Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật: Nghiên cứu đề xuất giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối thành phố Hạ Long tỉnh Quảng Ninh

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

HOÀNG ĐỨC VIỆT NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ HẠ LONG TỈNH QUẢNG NINH

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

THÁI NGUYÊN - 2016

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

HOÀNG ĐỨC VIỆT NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ HẠ LONG TỈNH QUẢNG NINH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HIỀN TRUNG

THÁI NGUYÊN - 2016

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan những vấn đề được trình bày trong bản luận văn này là

những nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, được sự hướng dẫn khoa học của TS

Nguyễn Hiền Trung và có tham khảo một số tài liệu như trích dẫn và bài báo của

các tác giả trong và ngoài nước đã được xuất bản. Các số liệu và kết quả nghiên cứu

nêu trong luận văn này là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ luận

văn nào khác.

Tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm nếu có sử dụng lại kết quả của người khác.

Thái nguyên, ngày tháng 5 năm 2016

Học Viên

Hoàng Đức Việt

LỜI CẢM ƠN

Trong thời gian thực hiện luận văn, tôi đã nhận được sự quan tâm rất lớn của

nhà trường, các khoa, phòng ban chức năng, các thầy cô giáo và đồng nghiệp trường

Đại học Kỹ thuật Công nghiệp - Đại học Thái Nguyên đã tạo điều kiện giúp đỡ

trong suốt quá trình tham gia khóa học.

Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc của mình đối với sự giúp đỡ tận tình của

thầy giáo TS. Nguyễn Hiền Trung. Xin chân thành cảm ơn bạn bè đồng nghiệp và

người thân đã tạo điều kiện giúp đỡ tôi hoàn thành luận văn này.

Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành tới toàn thể các thầy cô giáo đã tham gia

giảng dạy trong khóa học chuyên ngành Kỹ thuật điện đã cho tôi những ý kiến quý

báu trong suốt quá trình học tập.

Tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới các cán bộ hành chính của khoa Điện và

Phòng Đào tạo Sau đại học đã tạo những điều kiện thuận lợi nhất về mọi mặt để tôi

hoàn thành nội dung luận văn.

Cuối cùng, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới cha mẹ tôi và những người

thân trong gia đình đã luôn động viên, khích lệ cho tôi động lực để có thể hoàn

thành được luận văn này.

Thái Nguyên, ngày tháng 5 năm 2016

Học viên

Hoàng Đức Việt

iii

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN ........................................................................................................ i

LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................. ii

MỤC LỤC ................................................................................................................. iii

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT ........................................................................... vi

DANH MỤC CÁC BẢNG ...................................................................................... viii

DANH MỤC CÁC HÌNH ........................................................................................... x

MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1

1. Lý do chọn đề tài ..................................................................................................... 1

2. Mục tiêu nghiên cứu ................................................................................................ 2

3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài ......................................................... 2

4. Dự kiến các kết quả đạt được .................................................................................. 3

5. Phương pháp nghiên cứu ......................................................................................... 3

6. Kết cấu của luận văn ............................................................................................... 3

Chương 1. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH

PHỐ HẠ LONG ............................................................................................. 4

1.1. Đặc điểm lưới điện phân phối hiện tại của thành phố Hạ Long .......................... 4

1.1.1. Hiện trạng lưới điện phân phối ......................................................................... 4

1.1.2. Lưới điện phân phối .......................................................................................... 4

1.1.3. Trạm biến áp phân phối..................................................................................... 6

1.1.4. Tình hình sử dụng thiết bị đóng cắt .................................................................. 7

1.2. Tình hình sử dụng hiện tại ................................................................................... 9

1.3. Tình hình vận hành lưới điện phân phối thành phố Hạ Long và thống kê

sự cố lưới điện các năm 2010 - 2014 ............................................................. 11

1.4. Thống kê sự cố lưới điện các năm 2010-2014 ................................................... 12

1.5. Kết luận chương 1 .............................................................................................. 13

Chương 2. GIỚI THIỆU HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐI ĐIỆN - DAS .... 15

2.1. Mô hình và nguyên lý làm việc của hệ thống tự động phân phối ...................... 15

2.1.1. Hệ thống Tự động phân phối cho các đường dây trên không ......................... 17

2.1.2. Hệ thống Tự động Phân phối áp dụng cho cáp ngầm ..................................... 27

2.2. Các phương pháp và các thiết bị tự động phân phối .......................................... 28

2.2.1. So sánh các phương pháp tự động phân phối dây trên không ....................... 28

2.2.2. So sánh các phương pháp tự động phân phối lưới điện ngầm (một vòng,

nhiều vòng, lưới phân bổ, dự phòng) ............................................................. 33

2.2.3. So sánh các hệ thống thông tin (thông tin giữa TCR-RTU) ........................... 36

2.2.4. So sánh các hệ thống thông tin (thông tin giưa TCM-TCR) ........................... 38

2.2.5. Hệ thống máy tính ........................................................................................... 38

2.3. Giới thiệu một số thiết bị đóng cắt tự động........................................................ 39

2.3.1. Máy cắt tự động ............................................................................................. 39

2.3.2. Thiết bị đóng lặp lại tự động Autoreclosers .................................................... 41

2.3.3. Dao phân đoạn tự động ................................................................................... 42

2.4. Kết luận chương 2 .............................................................................................. 43

Chương 3. CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG PHÂN PHỐI

ĐIỆN NĂNG ................................................................................................. 44

3.1. Độ tin cậy cung cấp điện .................................................................................... 44

3.1.1. Độ tin cậy của hệ thống ................................................................................... 44

3.1.2. Độ tin cậy của phần tử .................................................................................... 45

3.3. Các chỉ tiêu đánh giá của lưới điện phân phối ................................................... 53

3.3.1. Tần suất mất điện trung bình của hệ thống- SAIF .......................................... 54

3.3.2. Tần suất mất điện trung bình của khách hàng - CAIFI ................................... 54

3.3.3. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống- SAIDI ...................................... 54

3.3.4. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng-CAIDI .................................. 54

3.3.5. Tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng ....................................... 54

3.3.6. Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI và (ASUI) ............ 55

3.3.7. Năng lượng không được cung cấp- ENS ........................................................ 55

3.3.8. Điện năng trung bình không được cung cấp- AENS ...................................... 55

3.3.9. Chỉ số mất điện khách hàng trung bình-ACCI ................................................ 55

3.4. Tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối theo sơ đồ mô phỏng .................. 55

3.4.1. Vận hành theo sơ đồ lưới điện hình tia có rẽ nhánh ....................................... 56

3.4.2. Vận hành theo sơ đồ lưới điện kín vận hành hở ............................................. 62

3.4.3. Kết luận về các thông số khi tiến hành lắp đặt các thiết bị đóng cắt .............. 66

3.5. Tính toán hiệu quả kinh tế .................................................................................. 66

3.5.1. Mô hình I - Đường dây một nguồn, không phân đoạn.................................... 66

3.5.2. Mô hình II - đường dây một nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly (M phân đoạn) .......... 67

3.5.3. Mô hình III - Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly (M phân đoạn).......... 69

3.5.4. Mô hình IV - đường dây một nguồn, phân đoạn bằngAutorecloser (M phân đoạn) ....... 69

3.5.5. Mô hình V - đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng Autorerclauser (M

phân đoạn) ...................................................................................................... 70

3.6. Kết luận chương 3 .............................................................................................. 71 Chương 4. ÁP DỤNG HỆ THỐ NG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐ I ĐIỆN CHO

LƯỚ I ĐIỆN TP HẠ LONG ........................................................................ 72

4.1. Hệ thống tự động phân phối cho các đường dây nổi ......................................... 72

4.1.1. Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động PVS ................ 72

4.1.2. Khối lượng áp dụng DAS cho các đường dây trên không .............................. 73

4.2. Hệ thống tự động phân phối cho đường cáp ngầm ............................................ 74

4.2.1. Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động RMS ................ 74

4.2.2. Khối lượng áp dụng DAS trong hệ thống cáp ngầm ....................................... 74

4.3. Xây dựng phương án lắp đặt thử nghiệm hệ thống tự động phân phối cho

lộ 476 E54 ...................................................................................................... 75

4.3.1. Mô tả hệ thống hiện tại.................................................................................... 75

4.3.2. Phương án lắp đặt thí điểm ............................................................................. 76

4.3.4. Phương án cụ thể ............................................................................................. 82

4.4. Hiệu quả khi áp dụng Autorecloser, DCLTĐ: Rút ngắn thời gian mất điện ..... 84

4.4.1. Sử dụng phần mềm PSS/Adep để tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng ...... 86

4.4.2. Tính toán hiệu quả kinh tế ............................................................................... 91

4.5. Kết luận chương 4 .............................................................................................. 94

KẾT LUẬN .............................................................................................................. 95

TÀI LIỆU THAM KHẢO ...................................................................................... 96

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

ARR Thiết bị tự động đóng lại

ATM Phương thức truyền phi đồng bộ

(Cir cuit Breaker) - Máy cắt CB

CD Bàn điều khiển

CDL khối kết nối dữ liệu máy tính

CDL Khối kết nối dữ liệu máy tính

CDS Trung tâm điều khiển

CPU Bộ xử lý trung tâm

CRT Màn hình điện tử

CRT Màn hình màu

DAS (Distribution Automation System) - Hệ thống tự động phân phối

ĐDK Đường dây không

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam

FCB Máy cắt đường dây

FDDI Giao diện số liệu phân phối quang

FDR Rơ le phát hiện sự cố

Thiết bị chỉ thị vùng bị sự cố FSI

phần tử phát hiện sự cố FSI

G-CR Màn hình đồ hoạ

Sao lưu ổ cứng HC

Tỷ suất hoàn vốn nội tại IRR

LBS (Load break switch) - Cầu dao cắt tải

LP Máy in kết dây

MBA Máy biến áp

NPV Giá trị lợi nhuận ròng hiện tại

vii

PRN Máy in

Re Rơ le bảo vệ

REC Rơ le tự động đóng lại

RMS Tủ máy cắt tự động

RMU (Ring Main Unit) - Thiết bị mở vòng chính

RNW Mạng thông thường

RTU Thiết bị đầu cuối

SDH Trật tự số đồng bộ

SNW Hệ thống mạng phân bổ

SPS Máy biến điện áp cấp nguồn cho cầu dao cắt tải tự động

SW Cầu dao

TBA Trạm biến áp

TCM Máy chủ xử lý thông tin, điều khiển từ xa

TCM Bộ thu nhận xử lý thông tin

TCR Bộ tiếp nhận tín hiệu điều khiển từ xa

TRD Bộ biến đổi

TRD (Transducer) - Bộ biến đổi

viii

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1-1: Thông số kỹ thuật các trạm nguồn 110kV ............................................ 5

Bảng 1-2: Tài sản lưới điện của Điện lực và Khách hàng ..................................... 5

Bảng 1-3: Khối lượng trạm biến áp trung thế TP Hạ Long hiện có ....................... 6

Bảng 1-4: Danh mục trạm trung gian hiện có trên địa bàn TP Hạ Long ............... 7

Bảng 1-5: Số lượng dao cách ly đang quản lý vận hành ........................................ 7

Bảng 1-6: Số lượng dao phụ tải đang quản lý vận hành ........................................ 8

Bảng 1-7: Số lượng tủ RMU đang quản lý vận hành ............................................. 8

Bảng 1-8: Số lượng chống sét đang quản lý vận hành ........................................... 8

Bảng 1-9: Số lượng cầu chì tự rơi (SI) đang quản lý vận hành ............................. 9

Bảng 1-10: Tình hình sử dụng điện năng của TP giai đoạn 2010 - 2014 .............. 10

Bảng 1-11: Sự cố vĩnh cửu của đường dây trên không trung thế .......................... 12

Bảng 1-12: Sự cố vĩnh cửu của đường dây cáp ngầm trung thế ............................ 13

Bảng 1-13: Sự cố vĩnh cửu của trạm biến áp ......................................................... 13

Bảng 2-1: So sánh Hệ thống tự động đóng lại và Hệ thống tự động phân

phối (DAS) .......................................................................................... 30

Bảng 2-2: So sánh các hệ thống phân phối ngầm khác nhau ............................... 32

Bảng 2-3: So sánh giữa cầu dao phụ tải dập hồ quang bằng khí SF6 (GS) và

cầu dao chân không (VS) .................................................................... 34

Bảng 2-4: So sánh các thiết bị đóng cắt 24kV trên đường dây phân phối

trên không ............................................................................................ 35

Bảng 2-5: So sánh các thiết bị đóng cắt 24kV cho đường cáp ngầm ................... 36

Bảng 2-6: So sánh đường dây thông tin ............................................................... 37

Bảng 2-7: So sánh các phương pháp thông tin..................................................... 38

Bảng 3-1: Thông số của hệ thống ........................................................................ 57

Bảng 3-2: Số liệu về khách hàng và tải trung bình ở các nút phụ tải................... 57

Bảng 3-3: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.5 ............... 57

Bảng 3-4: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.6 ............... 58

Bảng 3-5: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.7 ............... 60

Bảng 3.6: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.8 ............... 61

Bảng 3-7: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.9 trong

trường hợp không hạn chế công suất chuyển tải ................................. 63

Bảng 3-8: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.9 trong

trường hợp hạn chế công suất chuyển tải ............................................ 64

Bảng 3-9: Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của các hệ thống từ hình 3.5 đến

hình 3.9 ................................................................................................ 65

Bảng 4-1: Thời gian mất điện trên các phân đoạn ............................................... 86

Bảng 4-2: Công suất trung bình và chiều dài các phân đoạn thuộc ..................... 88

Bảng 4-3: Các thông số của hệ thống................................................................... 91

Bảng 4-4: Các chỉ số tin cậy của đường dây khi chưa lắp đặt Autorecloser,

DCLTĐ ................................................................................................ 91

Bảng 4-5: Các chỉ số tin cậy của đường dây khi lắp đặt Autorecloser,

DCLTĐ (ở đây ta lắp đặt Autorecloser) như sơ đồ hình 4.1............... 91

Bảng 4-6: Số vụ sự cố vĩnh cửu trên đường dây trung áp ................................... 91

Bảng 4-7: Kết quả tính giá trị quy đổi về hiện tại của dòng lãi ròng (NPV) ....... 93

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1.1. Biểu đồ cơ cấu điện năng tiêu thụ năm 2014 .............................................. 11

Hình 2-1: Hệ thống tự động phân phối ......................................................................... 16

Hình 2-2: Hệ thống tự động phân phối cho đường dây trên không ............................ 17

Hình 2-3: Sơ đồ phát hiện phần bị sự cố (hình tia) ...................................................... 20

Hình 2-4: Sơ đồ phát hiện phần bị sự cố (mạch vòng) ................................................ 21

Hình 2-5 (a): Sơ đồ thời gian phục hồi cho hệ thống hình tia ......................................... 22

Hình 2-5 (b): Sơ đồ thời gian phục hồi cho hệ thống mạch vòng ................................... 22

Hình 2-6: Cấu hình hệ thống của DAS giai đoạn 2 ...................................................... 24

Hình 2-7: Điều khiển và giám sát lưới điện phân phối theo thời gian thực ................ 25

Hình 2-8: Tự động phục hồi hệ thống phân phối ......................................................... 26

Hình 2-9: DAS cho lưới phân phối ngầm ..................................................................... 27

Hình 2-10: Cấu hình của hệ thống DAS ......................................................................... 39

Hình 2-11: Máy cắt trung thế ........................................................................................... 41

Hình 2-12: Autorecloser trung thế ................................................................................... 42

Hình 2-13: Sơ đồ sử dụng TĐL để loại trừ sự cố ........................................................... 43

Hình 3.1: Hàm tin cậy R(t) ............................................................................................ 46

Hình 3.2: Cường độ hỏng hóc (t) ................................................................................ 48

Hình 3.3: Mô hình và giản đồ chuyển trạng thái (LV-làm việc, H-hỏng).................. 49

Hình 3.4: Mối liên hệ giữa các trạng thái của phần tử ................................................. 52

Hình 3.5: Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn ................................................... 56

Hình 3.6: Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ được bảo vệ bằng cầu chì ................. 58

Hình 3.7: Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng dao cách ly, nhánh rẽ bảo

vệ bằng cầu chì .............................................................................................. 59

Hình 3.8: Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt ....................................... 60

Hình 3.9: Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở .................................................................. 62

Hình 3.10: Đường dây một nguồn, không phân đoạn ................................................... 66

Hình 3.11: Đường dây một nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly .................................. 67

Hình 3.12: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly ................................... 69

Hình 3.13: Đường dây một nguồn, phân đoạn bằng Autorecloser ............................... 69

Hình 3.14: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng DAS .............................................. 70

Hình 4-1: Sơ đồ một sợi lộ 476 E54 ............................................................................. 75

Hình 4-2: Sơ đồ nguyên lý DAS thử nghiệm ............................................................... 76

Hình 4-4: Sơ đồ 1 sợi khi chưa lắp đặt Autorecloser và DCLTĐ (hiện trạng) .......... 89

Hình 4-5: Sơ đồ 1sợi đường dây sau khi lắp đặt Autorecloser và DCLTĐ................ 90

MỞ ĐẦU

1. Lý do chọn đề tài

Ngày nay, lưới điện phân phối của Việt Nam đang phải đối mặt với nhiều

thách thức chẳng hạn như: sự tăng lên quá nhanh của nhu cầu phụ tải do sự phát

triển nhanh về kinh tế, sự cạn kiệt về tài nguyên thiên nhiên, nhiên liệu hóa thạch,

thủy điện. Các áp lực về việc gìn giữ môi trường cũng làm cho việc xây dựng thêm

các nhà máy điện gặp nhiều khó khăn. Dẫn đến là chúng ta đang thiếu nguồn điện;

Các lưới điện phân phối phức tạp, nhiều nút, nhiều nhánh, có nhiều cấp điện áp

khác nhau, một số thiết bị đã xuống cấp. Bên cạnh đó, lưới điện gặp nhiều các sự

cố, với các nguyên nhân từ tự nhiên, sự hư hỏng, già hoá thiết thiết bị và cả các sai

sót của con người trong vận hành. Và một thách thức nữa đó là sự xuất hiện các

nguồn điện phân tán ở phía tải. Chính vì vậy mà lưới điện phân phối ngày càng trở

lên phức tạp trong quản lý, vận hành, đặc biệt là có thể dẫn đến các sự cố mất điện

trong thời gian dài, gây ra những tổn thất về kinh tế.

Lưới phân phối điện là khâu cuối trong hệ thống điện, là bộ phận quan trọng

để đưa điện năng tới các phụ tải sử dụng điện. Có thể thấy rằng phân phối điện là

một yếu tố quan trọng quyết định đến chất lượng điện và độ tin cậy của hệ thống

cung cấp điện đối với khách hàng sử dụng điện.

Với sự phát triển của công nghệ, hiện nay người ta đã và đang áp dụng các

thiết bị tự động trong hệ thống điện phân phối để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

(thường biết đến là DAS: Distribution Automation System-Hệ thống tự động lưới

phân phối). Bước đầu tiên của việc tự động lưới phân phối chính là sự lắp đặt các

thiết bị đóng cắt tự động như là: AutoRecloser, dao phân đoạn tự động. Vì vậy trong

luận văn này, tác giả sẽ phân tích các ưu nhược điểm, phạm vi ứng dụng của

AutoRecloser và dao phân đoạn tự động. Phân tích kinh tế, tính hiệu quả khi đầu tư

sử dụng các thiết bị tự động đóng cắt trên lưới điện phân phối.

Quá trình công tác tại Điện lực Quảng Ninh được tham khảo ý kiến của

nhiều đồng nghiệp lâu năm trong ngành cùng với quá trình học tập nâng cao trình

độ chuyên môn tại nhà trường, tác giả nhận thấy: Ngành điện nói chung và Điện lực

Quảng Ninh nói riêng muốn phát triển được cần có sự nhìn nhận đầu tư đúng hướng

về mọi mặt trong đó việc đầu tư cải tiến khoa học kỹ thuật để áp dụng tự động hoá

lưới điện, nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy của hệ thống là việc làm cần

thiết của ngành điện trong những năm tới. Từ những lý do trên đây, tác giả đã chọn

đề tài "Nghiên cứu đề xuất giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối thành phố

Hạ Long tỉnh Quảng Ninh".

2. Mục tiêu nghiên cứu

Mục tiêu chung:

Phân tích các ưu nhược điểm, phạm vi ứng dụng, nâng cao độ tin cậy, tính

kinh tế, hiệu quả trong lưới phân phối với sự có mặt của các thiết bị tự động hóa

Autorecloser và dao phân đoạn tự động.

Mục tiêu cụ thể:

- Giới thiệu hệ thống tự động phân phối điện - Distribution Automation

System (DAS).

- Đánh giá các chỉ tiêu kinh tế, kỹ thuật, và khả năng áp dụng hệ thống tự động

phân phối điện cho lưới điện thành phố Hạ Long - tỉnh Quảng Ninh.

- Đánh giá việc nâng cao độ tin cậy của lưới điện trước và sau khi trang bị hệ

thống tự động hóa bằng phần mềm tính toán lưới điện phân phối PSS/ADEPT.

3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài

Ý nghĩa khoa học:

Trong đề tài này, tác giả muốn tìm hiểu thêm về các thiết bị mới, ứng dụng

tính hiệu quả của chúng trong lưới điện phân phối, thành phố Hạ Long.

Ý nghĩa thực tiễn:

Kết quả nghiên cứu là thông tin hữu ích cho cơ quan quản lý vận hành, từ đó

đề ra các giải pháp quy hoạch, đầu tư thiết bị một cách hiệu quả cho lưới điện phân

phối thành phố Hạ Long - tỉnh Quảng Ninh.

Quá trình nghiên cứu sẽ góp phần tăng nguồn tư liệu phục vụ cho công tác học

tập và giảng dạy trong nhà trường và trong ngành Điện lực.

4. Dự kiến các kết quả đạt được

- Đánh giá và phân tích được tính hiệu quả vận hành lưới điện phân phối thành

phố Hạ Long.

- Tính toán hiệu quả kinh tế khi áp dụng theo chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện

điển hình, từ đó lấy làm cơ sở phân tích, tính toán nhân rộng cho toàn điện lực.

- Kết quả nghiên cứu là cơ sở phát triển nghiên cứu cải tiến trong quá trình

công tác tại điện lực.

5. Phương pháp nghiên cứu

- Nghiên cứu lý thuyết: Phân tích hệ thống tự động phân phối điện, dựa trên

cơ sở những lý thuyết về sự tự tác động của hệ thống, phân tích trên các số liệu

thống kê, so sánh với các tiêu chuẩn kỹ thuật, kinh tế của ngành điện, áp dụng vào

công tác tự động hóa lưới điện phân phối thành phố Hạ Long.

