 5%/năm cho đến năm 2020, kết quả các thông số vận hành cho các xuất tuyến theo phương án như sau: 18 Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi tuyến 471-110kV Văn Hóa cấp điện cho tuyến 475-110kV Ba Đồn Công suất Xuất Trạm tuyến 110kV Điện áp Phương án (MW) Đánh giá TT xử lý Tổn thất Pmax Tổn thất % TT (kV) 1 471 Văn Hóa 6,80 0,134 0,67 2,80 Bình thường Không Ba Đồn 0,13 0,45 1,91 Bình thường Không 2 475 4,91 Kiểm tra thông số vận hành của hệ thống cho thấy tất cả các xuất tuyến đều không bị xảy ra quá tải dây dẫn, không bị quá tải cục bộ trên các phân đoạn. Tất cả các tuyến đều đảm bảo VH trong giới hạn cho phép *Tuyến 373-110kV Sông Gianh:  - Việc lắp đặt Recloser tại cột 373-110kV Sông Gianh/46: nhằm đảm bảo phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía trước, nâng cao ĐTCCCĐ của toàn tuyến 373-110kV Sông Gianh. Về tình trạng vận hành thì không đổi. 3.2. Tính toán độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp 3.2.1. Độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp Do lưới điện trung áp TX Ba Đồn gồm nhiều tuyến và có nhiều mạch vòng liên lạc nên không sử dụng chương trình PSS/ADEPT để tính toán ĐTCCCĐ. Trong phần này chỉ sử dụng chương trình EXCEL của Microsoft để phục vụ tính toán.