Tải bản đầy đủ - 0 (trang)
Hình 3.7: Bản vẽ sơ đồ giải pháp 2 sau khi lắp đặt trạm 110 kV Tam Đảo

Hình 3.7: Bản vẽ sơ đồ giải pháp 2 sau khi lắp đặt trạm 110 kV Tam Đảo

Tải bản đầy đủ - 0trang

Giải pháp 2 Đề xuất xây dựng trạm biến áp 110 kV Tam Đảo lúc này chia đường dây

972 trạm TG Tam Đảo Thành 3 đường dây mỗi đường dây tương ứng 500 khách hàng;

Chia đường dây 971 hiện tại ra thành hai đường dây mỗi đường dây gần 2500 khách hàng.

Do không bị ảnh hưởng từ sự cố các đường dây 35 nên độ tin cậy sẽ giảm đáng kể.

Giả sử vẫn số liệu của năm 2014 giải trừ ảnh hưởng của sự cố liên quan đến đường dây

35 kV cấp cho trạm TG Tam Đảo tính lại độ tin cậy của hai đường dây 971 và 972 TG

Tam Đảo:

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, lấy nguồn từ trạm 110 kV Tam Đảo.

3.3.2.1. Tính giải pháp 2 cho lộ 971 TG Tam Đảo

Số liệu tính tốn cho đường dây áp dụng giải pháp 2 phụ lục Bảng số 3.9 trang 194

Kết quả tính tốn sau khi áp dụng giải pháp 2:

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 21,52 phút/kh/năm so với giải pháp

1 là 57,25 phút/kh/ năm giảm hơn giải pháp 1 là 35,73 phút/kh/năm giảm được 62,4% ;

hiện tại là 73,0 phút/kh/năm, giảm được 51,48 phút/kh/năm tương ứng giảm được 70,5 %.

- Chỉ số SAIDI do cắt điện có kế hoạch là 466,87 phút/kh/năm so với giải pháp

1631 phút/kh/năm giảm được 164,13 phút/kh/năm giảm được 26,0 %; so hiện tại là

718,97 phút/kh/năm giảm được 252,1 phút/kh/năm tương ứng giảm được 39,9 %.

- Chỉ số SAIDI do lưới truyền tải 110 kV là



0



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



phút/kh/năm.

phút/kh/năm.



- Chỉ số SAIDI do lý do khác là 75,22 phút/kh/năm so với hiện nay và giải pháp 1

187,84 phút/kh/năm giảm 112,62 phút/kh/năm giảm được 59,9 %.

- Chỉ số SAIDI tổng hợp chung là 583,39 so với giải pháp 1 là 895,5 phút/kh/năm

giảm được 312 phút/kh/năm giảm được 34,85 % so hiện nay là 998,3 phút/kh/năm giảm

được 414,91 phút/kh/năm tương ứng giảm được 41,5 %.

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 0,79 lần/kh/năm so với hiện nay và

giải pháp 1 là 2,8 lần/kh/năm giảm 2,01 lần/kh/năm giảm được 71,7 %.

- Chỉ số SAIFI do cắt điện có kế hoạch là 4,26 lần/kh/năm so với giải pháp 1 là

7,27 lần/kh/năm giảm được 3,01 lần/kh/năm giảm được 41,40 %, so với hiện nay là 7,39

phút/kh/năm giảm 3,13 lần/kh/năm tương ứng giảm được 43,05 %.



- 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



- Chỉ số SAIFI do lý do khác là



lần/kh/năm.



0,86 lần/kh/năm so với hiện nay là 2,15



lần/kh/năm giảm 1,29 lần/kh/năm giảm được 60 %.

- Chỉ số SAIFI tổng hợp chung là 6,34 so với giải pháp 1 là 12,61 lần/kh/năm giảm

được 6,27 lần/kh/năm tương ứng giảm được 49,7 % so với hiện nay là 12,73 lần/kh/năm

giảm được 6,46 lần/kh/năm tương ứng 50,7 %.

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 0 lần/kh/năm so với hiện nay và

giải pháp 1 là1,61 lần/kh/năm giảm được 100%.