- Nghiên cứu thực tiễn: Tìm hiểu trực tiếp thực tiễn tại lưới điện thành phố

Hạ Long từ đó làm cơ sở dữ liệu để đề xuất các phương án áp dụng công nghệ tự

động hóa cho phù hợp với điều kiện kinh tế - kỹ thuật của ngành và địa phương.

6. Kết cấu của luận văn

Ngoài phần Mở đầu và Kết luận, nội dung của luận văn được chia thành 4 chương:

Chương 1: Giới thiệu chung về lưới điện phân phối thành phố Hạ Long.

Chương 2: Hệ thống tự động phân phối điện (DAS).

Chương 3: Chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống phân phối điện năng.

Chương 4: Áp dụng hệ thống tự động phân phối điện cho lưới điện thành phố

Hạ Long.

Chương 1

GIỚI THIỆU CHUNG VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

THÀNH PHỐ HẠ LONG

1.1. Đặc điểm lưới điện phân phối hiện tại của thành phố Hạ Long

1.1.1. Hiện trạng lưới điện phân phối

Hiện tại lưới điện phân phối thành phố Hạ Long đang được vận hành với 3

cấp điện áp 35kV, 22kV, 6kV. Trong đó lưới điện 22kV mới được đưa vào vận

hành từ năm 2001 theo dự án cải tạo lưới điện 3 tỉnh thành là Nghệ An, Quảng Ninh

và Thái Nguyên thuộc nguồn vốn vay ODA và ADB của Tổng công ty Điện lực

Miền Bắc.

1.1.2. Lưới điện phân phối

Các phụ tải tiêu thụ của thành phố Hạ Long được cung cấp điện từ 4 nguồn

điện 110kV sau:

- Trạm 110kV Cái Lân (E5.11) có 02 MBA, T1 công suất 25MVA và T2 công

suất 25MVA, điện áp 110/22-6kV, cấp điện cho phụ tải thuộc khu vực Cái Lân và Bãi

Cháy. Các xuất tuyến trung thế gồm 04 xuất tuyến 22kV (471, 473, 475, 477), trạm

không có xuất tuyến ở cấp điện áp 6kV, công suất cực đại của trạm là 32 MW.

- Trạm 110kV Giếng Đáy (E.54) gồm 02 MBA có công suất (63+63)MVA,

điện áp 110/35/22kV và 110/35/6kV. Phía 35kV của 2MBA được hòa song song

với nhau và cấp điện cho 04 lộ xuất tuyến (371, 372, 373, 374); phía 22kV của

MBA 63MVA cấp điện cho 8 lộ xuất tuyến (472, 474, 476, 478, 480, 482, 484,

486), trạm không có xuất tuyến 6kV, công suất cực đại của trạm là 60MW.

- Trạm 110kV Giáp Khẩu (E.52) gồm 02 MBA có công suất (63+25)MVA,

điện áp 110/35/22kV và 110/35/10kV. Phía 35kV của MBA 25MVA cấp điện cho

1 lộ 372 đi về trạm cắt Hà Tu để cấp điện cho các trạm biến áp 35kV của mỏ than

Hà Tu, trạm cắt Hà Tu cũng được nối liên thông với phía 35kV của trạm 110kV

Hà Tu. Phía 22kV của máy biến áp 63MVA cấp điện cho 8 lộ xuất tuyến (471,

473, 475, 477, 479, 481, 483, 485), 02 lộ 10kV 971 và 972, công suất cực đại của

trạm là 48MW.

- Trạm 110kV Hà Tu (E5.10) gồm 02 MBA có công suất (63+25)MVA, điện

áp 110/35/22kV. Phía 35kV của trạm cấp điện cho 1 lộ 371 đi về trạm cắt Hà Tu để

cấp điện cho các trạm biến áp 35kV của mỏ than Hà Tu và nối liên thông với phía

35kV của trạm 110kV Giáp Khẩu, phía 22kV của trạm cấp điện cho 3 lộ xuất tuyến

(471, 473, 475), công suất cực đại của trạm là 50 MW.

Bảng 1-1: Thông số kỹ thuật các trạm nguồn 110kV

Điện áp

Pmax/ Pmin

Công suất

TT

Tên trạm

(MVA)

(kV)

(MW)

110/22/6

33/ 11

Cái Lân (E5.11)

110/22/6

110/35/22

Giếng Đáy (E54)

60/35

110/35/6

110/35/22

Giáp Khẩu (E52)

50/28

110/35/6

110/35/22

Hà Tu (E5.10)

48/ 25

110/35/22

(Nguồn: Công ty Điện lực Quảng Ninh cung cấp12/2014)

Lưới điện trung thế 6, 22, 35kV

Tổng chiều dài đường dây trung thế : 382,06 km. Trong đó :

+ Đường dây trên không : 313,82 km ( đường dây 35 kV : 67km ; đường dây

22kV : 234,82 km ; đường dây 6 kV : 12 km).

+ Cáp ngầm 68,24 km ( đường cáp 35 kv : 0,6 km ; đường cáp ngầm 22kV :

67,64 km).

Bảng 1-2: Tài sản lưới điện của Điện lực và Khách hàng

Khối lượng đường dây (km)

TT

Hạng mục

Trên không

Cáp ngầm

Tổng

Đường dây trung thế

349,42 (90%)

68,24 (100%)

417,66

Tài sản của Điện lực

313,82

68,24

382,56

Tài sản của khách hàng

35,6

(Nguồn Điện lực thành phố Hạ Long - tháng 12/2014)

1.1.3. Trạm biến áp phân phối

Các trạm biến áp phân phối chủ yếu gồm các loại trạm xây, trạm treo, trạm

cột. Ngoài ra còn có một số trạm kiosk được xây dựng tại các khu vực chật hẹp và

yêu cầu cao về mỹ quan đô thị nhưng kiểu trạm biến áp kiosk này chưa phù hợp với

khí hậu nhiệt đới nên trong công tác vận hành vẫn còn nhiều bất cập đặc biệt trong

mùa nắng nóng, nhiệt độ trong trạm có lúc lên đến 70-800C.

Bảng 1-3: Khối lượng trạm biến áp trung thế TP Hạ Long hiện có

TT

Hạng mục

Số TBA

Số máy MBA Tổng KVA

1 Trạm 35/6kV

28 200

Trong đó: - Ngành điện quản lý

1.800

- Khách hàng quản lý

26 400

2 Trạm 35/0,4kV

4.775

Trong đó: - Ngành điện quản lý

2.695

- Khách hàng quản lý

2.080

3 Trạm 22/0,4kV

688

700

188.970

Trong đó: - Ngành điện quản lý

361

364

107.450

- Khách hàng quản lý

327

336

81.520

4 Trạm 6/0,4kV

4 960

Trong đó: - Ngành điện quản lý

2 750

- Khách hàng quản lý

3370

5 Tổng cộng

727

745

226.905

Trong đó: - Ngành điện quản lý

384

387

114695

- Khách hàng quản lý

343

358

112210

(Khối lượng có tới tháng 12/2014- Điện lực TP Hạ Long cung cấp)

Bảng 1-4: Danh mục trạm trung gian hiện có trên địa bàn TP Hạ Long

Công suất

Điện áp

TT

Tên trạm

(kV)

(MVA)

Tổng dung lượng

28.200

TG Yên Cư

1800

35/6

TG Than Thành Công

1600

22/6

TG Mỏ Hà Lầm

2x2500

35/6

TG Mỏ Núi Béo

2x2400

35/6

TG Mỏ Hà Tu

2x2500

35/6

XN Sàng tuyển than

2x1600

35/6

KS Hoàng Gia

2500

35/6

XN Xăng dầu Quảng Ninh

2x1600

35/6

(Khối lượng có tới tháng 12/2014- Điện lực Hạ Long cung cấp)

1.1.4. Tình hình sử dụng thiết bị đóng cắt

Hiện nay lưới điện thành phố Hạ Long chủ yếu là lưới 22kV chiếm 80% do

vậy các thiết bị đóng cắt chủ yếu là sử dụng dao cách ly và dao phụ tải tại nhiều

đường dây và trạm biến áp phân phối 22kV lắp đặt thiết bị mở vòng chính (Ring

main Unit - RMU). Ngoài ra còn có sử dụng các thiết bị đóng cắt khác được thể

hiện trong các bảng sau.

Bảng 1-5: Số lượng dao cách ly đang quản lý vận hành

Điện áp

Tài sản điện lực

Tài sản khách hàng

Tổng

Điện áp 35 kV

Điện áp 22 kV

146

Điện áp 10 kV

Điện áp 6 kV

Tổng

102

184

(Nguồn Điện lực thành phố Hạ Long - tháng 12/2014)

Bảng 1-6: Số lượng dao phụ tải đang quản lý vận hành

Điện áp

Tài sản điện lực

Tài sản khách hàng

Tổng

Điện áp 35 kV

Điện áp 22 kV

Điện áp 10 kV

Điện áp 6 kV

Tổng

(Nguồn Điện lực thành phố Hạ Long - tháng 12/2014)

Bảng 1-7: Số lượng tủ RMU đang quản lý vận hành

Tài sản Điện Lực

Tài sản của khách hàng

Tổng

Điện

áp

Merlingerin ABB Siemens Khác Merlingerin ABB Siemens Khác

35kV

22kV

6kV

Tổng

(Nguồn Điện lực thành phố Hạ Long - tháng 12/2014)

Bảng 1-8: Số lượng chống sét đang quản lý vận hành

Tài sản Điện lực

Tài sản khách hàng

Điện áp

Tổng

ZnO

Có khe hở

ZnO

Có khe hở

35kV

22kV

442

327

769

10kV

6 kV

Tổng

454

334

801

(Nguồn Điện lực thành phố Hạ Long - tháng 12/2014)

Bảng 1-9: Số lượng cầu chì tự rơi (SI) đang quản lý vận hành

Tài sản điện lực

Tài sản khách hàng

Điện áp

Tổng

SI

SI đo

SI

SI đo

SI TBA

nhánh

đếm

nhánh

đếm

35kV

22kV

364

336

725

10kV

6 kV

Tổng

386

349

770

(Nguồn Điện lực thành phố Hạ Long - tháng 12/2014)

*) Nhận xét về hiện trạng lưới điện trung thế

Lưới điện trung thế hiện tại của thành phố Hạ Long gồm 3 cấp điện áp 35kV,

22kV và 6kV, chủ yếu là lưới điện 22kV.

Lưới điện 35 kV hiện nay cung cấp điện cho các phụ tải chuyên dùng ngành

Than (khu vực Hòn Gai) và một số phụ tải cảng biển, sản xuất vật liệu xây dựng

(khu vực Bãi Cháy, Hà Khẩu).

Lưới điện 6kV chỉ còn một phần nhỏ phía Tây Bãi Cháy, trên địa bàn các xã

Đại Yên, Việt Hưng, nhận điện từ trạm Trung Gian Yên Cư (Yên Hưng) và trạm

TG Đồng Đăng (xã Việt Hưng).

Lưới điện 22kV hiện nay đã trải rộng trên hầu hết địa bàn thành phố trên cả

hai khu vực Hòn Gai và Bãi Cháy. Hệ thống điện 22kV thành phố đang dần được

ngầm hóa nhằm đảm bảo mỹ quan đô thị, xây dựng Hạ Long trở thành một thành

phố du lịch hiện đại, xanh, sạch đẹp. Tỷ lệ ngầm hóa lưới điện 22kV TP. Hạ Long

hiện nay đạt 32%, trong đó khu vực nội thành, trung tâm hành chính đã được ngầm

hóa tương đối, đường dây nổi chỉ còn ở các phường xã phía ngoài và một số khu

vực của các phường nội thành.

1.2. Tình hình sử dụng hiện tại

Theo số liệu thống kê, diễn biến tiêu thụ điện năng qua các năm từ năm 2008

trở lại đây điện năng thương phẩm năm sau đều cao hơn năm trước. Các mức tăng

này tập trung vào chủ yếu ở các thành phần ánh sáng sinh hoạt, công nghiệp và

thương mại dịch vụ. Qui luật này phù hợp với cơ chế thị trường và chính sách đổi

mới của nền kinh tế thành phố Hạ Long.

Diễn biến tiêu thụ điện năng của thành phố qua các năm qua cho thấy giai

đoạn từ năm 2010 - 2014 :

Điện thương phẩm năm 2014 là 548,6 triệu kwh trong đó:

Nông lâm thủy sản : 0,5 triệu kwh, tỷ trọng 0,1 % ; tăng trưởng hàng năm 27,6%.

Công nghiệp xây dựng : Tiêu thụ 304,6 triệu kwh, tỷ trọng 55,7 %, tăng

trưởng hàng năm 24,6%

Dịch vụ và thương mại : Tiêu thụ 67,3 triệu kwh, tỷ trọng 12,3 %, tăng

trưởng hàng năm 18,66%.

Quản lý và tiêu dùng dân cư : Tiêu thụ 157,1 triệu kwh, tỷ trọng 28,74%, tốc

độ tăng trưởng hàng năm 7,6 %.

Hoạt động khác : Tiêu thụ 17,3 triệu kwh, tỷ trọng 3,16 %, tốc độ tăng

trưởng hàng năm 7,9%.

Điện năng tiêu thụ Thành phố từ năm 2010 đến 2014 được thống kê trong

bảng sau:

Đơn vị tính: Triệu kW

Bảng 1-10: Tình hình sử dụng điện năng của TP giai đoạn 2010 - 2014

Tăng

Ngành

2010

2011

2012

2013

2014

trưởng 10-14

Nông, lâm, thuỷ

0,21

0,4

0,5

27,6 %

Công nghiệp, Xây dựng

181,4

162,5

258,3

281,3

304,6

24,6%

Thương mại, dịch vụ

34,8

31,1

55,2

61,8

67,3

18,66%

Q.lý và tiêu dùng DC

114,8

102,8

150,1

155,1

157,1

7,6%

Hoạt động khác

12,4

11,1

16,1

16,5

17,3

7,9%

Tổng thương phẩm

343,5

307,76

480,1

515,3

546,8

11,2%

Tổn thất

5,15

5,12

5,04

4,93%

4,81%

Tổng điện nhận

361,362

321,73

505,6

541,97

574,4

Pmax

79,5

86,5

105

126

136

(Nguồn: Công ty Điện lực Quảng Ninh cung cấp)

Diễn biến tiêu thụ điện năng qua các năm của thành phố Hạ Long cho thấy: tổng

điện năng thương phẩm năm 2010 đạt 343,5 triệu kWh tăng bình quân 11,2%/năm

trong giai đoạn 2010-2014, đây là con số tương đối khiêm tốn so với vị thế và khả năng

của thành phố Hạ Long. Nguyên nhân chính là do các phụ tải công nghiệp tiêu thụ

nhiều điện năng như Thép Cái Lân không đi vào hoạt động; một nguyên nhân khác là

do tình trạng thiếu điện nên EVN đã thực hiện việc tiết giảm điện năng. của các Tỉnh

và Thành phố dẫn tới sản lượng điện thương phẩm của toàn tỉnh Quảng Ninh nói chung

và của thành phố Hạ Long nói riêng đều giảm so với dự kiến.

Hình 1.1. Biểu đồ cơ cấu điện năng tiêu thụ năm 2014

(Nguồn: Điện lực thành phố Hạ Long)

1.3. Tình hình vận hành lưới điện phân phối thành phố Hạ Long và thống kê

sự cố lưới điện các năm 2010 - 2014

Theo số liệu thống kê, diễn biến tiêu thụ điện năng qua các năm từ 2010 trở

lại đây điện năng thương phẩm năm sau đều cao hơn năm trước. Các mức tăng này

tập trung vào chủ yếu ở các thành phần ánh sáng sinh hoạt, công nghiệp và thương

mại dịch vụ. Qui luật này phù hợp với cơ chế thị trường và chính sách đổi mới của

nền kinh tế thành phố.

Diễn biến tiêu thụ điện năng của thành phố Hạ Long qua các năm cho thấy từ

năm 2010 đến năm 2014 tốc độ tăng trưởng bình quân điện thương phẩm đạt

10,5%/năm. Từ năm 2010 đến năm 2011 tốc độ tăng trưởng bình quân điện thương

phẩm đạt 10,8%/năm, từ năm 2011 đến năm 2012 đạt 11,7%/năm, năm 2012-2013

đạt 9,5%/năm.

Trong cơ cấu tiêu thụ điện năng của năm 2013 cho thấy: tỷ trọng ngành công

nghiệp-xây dựng chiếm 16,75%, thương mại dịch vụ 10,19%, quản lý và tiêu dùng

dân cư 62,52%, các hoạt động khác 10,54%. Bình quân điện thương phẩm cho một

người dân thành phố Hạ Long năm 2013 đạt 968kWh/người/năm.

Sản lượng điện thành phần quản lý và tiêu dùng dân cư chiếm tỷ trọng rất

cao, sau đó là thành phần thương mại dịch vụ và công nghiệp-xây dựng.

Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của thành phố Hạ Long nói chung cho thấy

phụ tải cực đại rơi vào từ 18-20h đêm, ứng với thời điểm ánh sáng sinh hoạt gia

đình, công suất cực đại của thành phố Hạ Long năm 2013 đạt 115 MW.

1.4. Thống kê sự cố lưới điện các năm 2010-2014

Số liệu thống kê sự cố lưới điện thành phố Hạ Long các năm gần đây được

trình bày trong các bảng 1-16; bảng 1-17; bảng 1-18.

Các số liệu về sự cố được tham khảo từ các báo cáo tổng kết của Điện lực Hạ

Long qua các năm: 2011; 2012; 2013; 2014.

Qua các số liệu báo cáo, tình trạng sự cố còn xẩy ra quá nhiều trong toàn hệ

thống và còn có xu hướng gia tăng qua các năm nhất là về sự cố lưới. Phân tích các

nguyên nhân chủ yếu gây sự cố năm 2013 cho thấy:

Với đường dây trên không phần lớn là do vỡ sứ, chiếm khoảng 55-60%.

Trường hợp sự cố dẫn đến đứt dây, đứt lèo chiếm đến xấp xỉ 40% tổng số sự cố.

Với cáp ngầm nguyên nhân chính là do hỏng cáp, chiếm 74,5%.

Bảng 1-11: Sự cố vĩnh cửu của đường dây trên không trung thế

Tài sản Điện lực quản lý

Tài sản khách hàng

Tổng hợp

Năm

Xuất sự

Thời

Xuất sự

Suất sự

Sỗ

Số

T.gian(h)

T.gian/vụ

cố

gian (h)

cố

vụ

cố

vụ

48,50

8,92

4,0

18,7

2,96

2009

42,25

6,94

16,30

2,24

2010

62,5

11,4

3,5

21,54

2,87

2011

55,6

9,91

4,0

6,47

2,11

2012

Giá trị trung bình theo các năm 2011-2013

15,75

2,55

Ghi chú:

- Xuất sự cố tính trên 100km đường dây.

- Xuất sự cố tính 1 lộ ĐDK dài 20Km/ là: 3,15 lần/năm.

Bảng 1-12: Sự cố vĩnh cửu của đường dây cáp ngầm trung thế

Tài sản Điện lực quản lý

Tài sản khách hàng

Tổng hợp

Năm

Số

Xuất sự

Thời

Xuất sự

Suất sự

Sỗ

T.gian(h)

T.gian/vụ

vụ

gian (h)

cố

vụ

cố

2009

19,2

10,3

0,85

1,63

11,5

2010

16,8

6,9

0,21

2,08

7,25

2011

22,4

3,5

0,43

1,61

12,5

2012

18,9

7,7

0,21

2,09

8,2

Giá trị trung bình theo các năm 2011-2013

1,85

9,28

Ghi chú:

- Xuất sự cố tính trên 100Km đường dây trong một năm.

- Xuất sự cố tính 1 lộ cáp ngầm dài 8Km/ là: 1,96 lần/năm.

Tài sản Điện lực quản lý

Tài sản khách hàng

Tổng hợp

Năm

Số

T.gian(h) Xuất sự

Sỗ

Thời gian

Xuất sự

T.gian/vụ Suất sự

vụ

cố

vụ

(h)

cố

2009

2,30

8,87

2010

1,10

7,59

2011 5

10,08

0,3

1914,39

1,82

1,67

37,73

2012 17

47,93

0,75

154,22

0,47

0,63

6,74

Giá trị trung bình theo các năm 2011-2013

Bảng 1-13: Sự cố vĩnh cửu của trạm biến áp

1,42

15,23

Ghi chú:

- Xuất sự cố tính trên 100 trạm trong một năm.

- Xuất sự cố tính 1 lộ gồm 25trạm/ là: 0,355 lần/năm.

1.5. Kết luận chương 1

Lưới điện phân phối trung thế thành phố Hạ Long đang được vận hành với

nhiều cấp điện áp khác nhau, kết cấu lưới đan xen giữa cáp ngầm và đường dây nổi

gây nhiều khó khăn cho việc quản lý vận hành.

Thiết bị đóng cắt phần lớn là cầu dao phụ tải hoặc tủ cầu dao phụ tải RMU.

Đây là những thiết bị thao tác đóng cắt bằng tay, khả năng xử lý cấp điện khi sự cố

hoàn thành phụ thuộc vào người vận hành dẫn đến suất sự cố còn cao, thời gian sự

cố kéo dài chưa đáp ứng được các chỉ tiêu về tổn thất của Công ty giao. Ngoài ra

còn gây ra các thiệt hại khác về chính trị xã hội, thiệt hại về kinh tế. Đây là một hạn

chế của lưới điện thành phố Hạ Long cũng như tỉnh Quảng Ninh cần khắc phục.

Sự tăng trưởng của mức sống cũng như sự phát triển của sản xuất đòi hỏi độ

cung cấp điện ngày càng cao của lưới điện. Để nâng cao chất lượng phục vụ, cấp

điện ổn định với độ tin cậy cao, để phục vụ hoạt động chính trị, văn hóa, xã hội của

thành phố và đáp ứng nhu cầu cuộc sống ngày càng cao của nhân dân đang là đòi

hỏi rất khắt khe đối với lưới điện tỉnh Quảng Ninh. Cách đáp ứng hiệu quả nhất là

áp dụng các tiến bộ khoa học để cải tiến cấu trúc và vận hành lưới điện.

Do đó chương 2 của luận văn sẽ giới thiệu một giải pháp tự động hóa trong

lưới điện phân phối: Hệ thống DAS (Distribution Automation System); cho phép

người vận hành có thể quản lý và điều khiển hệ thống phân phối bằng máy tính lắp

đặt tại trung tâm điều độ.

Chương 2

GIỚI THIỆU HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐI ĐIỆN - DAS

Như đã đặt vấn đề ở phần kết luận chương 1, DAS là hệ thống cho phép

người vận hành có thể quản lý và điều khiển hệ thống phân phối bằng máy tính lắp

đặt tại trung tâm điều độ. Chương 2 sẽ giới thiệu mô hình, nguyên lý làm việc và

một số thiết bị tự động hóa điển hình đang được ứng dụng hiện nay vào hệ thống tự

động hóa lưới điện phân phối.

