Tải bản đầy đủ - 0 (trang)
Hình 3.5: Sơ đồ một sợi ĐZ 972 TG Tam Đảo sau khi lắp Recloser

Hình 3.5: Sơ đồ một sợi ĐZ 972 TG Tam Đảo sau khi lắp Recloser

Tải bản đầy đủ - 0trang

SO ÐO MOT SOI LO 971 TRAM TG TAM DAO KHI AP DUNG GIAI PHAP 1



CD331-1

MC 331

T1 - 7500 kVA

35/10 kV



3.0



TUC91



MC 931

C D931-1

CD 941-1



MC 971

TU DUNG TG

50 kVA



3x100 kVAr



971-7/1 TGTÐ

F471-7/1 NR MD - LÐ 471 E25.4

AC 50

Hop Thanh

167

2

180 kVA

5

CD1



8

AC50

3



0.062



AC50

0.582



T.Tâm 3

320 kVA



AC95

0.026



5

FCO



CD1

3



100 kVAr

C DF1 TT1



1



3



UBND Huyen

250 kVA



R ecloser 1

AC50

1.668



110

AC50

0.246



Câu Tre

Thôn Tich Cuc

250 kVA

180 kVA

T.T Y Te

2

250 kVA

T.Tâm 2

320 kVA

AC120

1.580



66



69



AC50

0.246



88

MC Recloser

971TGTÐ 71

70



F971-7 TGTÐ/1

NR Q.Ðình



Khoang San VP

1x400 kVA 10 /0,4

+ 2x750 kVA 10/6



3x200 kVAr

1

8



10



Quan Ngoai

560kVA



Quan Ngoai 3

320 kVA



70



C D F 1 HS6



2



AC70

0.113



2



Ho Son 1

250 kVA



3



79 F971-7 TGTÐ/79

4



75

FCO



78



C D HS 2



3x100 kVAr



1



AC50

0.818



Hop C hau 3

250 kVA



AC50

1.030



D T Nôi Tru

100 kVA



Ho Son 4

180 kVA



4



AC50

Quan Ðinh 2

0.463 5 180 kVA



91



AC50

1.213



59



AC70

0.026



FCO



01



97



CD do dem



7



113



AC120

2.608



AC70

0.121



11



52



Ðong Xuan

320 kVA



22



47



1



111 C D F 111



AC70

1.580



CD MV

971-971TGTÐ



C ap 3 TÐ

100 kVA



T.Tâm 1

320 kVA



17

47



Hop C hâu 1

250 kVA



AC70

0.126



1.345



AC120



0.172



AC70

0.126



39



AC120

5.66



Bao Thang

180 kVA



0.021



Ðai Ðinh 1

162 560 kVA

152



Lang Chanh

CD

AC50

320 kVA

3x200 kVAr

32B

1.077

Ðong Thanh

Lan Than 14 AC70

150

180 kVA

400 kVA

1.500 CD 1

CF973TGÐT

F971TÐ MV

Minh Tuyen

NR HH 3

5

32

NR Lan Than

973ÐTu-7/1

320 kVA

37

138

Quan Ðinh

Nhân Ly

320 KVA

8

125

250 kVA

5

Hoang Hoa 3

Hoang Hoa 1

AC50

400 kVA

400 kVA

Quan Ngoai 2

13

8

250 kVA

1 02

971-7 TGTÐ/1

NR Quan ngoai 2

Recloser 120



8



Nga Hoang

180 kVA



AC50



F971-7 TGTÐ/163

163



15 AC70



MC 971TGTÐ/152



10

C hieu Sang 3

100 kVA



30



971-7 TGTÐ/3

NR Gò Ð?u



971-7 TGTÐ/162



BC Hop Châu

50 kVA



AC50

560



AC95

860



24



Go Ðâu

250 kVA



24kVCu/3x150



12



1



Tu RMU



AC50/8

0.428



MC972



Ðai Ðinh 2

250 kVA



971-7 TGTÐ /1

973 Ðao Tu

NR DT-T.Thiên

2 AC50

Thiên Viên TL

0.255 3

250 kVA

FCO



AC50

1.214



C D971-1



6



CD972-1



1.577



24kV AL/XLPE/PVC/

DSTA/PVC/W3x120



C D931-3



Danh Thang Tây

Tram cat Thiên 1000 kVA



2 4k V AL/XLPE/PVC/

DSTA/PVC/W3x5 0mm2



C hùa phu nghi

160 kVA



9



TG

TAM ÐAO



9



TBA 68A

250 kVA



Ho Son 2

250 kVA



11



971-7 TGTÐ/1

NR Ðông Bua

AC95

1.733



Hô Son 5

160 kVA



14



6 AC50 CD1

9

1.267 1



Hô Son 7

160 kVA



Yen Trung

180 kVA



Hô Son 6

180 kVA



19

Ðông Bua

320 kVA



Thực hiện giải pháp như đã nêu ở trên đồng thời giải thời gian mất điện của các ngày