- 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 lần /kh/năm so với giải pháp 1 và hiện nay là

0,43 lần/kh/năm giảm được 0,43 lần/kh/năm giảm được 100%.

- Chỉ số MAIFI tổng hợp chung là 0 lần/kh/năm so với giải pháp 1 và hiện nay là

2,04 lần/kh/năm giảm 2,04 lần/kh/năm giảm được 100%.

Chi tiết theo phụ lục bảng số 3.10 trang 205.

Kết luận: Áp dụng giải pháp 2 trên và đưa ra biện pháp tổ chức thực hiện trong

việc sửa chữa thiết bị chỉ số SAIDI giảm đáng kế.

Chỉ số SAIDI tổng hợp chung là 583,39 so với giải pháp 1 là 895,5 phút/kh/năm

giảm được 312 phút/kh/năm giảm được 34,85 % so hiện nay là 998,3 phút/kh/năm giảm

được 414,91 phút/kh/năm tương ứng giảm được 41,5 %.

SAIFI tổng hợp chung là 6,34 so với giải pháp 1 là 12,61 lần/kh/năm giảm được

6,27 lần/kh/năm tương ứng giảm được 49,7 % so với hiện nay là 12,73 lần/kh/năm giảm

được 6,46 lần/kh/năm tương ứng 50,7 %.

MAIFI tổng hợp chung là 0lần/kh/năm so với giải pháp 1 và hiện nay là



2,04



lần/kh/năm giảm 2,04 lần/kh/năm giảm được 100%.

3.3.2.2. Tính tốn cho lộ 972 TG Tam Đảo khi áp dụng giải pháp 2

Số liệu tính tốn độ tin cậy đường dây 972 khi áp dụng giải pháp 2 : Phụ lục Bảng

số 3.11 trang 209.

Kết quả tính tốn độ tin cậy sau khi áp dụng giải pháp 2 như sau:



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 8,6 phút/kh/năm so với giải pháp 1

là 19,94 phút/kh/năm giảm 11,34 phút/kh/năm giảm được 56,87 % so với hiện nay là

38,66 phút/kh/năm, giảm được 30,06 phút/kh/năm đạt 77,75 %.

- Chỉ số SAIDI do cắt điện có kế hoạch là 100,9 phút/kh/năm so với giải pháp 1 là

188,19 phút/kh/năm giảm được 87,29 phút/kh/năm giảm được 46,38% so với hiện nay là

là 197,82 phút/kh/năm giảm 96,92 phút/kh/năm giảm được 48,99 %.

- 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



phút/kh/năm.



- Chỉ số SAIDI do lý do khác là 15,97 phút/kh/năm so với giải pháp 1 và hiện nay

là 69,93 phút/kh/năm giảm được 53,96 phút/kh/năm giảm được 77,16%.

- Chỉ số SAIDI tổng hợp chung là 134,46 phút/kh/năm so với giải pháp 1 là 287,95

phút/kh/năm giảm được 153,49 phút/kh/năm giảm được 53,3 % so với hiện nay là 315,4

phút/kh/năm giảm được 180,94 phút/kh/năm đạt 57,36%.

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 0,43 lần/kh/năm so với giải pháp 1

là 1,02 lần/kh/năm giảm 0,59 lần/kh/năm giảm được 57,8 % so với hiện nay là 1,18 lần/

kh/năm giảm 0,75 lần/kh/ năm đạt 63,55 %.

- Chỉ số SAIFI do cắt điện có kế hoạch là 0,82 lần/kh/năm so với giải pháp 1 là

2,81 lần/kh/năm giảm được 1,99 phút/kh/năm giảm được 70,81 % so với hiện nay là 2,99

lần/ kh/năm giảm 2,17 lần/kh/năm đạt 72,57 %.

- Chỉ số SAIFI do lưới truyền tải 110 kV là

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



0 lần/ kh/năm.

0,2



lần/ kh/năm.



- Chỉ số SAIFI do lý do khác là 0,4 lần/kh/năm so với giải pháp 1 và hiện nay 1,185

lần/ kh/năm giảm được 0,785 lần/kh/năm giảm được 66,24 %.