2.1. Mô hình và nguyên lý làm việc của hệ thống tự động phân phối

Theo thực tế vận hành và đầu tư của Nhật Bản, mô hình dự án lắp đặt DAS

được phát triển qua 3 giai đoạn như sau:

- Giai đoạn 1

Lắp đặt các cầu dao tự động và các rơle phát hiện sự cố cho các đường dây

trung thế. Lắp đặt các thiết bị chỉ thị phần bị sự cố ở các trạm 110kV.

Trong giai đoạn 1, vùng bị sự cố được tự động cách ly bằng các thiết bị trên

đường dây trung thế, không có các thiết bị giám sát quản lý tại trung tâm điều độ.

- Giai đoạn 2

Lắp bổ sung các thiết bị đầu cuối và đường dây thông tin để tiếp nhận thông

tin tại các vị trí lắp cầu dao tự động ở các đường dây trung thế.

Tại trung tâm điều độ lắp các bộ phân điều khiển từ xa, và hệ thống máy tính

để hiển thị lưới trung thế dưới dạng đơn giản.

Dựa trên các thông tin thu được từ xa, nhân viên vận hành tại trung tâm điều độ

sẽ điều khiển đóng cắt các cầu dao tự động để cách ly phần bị sự cố trên máy tính.

- Giai đoạn 3

Giai đoạn 3 là giai đoạn nâng cấp các chức năng của Giai đoạn 2.

Tại trung tâm điều độ lắp đặt các máy tính có cấu hình mạnh để quản lý vận

hành lưới phân phối trung thế hiển thị theo bản đồ địa lý và điều chỉnh tính toán tự

động thao tác.

Các giai đoạn này và mối quan hệ giữa chúng được thể hiện trên hình 2-1.

Lược đồ mô hình hệ thống phân phối sử dụng dây trên không.

Hình 2-1: Hệ thống tự động phân phối

CPU

Bộ xử lý trung tâm

Máy in kết dây

Sao lưu ổ cứng

G-CRT

CRT đồ họa

FCB

Máy cắt đường dây

Cầu dao

FDR

Rơ-le phát hiện sự cố

SPS

Cầu dao nguồn cấp

RTU

Thiết bị đầu cuối

TCM

Máy chủ điều khiển từ xa

Bàn điều khiển

CRT

Màn hình điện tử

Chú thích trong hình vẽ:

DAS được áp dụng khác nhau đối với mô hình lưới điện cụ thể như sau:

2.1.1. Hệ thống Tự động phân phối cho các đường dây trên không

2.1.1.1. Các thiết bị của DAS - Giai đoạn 1

(1) Thiết bị lắp trên cột đường dây:

1) SW - cầu dao cắt tải tự động

2) FDR - rơ le phát hiện sự cố

3) SPS - Máy biến điện áp cấp nguồn cho cầu dao cắt tải tự động.

(2) Thiết bị lắp trong trạm 110kV:

1) FSI - Thiết bị chỉ thị vùng bị sự cố,

2) ARR - Thiết bị tự động đóng lại,

3) FCB - Máy cắt đường dây.

Sơ lược tổ hợp hệ thống trong Giai đoạn 1 được mô tả trên hình 2-2. Các máy

cắt lộ ra FCB sử dụng thiết bị đã có tại các trạm 110kV.

Hình 2-2: Hệ thống tự động phân phối cho đường dây trên không

Quá trình phát hiện và cách ly vùng sự cố trên lưới trung thế bằng các thiết bị

DAS được mô tả riêng cho đường dây trên không đối với hai loại mạch hình tia và

mạch vòng.

I. HỆ THỐNG DÂY TRÊN KHÔNG HÌNH TIA - hình 2-3 và 2-5 (a)

Hệ thống ĐDK trung thế hình tia được mô tả điển hình gồm đường trục được

phân thành 3 vùng a,b,d tại các điểm A,B,D và hai đường nhánh c,e tại các điểm

đầu nhánh C,E. Trong đó A là vị trí tủ máy cắt đường dây tại các trạm 110 kV -

FCB; các điểm còn lại là các vị trí đặt cầu dao tự động trên cột đường dây - SW.

(1) Trạng thái cấp điện bình thường, FCB và các SW ở trạng thái đóng.

(2) Khi có sự cố trên đường dây tại nhánh c, FCB thực hiện tác động cắt lần

đầu tiên. Khi FCB cắt, tất cả các SW trên đường dây trung thế tự động mở do tín

hiệu điện áp không còn.

(3) Tiếp theo, FCB tự động đóng lặp lại. Khi FCB đóng lại - vùng a được cấp

điện, tín hiệu điện áp xuất hiện ở phía cuối cấp nguồn của SW tại vị trí - B. Thiết bị

FDR lắp đặt trong SW - B có điện áp tự dộng đưa ra lệnh đóng SW- B sau khoảng

thời gian đặt trước X=7s.

(4) SW - B đóng lại - vùng b được cấp điện. Tín hiệu điện áp xuất hiện ở phía

cấp nguồn của SW tại 2 vị trí C, D. Thời gian đặt trước X tại vị trí đường trục D là

7s và tại vị trí đầu nhánh C là 14s.

(5) Sau 7s từ khi vùng b có điện, SW - D đóng. Vùng d được cấp điện.

(6) Sau 14s từ khi vùng có b có điện, SW - C đóng. Nhánh c được cấp điện.

Do sự cố xảy ra ở nhánh c, rơ le bảo vệ của trạm phát hiện ra sự cố lần nữa và cắt

nhanh FCB lần thứ hai. SW-C tự động mở do mất điện áp. Để phát hiện vùng sự cố

, thiết bị cầu dao SW có chức năng tự động khóa ở vị trí mở - trong trường hợp

khoảng thời gian giữa hai lần đóng và cắt nhỏ hơn thời gian đặt trước Y=5s. Như

vậy, SW - C bị khóa ở vị trí mở và vùng sự cố c được cô lập một cách tự động.

(7) Tiếp theo, FCB tự dộng đóng lặp lạo lần thứ hai - SW-B, SW-D và SW-E

lần lượt tự dộng đóng lại theo nguyên lý trên và phần đường dây không bị sự cố

được phục hồi hoạt động.

II. HỆ THỐNG DÂY TRÊN KHÔNG MẠCH VÒNG - hình 2-4 và 2-5 (b)

Hệ thống ĐDK trung thế mạch vòng được mô tả điển hình gồm đường trục

được phân thành 6 vùng tại các điểm A,B,D,E,F. Trong đó A là vị trí tủ máy cắt

đường dây tại các trạm 110kV - FCB; các điểm còn lại là các vị trí đắt cầu dao tự

động trên cột đường dây - SW.

Điểm E là điểm mở của mạch vòng. Thiết bị SW tại điểm E được cài đặt chức

năng luôn mở khi có tín hiệu điện áp ở cả hai phía, chỉ đóng sau khi mất tín hiệu

điện áp một phía với thời gian trễ tính toán trước lớn hơn tổng thời gian trễ của các

phần tử SW có trên mạch vòng.

(1) Điều kiện bình thường, các thiết bị FCB và SW ở trạng thái đóng. Tại điểm

nối vòng SW-E mở.

(2) Khi có sự cố trên đường dây, FCB sẽ tác động cắt lần đầu. Khi FCB cắt, tất cả

các SW trên đường dây trung thế tại B,C,D tự động mở do tín hiệu điện áp không còn.

(3) Tự động đóng lại lần đầu được thực hiện - FCB đóng.

(4) Sau 7s thiết vị SW tại B đóng

(5) Sau 7s tiếp theo, thiết bị SW tại C đóng

(6) Do sự cố ở phần c, FCB của trạm tác động cắt lần thứ hai. Khi FCB cắt,

SW tại B và C tự động mở. Vì điện áp đường dây đã mất sớm hơn khoản thời gian

đặt trước Y=5s, nên SW-C bị khóa ở trạng thái mở. Đối với SW-D, dao này sẽ bị

khóa ở trạng thái mở do người vận hành ra lệnh thực hiện. Như vậy, vùng sự cố

trong khoảng C và D được tự động cách ly.

(7) FCB tự đóng lần hai, SW-B đóng.

(8) SW-E ở điểm nối vòng tự động sau thời gian XL cấp điện đến điểm D.

Theo cách trên phần bị sự cố được cách ly tự động và điện áp được cấp lại.

Thiết bị chỉ thị vùng bị sự cố FSI của trạm có khả năng hiển thị một cách tự

động vị trí gần đúng phần bị sự cố dựa trên thời gian từ lúc FCB đóng lại cho đến

khi cắt.

Tuy nhiên, việc điều khiển đóng SW-E trên thực tế sẽ không thực hiện tự động

như vậy mà sẽ thông qua 1 khâu kiểm tra của Điều độ viên tại trung tâm điều độ.

Sau khi kiểm tra chính xác khả năng tải hỗ trợ của nguồn 2 có đủ cấp hay không.

Điều độ viên mới cho phép đóng hay không đóng SW-E.

1) Điều kiện bình thường.

2) FCB cắt lần đầu. Toàn bộ SW tự

động mở do mất U.

3)FCB đóng lặp lại. Vùng a có điện.

Đóng lại lần đầu

4) SW-B đóng lại tự động

5) SW-D đóng lại tự động

6) Cắt lần thứ hai sau khi đóng lại

SW-D do sự cố

7) Đóng lại lần thứ hai

Hình 2-3: Sơ đồ phát hiện phần bị sự cố (hình tia)

1) Điều kiện bình thường.

Mạch vòng mở tại E.

2) Sự cố. FCB cắt SW tự

động mở

3) FCB đóng lần 1 cấp điện

đến B.

4) SW-B đóng sau 7s cấp

điện đến C.

5) SW-C đóng sau 7s đóng

vào vùng sự cố.

6) FCB cắt lần 2. SW tại

C,D bị khóa, tách vùng sự

cố CD.

7) SW-B đóng lại lần 2 cấp

điện đến C

8) Cấp điện tự động từ

đường dây khác SW-E tự

động đóng cấp điện đến D.

Hình 2-4: Sơ đồ phát hiện phần bị sự cố (mạch vòng)

Hình 2-5 (a): Sơ đồ thời gian phục hồi cho hệ thống hình tia

Hình 2-5 (b): Sơ đồ thời gian phục hồi cho hệ thống mạch vòng

2.1.1.2. Các thiết bị của DAS - Giai đoạn 2

Cơ cấu chi tiết của hệ thống tự động phân phối cho các đường dây ở giai đoạn

2 được mô tả trên hình 2-6. Trên đó thể hiện cả giai đoạn 1 và 2 để có thể hiểu được

sự liên hệ với giai đoạn 1. Giai đoạn 2 được thực hiện với việc lắp đặt các thiết bị

(1) CÁC THIẾT BỊ DAS GIAI ĐOẠN 2 ĐƯỢC LẮP ĐẶT TẠI TRẠM 110 kV

sau tại trạm 110kV và trung tâm điều độ.

TRD bộ biến đổi: Thiết bị này phát hiện điện áp và dòng điện tại trạm qua

PT và CT.

TCR Bộ tiếp nhận điều khiển từ xa: Thiết bị này thu thập thông tin trạm

(trạng thái của FCB, dữ liệu đo lường dòng-áp,…) và thông tin của đường dây phân

(2) CÁC THIẾT BỊ DAS GIAI ĐOẠN 2 LẮP ĐẶT TẠI TRUNG TÂM ĐIỀU ĐỘ:

phối, và gửi tới ADC.

1) TCM: Bộ thu nhận xử lý thông tin.

2) CDL: Khối kết nối dữ liệu máy tính.

3) CPU: Bộ xử lý trung tâm.

4) CRT: Màn hình màu.

5) PRN: Máy in.

6) Keyboard: Bàn phím.

7) CD: Bàn điều khiển..

CÁC CHỨC NĂNG CHÍNH CỦA DAS TRONG GIAI ĐOẠN 2 LÀ:

1) Điều khiển cầu dao tự động từ xa

2) Giám sát các MBA tại trạm, các thông số dòng điện, điện áp của

đường dây và tác động của các rơ le.

3) Giám sát trạng thái các cầu dao tự động theo thời gian thực.

4) Hiển thị sơ đồ phân phối một sợi trên máy tính.

5) Ghi chép hoạt động bảo dưỡng (thay đổi sơ đồ phân phối,…).

Hình 2-6: Cấu hình hệ thống của DAS giai đoạn 2

2.1.1.3. Các thiết bị của DAS - Giai đoạn 3

Trong Giai đoạn 3 các hoạt động tự động phân phối ở mức cao được thực hiện

bằng cách áp dụng một hệ thống máy tính có cấu hình mạnh với các màn hình đồ

họa CRT,…

I- MÀN HÌNH ĐỒ HỌA CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI - CRT

Các tác dụng chính của thiết bị này là:

1) Hiển thị trên màn hình lưới phân phối liên kết với một bản đồ khu vực

cấp điện.

2) hiển thị đồ họa trên màn hình các thông tin trục trặc của lưới điện.

3) Các chức năng phóng to thu nhỏ (1/200000 - 1/100).

4) cuốn màn hình hiển thị liên tục để giám sát toàn bộ lưới.

5) có cửa sổ hiển thị thông tin chi tiết về thiết bị của đường dây.

Tất cả lưới phân phối điện được hiển thị trên bản đồ khu vực. Trạng thái làm

việc của đường dây được hiển thị bằng màu.

Các đường dây phân phối không mang điện được hiển thị màu xanh lá cây.

Các đường dây phân phối mang điện được hiển thị màu đỏ.

Màn hình được phóng to thu nhỏ giữa các tỷ lệ 1/200000 và 1/100 và được

cuốn liên tục cho phép người vận hành giám sát trạng thái làm việc của lưới điện

trên bản đồ địa lý.

Đường dây phân phối và trạng thái của các cầu dao được mô tả trên màn hình.

Từng cầu dao được mô tả và các lệnh điều khiển có thể được kích hoạt từ màn hình.

II. GIÁM SÁT VÀ ĐIỀU KHIỂN LƯỚI ĐIỆN THEO THỜI GIAN THỰC

Chức năng này đã được áp dụng trong giai đoạn 2 nhưng không có bản đồ địa

hình lưới điện.

Từ trung tâm điều độ có thể điều khiển thao tác theo thời gian thực đối với

máy cắt lộ ra của các đường dây tại trạm 110kV và các cầu dao tự động lắp trên

đường dây trung thế.

Có thể giám sát được trạng thái các máy cắt các lộ ra và rơ le tại trạm 110kV

cũng như đo các thông số điện áp và dòng điện.

Từng cầu dao được hiển thị và các lệnh điều khiển có thể được kích hoạt từ

màn hình.

Hình 2-7: Điều khiển và giám sát lưới điện phân phối theo thời gian thực

III - TỰ ĐỘNG PHỤC HỒI SỰ CỐ MẤT ĐIỆN

Quá trình phục hồi tự động trong các trường hợp xảy ra mất điện trên lưới

phân phối được mô tả ở hình 2-8. Khi một sự cố xảy ra trên đường dây phân phối,

việc phát hiện sự cố, phát hiện phần bị sự cố và việc phục hồi cấp điện được thực

hiện tự động bằng máy tính tại trung tâm điều độ.

Hình 2-8: Tự động phục hồi hệ thống phân phối

IV - XỬ LÝ DỮ LIỆU

Khi kết cấu lưới điện thay đổi do việc lắp đặt mới hoặc cải tạo, người vận

hành có thể dễ dàng thay đổi cơ sở dữ liệu thông qua màn hình máy tính CRT đặt

tại trung tâm điều độ.

2.1.2. Hệ thống Tự động Phân phối áp dụng cho cáp ngầm

2.1.2.1. Cấu trúc hệ thống tự động phân phối ngầm

Hình 2-11 mô tả mô hình cấu trúc giai đoạn 2 của DAS cho lưới trung thế

ngầm mạch vòng. Điểm tách mạch vòng tại vị trí VS (5).

Thiết bị đầu cuối (RTU) được lắp đặt cùng máy cắt tự động (RMS), và thiết bị

này được nối với bộ tiếp nhận điều khiển từ xa (TCR) ở trạm 110kV bằng đường

thông tin. Tại trung tâm điều độ lắp hệ thống máy tính phục vụ vận hành.

Hình 2-9: DAS cho lưới phân phối ngầm

Phương pháp phát hiện và xử lý sự cố

Giải thích tình huống sự cố xảy ra tại điểm A trên Hình 2-9 như sau:

1) Khi có sự cố tại điểm A, rơ le bảo vệ tại trạm 110kV phát hiện sự cố đó và

đưa ra lệnh cắt tới CB(6). Trường hợp này, do tách mạch vòng tại VS(5)

nên dòng sự cố chạy qua VS(1) và VS(2), không qua VS(3) và VS(4).

2) Tín hiệu dòng sự cố chạy qua được phát hiện bằng RTU, tín hiệu này

được gửi bằng đường thông tin từ RTU tới trung tâm điều độ qua TCR.

3) Trung tâm điều độ xác định phần bị sự cố dựa trên thông tin về dòng sự

cố và gửi lệnh tới RTU (1), RTU (2), để cắt VS(2) và VS(3) - vùng sự

cố được cách ly.

4) Các máy cắt VS(1) và VS(4) vẫn ở trạng thái đóng.

5) FCB được đóng lại theo lệnh từ rơ le tự đóng lại.

6) Trung tâm điều độ sau khi kiểm tra lại khả năng hỗ trợ công suất của

nguồn 2 sẽ gửi lệnh tới RTU (3) đóng VS(5) ở điểm tách mạch vòng để

cấp điện đến điểm VS(4).

7) Như vậy, việc cách ly sự cố và phục hồi cấp điện cho phần không bị sự

cố được thực hiện bằng điều khiển từ xa trong thời gian ngắn.

Các thiết bị lắp tại trung tâm điều độ

Về cơ bản các thiết bị cần lắp tại trung tâm điều độ ở giai đoạn 2 và 3 của

lưới cáp ngầm tương tự đối với trường hợp đường dây trên không.

2.2. Các phương pháp và các thiết bị tự động phân phối

2.2.1. So sánh các phương pháp tự động phân phối dây trên không

Việc so sánh hệ thống tự đóng lại và DAS cho tự động phân phối hệ thống trên

đây không được mô tả trong bảng 2-1. Cấu hình hệ thống được nêu trong bảng, và

vì phương pháp tự đóng lại này chỉ có thể áp dụng cho hệ thống hình tia nên nó chủ

yếu áp dụ cho các hệ thống phân phối ở nông thôn tại Mỹ và châu Âu. Trong khi đó

ở Mỹ tại các khu vực tải cao đông dân như New York, hệ thống mạng phân bổ

(SNW) hoặc mạng thông thường (RNW) được chấp nhận. Tại Nhật cũng vậy,

phương pháp tự đóng lại được áp dụng khoảng 30 năm trước, nhưng đến nay đã

được thay thế bằng DAS.

Sự khác biệt cơ bản trong ứng dụng giữa hệ thống tự đóng lại DAS là trong hệ

thống tự đóng lại do có giới hạn đối với chỉnh định rơ-le nên rất khó chỉnh định

phối hợp bảo vệ quá dòng khi số lượng các thiết bị đóng lại tăng lên (Điều này có

thể khắc phục khi tăng cao độ nhạy của các rơ le đi kèm recloser). Hơn nữa, thời

gian chỉnh định trở nên dài đối với hệ thống tự đóng lại. Do đó, các dòng sự cố chạy

trên đường dây phân phối và các thiết bị. Khi sự cố xảy ra ở phía phụ tải, việc mất

điện sẽ kéo dài cho đến khi sự cố được loại trừ. Với DAS độ tin cậy có cao hơn nhờ

các cầu dao tự động (PVS) gắn trên đường dây phân phối, và do đó giảm thời gian

mất điện và giới hạn phạm vị sự cố. Trong trường hợp dùng DAS, ngay sau khi

cách ly phần bị sự cố bằng PVS, việc phân phối điện có thể được tiếp tục từ xuất

tuyến tại điểm nối vòng. Tuy nhiên, DAS cũng có nhược điểm là tần suất đóng cắt

của các máy cắt trên đường dây là tương đối nhiều.

Bảng 2-1: So sánh Hệ thống tự động đóng lại và Hệ thống tự động phân phối (DAS)

Hệ thống tự đóng lại

Hệ thống tự động phân phối

Cấu hình

2 0

Khu vực nông thôn Mỹ và Nam Mỹ:

Áp dụng cho cả nông thôn và thành thị

–

Hệ thống phân bổ thông thường tại các

Khu vực

đô thị Mỹ

áp dụng

–

Các Công ty Nhật đã sử dụng 30 năm

trước và hiện đã thay thế bằng hệ thống phân

phối tự động (DAS)

Chỉ dành cho lưới hình tia

Áp dụng cho cả lưới hình tia và mạch vòng

Áp dụng cho kiểu lưới

Hệ thống tự đóng lại

Hệ thống tự động phân phối

Giới hạn về số lượng

nhánh lắp đặt

Không giới hạn việc lắp đặt các mạch nhánh

Càng nhiều PSV mạch nhánh, độ tin cậy càng cao

Lắp đặt các mạch nhánh nối tiếp rất khó khăn Thời gian cài đặt t1 dài, vì vậy đường dây phân phối

và thiết bị sẽ bị hư hỏng do dòng sự cố duy trì.

Nguồn cấp cho tải phía phần tử bị sự cố

Mở rộng thành DAS: Máy tính điện tử trên

Không

Có thể áp dụng

cơ sở DAS tự động đo lường, khảo sát phụ tải

và điều chỉnh phụ tải (DSM)

Khuyến cáo

Vùng nông thôn cho mạch hình tia kết hợp PVS (DAS)

Cả vùng nông thôn và thành thị

Bảng 2-2: So sánh các hệ thống phân phối ngầm khác nhau

Mạch vòng

Lưới thông thường

Lưới phân bổ

Lưới dự phòng

Nhiều đường đến

Mạch vòng 2 đường đến RMU

Cấu hình hệ thống

Châu âu /Nhật 70-80%

Mỹ /Nhật 80% 3 xuất tuyến

Toàn thế giới 50%

Châu âu /Nhật 50%

Công ty áp dụng Tải cực đại/ Tải định mức (%)

Giới hạn kết nối phụ tải Tự do

Tự do

Độ tin cậy

Chỉ phụ tải lưới (giới hạn bởi hệ thống rơle) - Không mất điện khi có sự cố trên lưới 22kV

Chỉ phụ tải lưới (giới hạn bởi hệ thống rơle - Không mất điện khi có sự cố trên lưới 22kV

- Mất điện trong khoảng 1-2s để đổi xuất tuyến cáp

Giá thành Vùng áp dụng

lưới điện

Khá Khu đông dân cư

- Mất điện xảy ra khi phần sự cố đang được cách ly - Mất điện tiếp tục tại phần bị sự cố Rất tốt Khu vực lưới điện ngầm thông thường Áp dụng lần đầu tiên

Khu đông dân cư

Khá Các tòa nhà tại khu đông dân Khu đông dân cư

Khuyến cáo cho sử dụng ở VN

- Mất điện xảy ra khi phần sự cố đang được cách ly - Mất điện tiếp tục tại phần bị sự cố Rất tốt Khu vực ngầm thông thường Tiếp tục được mở rộng từ mạch vòng 2 đường

Tốt Khách hàng quan trọng Khách hàng quan trọng

2.2.2. So sánh các phương pháp tự động phân phối lưới điện ngầm (một vòng,

nhiều vòng, lưới phân bổ, dự phòng)

Các phương pháp tự động phân phối cho các hệ thống ngầm được mô tả trong

bảng 2-2. Bảng này mô tả việc so sánh 5 phương pháp, đó là hệ thống một mạch

vòng, hệ thống nhiều mạch vòng, hệ thống lưới thông thường, hệ thống lưới phân

bổ và hệ thống dự phòng.