cụ thế: Ngày 14 tháng 5 giảm sự cố nhảy MC cột 70 từ 55 phút xuống 15 phút; chuẩn bị

tốt phương án để giảm thời gian ép lèo TBA Hồ Sơn 1 ngày 18/1 từ 82 phút xuống 60



phút, giảm thời gian cho việc đấu lèo từ 71 phút và 149 phút ngày 18/8 xuống 60 phút.

Không thực hiện cắt cả đường dây ngày 12/10 mà chỉ thực hiện để cắt tách và đầu lèo cột

69.

3.3.1.3.2. Bảng dữ liệu tính tốn độ tin cậy lộ 971 trạm TG Tam Đảo

Theo phụ lục Bảng 3.1 trang 154 kèm theo.

3.3.1.3.3. Kết quả tính tốn khi áp dụng giải pháp giảm thời gian cắt điện để sửa

chữa các thiết bị điện và lắp thêm 02 máy cắt Recloser đường dây.

a. Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (SAIDI)

- Chỉ số SAIDI do sự cố lưới điện phân phối là 57,25 phút/kh/ năm so với trước

khi có giải pháp là 73,0 phút/kh/năm, giảm được 15,8 phút/kh/năm tương ứng giảm được

21,6 %.

- Chỉ số SAIDI do cắt điện có kế hoạch là 631 phút/kh/năm so với trước khi có

giải pháp là 718,97 phút/kh/năm giảm được 87,04 phút/kh/năm tương ứng với 12,10 %

- Chỉ số SAIDI do lưới truyền tải 110 kV là



0



phút/kh/năm.



- Chỉ số SAIDI do lưới điện 220kV, 500kV là 19,77

- Chỉ số SAIDI do lý do khác là



phút/kh/năm.



187,84 phút/kh/năm.



- Chỉ số SAIDI tổng hợp chung là 895,5 phút/kh/năm so với trước khi có giải pháp

là 998,3 phút/kh/năm giảm được 102,8 phút/kh/năm tương ứng 10,2%.

b. Chỉ số về số lần mất điện kéo dài (thời gian lớn hơn 5 phút) trung bình của lưới

điện phân phối (SAIFI)

- Chỉ số SAIFI do sự cố lưới điện phân phối là



2,8



lần/kh/năm.



- Chỉ số SAIFI do cắt điện có kế hoạch là 7,27 lần/kh/năm so với trước khi có giải

pháp là 7,39 phút/kh/năm giảm 0,12 lần/kh/năm tương ứng 1,62%.

- Chỉ số SAIFI do lưới truyền tải 110 kV là



0,00



lần/kh/năm.



- Chỉ số SAIFI do lưới điện 220kV, 500kV là



0,43



lần/kh/năm.



- Chỉ số SAIFI do lý do khác là



2,15



lần/kh/năm



- Chỉ số SAIFI tổng hợp chung là 12,61 lần/kh/năm so với trước khi có giải

12,73 lần/kh/năm giảm được 0,12 lần/kh/năm tương ứng 0,9%.

c. Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua (thời gian nhỏ hơn hoặc bằng 5 phút)

trung bình của lưới điện phân phối (MAIFI).

- Chỉ số MAIFI do sự cố lưới điện phân phối là



1,61 lần/kh/năm.



- Chỉ số MAIFI do cắt điện có kế hoạch là



0,00 lần/kh/năm.



- Chỉ số MAIFI do lưới truyền tải 110 kV là



0,00 lần/kh/năm.



- Chỉ số MAIFI do lưới điện 220kV, 500kV là



0,00 lần/kh/năm.



- Chỉ số MAIFI do lý do khác là



0,43 lần/kh/năm.



- Chỉ số MAIFI tổng hợp chung là



2,04 lần/kh/năm.