- Chỉ số SAIFI tổng hợp chung là 1,85 lần/kh/năm so với giải pháp 1 là 5,5 lần

/kh/năm giảm được 3,65 phút/kh/năm giảm được 66,36 %, so với hiện nay 5,55 lần/

kh/năm giảm 3,65 lần /kh/năm giảm được 65,76 %.



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 0 lần/kh/năm so với giải pháp 1

0,77 lần/kh/năm giảm được 100 % so với hiện nay 0,78 lần/ kh/năm giảm 0,78 lần/kh/năm

đạt 100%.

- 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 lần/kh/năm so với giải pháp 1 và hiện nay là

0,63 lần/ kh/năm giảm được 100 %.

- Chỉ số MAIFI tổng hợp chung là 0 lần/kh/năm so với giải pháp 1 là 1,39

lần/kh/năm so với hiện nay là 1,41 lần/ kh/năm giảm được 100%.

Chi tiết theo phụ lục bảng số 3.12 trang 214.

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

sửa chữa thiết bị chỉ sốSAIDI tổng hợp chung là 134,46 phút/kh/năm so với giải pháp 1 là

287,95 phút/kh/năm giảm được 153,49 phút/kh/năm giảm được 53,3 % so với hiện nay là

315,4 phút/kh/năm giảm được 180,94 phút/kh/năm đạt 57,36%.

SAIFI tổng hợp chung là 1,85 lần/kh/năm so với giải pháp 1 là 5,5 lần /kh/năm

giảm được 3,65 phút/kh/năm giảm được 66,36 %, so với hiện nay 5,55 lần/ kh/năm giảm

3,65 lần /kh/năm giảm được 65,76 %.

MAIFI tổng hợp chung là 0 lần/kh/năm so với giải pháp 1 là 1,39 lần/kh/năm so

với hiện nay là 1,41 lần/ kh/năm giảm được 100%.

3.4. Tính hiệu quả kinh tế khi áp dụng các giải pháp

3.4.1. Các thơng số cần thiết tính tốn để phân tích hiệu quả kinh tế:

- Điện năng mất khi chưa có thiết bị phân đoạn.

- Điện năng mất khi có thiết bị phân đoạn.



(kWh)

(kWh)



- Số thiết bị phân đoạn.



N



- Giá thiết bị phân đoạn.



(Trđ)



- Chi phí hoạt động và bảo dưỡng .



(Trđ)



3.4.2. Hiệu quả kinh tế của giải pháp 1

- Khi thực hiện giải pháp 1 mức độ đầu tư không lớn chỉ thực hiện lắp đặt thêm 06

máy cắt Recloser đường dây trung bình mỗi máy 250 tr đồng trong khi thời gian mất điện

đã giảm đáng kể với đường dây .



ĐZ 971 Yên Dương Giải pháp này giảm được hai chỉ số SAFI giảm được 0,1

lần/kh/năm đạt 3,4 %; SAIDI giảm được 19,76 phút/kh/năm đạt 15,9%, tuy nhiên MAIFI

tăng 0,08 lần là không đáng kể.

ĐZ 973 TG Yên Dương SAIDI tổng hợp chung là 45,85 phút/kh/năm so với trước

khi áp dụng giải pháp là 50,27 phút/kh/năm giảm được 4,42 phút/kh/năm đạt 8,79%, với

số lượng tổng 202 khách hàng chỉ số độ tin cậy giảm không đáng kể.

ĐZ 971 Tam Đảo. 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%.

ĐZ 972 Tg Tam Đảo chỉ số SAIDI giảm đáng kế. SAIDI 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%.

Như vậy với mức đầu tư gần 1,0 tỷ đồng trong khi thời gian cung cấp điện tăng lên

trung bình từ 10 đến 15 % cho lượng điện năng thương phẩm tăng, đem lại doanh thu tăng

đáng kể.