Các hệ thống mạch vòng chủ yếu được sử dụng ở châu Âu và Nhật, còn hệ

thống lưới thông thường và hệ thống lưới phân bổ được chấp nhận ở Mỹ và Nhật.

Hệ thống dự phòng được sử dụng trên khắp thế giới. Trong hệ thống mạch vòng và

dự phòng, hệ số phụ tải (tải đỉnh/tải định mức %) chỉ thấp ở mức 50%. Con số này

là 70-80% trong hệ thống nhiều mạch vòng và 80% trong các hệ thống lưới thông

thường và hệ thống lưới phân bổ.

Về mặt linh hoạt trong kết nối phụ tải, hệ thống mạch vòng và hệ thống có dự

phòng là hệ thống thường xuyên được ứng dụng. Trong khi đó, với hệ thống lưới thông

thường và lưới phân bổ có độ tin cậy cao, hệ thống phụ tải luôn được liên kết với nhau.

Hệ thống một mạch vòng có độ tin cậy thấp nhất: việc cấp điện trên toàn lưới

bị gián đoạn cho đến khi loại trừ được sự cố, và việc loại trừ sự cố đòi hỏi thời gian.

Trong hệ thống nhiều mạch vòng, việc mất điện kéo dài cho đến khi phần mất điện

được xác định, tuy nhiên một khi đã xác định được vấn đề thì có thể cấp điện từ

xuất tuyến khác qua điểm nối vòng. Trong hệ thống dự phòng, mất điện xảy ra

trong khoảng 1-2s trong lúc đường dây cấp điện đang được chuyển đổi. Hệ thống

lưới thông thường và lưới phân bổ có độ tin cậy cao nhất do việc mất điện trên

nguyên tắc là không xảy ra ngay cả khi có sự cố trên đường dây phân phối 22kV.

Chi phí hệ thống tỷ lệ thuận với độ tin cậy, do đó các hệ thống mạch vòng là

rẻ nhất và các hệ thống lưới thông thường và hệ thống lưới phân bổ là đắt nhất còn

hệ thống dự phòng là ở chi phí mức trung bình.

Xem xét các hệ thống này dưới góc độ phạm vi áp dụng, các hệ thống mạch

vòng (cả một vòng và nhiều vòng) được sử dụng trong các khu vực phân phối

ngầm. Hệ thống dự phòng được sử dụng cho các khu vực phụ tải quan trọng như cơ

quan chính phủ, bệnh viện v.v… hệ thống lưới thông thường và lưới phân bổ được

sử dụng cho các khu vực phụ tải quan trọng với mật độ dân cư cao: ví dụ như các

khu vực đô thị đông đúc như New York ở Mỹ và quận Ginza ở Tokyo, v.v…

Tại Điện lực Hạ Long, hệ thống cáp ngầm trung áp đã và đang được tiếp tục

nâng cấp cải tạo theo nhiều dự án khác nhau. Cho đến nay, phần lớn lưới trung áp

ngầm đều thực hiện nối vòng liên thông giữa các lộ với nhau. Kiểu nối vòng chủ

yếu là nối 2 lộ với nhau; một số nhỏ nối vòng nhiều lộ với nhau. Xu hướng đến năm

2018, số điểm nối mạch vòng trên mỗi lộ cáp ngầm sẽ tăng lên 2 điểm (Ln=2). Việc

áp dụng DAS sẽ chủ yếu được áp dụng trên mô hình kết nối này.

Bảng 2-3: So sánh giữa cầu dao phụ tải dập hồ quang bằng khí SF6 (GS)

và cầu dao chân không (VS)

Hạng mục

GS

VS

Khả năng cắt dòng

Tốt

Rất tốt

Kích thước

Rất tốt

Xung đóng cắt

Tốt

Bảo vệ môi trường

Kém

Tốt

Bảo dưỡng

Kém

Rất tốt

Độ tin cậy/ Tuổi thọ

Tốt

Rất tốt

Giá thành

Rất tốt

Tốt

Hiện tại, các tủ RMU trong các trạm xây trong nhà của lưới phân phối ngầm

của Công ty Điện lực Quảng Ninh chủ yếu là loại cách điện SF6 và đều mới áp

dụng các năm gần đây. Các tủ sử dụng cầu dao chân không chiếm số lượng rất ít.

Cho nên, dù các thiết bị sử dung tiếp điểm đóng cắt trong chân không có nhiều đặc

tính kỹ thuật ưu việt hơn nhiều nhưng việc thay thế các thiết bị đóng cắt trong môi

trường SF6 cũng cần phải cân nhắc nhiều về mặt kinh tế.

(1) So sánh các thiết bị đóng cất cho đường cáp ngầm

So sánh các cầu dao cho đường dây phân phối ngầm được nêu trong bảng 2-5.

Hiện tại ở Việt Nam, DS và LBS không khí đang được sử dụng. Tuy vậy, khi tính đến

việc các hệ thống phân phối ngầm sẽ trở nên quan trọng hơn nhiều ở Việt Nam trong

tương lai, sẽ nảy sinh các vấn đề với các DS và RMU thao tác bằng tay vì cần nhiều

thời gian để phát hiện sự cố và thời gian mất điện là dài. Dẫn đến 2 hướng cải tại:

1- Trang bị hệ thống điều khiển động cơ cho các thiết bị đóng cắt hiện có.

2- Cần phải áp dụng các tủ RMS tự động mới thích hợp cho việc rút ngắn thời

gian mất điện và cách ly phần bị sự cố.

Bảng 2-4: So sánh các thiết bị đóng cắt 24kV trên đường dây phân phối trên không

DS

Bộ tự đóng lại

PVS

Bằng tay Không

LBS Bằng tay/ tự động Dòng tải

Bằng tay/ tự động Dòng ngắn mạch

Bằng tay/ tự động Dòng tải

Rất tốt

Tốt

Rất tốt

Vận hành Khả năng cắt dòng Khả năng chịu dòng ngắn hạn Khả năng đóng điện Không

Chức năng chính

1) Tách đường dây không tải 2) Đóng đường dây không điện

Dòng tải 1) Ngắt dòng tải và cách ly đường dây 2) Đóng lại dòng tải của đường dây

Dòng ngắn mạch 1) Ngắt dòng ngắn mạch và cách ly đường dây 2) Đóng lại đường dây tự động

Sử dụng chủ yếu

Cách ly đường dây theo đăng ký cắt điện

Tách đường dây theo đăng ký cắt điện khi có tải

Tự động phát hiện sự cố đường dây, ngắt dòng ngắn mạch và đóng lại đường dây

Không khí/ SF6/ Dầu/ Chân không SF6/ Dầu/ Chân không SF6/ Dầu Giới hạn Hạn chế Tốt

SF6/ Dầu/ Cách điện rắn Giới hạn Hạn chế Tốt

Dòng ngắn mạch 1) Ngắt dòng tải và cách ly đường dây 2) Đóng lại đường dây tự động + Tự động đóng/ mở đường dây khi có sự cố + Khóa tự động khi có phân đoạn SF6/ Chân không SF6 Giới hạn Hạn chế Tốt

Khuyến cáo

Tự đóng lại có thể thích hợp khi đường dây phân phối được sử dụng như truyền tải

LBS là giải pháp tốt hơn DS, nhưng không thể sử dụng cho DAS vì bị giới hạn số lần thao tác

PVS thích hợp nhất cho DAS vì có thể hoạt động nhanh và chính xác theo tín hiệu DAS. Tuy nhiên kích thước đề ra chưa gọn.

Cách dập hồ quang Không khí Không khí Cách điện Giới hạn Số lần thao tác Không Sử dụng cho DAS Rất tốt Mức giá DS là giải pháp rẻ tiền trước mắt, tuy nhiên không thích hợp cho hệ thống phân phối ở lưới Viêt Nam do phân phối ngày càng quan trọng

Bảng 2-5: So sánh các thiết bị đóng cắt 24kV cho đường cáp ngầm

Tính năng

DS/LBS

RMU

RMU tự động

Vận hành

Bằng tay

Tự động

Bằng tay/ Tự động

Không/ Dòng tải

Dòng tải

Dòng tải/ Dòng ngắn mạch

Khả năng cắt dòng

Khả năng

Dòng tải

Dòng ngắn mạch

chịu dòng ngắn hạn

Chức năng

+ Ngắt dòng tải

+ Ngát dòng tải đường dây

+ Tách đường dây + Ngắt dòng tải và cách ly

chính

đường dây

+ Ngắt dòng ngắn mạch

đường dây

+ Tự động đóng/ mở đường

+ Cách ly đường

dây khi có sự cố hoặc thay đổi tải

Sử dụng chủ yếu

+ Cách ly đường dây theo đăng ký cắt điện

dây bằng tay theo đăng ký cắt điện

hoặc do sự cố

+ Khóa tự động khi có phân đoạn

Không khí

SF6

Chân không

Cách dập hồ quang

Sử dụng

Không

Không/ Bằng tay Áp dụng cho DAS

cho DAS

Mức giá

Rất tốt

Tốt

DS/LBS là giải pháp rẻ tiền trước mắt, tuy nhiên không

Có thể trang bị

RMU tự động thích hợp nhất cho DAS vì vận hành

Khuyến

cáo

thích hợp cho hệ thống tự trong động phân phối

động cơ để có thể điều khiển từ xa

hoàn toàn tự động và số lần thao tác cao do ngắt dòng

tương lai

chân không

2.2.3. So sánh các hệ thống thông tin (thông tin giữa TCR-RTU)

Hai dạng hệ thống thông tin có thể sử dụng là hữu tuyến và vô tuyến. Hệ

thống hữu tuyến được phân chia tiếp thành hệ thống cáp kim loại và cáp quang. Vì

mỗi hệ thống có ưu điểm và nhược điểm riêng của nó, cần sử dụng tùy theo mục

đích. Việc so sánh được nêu trong bảng 2-6.

Các hệ thống vô tuyến: Có chi phí đầu tư thấp, dễ lắp đặt. Tuy nhiên có nguy

cơ tín hiệu radio bị nhiễu do điều kiện thời tiết và các tòa nhà cao tầng ở đô thị.

Các hệ thống hữu tuyến: Đòi hỏi chi phí dây dẫn và lắp đặt khá cao nhưng độ

tin cậy của hệ thống phân phối thì cao hơn so với phương pháp truyền vô tuyến. Hệ

thống này vẫn chắc chắn thực hiện được việc thông tin ngay cả khi có sự cố như

mất điện và cho phép điều khiển từ xa. Ở các vùng đô thị với đường dây phân phối

ngắn, hệ thống thông tin hữu tuyến nên được áp dụng do có thể tận dụng đi trên các

cột hạ thế, chiếu sáng có sẵn.

Bảng 2-6: So sánh đường dây thông tin

Hạng mục

Thông tin hữu tuyến

Thông tin vô tuyến

Dây kim loại

Cáp quang

Tần số truyền

vài 100Hz ~ 100kHz Vài 10 MHz ~ vài GHz 100MHz ~ 1GHz

Tốc độ truyền

1Mbps

Vài Gbps

Vài kbps

Phạm vi ứng dụng

Đô thị

Chỉ ở nông thôn

Chi phí lắp đặt

Tốt

Rất tốt

Chi phí dây dẫn

Tốt

Không

Độ tin cậy truyền tin Rất tốt

Đạt

Tại vùng đô thị có nhiều tòa nhà cao và các công trình xây dựng cao

tầng trong tương lai, nên thông tin vô tuyến sẽ bị ảnh hưởng bởi các

tòa nhà này. Ngược lại, thông tin bằng dây kim loại hay cáp quang sẽ

không bị ảnh hưởng bởi các nhà cao tầng này. Đường thông tin tin

cậy nhất sẽ được thực hiện bằng dây dẫn.

Hơn nữa, tại vùng nông thôn, thông tin vô tuyến sẽ bị ảnh hưởng bởi

các sóng điện tin cá nhân như điện thoại di động hay bộ đàm, v.v…

Sử dụng

trong

IT hạng

trung sẽ

Với IT hạng lớn trong

Việc áp dụng IT cho

tương lai

được thực hiện bằng

tương lai sẽ cần đến

hệ thống phân phối

thông tin hữu tuyến

thông tin cáp quang

sẽ bị hạn chế

Tốt

Rất tốt

Đạt

Đề xuất

Hiện tại đây không

Trong tương lai thông

Thông tin vô tuyến

tin kim loại là bựa

tin cáp quang sẽ cần

không được khuyến

lựa chọn hợp lý cho

thiết cho liên lạc trong

cáo do hạn chế tin

hệ thống phân phối ở

lưới phân phối ở từng đô

cậy.

thành phố Hạ Long

thị

Đánh giá tổng thể

Áp dụng

2.2.4. So sánh các hệ thống thông tin (thông tin giưa TCM-TCR)

Hệ thống hữu tuyến nên được áp dụng cho các trạm phân phối trung tâm

(CDS) và các trung tâm điều độ khu vực(ADC) vì lượng thông tin trao đổi lớn và

đòi hỏi độ tin cậy cao. Trước mắt dây kim loại có thể đáp ứng được các chức năng,

song nên áp dụng cáp quang khi tính đến việc mở rộng công nghệ thông tin trong

tương lai gần. Các phương pháp thông tin cáp quang được chia thành các hệ thống

FDDI, SDH và ATM như mô tả trong bảng 2-7, nhưng nên sử dụng phương pháp

ATM do tính linh hoạt thông tin.

Bảng 2-7: So sánh các phương pháp thông tin

FDDI

SDH

ATM

Khả năng truyền dữ liệu

Đạt

Tốt

Rất tốt

Khả năng mở rộng

Đạt

Tốt

Chi phí

Tốt

Đạt

Tốt

FDDI: Giao diện số liệu phân phối quang

SDH: Trật tự số đồng bộ

ATM: Phương thức truyền phi đồng bộ

2.2.5. Hệ thống máy tính

- Hệ thống mạng máy tính đặt tại trung tâm điều độ theo cấu hình gồm 2 mạng Lan:

+ LAN HMI dùng trong trung tâm điều khiển dùng cho giao tiếp người - máy.

+ LAN control dùng cho giao tiếp với các thiết bị RTU.

Toàn bộ cấu trúc hệ thống DAS được mô tả tại hình 2-10.

Hình 2-10: Cấu hình của hệ thống DAS

2.3. Giới thiệu một số thiết bị đóng cắt tự động.

- Máy cắt tự động

Máy cắt điê ̣n cao áp dùng để đó ng, cắt ma ̣ch khi có dò ng phu ̣ tải và cả khi có

dòng ngắn ma ̣ch. Thiết bị này chỉ tự động cắt khi có sự cố trên đường dây, thao tác

đóng lại sẽ được thao tác bằng tay.

Máy cắt cao áp là cơ cấu đó ng mở cơ khí có khả năng đó ng, dẫn liên tu ̣c và cắ t

dò ng điê ̣n trong điều kiê ̣n bình thườ ng và cả trong thờ i gian giớ i ha ̣n khi xảy ra điều kiê ̣n bất thườ ng trong ma ̣ch (ví du ̣ như ngắn ma ̣ch). Máy cắt đươ ̣c sử du ̣ng để đó ng mở đườ ng dây trên không, các nhánh cáp, máy biến áp, cuô ̣n kháng điê ̣n và tu ̣ điê ̣n. Yêu cầu vớ i chú ng phải cắt nhanh, khi đó ng/cắt không gây nổ hoă ̣c cháy, kích

thướ c go ̣n nhe ̣, giá thành ha ̣. Trong máy cắt cao áp, vấn đề dâ ̣p tắt hồ quang khi cắt

ngắn ma ̣ch rất quan tro ̣ng. Do vâ ̣y thườ ng căn cứ phương pháp dâ ̣p hồ quang để

phân loa ̣i máy cắt.

- Máy cắt nhiều dầu: Dầu vừ a là chất cách điê ̣n đồ ng thờ i sinh khí để dâ ̣p tắt

hồ quang.

- Máy cắt ít dầu: Lươ ̣ng dầu ít chỉ đủ sinh khí dâ ̣p tắt hồ quang cò n cách điê ̣n

là chất rắn.

- Máy cắt không khí: Dùng khí nén để dập tắt hồ quang. - Máy cắt tự sinh khí: Dùng vâ ̣t liê ̣u cách điê ̣n có khả năng tự sinh khí dướ i tác

du ̣ng củ a nhiê ̣t đô ̣ cao của hồ quang. Khí tự sinh ra có áp suất cao dâ ̣p tắt hồ quang.

- Máy cắt điện từ: Hồ quang đươ ̣c dâ ̣p trong khe he ̣p làm bằng vâ ̣t liê ̣u rắn

chi ̣u đươ ̣c hồ quang, lực điện từ đẩy hồ quang vào khe.

- Máy cắt chân không: Hồ quang được dâ ̣p trong môi trườ ng chân không. - Máy cắt SF6: Dùng khí SF6 để dâ ̣p hồ quang. Nguyên lý cắt của máy cắt đó là việc dập tắt hồ quang. Trong máy ngắt cao

áp, thiết bị dập hồ quang là bộ phâ ̣n chính, khi ngắt ma ̣ch điê ̣n ở đó xảy ra các quá trình cơ bản dâ ̣p hồ quang và tiếp theo đó là phu ̣c hồ i đô ̣ bền về điê ̣n giữa các khoảng trống tiếp điểm. Quá trình xảy ra rất phứ c ta ̣p, phu ̣ thuộc vào sự làm viê ̣c của kiểu thiết bi ̣ dâ ̣p hồ quang, phu ̣ thuô ̣c khả năng dâ ̣p hồ quang củ a thiết bi ̣ và phu ̣ thuộc vào đặc tuyến củ a quá trình đó . Dạng đă ̣c tuyến củ a quá trình này phu ̣ thuô ̣c vào nguyên tắc tác đô ̣ng củ a thiết bi ̣ và vào các đă ̣c điểm kết quả từng chi tiết củ a máy cắt. Vì vậy việc tính và thiết kế thiết bị dâ ̣p hồ quang là một trong các nhiê ̣m vụ quan trọng khi thiết kế má y cắ t. Trong tính toán cần phải xác đi ̣nh các tham số củ a thiết bi ̣ và các đặc tuyến củ a nó .

- Phạm vi ứng dụng của máy cắt: Máy cắt thường được dùng trong các nhà

máy, xí nghiệp, trạm biến áp trung gian nơi có người trực vận hành.

- Các máy cắt điện thường dùng:

Hình 2-11: Máy cắt trung thế

2.3.2. Thiết bị đóng lặp lại tự động Autoreclosers

Phần lớn sự cố trong hệ thống phân phối điện là sự cố thoáng qua. Vì vậy, để

tăng cường độ liên tục cung cấp điện cho phụ tải, thay vì sử dụng máy cắt người ta

sử dụng máy cắt thường đóng lại (Recloser). Thực chất máy cắt tự đóng lại là máy

cắt có kèm thêm bộ điều khiển cho phép người ta lập trình số lần đóng cắt lập đi lập

lại theo yêu cầu đặt trước. Đồng thời đo và lưu trữ 1 số đại lượng cần thiết như: U,

I, P, thời điểm xuất hiện ngắn mạch. Khi xuất hiện ngắn mạch Recloser mở ra (cắt

mạch) sau một thời gian t1 nó sẽ tự đóng mạch. Nếu sự cố còn tồn tại nó sẽ cắt

mạch, sau thời gian t2, Recloser sẽ tự đóng lại mạch. Và nếu sự cố vẫn còn tồn tại

nó sẽ lại cắt mạch và sau thời gian t3 nó sẽ tự đóng lại mạch một lần nữa và nếu sự

cố vẫn còn tồn tại thì lần này Recloser sẽ cắt mạch luôn. Số lần và thời gian

Recloser đóng cắt do người vận hành lập.

Nguyên lý làm việc: Khi đường dây đang tải bình thường, trong khoảng cho

phép của dòng điện làm việc đối với các thiết bị, RC không có bất kỳ một tác động

nào, các tiếp điểm của RC liền mạch (CLOSE), đột nhiên có dòng sự cố đi qua

đường dây các tiếp điểm của RC sẽ hở mạch (RC sẽ TRIP). Nếu là sự cố thoáng

qua, giả sử như có sự va chạm dây pha với đất (do cây va vào, rắn bò,…) khi bị cúp

điện hồ quang tại nơi sự cố coi như bị dập tắt, sau thời gian cúp điện đường dây trở

lại bình thường ở dạng vật lý, theo quy định, đường dây sẽ được cung cấp điện trở

lại, nếu dòng điện trên đường dây không bị vượt quá mức cho phép, hộ tiêu thụ điện

sẽ được cung cấp điện liên tục trở lại, nếu sự cố vẫn tiếp tục duy trì RC. Sẽ cắt

(TRIP) tiếp tục, sau số lần đóng lại (theo lập trình) mà vẫn không phục hồi được sự

cố RC sẽ cắt vĩnh viễn (look out) chờ người sửa chữa đến kiểm tra phục hồi sự cố.

Phạm vi ứng dụng:

- Recloser thường được trang bị cho những đường trục chính công suất lớn và

đường dây dài đắt tiền.

- Ngoài ra thiết bị trên còn cho phép các nhà kỹ thuật theo dõi một cách tin cậy

nhất các tình trạng tác động của thiết bị, tình trạng hoạt động của phụ tải trong một

khoảng thời gian lớn, nhờ vào bộ phận lưu trữ dữ liệu sự cố, tin cậy đảm bảo thông

tin không bị mất đi khi xảy ra bất cứ trường hợp nào.

Mô hình thiết bị:

Hình 2-12: Autorecloser trung thế

2.3.3. Dao phân đoạn tự động

Áp dụng cho lưới hình tia một nguồn cung cấp có phân nhánh.