Do đường dây này năm 2014 khơng có sự cố thống qua nên chưa tính được hiệu

quả sau khi áp dụng giải pháp

Giả sử đường dây này sự cố tại TBA Đại Đình thời gian 60 phút:

Khi chưa có giải pháp: MC Recloser cột 70 nhảy mấy điện 4019 khách hàng khi đó

TixKi = 60 x 4019 = 241.140 phút.

Ta có SAIDI = 241.140/12.933 = 18,64 phút/kh.

SAFI = 4019/12.933



= 0,3 lần/kh



Khi có giải pháp đã lắp Máy cắt Recloser cột 120 lúc này chỉ nhảy MC 120 sau MC

chỉ còn 429 khách hàng khi đó Ti x Ki = 429 x 60 = 25.740 phút.

Ta có SAIDI = 25.740/12.933 = 1,99 phút/ khách hàng giảm được 16,65 phút so

với trước khi có giải pháp lắp đặt tương ứng 89,32%

SAFI = 9/12.933



= 0,033 lần/ khách hàng giảm 11 lần so với trước khi



có giải pháp lắp đặt tương 11%

Phụ lục Bảng số 3.2 Trang 167.

Kết luận: Áp dụng giải pháp trên và đưa ra biện pháp tổ chức thực hiện trong việc

sửa chữa thiết bị chỉ số SAIDI giảm đáng kể. Chỉ số SAIDI tổng hợp chung là 895,5

