chương 1 Lưới điện của Điện lực Như Xuân quản lý đang được cấp điện từ một nguồn duy nhất từ lộ 377 trạm E9.8 (trạm 110 kV Nông Cống), Điện lực Như Xuân quản lý vận hành từ sau MCPĐ 377-7/222 về cuối nguồn. Kết cấu lưới điện đơn tuyến một nguồn cấp gây nhiều khó khăn cho việc quản lý vận hành đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện (phụ thuộc vào phía đầu nguồn – do Điện lực khác quản lý) [3]. Thiết bị đóng cắt phần lớn là cầu dao cách ly, đây là những thiết bị thao tác đóng cắt bằng tay, khả năng xử lý cấp điện khi sự cố hoàn toàn phụ thuộc vào người vận 11 hành dẫn đến thời gian sự cố kéo dài chưa đáp ứng được các chỉ số về độ tin cậy 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 huyện Như Xuân cần khắc phục. Đáp ứng sự tăng trưởng và phát triển phụ tải điện đòi hỏi chất lượng phục vụ, cấp điện ổn định với độ tin cậy cao, đảm bảo mục đích chính trị, sản xuất, văn hóa, xã hội của huyện. 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 tập trung nghiên cứu một số giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối tại Điện lực Như Xuân.
NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI Equation Section 2 2. Các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối Theo thông tư 39/BCT các yêu cầu trong vận hành hệ thống điện phân phối bao gồm các yêu cầu về kỹ thuật như là tần số, điện áp, cân bằng pha, sóng hài,. và độ tin cậy cung cấp điện cùng tổn thất điện năng [2]. Phần sau đây phân tích các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành để lựa chọn áp dụng cho Điện lực Như Xuân.
Tối ưu hóa việc lắp đặt tụ bù Hiện nay trên lưới phân phối Điên lực Như Xuân có 7 cụm tụ bù trung áp với tổng dung lượng 6300 kVAr, cụ thể là nhánh Thanh Xuân ở vị trí cột 67 với dung lượng 3x300 kVAr (bù ứng động); nhánh Hòa Quỳ vị trí cột 45 với dung lượng lắp đặt 3x300 kVAr (bù ứng động); vị trí cột 62, 65 nhánh rẽ Xuân Hòa với dung lượng ở mỗi cột là 3x300 kVAr (bù cứng), vị trí cột 63, 64, 113 nhánh rẽ Thành Nam với dung lượng ở mỗi cột là 3x300 kVAr (bù cứng). Việc lắp đặt tụ lên lưới điện hiện nay vẫn mang tính kinh nghiệm, chủ quan, vì vậy để giảm tổn thất trong lưới trung áp ta phải tìm ra phương thức vận hành tốt nhất mà cụ thể ở đây là thay đổi vị trí lắp đặt tụ bù sao cho phát huy hiệu quả kinh tế nhất về mặt giảm tổn thất (tối ưu hóa vị trí tụ bù). Do thời gian vận hành của các xuất tuyến với phụ tải max trong khoảng thời gian từ 8h đến 18h hàng ngày từ tháng 2 đến tháng 8, trong khi thời gian vận hành ở chế độ phụ tải min và trung bình ít hơn [1][9]. Vì vậy để có được hiệu quả bù tốt nhất ta tính toán với số liệu phụ tải max của quí.
Sau đó kiểm tra lại với chế độ tải min để tránh quá bù. Tính toán tối ưu hóa vị trí tụ bù bằng modul CAPO trong phần mềm PSS/ADEPT. Kết quả tính toán được trình bày chi tiết trong chương 3. Xác định điểm mở tối ưu Với phương thức kết lưới hiện tại như trình bày ở trên, Điện lực Như Xuân chỉ lấy điện từ lộ 377 trạm E9.
Vì vậy, để nâng cao độ tin cậy cung cung cấp điện và cải thiện chất lượng điện áp, hiện tại ngành Điện đang đầu tư xây dựng một TBA 110 kV tại xã Xuân Quỳ với 3 13 lộ xuất tuyến 35 kV dự kiến sẽ đóng điện vào cuối năm 2021. Trên cơ sở đó lộ 377 do Điện lực Như Xuân quản lý sẽ được kết nối mạch vòng với các lộ này. Tuy nhiên, tại thời điểm nghiên cứu, giải pháp xác định điểm mở tối ưu chưa tính đến. Giải pháp nâng cao độ tin cậy 2.
Khái niệm về độ tin cậy 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 [7][8]. 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 chính 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. Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối Các chỉ số 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 14 dù 3 chỉ số 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 số 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 10 kW hay 10 MW. Để đánh giá được một cách toàn diện về sự mất điện của hệ thống, người ta đánh giá thông qua các chỉ số sau [2][7]: Tần suất mất điện trung bình của hệ thống - SAIFI Tổng số lần mất điện của khách hàng åli Ki SAIFI = = Tổng số khách hàng được phục vụ å Ki Ở đây li là cường độ mất điện và Ki 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. 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.
Thời gian mất điện trung bình của hệ thống - SAIDI Tổng số thời gian mất điện của khách hàng åTi Ki SAIDI = = Tổng số khách hàng å Ki Ở đây Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ki 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. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng - CAIDI Tổng số thời gian mất điện của khách hàng åTi Ki CAIDI = = Tổng số lần mất điện của khách hàng åli Ki Ở đây li là cường độ mất điện, T i là thời gian mất điện trung bình hàng năm và Ki 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.
15 Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI và (ASUI) Số giờ khách hàng được cung cấp điện ASAI = Số giờ khách hàng cần cung cấp điện åKi ´ 8760 - åTi Ki = åKi ´ 8760 ASUI = 1- ASAI = (åTi Ki )/ (åKi ´ 8760 ) Chỉ tiêu này xác định mức độ sẵn sàng hay độ tin cậy (không sẵn sàng) của hệ thống. Năng lượng không được cung cấp - ENS ENS = Tổng số điện năng không được cung cấp bởi hệ thống = åPi 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. Điện năng trung bình không được cung cấp - AENS Tổng điện năng không cung cấp được åPi Ti AENS = = Tổng số khách hàng được phục vụ åKi Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng trong một năm.
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 số này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng bị ảnh hưởng trong một năm. Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối – MAIFI Theo [2] bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối bao gồm SAIDI, SAIFI và MAIFI. Trong đó, ngoài 2 chỉ số SAIDI, SAIFI được trình bày ở trên, thì MAIFI được tính bằng tổng số lượt khách hàng sử dụng điện và đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời 16 gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau: n å Ki MAIFI t = i =1 Kt (2.