Ở đầu đường dây ta sử dụng máy cắt có trang bị rơle tự đóng lại hoặc sử dụng

Recloser. Tại đầu mỗi phân nhánh, ta đặt một dao cách ly tự động (DCLTĐ). Khi

xảy ra sự cố trên một nhánh rẽ nào đó, máy cắt đầu đường dây sẽ cắt. Trong khoảng

thời gian không điện dao cách ly tự động ở đầu nhánh rẽ bị sự cố được tự động cắt

ra, tách phần tử sự cố ra khỏi lưới điện.

Sau khi dao cách ly tự động đã tách nhánh sự cố, rơle tự đóng lại đặt ở đầu

đường dây đóng trở lại máy cắt nguồn, khôi phục cấp điện cho các nhánh không

bị sự cố.

Các dao ngắn mạch (DNM) được dùng để gây ngắn mạch nhân tạo phía trước

máy biến áp với mục đích tăng độ nhậy cho bảo vệ đầu đường dây.

Hình 2-13: Sơ đồ sử dụng TĐL để loại trừ sự cố

Thời gian mất điện của phụ tải được giảm xuống nhiều lần so với phương

pháp thủ công.

2.4. Kết luận chương 2

Nội dung chương 2 tác giả đã cơ bản giới thiệu được mô hình và

nguyên lý làm việc của hệ thống tự động phân phối điện DAS. Để đánh giá

được hiệu quả của hệ thống này ta cần dựa vào các chỉ tiêu đánh giá đối với

hệ thống cung cấp điện, cụ thể là độ tin cậy hay tính liên tục cung cấp điện

khi áp dụng DAS.

Chương 3

CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG PHÂN PHỐI ĐIỆN NĂNG

3.1. Độ tin cậy cung cấp điện

Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành nhiệm vụ yêu

cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định [2].

Như vậy độ tin cậy luôn gắn với việc hoàn thành một nhiệm vụ cụ thể, trong

một thời gian nhất định và trong một hoàn cảnh nhất định.

Mức đo độ tin cậy luôn gắn với việc hoàn thành nhiệm vụ trong khoảng thời

gian xác định và xác suất này được gọi là độ tin cậy của hệ thống hay phần tử.

Đối với hệ thống hay phần tử không phục hồi, xác suất là đại lượng thống kê,

do đó độ tin cậy là khái niệm có tính thống kê từ kinh nghiệm làm việc trong quá

khứ của hệ thống hay phần tử.

Đối với hệ thống hay phần tử phục hồi như hệ thống điện và các phần tử của

nó, khái niệm khoảng thời gian không có ý nghĩa bắt buộc, vì hệ thống làm việc liên

tục. Do đó độ tin cậy được đo bởi đại lượng thích hợp hơn, đó là độ sẵn sàng.

Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng

hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ.

Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất

kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian

hoạt động.

Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống

hoặc phần tử ở trạng thái hỏng.

3.1.1. Độ tin cậy của hệ thống

Như đã giới thiệu ở phần trên, hệ thống điện là một hệ thống phức tạp, gồm

nhiều phần tử, các phần tử liên kết với nhau theo những sơ đồ phức tạp. Hệ thống

điện thường nằm trên địa bàn rộng của một quốc gia hay vùng lãnh thổ. Khi các

phần tử của hệ thống hư hỏng có thể dẫn đến ngừng cung cấp điện cho từng vùng

hoặc toàn hệ thống.

Khi xảy ra sự cố hệ thống sẽ gây mất điện trên diện rộng, một số sự cố

nguy hiểm và lan rộng do lụt, bão, khi đó các đơn vị điện lực không đủ người,

phương tiện, máy móc, thiết bị để phục hồi nhanh lưới điện trên một vùng địa lý

rộng lớn và phức tạp.

3.1.2. Độ tin cậy của phần tử

Độ tin cậy của phần tử có ý nghĩa quyết định độ tin cậy của hệ thống. Các

khái niệm cơ bản về độ tin cậy của phần tử cũng đúng cho hệ thống. Do đó nghiên

cứu kỹ những khái niệm cơ bản về độ tin cậy của phần tử là điều rất cần thiết. Ở đây

sẽ xét cụ thể độ tin cậy của phần tử phục hồi và phần tử không phục hồi.

3.1.2.1. Phần tử không phục hồi

Phần tử phục hồi chỉ làm việc đến phần 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 T là đại lượng ngẫu nhiên, vì thời điểm hỏng của phần tử là ngẫu

nhiên không biết trước.

Ta có hàm phân bố là FT(t) 2:

(3.1) FT(t) = P (T  t)

P (T  t) là xác suất để phần tử làm việc từ thời điểm 0 đến thời điểm t bất

kỳ; t là biến số. Đó cũng là xác suất để phần tử hỏng trước hoặc đúng thời điểm t.

Hàm mật độ là fT(t) 2:

(3.2)

fT(t). t là xác suất để thời gian phục hồi T nằm trong khoảng (t, t + t) với

t đủ nhỏ.

Theo lý thuyết xác suất ta có:

(3.3)

Hàm phân bố và hàm mật độ là hai đặc trưng cơ bản của mỗi đại lượng

ngẫu nhiên. Bây giờ ta xét các đại lượng cơ bản khác đặc trưng cho độ tin cậy

của phần tử.

- Độ tin cậy R(t).

Theo định nghĩa độ tin cậy thì hàm tin cậy R(t) có dạng:

R(t) = P (T  t) (3.4)

P (T > t) là xác suất để thời gian phục vụ lớn hơn t, cũng tức là hỏng hóc xảy

ra ở sau thời điểm t.

So sánh (3.1) và (3.4) ta có:

(3.5) R(t) = 1 - FT(t)

Hàm tin cậy R(t) có tính chất biến thiên từ 1 đến 0 (Hình3.1).

FT(t) R(t)

F(t)

R(t)

0 t

Hình 3.1: Hàm tin cậy R(t)

- Cường độ hỏng hóc (t).

Cường độ hỏng hóc được định nghĩa như sau: Với t đủ nhỏ thì chính là xác suất

để phần tử đã phục vụ đến thời điểm (t).t sẽ hỏng trong khoảng tiếp theo [6].

(3.6)

Công thức (3.6) cho quan hệ giữa các đại lượng: Hàm phân bố, hàm mật độ,

độ tin cậy và cường độ hỏng hóc.

Nếu lấy logarit của R(t) rồi đạo hàm theo t, sẽ được [2].

(3.7)

Công thức (3.7) là công thức cơ bản cho phép tính được độ tin cậy của phần

tử khi biết cường độ hỏng hóc của nó, còn cường độ hỏng hóc được xác định nhờ

thống kê quá trình hỏng trong quá khứ của phần tử.

Trong hệ thống điện thường sử dụng điều kiện đầu: (t) =  = hằng số.

Do đó:

R(t) = e-t ; ; FT(t) = 1 - e-t fT(t) = .e-t (3.8)

Luật phân bố này gọi là luật phân bố mũ.

Thời gian làm việc trung bình [2]:

Với (t) = hằng số; R(t) = e-t do đó:

(3.9)

Công thức (3.9) cho quan hệ giữa thời gian làm việc và cường độ hỏng hóc

của các phần tử có luật phân bố mũ.

Với phần tử không phục hồi, độ tin cậy được mô tả nhờ hoặc là (t) hoặc là R(t).

Trong thực tế, các phần tử không phục hồi, (t) có dạng hình chậu

(Hình3.2a), có thể chia làm 3 miền theo các thời kỳ sau:

- Thời kỳ I: Thời kỳ phần tử mới bắt đầu làm việc hay xảy ra hỏng do các

khuyết tật khi lắp ráp, (t) giảm dần (thời kỳ chạy roda).

- Thời kỳ II: Thời kỳ làm việc bình thường của phần tử: (t) là hàng số.

- Thời kỳ III: Thời kỳ già cỗi, (t) tăng dần.

(t) (t)

tb

II II t I t I (a) b) Thời điểm bảo dưỡng

Hình 3.2: Cường độ hỏng hóc (t)

Đối với các phần tử phục hồi như hệ thống điện, các phần tử này có các bộ

phận luôn bị già hóa, do đó (t) luôn là hàm tăng, bởi vậy người ta phải áp dụng

biện pháp bảo dưỡng định kỳ làm cho cường độ hỏng hóc có giá trị quanh một giá

trị trung bình tb(Hình3.2b).

Khi xét khoảng thời gian dài, với các phần tử phục hồi có thể xem như (t) là

hằng số và bằng tb để tính toán độ tin cậy.

3.1.2.2. Phần tử phục hồi

a. Sửa chữa sự cố lý tưởng, có thời gian phục hồi  = 0

Trong thực tế, đây là các phần tử hỏng được thay thế rất nhanh bằng phần tử

mới (ví dụ như MBA). Phần tử được xem như luôn ở trong trạng thái tốt. Đại lượng

đặc trưng cho hỏng hóc của loại phần tử này là:

Thông số của dòng hỏng hóc (t) [2]:

(hỏng xảy ra trong khoảng (t, t + t) (3.10)

So với định nghĩa (t), ở đây không đòi hỏi điều kiện phần tử phải làm việc

tốt từ đầu cho đến t, mà chỉ cần thời điểm t nó đang làm việc, điều kiện này luôn

đúng vì phần tử luôn làm việc, khi hỏng nó được phục hồi tức thời.

Tương tự như (t) đại lượng (t).t là xác suất để hỏng hóc xảy ra trong khoảng

(t, t + t).

Với luật phân bố mũ, thông số dòng hỏng hóc (t) là hằng số và bằng cường

độ hỏng hóc của phần tử: (t) =  [2].

Vì lý do này mà cường độ hỏng hóc và thông số của dòng hỏng hóc thường hiểu

là một, trừ các trường hợp riêng khi thời gian làm việc không tuân theo luật mũ thì phải

phân biệt.

b. Sửa chữa sự cố thực tế, thời gian phục hồi 

Phần tử chịu một quá trình ngẫu nhiên hai trạng thái: Trạng thái làm việc và

trạng thái hỏng (Hình3.3).

Nếu khởi đầu phần tử ở trạng thái làm việc, thì sau thời gian làm việc TLV,

phần tử phần tử bị hỏng và chuyển sang trạng thái hỏng phải sửa chữa. Sau thời

gian sửa chữa xong , phần tử trở lại trạng thái làm việc.



Trạng thái

TLV

(a) H LV µ

(b)

  t

Hình 3.3: Mô hình và giản đồ chuyển trạng thái (LV-làm việc, H-hỏng)

Ta cũng giả thiết rằng sau khi sửa chữa sự cố, phần tử được phục hồi như mới.

Ở đây cần hai hàm phân bố xác suất: Hàm phân bố thời gian phần tử ở trạng thái làm

việc FLV(t) và hàm phân bố thời gian phần tử ở trạng thái hỏng FH(t). Đó là sự khác

nhau cơ bản giữa phần tử không phục hồi và phần tử phục hồi (Đối với phần tử

không phục hồi chỉ cần một hàm phân bố thời gian là đủ). Để đánh giá về lượng độ

tin cậy của phần tử phục hồi cần có hai đại lượng. Các đại lượng và chỉ tiêu cần thiết

để mô tả hành vi của phần tử phục hồi gồm:

- Xác suất phần tử ở trạng thái làm việc ở thời điểm t (ở mỗi thời điểm phần

tử có thể ở một trong hai trạng thái: Làm việc hoặc hỏng hóc) gọi là xác suất trạng

thái làm việc PLV(t).

- Xác suất phần tử ở trạng thái hỏng ở thời điểm t là Ph(t).

- Thông số dòng hỏng hóc:

(hỏng xảy ra trong khoảng (t, t + t) =

Theo lý thuết xác suất: P(AB) = P(A/B)P(B), từ đây ta có:

P(A/B) = P(AB)/P(B)

Áp dụng cho cường độ chuyển trạng thái và thông số dòng hỏng hóc ta được:

Hay: (3.11) (t) = qLV-H(t).PLV(t)

- Thời gian làm việc trung bình là TLV.

- Thời gian hỏng trung bình là .

- Thời gian trung bình một chu kỳ làm việc-hỏng là: TCK = TLV + .

- Hệ số sẵn sàng:

- Hệ số không sẵn sàng:

Giả thiết TLV và  đều tuân theo luật phân bố mũ (trong thực tế  tuân theo

luật chuẩn, song giả thiết trên giúp ta có thể áp dụng mô hìnhMarkov, hơn nữa theo

kinh nghiệm kết quả tính toán là chấp nhận được), ta có [2]:

FT(t) = 1 - e-t (phân bố xác suất của thời gian làm việc).

F(t) = 1 - e-t (phân bố xác suất của thời gian hỏng hóc).

Trong đó là cường độ phục hồi,  là thời gian hỏng hóc trung bình.

Áp dụng quá trình Markov cho sơ đồ (Hình 3.3), trong đó  và  chính là

cường độ chuyển trạng thái, sẽ tính được xác suất của trạng thái làm việc PLV(t) và

xác suất trạng thái hỏng PH(t).

Ở đây  và  chính là cường độ chuyển trạng thái của phần tử vì mỗi hỏng

hóc hoặc phục hồi làm phần tử chuyển trạng thái.

Thông số dòng hỏng hóc (t) theo (3.11) là:

Ở chế độ dừng (khi t = ), PLV(t) = PLV trở thành độ sẵn sàng A còn PH(t) =

Q(t) = Q trở thành độ không sẵn sàng của phần tử.

(3.12a)

(3.12b) (khi TLV >> ,  << )

Khi đó:

(3.13)

TCK = TLV +  gọi là chu kỳ xảy ra hỏng hóc, đó là thời gian trung bình giữa

hai lần hỏng kế tiếp. Công thức (3.13) cho mối quan hệ giữa thông số dòng hỏng

hóc và cường độ hỏng hóc của các phần tử thực tế. Tuy nhiên với hệ thống điện,

PLV thường có giá trị xấp xỉ 1, nên có thể coi gần đúng   .

Đối với phần tử phục hồi thường thống kê được:

- Số lần hỏng  trong một đơn vị thời gian, từ đó tính ra:

- Thời gian sửa chữa sự cố trung bình , từ đó tính ra

c. Sửa chữa sự cố thực tế và bảo dưỡng định kỳ

Bảo dưỡng định kỳ được thực hiện vì nó làm giảm cường độ hỏng hóc, tăng

thời gian làm việc trung bình của phần tử mà chi phí lại ít hơn nhiều so với sửa chữa

sự cố.

Nếu giả thiết thời gian bảo dưỡng định kỳ ĐK cũng tuân theo luật mũ thì có

thể áp dụng mô hình (Hình3.4). Trong đó có ba trạng thái:

T: Tốt - là trạng thái làm việc.

ĐK: Trạng thái bảo dưỡng định kỳ.

H: Hỏng và các thông số.

: Cường độ hỏng hóc.

: Cường độ phục hồi.

ĐK: Cường độ xảy ra bảo dưỡng đinh kỳ.

ĐK: Cường độ bảo dưỡng định kỳ.



ĐK

ĐK

µĐK

Hình 3.4: Mối liên hệ giữa các trạng thái của phần tử

Ta thấy khi phần tử đang bảo dưỡng định kỳ thì không thể xảy ra hỏng hóc,

còn bảo dưỡng định kỳ không thể bắt đầu khi phần tử ở trạng thái hỏng.

Nếu giả thiết thêm rằng, thời gian giữa hai lần bảo dưỡng định kỳ TĐK cũng

tuân theo luật mũ, thì có thể tìm được xác suất trạng thái bằng mô hìnhmarkov. Giả

thiết này không đúng thực tế, vì bảo dưỡng định kỳ được thực hiện theo kế hoạch

tiền định, tuy nhiên mô hình vẫn cho kết quả khá gần thực tế và có thể rút ra từ đó

nhiều kết luận hữu ích.

Ở chế độ xác lập (chế độ dừng t = ), ta có:

Ta xét PH, chia tử và mẫu cho số cho ĐK:

Trong thực tế và đều nhỏ hơn 1 nhiều, do đó:

(3.14)

Ta thấy độ không sẵn sàng đúng cho cả trường hợp này.

Tương tư với PH, PĐK hay QĐK là:

(3.15)

PĐK còn gọi là hệ số bảo dưỡng định kỳ.

Các biểu thức (3.14) và (3.15) cho phép tính được xác suất của trạng thái H

và bảo dưỡng định kỳ.

3.3. Các chỉ tiêu đánh giá của lưới điện phân phối

Các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối được đánh giá khi dùng 3 khái

niệm cơ bản, đó là cường độ mất điện trung bình λ (do sự cố hoặc theo kế hoạch),

thời gian mất điện (sửa chữa) trung bình t, thời gian mất điện hàng năm trung bình

T của phụ tải.

Tuy nhiên, những giá trị này không phải là giá trị quyết định mà là giá trị

trung bình của phân phối xác suất, vì vậy chúng chỉ là những giá trị trung bình dài

hạn. Mặc dù 3 chỉ tiêu trên là quan trọng, nhưng chúng không đại diện một cách

toàn diện để thể hiện độ tin cậy của hệ thống. Chẳng hạn các chỉ tiêu trên được đánh

giá không thể hiện được tương ứng với 1 khách hàng hay 100 khách hàng, tải trung

bình tại điểm đánh giá là 10kW hay 10MW. Để đánh giá được một cách toàn diện

về sự mất điện của hệ thống, người ta còn đánh giá thêm các chỉ tiêu sau:

3.3.1. Tần suất mất điện trung bình của hệ thống- SAIF

Tổng số lần mất điện của khách hàng i Ni = SAIFI = Tổng số khách hàng được phục vụ Ni

Ở đây i là cường độ mất điện và Ni là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ

tiêu này xác định số lần mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm.

3.3.2. Tần suất mất điện trung bình của khách hàng - CAIFI

Tổng số lần mất điện của khách hàng CAIFI = Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng

Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện đối với khách hàng bị ảnh hưởng.

3.3.3. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống- SAIDI

Tổng số thời gian mất điện của khách hàng Ti Ni = SAIDI = Tổng số khách hàng Ni

Ở đây Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ni là số khách hàng

của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của một

khách hàng trong một năm.

3.3.4. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng-CAIDI

Tổng số thời gian mất điện của khách hàng Ti Ni CAIDI = = Tổng số lần mất điện của khách hàng i Ni

Ở đây i là cường độ mất điện, Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm

và Ni là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất

điện trung bình của một khách hàng trong một năm cho một lần mất điện.

3.3.5. Tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng

Tổng số thời gian mất điện của khách hàng Ti Ni CTAIDI = = Tổng số khách hàng bị mất điện Ni

Ở đây Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ni là số khách hàng

của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định tổng thời gian mất điện trung bình của

một khách hàng trong một năm.

3.3.6. Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI và (ASUI)

Số giờ khách hàng được cung cấp điện Ti Ni ASAI = = Số giờ khách hàng cần cung cấp điện Ni

Ni x 8760 - Ti Ni = Ni x 8760

ASUI = 1- ASAI = ( Ti Ni )/ ( Ni x 8760 )

Chỉ tiêu này xác định mức độ sẵn sàng hay độ tin cậy (không sẵn sàng) của hệ thống.

3.3.7. Năng lượng không được cung cấp- ENS

ENS = Tổng số điện năng không được cung cấp bởi hệ thống = Pi Ti

Ở đây Pi là tải trung bình được nối vào nút tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định sản

lượng điện bị mất đối với hệ thống trong một năm.

3.3.8. Điện năng trung bình không được cung cấp- AENS

Tổng điện năng không cung cấp được Pi Ti AENS = = Tổng số khách hàng được phục vụ Ni

Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách

hàng trong một năm.

3.3.9. Chỉ số mất điện khách hàng trung bình-ACCI

Tổng số điện năng không cung cấp được ACCI = Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng

Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng

bị ảnh hưởng trong một năm.

3.4. Tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối theo sơ đồ mô phỏng

Trong mục này ta tính toán, nghiên cứu việc áp dụng các thiết bị đóng cắt trên

lưới điện mô phỏng bằng các thiết bị: Máy cắt, cầu dao, cầu chì từ đó có các chỉ số

tin cậy.

Trong tính toán độ tin cậy, lưới điện hình tia gồm các phần tử mắc nối tiếp,

nên các chỉ số trung bình cơ bản về độ tin cậy của hệ thống được tính như sau:

s = i (3.17)

(3.18) Ts = i ti

(3.19) ts = Ts / s = ( i ti )/( i )

Trong đó:

- i, s là cường độ mất điện trung bình của từng thành phần (đoạn lưới)

và của hệ thống trong một năm (lần/năm).

- ti, ts là thời gian mất điện trung bình của từng thành phần (đoạn lưới) và

của hệ thống cho một lần mất điện (giờ/lần).

- Ts là thời gian mất điện trung bình năm của hệ thống.

3.4.1. Vận hành theo sơ đồ lưới điện hình tia có rẽ nhánh

Xét sơ đồ lưới điện như hình 3.5 các sự cố xảy ra trên mỗi đoạn 1, 2, 3, 4 hoặc

trên các nhánh rẽ a, b, c, d đều làm máy cắt đầu nguồn tác động và toàn hệ thống sẽ

bị mất điện. Sau khi sự cố được khắc phục máy cắt sẽ được đóng lại để phục hồi

việc cấp điện. Trên cơ sở các số liệu về suất sự cố trung bình và thời gian mất điện

trung bình ta tính được các chỉ tiêu về độ tin cậy cho các nút tải A, B, C, D và sẽ

được kết quả các trị số , t, T ở các nút tải là như nhau.

2 3 4 1

a b c d D A C B

Hình 3.5: Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn

Trong thực tế sự mất điện trên đường dây có tỷ lệ tương ứng với chiều dài của

nó. Giả sử cho suất sự cố bình quân trên các đoạn tuyến trục chính là = 0,1

lần/km.năm và các nhánh rẽ là 0,2 lần/km.năm, thời gian sự cố, chiều dài đường

dây, số lượng khách hàng và tải bình quân cho ở bảng 3.1 và bảng 3.2, ta sẽ được

kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của các nút phụ tải cho ở bảng 3.3.

Bảng 3-1: Thông số của hệ thống

Phần tử

1

2

3

4 a

b

c

d

l (km)

0,6

0,4

0,2

0,1

0,3

0,2

 (lần/năm)

t (giờ)

Nút tải

Số lượng khách hàng

1000

800

700

500

Tải trung bình (kW)

5000

4000

3000

2000

Bảng 3-2: Số liệu về khách hàng và tải trung bình ở các nút phụ tải

Bảng 3-3: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.5

Nút tải A

Nút tải B

Nút tải C

Nút tải D

Thành

T

t

T

t

T

t

T

t



phần

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

0,4

d

6,0

Cộng

2,2

2,73

2,2 2,73

6,0

2,2 2,73 6,0

2,2 2,73

6,0

Khi đó các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống trên là:

2,2 lần mất điện/khách hàng.năm SAIFI =

SAIDI = 6,0 giờ /khách hàng.năm

CAIDI = 2,73 giờ /lần mất điện

ASAI = 0,999315

ENS = 84,0 MWh/năm

AENS = 28,0 kWh/khách hàng.năm

3.4.1.1. Lưới điện hình tia rẽ nhánh có bảo vệ bằng cầu chì

2 3 4 1

d a b c

D A C B

Hình 3.6: Sơ đồ lưới điện hình tia có nhánh rẽ được bảo vệ bằng cầu chì

. Nút tải có độ tin cậy thấp nhất là điểm B, bởi vì nhánh rẽ này chịu ảnh hưởng

của sự cố lớn hơn cả, do chiều dài nhánh rẽ lớn nhất nên cường độ sự cố cao hơn,

thời gian mất điện sẽ nhiều hơn. Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của các nút

tải cho ở Bảng 3.4.