3.4.3. Hiệu quả kinh tế của giải pháp 2

Giải pháp 2 đem lại hiệu quả kinh tế đáng kể tăng độ tin cậy cung cấp điện lên hơn

40% tuy nhiên mức đầu tư rất lớn, đem lại hiệu quả kinh tế, nanag cao độ tin cậy cung cấp

điện đánh kể

3.5. Đánh giá giải pháp

3.5.1. Đánh giá giải pháp 1

Theo số liệu tính tốn ở trên khi thực hiện nhanh chóng chủ yếu áp dụng tổ chức lại

các biện pháp thi công giảm thời gian cắt điện sửa chữa trên lưới, lắp đặt thêm một số máy

cắt trên đường dây với số tiền khoảng 1,0 tỷ đồng nhưng độ tin cậy cung cấp điện giảm

được đáng kể, lúc này thương phẩm tăng, doanh thu tăng với mức đầu tư nhỏ nên có thể

áp dụng thực hiện được ngay.

3.5.2. Đánh giá giải pháp 2

Theo số liệu tính tốn tiền điện ở trên khi đầu từ xây dựng một trạm biến áp 110 kV

Tam Đảo và thực hiện lắp đặt thêm các máy cắt đường dây, tổ chức lại việc cắt điện để sửa

chữa độ tin cậy của hai đường dây 971 Tam Đảo và 972 Tam Đảo giảm được từ 50 đến

80%. Trong khi độ tin cậy của Điện lực Tam Đảo chủ yếu ở hai đường dây này sẽ làm cho

độ tin cậy của Điện lực Tam Đảo giảm từ 35 đến 40 %. Tuy nhiên giải pháp này cần sự

đầu tư lớn mất rất nhiều thời gian chưa thể áp dụng vào năm 2016 được.



3.6. Lựa chọn giải pháp

Từ những phân tích ở trên trước mắt ta áp dụng giải pháp 1 để nâng cao độ tin cậy

cung cấp điện cho LĐPP huyện Tam Đảo như sau:

+ Trên lộ 971 trạm Trung gian Yên Dương : Đề xuất đặt thêm 02 thiết bị phân

đoạn bằng máy cắt Recloser tự động đóng lại cụ thể: Thay thế có CD phụ tải cột số 38

bằng máy cắt Recloser, lắp thêm một Recloser nhánh Đồng Thành, giảm thời gian cắt điện

cho công tác sửa chữa lưới điện.

-Thành phần mất điện do sự cố lưới phân phối:

Không bị nhảy MC 971 vào ngày 30/6/14 lúc này Recloser sẽ tác động và tự đóng

lại sau 2 phút : Giả sử Recloser cột 29 nhay chỉ mất điện 03 khách hàng.

- Lý do cắt điện để sửa chữa: Thay máy biến áp giảm xuống 04 giờ, táp lèo nhánh

Yên Dương 5 giảm xuống 01 giờ và cắt từ máy cắt mới lắp đặt chỉ mất 723 khách hàng

thay vì mất 996 khách hàng như trước.

Từ các giải pháp cụ thể trên ta tính lại độ tin cậy cung cấp điện của lộ này.

+ Trên lộ 973 trạm TG Yên Dương: Đề xuất thay thế CDF số 01 nhánh rẽ Bồ Lý

bằng máy cắt Recloser tự động đóng lại và thay thế CD số 01 nhánh rẽ Bồ Lý 3, Cầu dao

số 01 nhánh Bồ Lý 4 bằng CD phụ tải.

Do đường dây này ngắn kế cấu đơn giản nên để giảm độ tin cậy chỉ giảm thời gian

cắt điện để sửa chữa xuống thấp nhất théo đúng định mức hạng mục công việc, khi thực

hiện cắt điện phải chuẩn bị đầy đủ dụng cụ, vật tư sẵn sàng.

+ Trên lộ 971 trạm TG Tam Đảo

Đề xuất lắp thêm 02 máy cắt Recloser để thay cho CD phụ tải số 01 nhánh rẽ Quan

Ngoại và CD phụ tải số 120.

Đề xuất xây dựng mạch vòng nối xuất tuyến này với xuất tuyến 971 trạm trung

gian Yên Dương nối từ nhánh rẽ Lán Than với nhánh Bồ Lý 1 cải tạo đường dây nhánh

Bồ lý 1 và Nhánh Lan Than lên dây dẫn AC 120 để nâng cao độ truyền tải khi đóng mạch

vòng, thay CD số 01 nhánh Lan Than bằng CD phụ tải.

