tóm tắt luận văn thạc sĩ kỹ thuật đánh giá độ tin cậy của lưới điện trung áp, các biện pháp nâng cao độ tin cậy áp dụng đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối tỉnh tuyên quang

LỜI NÓI ĐẦU
Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối
điện năng đến các hộ tiêu thụ, trong đó phải đảm bảo các tiêu chuẩn
chất lượng điện năng theo quy định và độ tin cậy cung cấp điện cung
cấp điện hợp lý. Độ tin cậy cung cấp điện cùng với chất lượng điện
năng là hai chỉ tiêu quan trọng để đánh giá về một hệ thống điện, mọi
nghiên cứu, tính toán, các kỹ thuật và công nghệ áp dụng cho một hệ
thống điện đều với mục đích đảm bảo hai chỉ tiêu này. Khi quy
hoạch, thiết kế và vận hành hệ thống điện, đảm bảo hệ thống điện
được phát triển tối ưu và vận hành đạt hiệu quả kinh tế cao nhất.
Quá trình quy hoạch hệ thống điện được thể hiện trong phân bố
và dự trữ công suất nguồn, công suất dự phòng, kết cấu lưới nhằm
đảm bảo độ tin cậy cần thiết. Việc tính toán độ tin cậy của hệ thống
điện ngày càng được chú ý, rất nhiều công trình nghiên cứu đã cho
phép đưa ra các thuật toán hiệu quả giải quyết triệt để việc tính toán
độ tin cậy hệ thống điện và được áp dụng tính toán cho các lưới điện
có cấu trúc khá phức tạp.
Lưới điện trung áp cấp điện trực tiếp cho các phụ tải chiếm khối
lượng đầu tư lớn (khoảng 15% tổng vốn đầu tư), tổn thất trên lưới
điện này rất lớn. Đặc biệt ở các cấp điện áp 6kV, 10kV, 22kV lấy
qua các trạm trung gian 35/6kV và 35/10kV không có hệ thống điều
áp dưới tải(khoảng 40-50% tổn thất của hệ thống điện), độ tin cậy
cung cấp điện kém, thường xuyên xẩy ra sự cố, hỏng hóc cần được
tính toán, đề nghị sử dụng các biện pháp nâng cao độ tin cậy đảm
bảo các tiêu chuẩn điện năng theo quy định.
1
Từ những lý do đó, tác giả đã chọn đề tài "Đánh giá độ tin
cậy của lưới điện trung áp, các biện pháp nâng cao độ tin cậy. Áp
dụng đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang"
Phạm vi của đề tài: Nghiên cứu độ tin cậy lưới điện phân phối
cung cấp điện cho Tỉnh Tuyên Quang

Mục đích của đề tài: Trên cơ sở nghiên cứu xây dựng phương
pháp tính toán, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối, áp dụng
để tính toán và đánh giá độ tin cậy cho lưới điện phân phối Tỉnh
Tuyên Quang trên cơ sở các số liệu thống kê được từ thực tế vận
hành. Phân tích những nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy của
lưới điện phân phối nhằm đưa ra những giải pháp nâng cao độ tin cậy
của lưới điện phân phối Tỉnh Tuyên Quang.
Cơ sở khoa học và thực tiễn của đề tài: Lý thuyết về độ tin cậy
đã được nghiên cứu và đưa vào ứng dụng trong nhiều lĩnh vực như
cơ khí, viễn thông, điện lực, các phương tiện vận tải Đối với hệ
thống điện lý thuyết về độ tin cậy đã đóng một vai trò rất quan trọng
trong việc quy hoạch, xây dựng và vận hành. Việc nghiên cứu
phương pháp tính toán, đánh giá độ tin cậy của lưới phân phối là rất
cần thiết để từ đó đưa ra các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới
điện phân phối nhằm đáp ứng yêu cầu ngày càng cao của xã hội.
Nội dung của đề tài là xây dựng phương pháp tính toán độ tin cậy
lưới điện phân phối và áp dụng tính toán chọn lọc một số xuất tuyến
của lưới điện phân phối Tỉnh Tuyên Quang. Từ kết quả tính toán sẽ
đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Tỉnh Tuyên Quang so
với các tỉnh khác trong khu vực miền Bắc, từ đó đi sâu phân tích
2
những nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân
phối. Đưa ra những giải pháp cụ thể nhằm nâng cao độ tin cậy của
lưới điện phân phối.
Trong phạm vi đề tài, thực hiện các nội dung sau:
Chương 1: Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối.
Chương 2: Phương pháp phân tính - Tính toán độ tin cậy của
lưới điện phân phối.
Chương 3: Tính toán - đánh giá - phân tích độ tin cậy của lưới
điện phân phối Tỉnh Tuyên Quang.