Bảng 3-4: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.6

Nút tải A

Nút tải B

Nút tải C

Nút tải D

Thành

t

T

t

T

t

T

t

T



phần

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

0,8

4

0,2

0,4

a

0,6

1,2

b

0,4

0,8

c

0,2

0,4

d

1,0

3,6

Cộng

1,0

3,6

1,4 3,14

4,4

1,2 3,33

4

Các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống sẽ là:

SAIFI = 1,15 lần mất điện/khách hàng.năm

SAIDI = 3,91 giờ /khách hàng.năm

CAIDI = 3,39 giờ /lần mất điện

ASAI = 0,999554

ENS = 54,8 MWh/năm

AENS = 18,3 kWh/khách hàng.năm

3.4.1.2. Lưới điện hình tia phân đoạn bằng các dao cách ly và rẽ nhánh có bảo vệ

bằng cầu chì

Biện pháp tăng cường độ tin cậy khác là lắp đặt dao cách ly tại các

điểm hợp lý trên trục chính. Khi có sự cố trên các đoạn trục chính máy cắt đầu

nguồn sẽ được cắt ra. Sau đó đoạn bị sự cố sẽ được xác định và dao cánh ly sẽ cách

ly đoạn sự cố ra để sửa chữa, máy cắt được đóng lại để cấp điện cho các phụ tải

trước đoạn bị sự cố. Trong trường hợp này những chỉ tiêu độ tin cậy của các nút tải

A, B, C được cải thiện. Mức độ cải thiện sẽ lớn hơn đối với những điểm gần nguồn

và ít hơn nếu xa nguồn, chỉ tiêu tại nút D không thay đổi vì không thể cách ly được

nữa nếu sự cố xảy ra trên đoạn này.

2 3 4 1

a b c

d D A C B

Hình 3.7: Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng dao cách ly, nhánh rẽ

bảo vệ bằng cầu chì

Với những điểm đặt dao cách ly như trên hình 3.7, giả sử tổng số thời gian

thao tác dao cách ly và máy cắt để cách ly đoạn sự cố là 0,5 giờ thì các chỉ tiêu độ

tin cậy của các nút tải cho ở bảng 3.5.

Bảng 3-5: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.7

Nút tải A

Nút tải B

Nút tải C

Nút tải D

Thành

t

T

t

T

t

T

t

T



phần

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

0,2

0,8

4

0,2

0,4

a

0,6

1,2

b

0,4

0,8

c

0,2

0,4

d

Cộng

1,0

1,5

1,4 1,89 2,65

1,2 2,75

3,3

1,0

3,6

Các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống sẽ là:

SAIFI = 1,15 lần mất điện/khách hàng.năm

SAIDI = 2,58 giờ /khách hàng.năm

CAIDI = 2,23 giờ /lần mất điện

ASAI = 0,999706

ENS = 35,2 MWh/năm

AENS = 11,7 kWh/khách hàng.năm

3.4.1.3. Lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt

2 3 4 1

a b c

d D A C B

Hình 3.8: Sơ đồ lưới điện hình tia phân đoạn bằng máy cắt

Trong thực tế để tăng cường độ tin cậy lưới điện phân phối người ta cũng sử

dụng máy cắt để phân đoạn. Trong trường hợp này khi có sự cố trên các đoạn, máy

cắt phân đoạn sẽ tác động cắt đoạn bị sự cố ra và các đoạn trước máy cắt phân đoạn

vẫn được liên tục cấp điện. Các chỉ tiêu độ tin cậy cho các nút tải sẽ được cải thiện

hơn trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly, do máy cắt có thể tự động cắt đoạn sự

cố ra khỏi lưới, nên số lần mất điện và thời gian mất điện sẽ thấp hơn. Tuy nhiên, do

máy cắt có giá thành rất cao so với dao cách ly (gấp khoảng 15 lần), nên trong thực tế

việc dùng máy cắt hay dao cách ly, với số lượng bao nhiêu, đặt tại những vị trí nào là

bài toán tối ưu về kinh tế, kỹ thuật được xem xét kỹ khi đầu tư.

Với sơ đồ hình 3.8 kết quả tính toán các chỉ tiêu về độ tin cậy của các nút phụ

tải cho ở bảng 3.6 và các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống sẽ là:

0,77 lần mất điện/khách hàng.năm SAIFI =

2,39 giờ /khách hàng.năm SAIDI =

CAIDI 3,09 giờ /lần mất điện =

ASAI = 0,999728

ENS = 32,4 MWh/năm

AENS = 10,8 kWh/khách hàng.năm

Bảng 3.6: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.8

Nút tải A

Nút tải B

Nút tải C

Nút tải D

Thành

t

T

t

T

t

T

t

T



phần

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(l/n)

0,2

0,8

0,2

0,8

0,2

0,8

0,2

0,8

1

0,1

0,4

0,1

0,4

0,1

0,4

2

0,3

1,2

Cộng

0,4

3,0

1,2

0,9 2,67

2,4

1,0

3,2

1,0

3,6

3.4.2. Vận hành theo sơ đồ lưới điện kín vận hành hở

Nhiều hệ thống lưới phân phối kín có các điểm mở để hệ thống hoạt

động hiệu quả như là một mạng hình tia, nhưng khi có một sự cố trong hệ thống các

điểm mở có thể được đóng, mở hợp lý để phục hồi việc cung cấp điện cho các tải

không được liên kết với nguồn. Qui trình hoạt động này có ảnh hưởng rõ rệt đối với

các chỉ tiêu độ tin cậy của nút tải, bởi vì các nút tải bị tách khỏi nguồn cho đến khi

hoàn thành việc sửa chữa có thể chuyển sang một nguồn khác của hệ thống.

Xét hệ thống như hình 3.9 (tương tự trường hợp hình 3.7) và đặt đoạn 4 nối

với một hệ thống phân phối khác qua điểm thường mở 5. Trong trường hợp này các

chỉ tiêu độ tin cậy của mỗi nút tải được tính toán cho trong bảng 3.7, giả sử rằng

không có hạn chế về số lượng tải có thể chuyển được.

5 2 3 4 1

a b d c

D A C B

Hình 3.9: Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở

Kết quả trong bảng 3.7 cho thấy rằng cường độ sự cố của mỗi điểm tải không

thay đổi so với trường hợp hình 3.7, nhưng thời gian mất điện của các điểm tải B,

C, D giảm nhiều. Các chỉ tiêu của nút tải A không thay đổi bởi vì sự chuyển tải

không thể thực hiện với bất kỳ tải nào bị mất. Ảnh hưởng lớn nhất xảy ra đối với

nút tải xa nhất so với nguồn và gần nhất so với nút chuyển tải thường mở (nút D).

Bảng 3-7: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.9

trong trường hợp không hạn chế công suất chuyển tải

Nút tải A

Nút tải B

Nút tải C

Nút tải D

Thành

t

T

t

T

t

T

t

T



phần

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(g/l)

(g/n)

(l/n)

0,2 4 0,80 0,2 0,5 0,10 0,2 0,5 0,10 0,2 0,5 0,10 1

0,1 0,5 0,05 0,1 4 0,40 0,1 4 0,05 0,1 0,5 0,05 2

0,3 0,5 0,15 0,3 0,5 0,15 0,3 0,5 1,20 0,3 0,5 0,15 3

0,2 0,5 0,10 0,2 0,5 0,10 0,2 0,5 0,10 0,2 4 0,80 4

0,2 2 0,4 a

0,6 2 1,2 b

0,4 2 0,8 c

0,2 2 0,4 d

Cộng 1,0 1,5 1,5 1,4 1,39 1,95 1,2 1,88 2,25 1,0 1,5 1,5

Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống trong trường hợp này được cải thiện

đáng kể so với hệ thống chỉ có một nguồn:

1,15 lần mất điện/khách hàng.năm SAIFI =

1,80 giờ /khách hàng.năm SAIDI =

CAIDI = 1,56 giờ /lần mất điện

ASAI = 0,999795

ENS = 25,0 MWh/năm

AENS = 8,4 kWh/khách hàng.năm

Tuy nhiên, không phải luôn luôn có thể san toàn bộ tải bị mất trong một hệ

thống qua nguồn cấp khác thông qua một điểm thường mở. Sự khống chế này có thể

tồn tại, bởi vì sự mất điện xảy ra khi đang mang tải cao hoặc nguồn cung cấp thứ

hai bị giới hạn công suất. Trong trường hợp này thời gian mất điện sẽ bằng thời gian

cách ly để san tải hay thời gian để sửa chữa khắc phục trong trường hợp không thể

chuyển sang nguồn khác. Trung bình của những giá trị này có thể đánh giá bằng

cách dùng giá trị kỳ vọng, khi đó:

Thời gian mất điện = (Thời gian mất điện trong trường hợp có thể

chuyển tải) x (Xác suất có thể chuyển tải ) + (Thời gian mất điện trong trường hợp

không thể chuyển tải ) x (Xác suất không thể chuyển tải).

Ví dụ tính thời gian mất điện của nút tải B của hình 3.12 với sự cố xảy ra trên

đoạn 1 nếu xác suất có thể chuyển tải là 0,6 là:

Thời gian mất điện = 0,5 x 0,6 + 4 x 0,4 =1,9 giờ.

Kết quả tính các chỉ tiêu độ tin cậy của các nút tải trong trường hợp này cho ở Bảng 3.8

Các chỉ tiêu độ tin cậy của toàn hệ thống lúc này sẽ là:

1,15 lần mất điện/khách hàng.năm SAIFI =

SAIDI = 2,11 giờ /khách hàng.năm

CAIDI = 1,83 giờ /lần mất điện

ASAI = 0,999759

ENS = 29,1 MWh/năm

AENS = 9,7 kWh/khách hàng.năm

Bảng 3-8: Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống hình 3.9 trong

trường hợp hạn chế công suất chuyển tải

Nút tải A Nút tải B Nút tải C Nút tải D Thành t T t T t T t T     phần (g/l) (g/n) (g/l) (g/n) (g/l) (g/n) (g/l) (g/n) (l/n) (l/n) (l/n) (l/n)

0,2 4 0,8 0,2 1,9 0,38 0,2 1,9 0,38 0,2 1,9 0,38 1

0,1 0,5 0,05 0,1 4 0,4 0,1 1,9 0,19 0,1 1,9 0,19 2

0,3 0,5 0,15 0,3 0,5 0,15 0,3 4 0,3 1,9 0,57 1,2 3

0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,2 4 0,8 0,1 4

0,2 2 0,4 a

0,6 2 1,2 b

0,4 2 0,8 c

0,2 2 0,4 d

Cộng 1,0 1,5 1,5 1,4 1,59 2,23 1,2 2,23 2,67 1,0 2,34 2,34

Tổng hợp các trường hợp trên ta có Bảng so sánh kết quả về các chỉ tiêu độ

tin cậy như bảng 3.9.

Bảng 3-9: Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của các hệ thống từ hình 3.5

đến hình 3.9

Các chỉ tiêu Hình 3.5 Hình 3.6 Hình 3.7 Hình 3.8 Hình 3.9

Nút tải A

2,2 1,00 1,00 0,40 1,00  (lần/năm)

t (giờ/lần) 2,73 3,60 1,50 3,00 1,50

T (giờ/năm) 6,00 3,60 1,50 1,20 1,50

Nút tải B

2,20 1,40 1,40 0,90 1,40  (lần/năm)

t (giờ/lần) 2,73 3,14 1,89 2,67 1,39

T (giờ/năm) 6,00 4,40 2,65 2,40 1,95

Nút tải C

2,20 1,20 1,20 1,00 1,20  (lần/năm)

t (giờ/lần) 2,73 3,33 2,75 3,20 1,88

T (giờ/năm) 6,00 4,00 3,30 3,20 2,25

Nút tải D

2,20 1,00 1,00 1,00 1,00  (lần/năm)

t (giờ/lần) 2,73 3,60 3,60 3,60 1,50

T (giờ/năm) 6,00 3,60 3,60 3,60 1,50

Toàn hệ thống

SAIFI 2,20 1,15 1,15 0,77 1,15

SAIDI 6,00 3,91 2,58 2,39 1,80

CAIDI 2,73 3,39 2,23 3,09 1,56

ASAI 0,999315 0,999554 0,999706 0,999728 0,999795

ENS 84,0 54,8 35,2 32,4 25,0

AENS 28,0 18,3 11,7 10,8 8,40

3.4.3. Kết luận về các thông số khi tiến hành lắp đặt các thiết bị đóng cắt

Theo kết quả trên chúng ta thấy rằng, lưới điện được phân đoạn sẽ có các

chỉ tiêu về độ tin cậy tốt hơn không phân đoạn, phân đoạn bằng máy cắt tốt

hơn dao cách ly, hệ thống mạch vòng có nhiều nguồn sẽ tốt hơn một nguồn và

có thời gian mất điện ít nhất.

Vì vậy việc lắp đặt các thiết bị đóng cắt sẽ mang lại hiệu quả kinh tế cũng như

cấp điện tốt hơn.

3.5. Tính toán hiệu quả kinh tế

Thiết lập công thức tổng quát tính toán với các sơ đồ lưới điện mô phỏng,

sử dụng Autorecloser trong quá trình tính toán thay cho các thiết bị khác trong

các sơ đồ.

3.5.1. Mô hình I - Đường dây một nguồn, không phân đoạn

Hình 3.10: Đường dây một nguồn, không phân đoạn

Hỏng hóc trên lộ đường dây bao gồm: hỏng hóc trên đường trục (với chiều dài l)

và hỏng hóc trên nhánh rẽ i (với chiều dài li).

- Hỏng hóc trên đường trục:

Khi hỏng hóc xảy ra trên đường trục, toàn bộ phụ tải trên lộ đường dây sẽ mất

điện. Việc khôi phục cung cấp điện chỉ được thực hiện khi đã phát hiện, cách ly và

sửa chữa được phần tử sự cố.

Số lần hỏng hóc: λL

Thời gian mất điện toàn tuyến: λL(T + τ)

Thiếu hụt điện năng do hư hỏng trên đường trục:

(3.20) ∆ET = λL(T + τ)

- Hỏng hóc trên nhánh:

Phụ tải trên nhánh hỏng hóc sẽ mất điện trong toàn bộ thời gian tìm kiếm, cách

ly, sửa chữa sự cố (T + τ). Các phụ tải còn lại chỉ mất điện trong thời gian tìm kiếm,

cách ly sự cố T.

Số lần hỏng hóc trên nhánh i: λli

Thời gian mất điện toàn tuyến: λliT

Thiếu hụt điện năng toàn tuyến trong thời gian tìm kiếm sự cố trên nhánh i:

λliT

Thiếu hụt điện năng do hư hỏng trên các nhánh:

+ λτ (3.21) ∆EN = λT

- Tổng thiếu hụt điện năng:

∆E = ∆ET + ∆EN

= λL(T + τ) + λT + λτ

= λ{[L(T + τ) + T ] + τ } (3.22)

3.5.2. Mô hình II - đường dây một nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly (M phân đoạn)

Hình 3.11: Đường dây một nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly

- Hỏng hóc trên đường trục:

Số lần hỏng hóc trên phân đoạn X: λLX

Khi hỏng trên phân đoạn đầu nguồn (I): Tất cả các hộ tiêu thụ đều mất điện

trong thời gian tìm kiếm và sửa chữa sự cố: (T + τ)

Khi hỏng hóc trên phân đoạn thứ II, phân đoạn I sẽ mất điện trong thời gian tìm

kiếm chỗ hỏng T. Các phân đoạn từ II đến M bị mất điện trong thời gian tìm kiếm và

sửa chữa (T + τ) ...

Các phân đoạn nằm trước phân đoạn sự cố về phía nguồn chỉ mất điện

trong thời gian tìm kiếm phần tử sự cố (T). Thời gian mất điện các phân

đoạn phía sau phân đoạn sự cố (T + τ).

Thiếu hụt điện năng khi hư hỏng trên đường trục:

+ (T+τ) + ∆ET = λLI(T + τ) + λLII[T ] + λLIII[T

(T+τ) + (T+τ) ] (3.23) ] + ... + λLM[T

- Hỏng hóc trên nhánh i thuộc phân đoạn X: Tất cả các nhánh của X bị

mất điện trong thời gian T, nhánh hỏng i bị mất điện thêm trong thời gian sửa

chữa sự cố.

Thiếu hụt điện năng khi có nhánh hỏng trên phân đoạn X:

+ ∆EN(X) = λ

Thiếu hụt điện năng khi hư hỏng trên nhánh:

(T + τ ) (3.24) ∆EN = ∆EN(X) = λ

- Tổng thiếu hụt điện năng:

∆E = ∆ET + ∆EN

+ (T+τ) + = λ{LI(T + τ) + LII[T ] + LIII[T

(T+τ) ] + ... + + (T+τ) ] + LM[T

(T + τ )} (3.25)

3.5.3. Mô hình III - Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly (M phân đoạn)

Hình 3.12: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly

- Hỏng hóc trên trục:

Khi sự cố xảy ra trên phân đoạn nào thì chỉ phân đoạn đó mất điện trong cả

thời gian (T + τ), các phân đoạn còn lại chỉ mất điện trong thời gian T.

+ T T + T ] ∆ET = λLI(τ ] + λLII(τ+ ] + ... + λLM(τ

= λ (τ + T ]

= λ[(TL + τ )] (3.26) (LX

- Hỏng hóc trên nhánh:

(T + τ ) (3.27) ∆EN = λ

- Tổng thiếu hụt điện năng:

∆E = ∆ET + ∆EN

= λ[(TL + τ )+ (T + τ )] (3.28) (LX

3.5.4. Mô hình IV - đường dây một nguồn, phân đoạn bằngAutorecloser (M phân đoạn)

Hình 3.13: Đường dây một nguồn, phân đoạn bằng Autorecloser

- Hỏng hóc trên trục:

Khi phân đoạn bằng Autorecloser, nếu hư hỏng trên đường trục thời gian

tìm kiếm phân đoạn sự cố T ≈ 0. Kỳ vọng thiếu hụt điện năng khi hư hỏng trên

trục chủ yếu phụ thuộc vào thời gian sửa chữa sự cố τ.

∆ET = λLIτ + λLIIτ + ... + λLMτ

) (3.29) = λτ(LI + LII + ... + LM

- Hỏng hóc trên nhánh i, phân đoạn X:

Kỳ vọng thiếu hụt điện năng do hư hỏng trên một nhánh: λliτPi + λliT

Thiếu hụt điện năng

do hư hỏng trên các nhánh của phân đoạn X:

) (3.30) ∆EN(X) = λ( liτPi + liT

- Tổng thiếu hụt điện năng:

) + (τ ∆E = ∆ET + ∆EN = λ[τ(LI + LII + ... + LM liPi

+ T )] (3.31) li

3.5.5. Mô hình V - đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng Autorerclauser (M

phân đoạn)

Hình 3.14: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng DAS

- Hỏng hóc trên trục:

∆ET = λLIτ + λLIIτ + … + λLMτ

) (3.32) = λτ(LI + LII + … + LM

- Hỏng hóc trên nhánh:

(T ∆EN = λ li Pi + τ liPi) (3.33)

- Tổng thiếu hụt điện năng:

+ ) + ∆E = ∆ET + ∆EN = λ[τ(LI + LII ... + LM

(T li Pi + τ liPi)] (3.34)

3.6. Kết luận chương 3

Trong chương này trình bày tóm tắt lý thuyết về độ tin cậy trong lưới phân

phối điện làm cơ sở tính toán áp dụng. Phân tích các mô hình tính toán độ tin cậy và hiệu quả kinh tế của lưới điện điển hình để từ đó áp dụng cho lưới điện

phân phối thành phố Hạ Long, mà sẽ được giới thiệu trong chương tiếp theo.

Chương 4 ÁP DỤNG HỆ THỐ NG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐ I ĐIỆN

CHO LƯỚ I ĐIỆN TP HẠ LONG

Trong chương này luận văn sẽ đi vào các vấn đề:

- Nghiên cứu áp dụng hệ thống tự động phân phối điện cho lưới điện thành

phố Hạ Long - tỉnh Quảng Ninh. Tính toán cụ thể cho lưới điện phân phối của thành

phố Hạ Long - sau trạm 110kV Giếng Đáy (E54), khu vực này tập trung các phụ tải

quan trọng phục vụ cho công nghiệp, cảng biển và du lịch. Đã được quy hoạch cải

tạo tổng thể hạ tầng lưới điện nhằm đáp ứng được việc giảm thời gian mất điện và

phạm vi mất điện của các phụ tải.

- Ứng dụng chương trình PSS/ADEPT để tính toán độ tin cậy của lưới điện

trước và sau khi áp dụng DAS đối với đường dây trong lưới phân phối đã chọn. (Do

thời gian và điều kiện hạn chế nên trong luận văn này tác giả chỉ phân tích, đề cập

đến hiệu quả khi lắp đặt Autorecloser, các đường dây khác được tính toán tương tự.

4.1. Hệ thống tự động phân phối cho các đường dây nổi

4.1.1. Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động PVS

* Các PVS đặt trên đường trục chính:

- Phân vùng giữa 2 PVS trên đường trục sẽ có khoảng 3 đến 5 trạm phân

phối nằm trên các nhánh rẽ.

- Lắp cạnh các dao liên lạc giữa các lộ để tạo sự liên kết hỗ trợ tự động.

*Các PVS đặt trên đường nhánh:

- Bố trí ở đầu các nhánh rẽ có số trạm phân phối từ 3-5 trạm.

- Bố trí ở đầu các nhánh rẽ có số trạm phân phối từ 2-3 trạm nhưng có đường

nhánh dài từ > 500m.

- Bố trí ở đầu các nhánh rẽ vào các trạm có công suất đặc biệt lớn có ảnh

hưởng đáng kể đến trào lưu công suất trên một lộ.

- Bố trí trên các nhánh đã có lắp thiết bị tự động đóng lại Recloser ở đầu

nhánh để phối hợp phân vùng sự cố.

4.1.2. Khối lượng áp dụng DAS cho các đường dây trên không

Căn cứ vào quy hoạch cải tạo và phát triển lưới điện thành phố Hạ Long giai

đoạn 2010-2020 có xét đến 2030 của Công ty điện lực Quảng Ninh - Tổng công ty

điện lực Miền Bắc.