+ Trên lộ 972 trạm Trung Gian Tam Đảo

Đề xuất thay dây bọc đoạn từ cột 69 đến cột 145 đoạn đi qua Rừng Quốc Gia Tam Đảo

thay CD phụ tải tại cột 63, CDf 170 bằng máy cắt Recloser.

III.KẾT LUẬN

Đảm bảo chất lượng điện năng để cung cấp dịch vụ điện ngày càng cao, giá cạnh

tranh, tập trung cải tạo lưới điện phân phối để giảm thời gian số lần ngừng giảm cung cấp



điện, để tăng độ tin cậy cung cấp điện là vấn đề được quan tâm của cả ngành điện và

khách hàng.

Xuất phát từ mục tiêu trên đề tài xây dựng nghiên cứu các lý thuyết cơ bản về độ

tin cậy cung cấp điện, các chỉ tiêu, phương pháp đánh giá ĐTC từ việc tính tốn, trên cơ

sở đó đề tại nghiên cứu đánh giá và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

cho lưới điện huyện Tam Đảo.

Trong quá trình nghiên cứu đánh giá và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung

cấp điện cho lưới điện huyện Tam Đảo đề tài chỉ giới hạn trong việc phân tích đánh giá

đưa ra các giải pháp kỹ thuật mà chưa đề cấp nhiều đến chỉ tiêu kinh tế, đề tài tính tốn

chi tiết hiệu quả kinh tế thì sẽ hiệu quả tồn diện hơn.

- Do giới hạn đề tài chỉ nghiên cứu biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

cho lưới điện huyện Tam Đảo-tỉnh Vĩnh Phúc nên các số liệu phương pháp tính, phần

chương trình tính tốn để phục vụ tính tốn đánh giá và đề xuất để nâng cao ĐTC cung

cấp điện cho lưới điện phân phối huyện Tam Đảo. Tuy nhiên những vấn đề này vẫn có giá

trị thực tiễn để áp dụng cho tính tốn, đánh giá các giải pháp để nâng cáo ĐTC lưới điện

phân phối cụ thể với lưới điện huyện Tam Đảo.

- Những kết quả nghiên cứu trong đề tài tập trung phân tích: nguồn cung cấp, lưới

điện, tổn thất điện áp tổn thất điện năng của lưới điện huyện Tam Đảo hiện tại cũng như

xu hướng phát triển phụ tải trong thời gian sắp tới của huyện. Trên cơ các nghiên cứu này

tác giả đã đưa ra các giải pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho huyện trong thời

gian sắp tới.

- Luận văn có thể làm tài liệu tham khảo hữu ích cho huyện Tam Đảo trong việc

quy hoạch phát triển điện lực trong tương lai cũng như làm tài liệu tham khảo cho sinh

viên, cán bộ góp phần nâng cao trình độ chuyên môn và năng lực làm việc, là phương án

tổng thể chi tiết cho Điện lực Tam Đảo áp dụng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.



DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

1.



PGS.TS Trần Bách (1996), Độ tin cậy của hệ thống điện, Nhà xuất bản Đại học Bách

khoa, Hà Nội.



2.



PGS.TS Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện, tập I, II, III, Nhà xuất bản

Khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.



3.



Công ty Điện lực Vĩnh Phúc (2013), Báo cáo tổng kết sản xuất kinh doanh, Vĩnh

Phúc.



4.



Công ty Điện lực Vĩnh Phúc (2013), Báo cáo Kỹ thuật vận hành năm 2013 và kế

hoạch thực hiện năm 2014, Vĩnh Phúc.



5.



Bản dịch (1981), Những phương pháp toán học trong lý thuyết độ tin cậy, Nhà xuất

bản khoa học và kỹ thuật Hà Nội.



6.



Bùi Đỗ Quốc Huy, Đinh Thanh Việt (2011), “Tính tốn phương thức vận hành tối ưu

cho lưới điện phân phối Điện lực Sơn Trà - Đà Nẵng”, Tạp chí Khoa học và cơng

nghệ Đại học Đà Nẵng, số (3).



7.



Trần Quang Khánh (2006), Hệ thống cung cấp điện, tập 1, 2, Nhà xuất bản Khoa

học & kỹ thuật, Hà Nội.



8.