Chương 4: Áp dụng một số giải pháp nâng cao độ tin cậy của
lưới điện phân phối Tỉnh Tuyên Quang.
Để hoàn thành luận văn, ngoài nỗ lực của bản thân, tác giả đã
nhận được rất nhiều sự quan tâm giúp đỡ chỉ bảo tận tình của các
Thầy, các Cô trong bộ môn Hệ thống điện - Khoa Điện và Khoa đào
tạo Sau đại học Trường Đại học Kỹ Thuật Công Nghiệp Thái
Nguyên, đặc biệt là sự hướng dẫn tận tình và chu đáo của thầy
PGS.TS Trần Bách.
Mặc dù đã rất cố gắng, xong do hạn chế về trình độ, kiến thức,
thời gian thực hiện nên luận văn này không tránh khỏi những thiếu
sót, khiếm khuyết, em rất mong nhận được sự chỉ bảo, bổ xung của
các Thầy, Cô.
Em xin chân thành cảm ơn !
3
Chương 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI
1.1. Tổng quan về lưới phân phối.
1.1.1. Định nghĩa và phân loại.
Lưới phân phối điện là một bộ phận của hệ thống điện làm nhiệm
vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian, các trạm khu vực hay
thanh cái của nhà máy điện cấp điện cho phụ tải.
Người ta thường phân loại lưới trung áp theo 3 dạng:
- Theo đối tượng và địa bàn phục vụ:
+ Lưới phân phối thành phố.
+ Lưới phân phối nông thôn.
+ Lưới phân phối xí nghiệp.
- Theo thiết bị dẫn điện:
+ Lưới phân phối trên không.
+ Lưới phân phối cáp ngầm.

- Theo cấu trúc hình dáng:
+ Lưới phân phối kín vận hành hở.
+ Hệ thống phân phối điện.
1.1.2. Phần tử của lưới điện phân phối.
Các phần tử của lưới điện phân phối bao gồm:
- Máy biến áp trung gian và máy biến áp phân phối.
- Thiết bị dẫn điện: Đường dây điện (dây dẫn và phụ kiện).
- Thiết bị đóng cắt và bảo vệ:
- Thiết bị điều chỉnh điện áp
- Thiết bị đo lường
- Thiết bị giảm tổn thất điện năng: Tụ bù.
- Thiết bị nâng cao độ tin cậy
4
- Thiết bị điều khiển từ xa hoặc tự động
1.1.3. Cấu trúc và sơ đồ của lưới điện phân phối.
Cấu trúc lưới điện phân phối bao gồm: Cấu trúc tổng thể và cấu
trúc vận hành.
+ Cấu trúc tổng thể.
+ Cấu trúc vận hành
1.1.4. Đặc điểm của lưới điện phân phối miền Bắc
Mạng lưới điện phân phối hiện nay bao gồm nhiều cấp điện áp:
35kV, 22kV, 10kV, 6kV bao gồm đường dây trên không và cấp
ngầm. Trong đó lưới điện 22kV chỉ mới được xây dựng tại một số
tỉnh với khối lượng rất nhỏ. Mạng lưới điện 35kV, 10kV, 6kV được
sử dụng cả hai dạng: Đường dây cáp ngầm, đường dây trên không
( đường dây cáp ngầm chủ yếu xây dựng trong các thành phố ). Cả 3
hệ thống lưới điện 35kV, 10kV, 6kV đều thuộc loại lưới điện trung
tính không nối đất trực tiếp, đa số thiết kế theo mạng hình tia, liên
kết các đường dây còn yếu, độ linh hoạt kém, khi xẩy ra sự cố mất
điện kéo dài.