Theo quy hoạch, toàn bộ lưới điện trung thế thành phố Hạ Long đến năm

2015 vận hành ở một cấp điện áp 22kV. Các đường dây trung thế được thiết kế

dùng cáp ngầm, mạch vòng, vận hành hở tại các điểm đã xác định trước. Các khu

vực hiện tại đang sử dụng đường dây trên không đều được cải tạo về cáp ngầm

22kV XLPE.

Do vậy hệ thống tự động phân phối cho đường dây nổi trong giai đoạn này

(2010-2015) sẽ hạn chế áp dụng vào lưới ĐDK 6, 35kV của Điện lực thành phố Hạ

Long, chỉ tính toán lắp đặt cho một số đường dây cấp điện cho các phụ tải quan

trọng. Lưu ý sau thời điểm năm 2015 khi toàn bộ lưới điện khu vực được hạ ngầm,

các thiết bị DAS của đường dây nổi không phù hợp này sẽ được thu hồi và điều

chuyển cho các Điện lực hiện đang tồn tại đường dây trên không. Các thiết bị đóng

cắt đều thiết kế có thể dùng ở cấp điện áp 22kV.

Do vậy chỉ tính toán thí điểm lắp đặt PVS cho 03 lộ ĐDK thuộc trạm 110kV

Hà Tu (E5.10). Cụ thể như sau:

- Lộ 471 + 473 E5.10: Lộ này cấp điện cho khu vực các phường Trần Hưng

Đạo, Hồng Hải là nơi có nhiều phụ tải quan trọng như Bệnh viện Tỉnh, Trường Cao

đẳng y tế Quảng Ninh, Trường văn hóa nghệ thuật, các trường trung học, các trung

tâm đào tạo huấn luyện của Tỉnh, khu vực này chưa có kế hoạch hạ ngầm và nâng

điện áp. Do vậy, việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ thực hiện trên 8 vị trí.

- Lộ 475 E5.10: Lộ này cấp điện cho khu vực các phường Hồng Hà, Hà Tu,

liên thông cấp điện với lộ 473E5.10 là nguồn dự phòng cho các phụ tải quan trọng

như Trung tâm chính trị hành chính của Tỉnh, các Sở ban ngành, Bệnh viện Y học

cổ truyền dân tộc. Do vậy, việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ thực hiện trên 6 vị trí.

Tổng số lộ ĐDK lắp đặt DAS: 03 lộ.

Tổng số vị trí lắp thiết bị tự động PVS: 14 vị trí.

4.2. Hệ thống tự động phân phối cho đường cáp ngầm

Việc lắp đặt hệ thống DAS cho lưới trung thế ngầm 22kV được thực hiện

chủ yếu trong khu vực các lộ 22kV sau trạm 110kV Giếng Đáy (E54).

4.2.1. Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động RMS

Lắp tại các trạm phân phối xây trong nhà thay thế cho các thiết bị đóng cắt

cũ của từng trạm. Khoảng cách giữa các trạm lắp đặt tủ RMS tự động là tối thiểu là

từ 3 trạm trở lên. Đối với một số khu vực đặc biệt quan trọng, khoảng cách giữa các

trạm lắp RMS tự động có thể là 2 trạm.

Trong tương lai, phân vùng giữa 2 trạm lắp RMS tự động sẽ trong khoảng 3

đến 5 trạm phân phối. Để làm được việc này, sẽ tiến hành từng bước thay thế các

trạm treo trong lưới cáp ngầm đã trở lên không phù hợp trong thành phố, bằng các

dạng trạm mới như trạm xây trong nhà, trạm compact, trạm 1 cột. Đây là các dạng

trạm có thể lắp đặt được các RMS tự động.

4.2.2. Khối lượng áp dụng DAS trong hệ thống cáp ngầm

1- Các lộ 22kV sau trạm Giếng Đáy (E54)

Các lộ này chủ yếu đã được hạ ngầm và nâng điện áp 22kV và là nơi có

nhiều các phụ tải quan trọng. Do vậy, việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ thực hiện trên

06 lộ 22kV sau trạm Trung gian Giếng Đáy - E54. Cụ thể như sau:

- Lộ 472 E54: Cấp điện cho phường Bãi Cháy.

- Lộ 474 E54: Cấp điện cho khu vực Bãi Cháy, khu vực Cảng Cái Lân.

- Lộ 476 E54: Cấp điện cho phường Hùng Thắng, khu vực Cái Dăm.

- Lộ 480 E54: Cấp điện cho phường Tuần Châu.

- Lộ 482 E54: Cấp điện cho phường Đại Yên.

- Lộ 484 E54: Cấp điện cho phường Giếng Đáy.

2- Các lộ 10kV sau trạm Giáp Khẩu (E52)

Lộ 971 và lộ 972 E11: Lộ này cấp điện cho 03 trạm biến áp đó là: Mỏ than

Thành Công; Công ty than Hạ Long và Đài phát thanh truyền hình Tỉnh.

Tổng số lộ cáp ngầm 22kV lắp đặt DAS: 08 lộ.

Tổng số trạm phân phối xây lắp đặt DAS: 38 trạm.

Tổng số tủ RMU cũ sẽ thanh thế là: 26 tủ.

4.3. Xây dựng phương án lắp đặt thử nghiệm hệ thống tự động phân phối cho

lộ 476 E54

4.3.1. Mô tả hệ thống hiện tại

Đường trục 476-E54 vận hành cấp điện áp 22kV gồm có 56 trạm. Lộ này được

liên lạc với lộ 480 E54 qua trạm Bãi Cháy 32, và lộ 482 E54 qua trạm Hùng Thắng 1.

Đường trục là cáp ngầm loại XLPE-24kV-3x240mm2. Các trạm xây đều được lắp các

tủ RMU của Siemens-Đức và Merin Gerin -Pháp, cách điện SF6, 24kV-600A. Các

trạm treo đều có lắp dao cắt tải loại SBC-24kV-630A của Mesa Tây ban Nha. Các

tuyến cáp liên thông giữa các TBA sử dụng cáp CU/XLPE 3x240mm2-24kV.

Hệ thống điều khiển đóng cắt trên trên đường trục hiện tại được thực hiện tại

từng vị trí TBA và thao tác bằng tay. Khi có sự cố trên đường trục, máy cắt E54 cắt

ra, toàn bộ đường trục sẽ bị mất điện. Việc xác định, cô lập khu vực sự cố và

chuyển đổi phương thức phải thực hiện bằng tay và tại từng trạm. Khi xác định

điểm sự cố thường mất nhiều thời gian vì thiết bị xác định sự cố được sử dụng hiện

nay là thiết bị xách tay và phải phối hợp thực hiện bởi các đơn vị khác nhau như

Điều độ, vận hành, thí nghiệm .. Thông thường việc xác định điểm hỏng có thể hết

khoảng 3 giờ đến 4 giờ đồng hồ, tùy thuộc điểm sự cố.

Việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ khắc phục điều bất tiện này, toàn bộ các thao

tác đóng cắt và cô lập điểm sự cố để cấp điện trở lại cho các phụ tải khác được thực

hiện từ trung tâm.

Hình 4-1: Sơ đồ một sợi lộ 476 E54

4.3.2. Phương án lắp đặt thí điểm

Hình 4.2 trình bày cấu hình của hệ thống thử nghiệm DAS, ở đây là hệ thống

mạch vòng hở. Thiết bị điều khiển từ xa (RTU) được lắp đặt trong tủ cùng với máy

cắt hợp bộ (RMS) tự động và được nối với cáp thông tin với máy cắt chủ điều khiển

thông tin (TCM) tại trạm phân phối trung tâm (CDS). Đồng thời một hệ thống máy

tính cá nhân cũng được đặt ở trạm phân phối trung tâm (CDS).

Hình 4-2: Sơ đồ nguyên lý DAS thử nghiệm

Phương pháp phát hiện sự cố:

Trường hợp khi có sự cố xảy ra tại điểm A trong hình 4.2

1) Khi có sự cố tại điểm A, rơle bảo vệ tại trạm trung tâm phát hiện ra và

phát hiện cắt tới FCB (1). Trong trường hợp này, dòng điện sự cố chạy qua VS (1)

và VS (2) nhưng lại không qua VS (3) và VS (4).

2) RTU sẽ tự dò xem dòng điện sự cố có đi qua hay không. Và thông tin này

sau đó sẽ được gửi bằng đường thông tin từ RTU tới Trạm trung tâm (CDS) qua

TCM. Nhân viên trực tại CDS có thể xét lệnh cắt của FCB dựa vào thông tin cảnh

báo của PC, sau đó nhân viên gửi lệnh tới RTU và xem xét nội dung sự cố.

3) Nhân viên trực tại Trung tâm xác định phần sự cố dựa trên thông tin dòng

sự cố và họ sẽ phát lệnh cắt tới RTU (2), RTU (3) mà chính là VS (2) và VS (3).

4) Theo lệnh từ Máy tính tại trung tâm gửi tới cho VS (5) tại điểm mạch

vòng thì VS (5) vẫn tiếp tục có điện.

5) Khi phần tử sự cố được cách ly trong một thời gian ngắn nhờ có điều

khiển từ xa, thì các phần tử không có sự cố đồng thời sẽ có điện trở lại.

6) Hình 3.3 diễn giải phương pháp FDIR (phát hiện, cách ly sự cố và đóng

điện trở lại).

Lắp đặt hệ thống DAS cho lộ 476 E54 được thực hiện như sau:

- Thực hiện lắp đặt các thiết bị cho hệ thống DAS tại 09 vị trí: TBA Nước

khoáng Công Đoàn; TBA Bãi Cháy 15; TBA K/S Hải Yến; TBA Giếng Đáy 2;

TBA TT Giải Trí, TBA Hùng Thắng 1, TBA K/S Mường Thanh; TBA Bãi Cháy 5;

TBA Điều dưỡng 368. Thiết bị thay thế 05 tủ RMU cũ bằng 05 tủ RMU của hãng

Toshiba có trang bị điều khiển từ xa và lắp đặt 04 bộ PVS.

- Thiết kế bổ sung Rơ le tự động đóng lại tại tủ máy cắt 476-E54;

- Thiết kế tuyến đường dây thông tin liên lạc nối từ E54 đến các trạm lắp đặt

tủ điều khiển.

4.3.2.1. Hệ thống điều khiển từ xa

Mô hình này bao gồm:

1) 01 máy chủ

2) Đường truyền là đường dây thông tin 2 đôi dây

3) Các bộ ghép nối thiết bị ngoại vi (RTU, TCM)

Khối điều khiển từ xa được đặt tại trạm E54 bao gồm:

Phần cứng:

*) 01 máy tính PC có cấu hình tối thiểu như sau: Chíp loại Pentium 4, 512 MB

RAM, 01 Ổ cứng 80GB, 01 bàn phím, 01 chuột, 01 màn hình Color SVGA 17”.

Loại máy tính

FA3100A/ model 6100

Phần mềm (OS)

Windows NT

Bộ nhớ

64 MB

Nguồn điện

AC85~264, 50.60Hz±3Hz

Cho phép mất điện

Không quá 10ms

Điện năng tiêu thụ

Tối đa 250 W/400VA (không tính màn hình)

Kích cỡ và trọng lượng (Server)

430 (W) x 170 (H) x 460 (D) mm; khoảng 6kG

Màn hình

15 inch

* 01 bộ điều khiển truyền tin (TCM). Trong bộ này bao gồm: 01 Modem

truyền tin, Modul RS232 để nối giữa cổng COM1 của PC với Modem, cáp nối.

TCM điều khiển thông tin giữa RTU và PC tại Trạm Trung tâm (CDS).

a. Cấp điện:

Điện áp định mức DC 48V ± 10%

Công suất 10W max

b. Kết nối giữa TCM và PC

Mục

Chi tiết

Giao diện

RS232C

Dạng đồng bộ

Đồng bộ hóa khởi động - dừng

Tốc độ đường truyền

9600 kps

Phương pháp kết nối

Song công hoàn toàn (giữ và nhận tín hiệu

đồng thời cùng một lúc).

Mục

Chi tiết

Giao diện

RS232C

Dạng đồng bộ

Đồng bộ hóa khởi động - dừng

Tốc độ đường truyền

9600 kps

Phương pháp kết nối

Song công hoàn toàn (giữ và nhận tín hiệu

đồng thời cùng một lúc).

c. Kết nối giữa TCM và RTU

Phần mềm

Yêu cầu chung: Các phần mềm phải có thể chạy được trong môi trường

Windows; có xử lý Y2K, có cài đặt mật khẩu an toàn.

Một bộ phần mềm thiết lập đường truyền, liên kết dữ liệu (Communication

software - Data Link):

Phần mềm này giúp tạo giao diện đọc các dữ liệu từ xa thông qua đường dây

thông tin, dữ liệu sẽ được kiểm tra và lưu vào trong DATABASE của máy tính.

Phần mềm này phải có các yêu cầu sau:

+ Cho phép điều độ viên đọc được tất cả các thông tin cần thiết bao gồm: Vị

trí, tên trạm biến thế, mật khẩu, kiểu trạm, kiểu giao tiếp, ...

+ Cho phép giao diện và truyền dữ liệu theo nhiều phương thức khác nhau

như là truyền qua Modem theo đường dây điện thoại (Thiết kế theo phương án này)

hay nối trực tiếp qua cổng RS232. Chương trình cũng phải cho phép người dùng

kiểm tra được dữ liệu truyền như tốc độ truyền, kiểu truyền, cổng liên lạc. Việc trao

đổi thông tin giữa Trung tâm ĐK tại E54 và các trạm phân phối có thể được đặt ở

chế độ tự động hay theo một thời gian định trước.

+ Cho phép xuất dữ liệu thu được ra máy in hay chuyển sang dạng cơ sở dữ

liệu khác (như Excel, Fox, Lotus,...).

+ Hiển thị thông báo về tình trạng làm việc của tủ RMU tại mỗi TBA.

+ Các phương tiện hỗ trợ điều độ viên khi vận hành hệ thống.

Một bộ phần mềm phân tích dữ liệu (Data Analysis)

Phần mềm này dùng cho phân tích dữ liệu nhận được, gửi các tín hiệu đóng

cắt trên cơ sở các dữ liệu nhận được của các RMU. Yêu cầu của phần mềm này:

- Chạy trong môi trường Windows và có thể thể hiện ở chế độ đồ họa.

- Có các hàm chức năng để thiết lập các nhóm trạm (nhóm RMU) theo các lộ

tùy theo phương thức và vận hành của điều độ.

- Tiếp nhận và gửi các tín hiệu có Format định trước đến các trạm phân phối.

4.3.2.2. Khối đường truyền

Đường truyền sử dụng bằng cáp thông tin điện thoại. Đường cáp sẽ đi từ sau

bộ điều khiển trung tâm đặt tại E54 đến trạm cuối là trạm khách sạn Mường Thanh,

chủ yếu là đi nổi, chiều dài tuyến được xác định là 4200m.

4.3.2.3. Khối điều khiển tại trạm biến áp phân phối

Phía trung thế của mỗi trạm biến áp được đặt 1 tủ RMU có trang bị hệ thống

đóng cắt và điều khiển từ xa, các tủ này được lắp đặt thay thế cho các tủ RMU cũ

không có hệ thống điều khiển từ xa (chủ yếu là các tủ 8DJ10 của Siemens và RM6 -

Merlin cách điện SF6).

* Thông số kỹ thuật của tủ RMU lắp mới:

Một máy cắt chân không được sử dụng trong khoang cắt dòng và dùng vật

liệu đúc epoxy có độ tin cậy cao để cách điện. Thiết bị này phải nhỏ hơn RMU khí

SF6. SF6 vốn được dùng như thiết bị làm nóng khí tại COP3, không được sử dụng

hoàn toàn. Hơn thế nữa, kích cỡ nhỏ sẽ làm giảm không gian lắp đặt. Vì RTU được

lắp trong chỗ để máy cắt hợp bộ tự động (RMS).

Điện áp định mức

24kV

Định mức điện áp chịu tần số

Định mức dòng nối ngắn mạch

63kA

* Các thông số vận hành chính:

Ngăn máy sang máy biến thế:

- Điện áp danh định: 24kV

- Khả năng cắt tải: 200A

- Khả năng chịu dòng ngắn mạch: 45kA/1s

- Cách điện: Các phần mang điện được bọc cách điện bằng Epoxy.

- Sử dụng tiếp điểm chân không loại 4 vị trí có khóa liên động.

- Trang bị hệ thống bảo vệ và động cơ đóng cắt tiếp điểm điều khiển từ xa,

nguồn nuôi là Ac-quy lắp trong tủ.

- Kích thước tủ: rộng 1,1 m; cao 1,45m và sâu 0,45m.

* Các thông số thiết bị điều khiển truyền tin:

Các chức năng rơle bảo vệ, đo và truyền tín hiệu được tích hợp trong

TOSDAC-G303. Các chức năng và đặc tính được trình bày trong bảng dưới đây.

Khả năng bảo vệ của TOSDAC-G303

Nhân tố

Mức

Đặc tính thời gian

Dây nhánh

Hằng số thời gian 0.05-2.0 giây

2.0-20A

51 H (OCH)

cấp 0.02 giây

Cấp 1A

Hằng số thời gian 0.05-2.0 giây

0.2-2.0A

51 L (OCL)

cấp 0.05 giây

Cấp 0.1A

0.02-0.2A

Hằng số thời gian 0.05-2.0 giây

51 G (OCG)

Cấp 0.01A

cấp 0.05 giây

Hơn 50%: biểu thị

điện thế.

(VD)

Hằng số thời gian Nhỏ hơn 0.1 giây

Dưới 40% : không

biểu thị điện thế.

Khối RTU của mỗi RMU sẽ phải bao gồm 2 khối chính:

+ Giao diện bằng đầu đọc quang (Dùng tia hồng ngoại);

+ Giao diện qua 1 modem và 1 modul RS232 : Modem được nối với tủ RMU

qua modul RS232. Modem được cấp nguồn từ máy biến điện áp lắp trong tủ RMU.

Phần mềm thiết lập đường truyền, liên kết dữ liệu (Communication software-

Data Link) được nạp vào đường EPROM của bảng mạch điện điều khiển của RTU.

Phần mềm này giúp RMU gửi dữ liệu về dòng điện sự cố, thông số của trạm

thông qua đường dây thông tin chuyển đến máy PC tại E54. Phần mềm này cũng sẽ

thực hiện các lệnh đóng cắt theo yêu cầu nhận từ trung tâm điều khiển xa qua RTU.

* Đường dây thông tin:

Vì đường dây thông tin chạy song song với đường điện nên người ta sợ rằng

đường điện sẽ có ảnh hưởng từ với đường dây thông tin.

Do đó, theo như hình 2-25, để đảm bảo, người ta sẽ sử dụng loại cáp xoắn đôi

(STP). Ngoài ra, cũng phải tính tới sức treo cáp thông tin có chịu được áp lực gió

không, v.v…

 Loại: PCPEV-AN-SSD

 Đường kính: 0.9 mm

 Số cặp: 5 cặp

4.3.4. Phương án cụ thể

4.3.4.1. Tại các trạm phân phối

Thay thế các tủ RMU cũ tại các trạm kiểu xây hiện đang sử dụng các tủ RMU,

cụ thể như sau: TBA Nước khoáng Công Đoàn; TBA Bãi Cháy 15; TBA K/S Hải

Yến; TBA Giếng Đáy 2; TBA Hùng Thắng 1 bằng các tủ RMU mới có trang bị điều

khiển đóng cắt từ xa của Toshiba.

1. Tại trạm Nước khoáng Công Đoàn; TBA Bãi Cháy 15; TBA K/S Hải Yến:

Thay tủ RMU 3 ngăn cũ bằng RMU mới:

+ 2 ngăn máy cắt đầu cáp loại 24kV-600A. Máy cắt loại chân không.

+ 1 ngăn máy cắt sang máy biến thế loại 24kV-200A.

2. Tại Trạm Hùng Thắng 1:

Thay tủ RMU 4 ngăn cũ bằng tủ RMU mới:

+ 2 ngăn máy cắt đầu cáp loại 24kV-600A. Máy cắt loại chân không.

+ 2 ngăn máy cắt sang máy biến thế loại 24kV-200A.

3. Tại trạm Giếng Đáy 2:

Thay tủ RMU 4 ngăn cũ bằng tủ RMU mới:

+ 3 ngăn máy cắt đầu cáp loại 24kV-600A. Máy cắt loại chân không.

+ 1 ngăn máy cắt sang máy biến thế loại 24kV-200A.

Lắp đặt đường dây thông tin từ E54 tới các trạm. Cáp thông tin được nối vào

bộ RTU của tủ RMU.

Thay thế các cầu dao cũ bằng các PVS tại các trạm kiểu trạm treo, cụ thể như

sau: TBA Điều dưỡng 368; TBA TT Giải Trí bằng các PVS.

4.3.4.2. Lắp đặt tuyến dây thông tin

Đường cáp thông tin FCPEV-AN-SSD 0,9mm x 2P nối từ bộ TCM đặt tại E54

đi chung trong hào cáp lực đi dọc đường Cái Dăm. Cáp thông tin được đặt trên cáp

lực và được luồn trong ống chịu nhiệt  30 suốt dọc mương cáp. Sử dụng tấm ngăn

bằng amiăng rộng 1m để ngăn chặn giữa cáp cao thế và cáp thông tin. Cáp được cố

định trên thành mương bằng đai ôm + vít nở 4cm với 2m/ 1 đai ôm. Chiều dài đoạn

đi chung trong mương cáp là 160m.

Ra khỏi mương cáp xây cáp thông tin được luồn trong ống thép  30 chôn

trực tiếp trong đất ở độ sâu 1m đi lên cột đèn đường có sẵn. Đi dọc theo tuyến các

cột đèn đường dọc đường Bãi Cháy, rồi rẽ sang đường Hậu Cần, đi thẳng sang

đường Cái Lân.

Tùy theo từng cột, độ cao treo cáp có thể thay đổi. Với các cột vượt đường,

các cột không có các dây dẫn khác bám vào có thể đi dây trên đỉnh cột. Các cột có

dây hạ thế + thông tin, cáp được treo phía dưới cùng hàng với các đường dây thông

tin bưu điện.

Tại các đường trục chính cáp thông tin được rẽ nhánh vào các trạm thông qua

bộ phận dây lắp trên cột. Trong trạm, cáp được luồn trong ống ghen nhựa tròn đi

trên tường đến tủ RMU.

Tổng chiều dài tuyến cáp thông tin là: 4200m.

Quy cách tuyến cáp thông tin:

Chủng loại cáp dùng là cáp có kèm dây văng để tự đỡ (Self-Supporting cable)

FCPEV-AN-SSD 0.9mm x 2P. Cáp có 2 cặp dây: 1 cặp màu xanh trắng và 1 cặp

vàng trắng dùng cho 2 đường tín hiệu gửi (sending) và nhận (Receiving).