GS.VS Trần Đình Long (chủ biên), Nguyễn Sỹ Chương, Lê Văn Doanh, Bạch Quốc

Khánh, Hoàng Hữu Thận, Phùng Anh Tuấn, Đinh Thành Việt (2014), Sách tra cứu

về chất lượng điện năng.



9.



Quyết định số 851/QĐ-UBND ngày 08/4/2013 về việc phê duyệt “Quy hoạch phát

triển điện lực huyện Tam Đảo - tỉnh Vĩnh Phúc đến năm 2012-2015 có xét đến

2020”.



10. Bùi Ngọc Thư (2007), Mạng cung cấp và phân phối điện, Nhà xuất bản Khoa học &

kỹ thuật, Hà Nội.

11. Lã Văn Út (2001), Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa

học và kỹ thuật, Hà Nội.



PHỤ LỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.14: Kết quả độ tin cậy lưới điện huyện Tam Đảo năm 2014

Mất điện thoáng qua



Tổng



Tổng số



khách



số lần



khách



hàng (K)



mất



hàng bị



điện



mất điện



(m)



(Mj)



12,993



32



56,232



4.330



32



44,185



12,993



0



0



0.000



229



12,993



0



0



0.000



12,993



0



0



12,993



14



12,993



46



Tổng số

STT



1

2



3



Nội dung



Mất điện do sự cố lưới

điện phân phối

Cắt điện cho công tác

theo kế hoạch

Mất điện do sự cố hoặc

cắt điện trên lưới điện



Mất điện kéo dài



Tổng số

Tổng số



khách



lần mất



hàng bị



điện (n)



mất điện



Tổng thời

gian mất

điện của



SAIDI



SAIFI



khách



(Ti*Ki)/K



(Nj/K)



1,688,150



129.93



3.40



118,565



14,196,483



1,092.63



9.13



19



29,243



4,794,852



369.03



2.25



0.000



16



31,103



955,608



73.55



2.39



36,497



2.810



37



63,878



5,827,242



448.49



4.92



92,729



7.140



333



286,974



27,462,335



2,113.63



22.09



MAIFI

(Mj/K)



(Nj)



hàng

(Ti*Ki)



110 kV

Mất điện do sự cố hoặc

4



5

6



cắt điện trên lưới điện

220,500kV

Cắt điện do các lý do

khác

Tổng hợp chung



3/26/2015 2:00:35 PM



Bảng 2.15: Kết quả độ tin cậy lưới điện huyện Tam Đảo Quý 1 năm 2014

Mất điện thoáng qua



Tổng số



Tổng số

STT



Nội dung



Mất điện kéo dài



khách



Tổng số



khách



hàng (K)



lần mất



hàng bị



điện (m)



mất điện



Tổng số

MAIFI

(Mj/K)



Tổng số



khách



lần mất



hàng bị



điện (n)



mất điện



(Mj)

1

2



3



Mất điện do sự cố lưới

điện phân phối

Cắt điện cho công tác

theo kế hoạch

Mất điện do sự cố hoặc

cắt điện trên lưới điện



(Nj)



Tổng thời

gian mất

điện của



SAIDI



SAIFI



khách



(Ti*Ki)/K



(Nj/K)



hàng

(Ti*Ki)



11,142



0



0



0.000



5



8,489



562,104



50.45



0.76



11,142



0



0



0.000



67



13,378



803,895



72.15



1.20



11,142



0



0



0.000



7



9,205



691,690



62.08



0.83



11,142



0



0



0.000



1



1,504



75,200



6.75



0.13



11,142



0



0



0.000



0



0



0



0.00



0.00



11,142



0



0



0.000



80



32,576



2,132,889



191.43



2.92



110 kV

Mất điện do sự cố hoặc

4



5

6



cắt điện trên lưới điện

220,500kV

Cắt điện do các lý do

khác

Tổng hợp chung



3/26/2015 2:00:35 PM



Tài liệu bạn tìm kiếm đã sẵn sàng tải về

Hình 3.7: Bản vẽ sơ đồ giải pháp 2 sau khi lắp đặt trạm 110 kV Tam Đảo

Tải bản đầy đủ ngay(0 tr)

×