1.2. Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện.
1.2.1. Các 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 [1].
1.2.2. Độ tin cậy của hệ thống.
Có thể chia thành 4 nhóm nguyên nhân gây mất điện như sau:
- Do thời tiết: Giông sét, lũ lụt, mưa, bão, lốc xoáy,
- Do hư hỏng các phần tử của hệ thống điện.
- Do hoạt động của hệ thống:
+ Do trạng thái của hệ thống:
5
+ Do nhân viên vận hành hệ thống điện.
- Các nguyên nhân khác:
1.2.3. Độ tin cậy của phần tử.
Độ tin cậy của phần tử có ý nghĩa quyết định độ tin cậy của hệ thống
1.2.3.1. Phần tử không phục hồi.
- Độ tin cậy R(t).
- Cường độ hỏng hóc
λ
(t).
1.2.3.2. Phần tử phục hồi.
a. Sửa chữa sự cố lý tưởng, có thời gian phục hồi
τ
= 0
b. Sửa chữa sự cố thực tế, thời gian phục hồi
τ
.
c. Sửa chữa sự cố thực tế và bảo dưỡng định kỳ.
1.3. Các phương pháp đánh giá độ tin cậy [1].

1.3.1. Phương pháp đồ thị giải tích.
Phương pháp này bao gồm việc lập sơ đồ độ tin cậy và áp dụng
phương pháp giải tích bằng đại số Boole, lý thuyết xác suất thống kê,
tập hợp để tính toán độ tin cậy.
1.3.2. Phương pháp không gian trạng thái.
Phương pháp không gian trạng thái trong đó sử dụng quá trình
ngẫu nhiên Markov là chính, trong phương pháp này hệ thống điện
được diễn tả bởi các trạng thái hoạt động và khả năng chuyển giữa
các trạng thái đó
1.3.3. Phương pháp cây hỏng hóc.
Phương pháp cây hỏng hóc được mô tả bằng đồ thị quan hệ nhân
quả giữa các dạng hỏng hóc trong hệ thống, giữa hỏng hóc hệ thống
và các hỏng hóc thành phần trên cơ sở hàm đại số Boole. Cơ sở cuối
cùng để tính toán là các hỏng hóc cơ bản của các phần tử.
1.3.4. Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo.
6
Phương pháp Monte - Carlo mô phỏng hoạt động của các phần tử
trong hệ thống như một quá trình ngẫu nhiên
1.4. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối.
1.5. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân
phối.
- Độ tin cậy của các phần tử tạo nên lưới điện:
+ Chất lượng của thiết bị ảnh hưởng trực tiếp đến cường độ hỏng
hóc của lưới phân phối, thời gian phục hồi.
+ Sửa chữa, duy tu bảo dưởng, trung đại tu thiết bị trong vận hành.
+ Ngừng điện để thao tác đóng cắt, cải tạo, phát triển lưới điện.
+ Sự ghép nối giữa các phần tử trong lưới điện, hình dáng lưới
điện.
+ Khả năng thao tác và đổi nối trong sơ đồ (tự động hoặc bằng
tay).

- Hệ thống tổ chức quản lý và vận hành:
+ Tổ chức và bố trí các đơn vị cơ động can thiệp khi sự cố.
+ Tổ chức mạng lưới phục hồi sự cố và sửa chữa định kỳ.
+ Dự trữ thiết bị, dự trữ nguồn.
+ Cấu trúc và hoạt động của hệ thống điều khiển vận hành.
+ Sách lược bảo quản định kỳ thiết bị.
- Ảnh hưởng môi trường:
+ Phụ tải điện.
+ Yếu tố thời tiết, khí hậu, nhiệt độ và độ ô nhiểm của môi
trường.
- Yếu tố con người: Trình độ của nhân viên quản lý vận hành, yếu
tố kỹ thuật, tự động hoá vận hành.
7
Chương 2
PHƯƠNG PHÁP PHÂN TÍCH - TÍNH TOÁN
ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Phân phối xác suất của chỉ số tin cậy.
- Đối với cường độ mất điện: Thời gian mất điện thông thường
được biểu thị dạng phân bố theo hàm mũ. Cường độ mất điện của
lưới điện hình tia chỉ phụ thuộc vào cường độ mất điện của các thành
phần của lưới điện, không phụ thuộc vào thời gian khôi phục.
2.2. Các sơ đồ lưới điện dùng để tính toán độ tin cậy.
2.2.1. Sơ đồ lưới điện hình tia không phân đoạn.
Khi đó các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống trên là:
SAIFI = 2,2 lần mất điện/khách hàng.năm
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