Đoạn cáp đi chung với cáp lực 24kV được luồn trong ống Amiăng chịu

nhiệt  30.

Đoạn cáp đi trong đất được luồn trong ống thép  30 chôn sâu 1m. Đoạn từ

dưới đất lên cột cũng luồn trong ống thép  30 dài 3,0m lắp đặt dưới chân cột. 2

đầu ống thép được bịt kín bằng dây gai tẩm bi tum.

Cáp đường trục được đấu vào mỗi trạm qua 1 bộ chia dây (vật tư nước ngoài).

Phụ kiện lắp đặt cáp trên các cột gồm các loại sau:

* Loại A: Loại lắp đặt cho các đầu hãm cuối.

* Loại B: Để đỡ cáp đi thẳng.

* Loại C: Để hãm cáp đi thẳng.

* Loại D: Để đỡ cáp đi nhánh phía ngoài.

* Loại E: Lắp tại các vị trí góc.

Đoạn cáp đi ngang qua vị trí có trạm treo xử lý như sau: Cáp được hãm tại 1

cột trạm (dùng phụ kiện loại E) sau đó được luồn trong ống nhựa  30 đi dọc dầm

máy biến thế rồi lên cột trạm bên kia đi tiếp.

Một số vị trí cột là cột sắt, cột vuông H-8,5; H-4,5 phải sử dụng các giá đỡ cáp

riêng chế tạo trong nước và cụ thể cho từng vị trí cột. Giá đỡ gồm 2 thanh ốp L50x5

mạ kẽm bắt trên cột bằng 2 bu lông M15.

4.3.4.3. Tại trạm E54

- Lắp đặt 1 máy PC có bộ TCM. Nối đường dây thông tin qua modem của bộ TCM.

- Tại tủ máy cắt 476-E54 lắp bổ sung 01 bộ rơle Tự động đóng lại. Rơle này

có thể dùng loại KVTR 100 của GEC ASTHOM.

- Cài đặt các phần mềm cho PC và RTU của tủ RMU. Tiến hành thử nghiệm

đường dây.

4.4. Hiệu quả khi áp dụng Autorecloser, DCLTĐ: Rút ngắn thời gian mất điện

* Autorecloser, DCLTĐ dành cho đường dây phân phối trên không:

Xét đường dây phân phối trên không được chia thành 4 phân đoạn và được dự

phòng cung cấp điện bằng điểm khép mạch vòng (điểm này thường mở). Giả thiết

sự cố xảy ra trên phân đoạn 3.

PĐ1 PĐ2 PĐ3 PĐ4

Hình vẽ 4-3: Đường dây trên không 4 phân đoạn

Khi chưa có Autorecloser, DCLTĐ (hiện đang phân đoạn bằng cầu dao cách

ly đóng cắt thủ công), phân đoạn 3 sẽ mất điện cả trong thời gian tìm kiếm, cách ly

sự cố T và thời gian sửa chữa, khắc phục sự cố . Các phân đoạn còn lại chỉ mất

điện trong thời gian cách ly sự cố T (phân đoạn 1 và 2 được cấp điện trở lại từ

nguồn; phân đoạn 4 được cấp điện từ nguồn khác qua điểm mạch vòng).

Khi sự cố xảy ra trên các phân đoạn khác nhau, dạng sự cố khác nhau thì thời gian

T và τ có thể khác nhau. Tuy nhiên, tính trung bình ta có thể lấy các thời gian như sau:

Thời gian tìm kiếm, cách ly sự cố T: 60 phút.

Thời gian sửa chữa, khắc phục sự cố : 90 phút.

Khi có Autorecloser, DCLTĐ việc thao tác cách ly phân đoạn sự cố được thực

hiện tự động và chỉ kéo dài vài chục giây. Thời gian này rất nhỏ so với thời gian sửa

chữa, khắc phục sự cố  (vài giờ), do đó coi rằng T  0. Như vậy, chỉ phân đoạn 3 bị

mất điện trong thời gian .

* Autorecloser, DCLTĐ dành cho cáp ngầm:

Với các tuyến cáp ngầm Autorecloser, DCLTĐ sẽ được lắp đặt trong tủ

trung thế tại đầu các nhánh rẽ cáp. Thời gian mất điện của các phân đoạn tương

tự như trong trường hợp Autorecloser, DCLTĐ dành cho đường dây phân phối

trên không, chỉ khác thời gian cần thiết để sửa chữa, khắc phục điểm sự cố 

dài hơn. Trung bình thời gian này khoảng 120 phút.

Bảng 4.1 trình bày thời gian mất điện trên các phân đoạn trong 2 trường hợp:

Phân đoạn bằng dao cách ly đóng cắt thủ công (hệ thống điện hiện tại) và phân đoạn

bằng Autorecloser, DCLTĐ với giả thiết sự cố xảy ra trên phân đoạn 3.

Bảng 4-1: Thời gian mất điện trên các phân đoạn

Phân đoạn 1 2 3 4

Hệ thống điện hiện tại T X X X X (phân đoạn bằng dao X  cách ly)

Tổng thời gian mất điện T T T (T+)

X  Sử dụng Autorecloser τ 0 Tổng thời gian mất điện 0 0

4.4.1. Sử dụng phần mềm PSS/Adep để tính toán kỳ vọng thiếu hụt điện năng

4.1.1.1. Giới thiệu chung về phần mềm PSS/ADEPT

* PSS/ADET được viết tắt Power System Simulator/ Avancer Distribution

Enginering Productivity tool là công cụ mô phỏng lưới điện phân phối được

thiết kế cho các kỹ sư, cán bộ kỹ thuật những người làm công tác thiết kế, vận

hành lưới điện phân phối. Phần mềm PSS/ADEPT 5.0 là công cụ hiệu quả giúp

cho các đơn vị Điện lực phân tích và tính toán lưới điện trên địa bàn quản lý.

Qúa trình áp dụng phần mềm cho thấy, phần mềm sử dụng rất tốt cho các qui

trình phân tích lưới điện phân phối. Chương đầu của giáo trình tập trung giới

thiệu hai chủ đề chính đó là lưới điện phân phối và mô hình thể hiện các phần

tử của lưới điện phân phối trong phần mềm. Phần kiến thức về lưới phân phối

đã trở nên rất quen thuộc với các Điện lực khu vực thuộc các Công ty Điện lực,

do vậy được trình bày ngắn gọn. Phần mô hình hoá các phần tử lưới điện được

trình bày chi tiết. Khối kiến thức này rất quan trọng, giúp chúng ta bước đầu

tìm hiểu về quá trình mô hình hoá về lưới điện trên máy tính. Đảm bảo tính

chính xác về mặt toán học trong quá trình mô phỏng không chỉ trên máy tính

mà còn thể hiện đầy đủ các tính chất về điện học của mô hình phần tử lưới điện

được mô phỏng. Mô hình hóa và mô phỏng bằng máy tính đang là một kỹ thuật

được áp dụng cho tất cả các ngành khoa học kỹ thuật và kinh tế. Nếu trước kia

việc thiết lập một mô hình, triển khai các dự toán, tính toán thống kê và trình

bày số liệu, đòi hỏi có kiến thức về toán ứng dụng nhiều, giải các phương trình

vi phân, tính các tính tích phân, các phương pháp thống kê thì hiện nay với sự

giúp đỡ của máy tính và nhất là các ngôn ngữ lập trình bậc cao (như Matlab,

Mapple…), các kiến thức toán này đã tích hợp hoàn toàn trong các hàm và lệnh

của các ngôn ngữ, tạo điều kiện cho người dùng tiếp cận trực tiếp và tập trung

vào vấn đề mình nghiên cứu mà không phải dành quá nhiều thời gian cho kỹ

thuật lập trình hay công cụ toán lý thuyết. Hiện nay có hai phương pháp mô

phỏng để mô hình hóa các phần tử trong kỹ thuật mô hình hóa bằng máy tính.

Đó là mô phỏng qua mô hình tính toán và qua mô hình đồ họa trực quan. Về

phương pháp mô phỏng qua mô hình tính toán chỉ cho phép người dùng thiết kế

thành những sơ đồ đơn tuyến, thường dùng trong các phần mềm kỹ thuật, đòi

hỏi người sử dụng có những hiểu biết cơ bản về lĩnh vực họ đang nghiên cứu.

Đối với mô phỏng qua mô hình đồ họa trực quan thì ngược lại, phần lớn các

phần mềm đi theo hướng này tập trung vào tính phổ biến, dễ sử dụng cho người

dùng. Tuy nhiên, cả hai phương pháp đều có đặc điểm chung là người dùng chỉ

cần tập trung sâu vào các nội dung kỹ thuật và thuật toán giải bài toán. Điều

này làm cho nhiều người không có chuyên môn sâu về công nghệ thông tin có

thể giải quyết những vấn đề của chuyên môn mình bằng máy tính. Phần mềm

PSS/ADEPT sử dụng phương pháp mô phỏng qua mô hình tính toán. Các phần

tử trên lưới điện được mô hình chỉ những người làm việc trong ngành mới sử

dụng được. Người sử dụng chỉ cần hiểu sâu về vấn đề kỹ thuật và các thuật

toán về tính toán phân bố công suất, ngắn mạch, bù công suất v.v. Và đó là thế

mạnh của các phương pháp mô phỏng thông qua các mô hình bằng máy tính.

4.4.1.2. Đề xuất giải pháp lắp đặt các Autorecloser, DCLTĐ trên đường dây

Như chúng ta đã biết, phụ tải của đường dây đang nghiên cứu hầu hết là các

phụ tải quan trọng, thuộc loại I và loại II ta sẽ tiến hành lắp đặt Autorecloser,

DCLTĐ tại các vị trí cột đầu nguồn và cột đầu tiên của các nhánh rẽ (thay cho các

vị trí cầu dao phân đoạn đóng cắt thủ công nêu trên), dựa trên tiêu chí đo ta có các

vị trí lắp đặt các thiết bị như sau:

Tại vị trí cột 05 đường dây 476- E54: Lắp 01 bộ DCLTĐ

Tại vị trí cột 56 đường dây 476- E54: Lắp 01 bộ DCLTĐ

Tại vị trí cột 62 đường dây 476- E54: Lắp 01 bộ DCLTĐ

Tại vị trí cột 02 đường dây 476- E54: Lắp 01 bộ DCLTĐ

Tại cột 34 đường dây 476- E54: Lắp 01 Autorecloser

Tại cột 10 đường dây 476- E54: Lắp 01 Autorecloser

Với các vị trí lắp đặt như trên ta có các phân đoạn sau:

Phân đoạn 1 từ cột 05 đến cột 34.

Phân đoạn 2 từ cột 2 đến cột 62.

Phân đoạn 3 từ cột 62 đến cột 14 nhánh rẽ

Phân đoạn 4 từ cột 56 đến cột 34’.(trong phân đoạn đang có 01 dao cách ly lắp

tại cột 46).

Công suất trung bình và chiều dài đường trục các phân đoạn được trình bày

trong bảng 4.2.

Bảng 4-2: Công suất trung bình và chiều dài các phân đoạn thuộc

Phân đoạn Công suất trung bình (kW) Chiều dài (km)

1 2195.211 13.07

2 1092.884 5.15

3 883.547 7.42

4 3936.757 20.35

Hình 4-4: Sơ đồ 1 sợi khi chưa lắp đặt Autorecloser và DCLTĐ (hiện trạng)

Hình 4-5: Sơ đồ 1sợi đường dây sau khi lắp đặt Autorecloser và DCLTĐ

Bảng 4-3: Các thông số của hệ thống

TBA

Phần tử

Cột 5 Cột 56 Cột 62 Cột 2 Cột 34 Cột 10 TBA 1

Nhà thi

đấu

0,5

0,4

0,5

0,3

0,8

0,5

 (lần/năm)

t (giờ)

Bảng 4-4: Các chỉ số tin cậy của đường dây khi chưa lắp đặt Autorecloser,

DCLTĐ

Các chỉ tiêu SAIFI SAIDI CAIFI CAIDI

Sự cố 2 12 2 6

Bảng 4-5: Các chỉ số tin cậy của đường dây khi lắp đặt Autorecloser, DCLTĐ

(ở đây ta lắp đặt Autorecloser) như sơ đồ hình 4.1

Các chỉ tiêu SAIFI SAIDI CAIFI CAIDI

Sự cố 1 5 1 4

So sánh số liệu tại bảng 4.4 với 4.5 cho thấy tại cùng một vị trí lắp đặt thì việc

lắp đặt các Autorecloser, DCLTĐ thay cho cầu dao đóng cắt thủ công đã đem lại

hiệu quả về ổn định cao, tuy nhiên cần tính đến hiệu quả kinh tế khi lắp đặt.

4.4.2. Tính toán hiệu quả kinh tế

Để tính toán hiệu quả kinh tế khi tiến hành thay thế, lắp đặt các thiết bị tự

động nêu trên, lấy số vụ sự cố vĩnh cửu trên đường dây trung áp của lưới điện Ha ̣

Long năm 2013 và 6 tháng đầu năm 2014 để xác định cường độ hỏng hóc trên lưới

trung áp trên 100 km đường dây trong một năm từ đó tinh toán hiệu quả cho đường

dây đang nghiên cứu.

Bảng 4-6 Số vụ sự cố vĩnh cửu trên đường dây trung áp

Số vụ sự cố vĩnh cửu

125 Năm 2013

51 6 tháng đầu năm 2014

Cuối năm 2013, lưới trung áp của Công ty Điện lực Hạ Long có 1810,34 km

đường dây và tính đến hết quý 2 năm 2014 là khoảng 1830,34 km đường dây. Vậy

cường độ hỏng hóc là 6,2 lần/100 km/năm.

Kỳ vọng thiếu hụt điện năng của hệ thống điện hiện tại (phân đoạn bằng dao

cách ly đóng cắt thủ công) và kỳ vọng thiếu hụt điện năng khi áp dụng

Autorecloser, DCLTĐ được xác định theo công thức (3.25) và (3.31) nêu trên.. Kỳ

vọng thiếu hụt điện năng giảm được là hiệu của hai công thức này.

Ta có:

(3.25) - (3.31) = λT (LI + LII + LIII + ... + LM)

Vậy khi áp dụng Autorecloser, DCLTĐ sẽ giảm bớt được lượng điện năng

thiếu hụt là:

E = λ.T.(P1 + P2 + P3+P4).(LI + LII + LIII+LIV)

= 6,2x1 x (2195,211+ 1092,884+ 883,547+ 3936,757) x (2,179+ 0,54+

1,090+ 1,440)/100  2638.781 (kWh)

Hiệu quả kinh tế:

Theo biểu giá bán điện kèm quyết định số 21/2009/QĐ- TTg ngày

12/02/2009 của Thủ tướng chính phủ về giá bán điện năm 2009, các năm 2010-

2012 và trích Thông tư số 08/2010/TT- BCT ngày 24/02/2010 của Bộ trưởng Bộ

Công Thương ngày Quy định về giá bán điện hàng năm và hướng dẫn thực hiện có

biểu giá như sau:

Cấp điện áp từ 22 kV đến dưới 110 kV

- Giờ bình thường: 898 đ/kWh

- Giờ thấp điểm: 496 đ/kWh

- Giờ cao điểm: 1.758 đ/kWh

Giá thành 1 kWh không bị mất do hạn chế được sự cố đắt gấp nhiều lần giá

bán 1 kWh thông thường (4 USD so với 0,097 USD).

Khi áp dụng Autorecloser, DCLTĐ cho mạch 476-E54 sẽ mang lại lợi nhuận

(trong một năm):

B = 2638.781 x 4 x 21.000 = 221.660.000 đồng. (Hai trăm hai mươi mốt triệu

sáu trăm sáu mươi nghìn đồng chẵn - tỷ giá 1USD = 21.000 đồng).

Giá một máy Autorecloser cách điện bằng dầu của SamNung (bao gồm các

phụ kiện đi kèm) khoảng 48 triệu đồng; Giá 1 DCLTĐ loại khí của Hàn Quốc (bao

gồm các phụ kiện đi kèm) khoảng 28 triệu đồng. Chi phí vận chuyển, lắp đặt bằng

khoảng 5% giá thành thiết bị.

Do đó, số tiền để đầu tư lắp đặt Autorecloser và DCLTĐ cho lộ đường dây

trên là: 48 x 2 x 1,05+ 28 x 4 x 1,05 = 218,4 triệu đồng (Hai trăm mười tám triệu

bốn trăm nghìn đồng).

Để đánh giá hiệu quả kinh tế khi áp dụng Autorecloser, DCLTĐ ta sẽ tính toán

chỉ tiêu NPV (Net present value) - Giá trị quy về hiện tại của dòng lãi ròng.

Lấy hệ số giảm giá r = 8 %.

Bảng 4-7: Kết quả tính giá trị quy đổi về hiện tại của dòng lãi ròng (NPV)

Năm 1 0 2 3 4 5

221,66 221,66 221,66 221,66 221,66 0 Lợi nhuận, Bt (triệu đồng)

0 12 0 12 218,4 12 Chi phí, Ct (triệu đồng)

- 218,4 209.66 221,66 209.66 221,66 209.66 Lãi ròng, Bt - Ct

Hệ số quy đổi 1/(1+r)t 1,000 0,926 0,857 0,794 0,735 0,681

Giá trị lãi ròng quy về hiện - 218,4 194.15 189.96 166.47 162.92 142.78 tại của năm thứ t

NPV 637.88 triệu đồng

Ngoài vốn đầu tư ban đầu là 218,4 triệu đồng, trong quá trình vận hành cần

thêm chi phí bảo dưỡng cho các Autorecloser (3 triệu/1máy); bảo dưỡng DCLTĐ

(1,5 triệu/1bộ) với chu kỳ bảo dưỡng cho mỗi thiết bị là 2 năm/1 lần. Căn cứ vào số

liệu nêu trên cho thấy việc lắp đặt thêm các thiết bị Autorecloser, DCLTĐ đem lại

hiệu quả cao về kinh tế so với tuổi thọ của thiết bị là 20 năm.

4.5. Kết luận chương 4

Sau khi lắp đặt hệ thống DAS cho lộ đường dây 476-E54, ứng dụng chương

trình PSS/ADEPT để tính toán độ tin cậy của lưới điện trước và sau khi áp dụng

DAS đối với đường dây trong lưới phân phối đã chọn. Kết quả khảo sát cho thấy

lưới điện làm việc tin cậy. Việc phát hiện sự cố và thao tác chuyển đổi nguồn khi

công tác hoặc khi sự cố nhanh gọn, dễ thao tác, giảm được thời gian mất điện của

các phụ tải liên quan, tăng được sản lượng điện năng do thời gian mất điện giảm.

Do đó việc ứng dụng DAS cho lưới điện thành phố Hạ Long là rất cần thiết.

KẾT LUẬN

1. Cá c kết quả đạt được

1. Xuất phát từ yêu cầu thực tiễn về chất lượng điện năng của địa phương,

tác giả đã đề xuất phương án áp dụng hệ thống tự động hóa vào lưới điện phân phối

thành phố Ha ̣ Long.

2. Tự động hóa quá trình cung cấp điện đã được minh chứng thông qua chỉ

tiêu độ tin cậy của lưới điện phân phối. Trong chương 3 luận văn giới thiệu kỹ về

các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy đối với hệ thống phân phối điện năng trên các mô hình lướ i điện phân phố i điển hình.

4. Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán đối với một xuất tuyến 22

kV sau trạm 110 kV Giếng Đáy (E54) của lưới điện thành phố Hạ Long. Kết quả

khảo sát cho thấy tại cùng một vị trí lắp đặt thì viê ̣c dù ng các Autorecloser, DCLTĐ thay cho cầu dao đóng cắt thủ công đã đem lại hiệu quả về ổn định cao; Cò n về mặt kinh tế theo phương pháp NPV khi áp dụng DAS vào lưới phân phối cũng cho hiệu quả rõ rê ̣t. 2. Hướng nghiên cứu tiếp theo

Qua các kết quả đạt được, trong một chừng mực nào đó luận văn đã mở ra

hướng nghiên cứu tiếp theo:

- Nghiên cứu chọn chế độ vận hành, cài đặt các thông số cho các thiết bị đóng

cắt tự động đã được lắp đặt trên mạng điện kín vận hành hở để có những hàm mục

tiêu là độ tin cậy lớn nhất và tổn thất công suất trong mạng là nhỏ nhất, nhưng vẫn

đảm bảo các điều kiện vận hành là không gây quá tải các phần tử trong hệ thống

điện và điện áp của các nút nằm trong giới hạn cho phép.

- Nghiên cứu ảnh hưởng của các nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ đến chế độ vận

hành, độ tin cậy, chất lượng điện áp và tổn thất công suất trong lưới điện phân phối

khi các nhà máy này đấu nối vào lưới điện phân phối. Từ đó quyết định việc cài đặt

thống số, đấu nối các nhà máy thuỷ điện vừa và nhỏ vào lưới điện phân phối hiện có

hay đấu nối vào lưới điện truyền tải cho phù hợp băng các thiết bị đóng cắt tự động.

- Cần xây dựng hệ thống SCADA để sử dụng hiệu quả tối ưu nhất cho các

thiết bị tự động nêu trên nhất là đối với DCLTĐ.

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] Application function/software for Ditribution automation - S.C. Srivastava -

Deparment of electrical engineering Indian Institute of technology Kanpur -

India - 2003

[2] Công ty Điện lực Quảng Ninh; Điện lực thành phố Hạ Long - Báo cáo công

tác sản xuất kinh doanh (2009-2012)

[3] DAS - TOKYO electric company - 4/2002

[4] Điều chỉnh quy hoạch chung thành phố Hạ Long đến 2020.

[5] Dr.N.Mithulananthan - August - 2003, Electric Power system

[6] R.P.GUPTA - 2003, Ditribution automation softway and open Architecture -

Senior research enginneer - Deparment of electrical engineering Indea

Institute of technology Kanpur - Indea

[7] Schneider Electric SA - 11/1997, Electrical Milenium 8100-8200- network

management Medium Voltage distribution automation system

[8] Tổng công ty điện lực Việt Nam, Chiến lược phát triển ngành điện lực giai

đoạn 2001 - 2010 và định hướng 2020.

[9] Phạm Thị Thu Trang. Nghiên cứu và ứng dụng hệ thống tự động phân phối

cho huyện Đồng Hỷ. Luận văn thạc sĩ kỹ thuật. Thái Nguyên 2014.

[10] Viện Năng lượng - Quy hoạch phát triển lưới điện thành phố Hạ Long giai

đoạn 2007 - 2010, định hướng tới 2020.

[11] Viện năng lượng - Bộ công thương Đề án quy hoạch phát triển điện lực tỉnh

Quảng Ninh giai đoạn 2011-2015 có xét đến 2020.

[12] Websites:

http://www.mot.gov.vn/web/guest/home

http://www.evn.com.vn/

http://www.npc.com.vn/