phút/kh/năm so với trước khi có giải pháp là 998,3 phút/kh/năm giảm được 102,8

phút/kh/năm tương ứng 10,2%



3.3.1.4. Thực hiện giải pháp 1 trên lộ 972 trạm TG Tam Đảo

3.3.1.4.1 Sơ đồ tính tốn độ tin cậy lộ 972 trạm TG Tam Đảo

Hình 3.6: Sơ đồ một sợi đường dây 972 TG Tam Đảo lắp Recloser

SO DO MOT SOI DU ONG DAY 972 TRAM TG TAM DAO KHI AP DUNG GIAI PHAP 1



CD331-1

MC 331

T 1 - 75 00 kVA

35/1 0 kV



TG

T AM ÐAO



CD931-3



T UC91



MC 931

CD931-1

CD972-1



CD971-1



MC972



CD 941-1



MC 971

T U D UNG TG

5 0 kVA



9 7 2 -7 / 1 TGTÐ

1 59



Cô t 21

Co 03 Nguôn

21



3 76 MV Z95

1



H op Châu 4

250 kVA



32

48



2

33



3



M C 972

R ecl o ser



3



A C 50

0 .0 1 5



Cham chi

250 kVA



4



5



FCO



9 72-7 TGTÐ/3

N R N N M.Qu ang



L eo

c? t 10



7



8



99



X om Con

180 kVA



3x 100

k VAr



Chieu san g T4

180 kVA



3 77 E43

1 00



AC50

0 .0 54



CD

M Ð a MQ



N guo i Co Công

80 kVA



ÐZ 22 k V l? 471



A C 50

1 .5 3 2



Cuc tac chiên Ð iên Tu

100 kVA



19

Mo da Minh Quang 2;3

2x5 60 kVA

Mo d a Minh Qu ang 1

2 50 kVA



Cty Q LD V Ðô thi

18 0 kVA

T T TT Tam Ðao

40 0 kVA



4

57



F972-7 TGTÐ/63



5



ÐZ 37 7 E4.3

NR tr?m 2 01 NM 95



61



H ô Son 3

180 kVA



80



69



CDF



C Df 73



Sân Golf T1

560kVA



Sân Golf-T3

400kVA

Sân Golf -T2

56 0kVA



91



76



V uon Qu ôc Gia

10 0 kVA

Sân Golf -T4

250kVA



Thôn 2

250 kVA



R ecl o se 170

97



FCO

C D1

T .Gau



1 .1 3 9



1



P V C 5 0 /8



3



Chua Vân

180 kVA



100 kVA



21



T rai Gâu

32 0 kVA



3x 300

kVAr



1 51B



1 69

1 53



C D1 L. H



C TY C P ÐT

Lac Hông

3 20 kVA



X u ly nu oc Tam



T TTT Tam Ðao 2

250 kVA



1 71

FCO



Th ôn 1

40 0 kVA



3x 1 00kVAr



1 77

1 75



CTy CP DL TÐ

180 kVA



Ð ao -1 80 kVA

Chieu sang

T 5-180 kVA

1 78



A C 95

0 .0 3



L âm T ruon g TÐ

100 kVA



C D NR

HC Z95



N h a sang tac TÐ



52



A C 50

0 .0 7 6



N MHC 95

250 kVA



25 0 kVA



3



K/S H a L ong

180 kVA



A C 50

0 .0 9 3



H op Châu 2

250 kVA



Chieu sang T3

25 0 kVA



H1



C hi eu san g T1



A C 9 5/ 16

0.007



AC50

0 .0 12



Chiêu sang T2

180 kVA



H2



K /S H ieu

100 KVA



1 83



C D 1 .NST

2



4



1 85

1 88



K /S Huo ng Rung

100kVA



K /S T he G io i Xanh

25 0 kVA



5



NN

BCA

100 kVA

TH Tam Ðao

2 x 320 kVA



Với lộ này ta thực hiện đồng bộ các giải pháp kỹ thuật và tổ chức thi công như:

Ngày 05/1 thay vì cắt MC 972 120 phút thực hiện cắt Recloser cột 63 chỉ mất 403 KH

trong thời gian 30 phút; Ngày 30/5 mưa giông sẽ làm nhảy MC cột 63 thay cho MC 972.

Khi thực hiện đóng khơng điện CD 170 ngày 21/7 chỉ thực hiện cắt MC hoặc CD

phụ tải cột 63 sẽ chỉ mất 403 khách hàng; Việc ép ba đầu cột ngày 5/8 giảm xuống từ 90

phút xuống 60 phút;

3.3.1.4.2. Bảng dữ liệu tính tốn độ tin cậy lộ 972 trạm TG Tam Đảo

Theo phụ lục kèm theo Bảng 3.3 trang 168.

3.3.1.4 3. Kết quả tính tốn độ tin cậy cung cấp điện sau khi áp dụng giải pháp 1

a. Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (SAIDI)

- Chỉ số SAIDI do sự cố lưới điện phân phối là 19,94 phút/kh/năm so với trước khi

có giải pháp là 38,66 phút/kh/năm, giảm được 18,72 phút/kh/năm đạt 48,42 %

- Chỉ số SAIDI do cắt điện có kế hoạch là 188,19 phút/kh/năm so với trước giải

pháp là 197,82 phút/kh/năm giảm 9,63 phút/kh/năm đạt 4,86%.

- Chỉ số SAIDI do lưới truyền tải 110 kV là



0



phút/kh/năm.



- Chỉ số SAIDI do lưới điện 220kV, 500kV là 8,99

- Chỉ số SAIDI do lý do khác là



phút/kh/năm.



69,93 phút/kh/năm.



- Chỉ số SAIDI tổng hợp chung là 287,95 phút/kh/năm so với trước khi có giải

pháp là 315,4 phút/kh/năm giảm được 27,45 phút/kh/năm đạt 8,7%

b. Chỉ số về số lần mất điện kéo dài (thời gian lớn hơn 5 phút) trung bình của

lưới điện phân phối (SAIFI)

- Chỉ số SAIFI do sự cố lưới điện phân phối là 1,02 lần/kh/năm so với trước khi có

giải pháo 1,18 lần/kh/năm giảm 0,16 lần/kh/ năm đạt 13,5 %.

- Chỉ số SAIFI do cắt điện có kế hoạch là 2,81 lần/kh/năm so với trước có giải pháp

là 2,99 lần/ kh/năm giảm 0,18 lần/kh/năm đạt 6,0%

- Chỉ số SAIFI do lưới truyền tải 110 kV là

- Chỉ số SAIFI do lưới điện 220kV, 500kV là

- Chỉ số SAIFI do lý do khác là



0 lần/ kh/năm.

0,2



lần/kh/năm.



1,19



lần/kh/năm.



- Chỉ số SAIFI tổng hợp chung là 5,5 lần /kh/năm so với trước khi có giải pháp

5,55 lần/ kh/năm giảm 0,05 lần /kh/năm đạt 0,9%

c. Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua (thời gian nhỏ hơn hoặc bằng 5 phút) trung bình

của lưới điện phân phối (MAIFI)



Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Hình 3.5: Sơ đồ một sợi ĐZ 972 TG Tam Đảo sau khi lắp Recloser

Tải bản đầy đủ ngay(0 tr)

×