2.2.2. Lưới điện hình tia rẽ nhánh có bảo vệ bằng cầu chì.
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
2.2.3. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở.
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:
SAIFI = 1,15 lần mất điện/khách hàng.năm
8
SAIDI = 1,80 giờ /khách hàng.năm
CAIDI = 1,56 giờ /lần mất điện
ASAI = 0,999795
ENS = 25,0 MWh/năm
AENS = 8,4 kWh/khách hàng.năm
Các chỉ tiêu độ tin cậy của toàn hệ thống lúc này sẽ là:
SAIFI = 1,15 lần mất điện/khách hàng.năm
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
2.2.4. Hệ thống song song.
Để minh họa, hãy xem xét một hệ thống kép như hình 2.6. Giả sử
các thanh cái, các máy cắt có độ tin cậy 100%. Độ tin cậy của hệ
thống được thể hiện qua 2 đường dây (thành phần 1 và 2) và 2 máy
biến áp (3 và 4).
Nếu mỗi thành phần ở 1 trong 2 trạng thái (làm việc hoặc hỏng

hóc) thì sẽ có 2
4
= 16 trạng thái của hệ thống được xem xét. Biểu đồ
trạng thái là đầu vào cho kỹ thuật Markov, độ tin cậy có thể được
đánh giá dùng kỹ thuật này.
2.3. Xây dựng bài toán tính toán đánh giá độ tin cậy [1].
Với sơ đồ lưới điện phân phối đã có gồm các xuất tuyến trung áp
từ các trạm biến áp khu vực hoặc các trạm trung gian, các số liệu
thống kê về số lần sự cố, thời gian mất điện do sự cố, số lần ngừng
điện theo kế hoạch, thời gian mất điện theo kế hoạch hàng năm và
các số liệu về số lượng khách hàng, tải trung bình của từng trạm biến
áp phụ tải chúng ta tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cho từng nút phụ
9
tải (, t, T ) và từng xuất tuyến (SAIDI, SAIFI, CAIDI, ASAI, ENS,
AENS ).
2.3.1. Đẳng trị lưới phân phối thành sơ đồ tương đương:
Đẳng trị các đoạn lưới liền nhau mà giữa chúng không có thiết bị
phân đoạn thành một đoạn lưới có thiết bị phân đoạn.
2.3.2. Mô tả lưới phân phối theo cấu trúc ngược.
- Thông số nhánh gồm:
+ Cường độ hỏng hóc λ
o
, 1/100km.năm;
+ Thời gian phục hồi sự cố t
o
, h;
+ Chiều dài lưới điện l, km;
+ Thiết bị đóng cắt được cho bởi các thông số:
K(i) = 1 không có thiết bị đóng cắt hoặc TBĐC là dao cách ly.
K(i) = 0 thiết bị đóng cắt là máy cắt.

M(i) = 0 nếu không có thiết bị đóng cắt (dùng để đẳng trị lưới).
M(i) = 1 nếu có thiết bị đóng cắt.
2.3.3. Tính ma trận ảnh hưởng.
Số lần mất điện SL(i) và thời gian mất điện t
h
(i) của mỗi đoạn
lưới là do hai nguyên nhân: Hỏng hóc bản thân đoạn lưới và ảnh
hưởng hỏng hóc của các đoạn lưới khác.
2.3.6. Chương trình tính toán.
Chương trình tính toán được thiết lập bằng ngôn ngữ Delphi
hướng đối tượng Object Pascal, dễ học, dễ hiểu, phần mền kế thừa
mọi ưu điểm của Pascal.
Tích hợp các công nghệ riêng rẽ để tạo nên môi trường phát triển
toàn diện. Công việc nhập và sửa chữa số liệu dễ dàng, rất thuận lợi
để áp dụng cho khối lượng nhập số liệu lớn như tính toán độ tin cậy
của lưới điện phức tạp.
10
CHƯƠNG IV
TÍNH TOÁN - ĐÁNH GIÁ - PHÂN TÍCH ĐỘ TIN CẬY
CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH TUYÊN QUANG
3.1. Giới thiệu tổng quát về lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang.
3.1.1. Nguồn điện.
Toàn tỉnh Tuyên Quang có 3 trạm biến áp 110kV với tổng dung
lượng 113MVA được bố trí như sau - Bảng 3.1
- Trạm biến áp E14.1 cấp điện cho thị xã Tuyên Quang và các
huyện Yên Sơn, huyện Hàm yên với cấp điện áp là 35kV. Cấp điện
cho huyện Yên Sơn qua 2 trạm biến áp trung gian Hưng Thành
35/10kV. Cấp điện cho Phường Tân Hà qua trạm biến áp trung gian
Gò Chẩu 35/10kV và cấp điện cho nhà máy xi măng qua trạm biến
áp trung gian Xi măng 35/6kV

- Trạm biến áp 110kV E14.2 cấp điện cho huyện Chiêm hoá và
Huyện Na Hang với cấp điện áp là 35kV. Cấp điện cho huyện Hàm
Yên qua trạm biến áp trung gian Hàm yên 35/10kV, cấp điện cho
huyện Na Hang qua 2 trạm biến áp trung gian Na Hang 35/6kV
- Trạm biến áp 110kV E14.3 cấp điện cho trung tâm huyện Sơn
Dương với cấp điện áp là 35kV, cấp điện cho các khu vực còn lại của
huyện qua trạm biến áp trung gian 35/10kV
Toàn tỉnh Tuyên Quang có 9 trạm biến áp trung gian với tổng
dung lượng 48.800kVA nhận điện qua 5 trạm biến áp 110kV và được
bố trí như sau
3.1.2. Lưới điện trung áp.
Đến cuối năm 2009 có 1,482 km đường dây trung thế (trong đó
có 1,265 km đường dây 35kV, 198,8km đường dây 10 kV và 17 km
đường dây 06 kV) và 1,932 km đường dây hạ thế. Hiện nay, Điện
11
lực tỉnh quản lý 1.213,4 km đường dây trung thế, 662 km đường dây
hạ thế; các HTX dịch vụ điện và tổ điện địa phương quản lý 214,3
km đường dây trung thế và 1.270 km đường dây hạ thế. Khối lượng
trạm biến áp là 794 và máy biến áp là 806. Điện lực quản lý 538 trạm
và 540 máy, còn lại là các HTX dịch vụ điện và tổ điện địa phương
quản lý. Công suất phụ tải cực đại của toàn tỉnh năm 2009 là 45MW,
tải trung bình là 36,5MW. Sản lượng điện thương phẩm của toàn tỉnh
năm 2009 là 224,09 triệu kWh, điện thương phẩm là 211,43 triệu
kWh, tổn thất điện năng là 5,64%.
- Các xuất tuyến 35kV chủ yếu cấp điện cho các trạm trung gian
35/10kV, ngoài ra cũng có xuất tuyến cấp điện trực tiếp cho các trạm
biến áp phụ tải 35/0.4kV.
- Các xuất tuyến 22kV được cấp nguồn từ các trạm biến áp
110kV và các trạm trung gian 35/22kV.
- Các xuất tuyến 10kV được cấp nguồn từ các trạm biến áp trung

gian 35/10kV.
3.2. Tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang.
3.2.1. Lựa chọn một số xuất tuyến để đưa vào tính toán:
Căn cứ vào quy mô (chiều dài, công suất, số lượng phụ tải), đặc
điểm địa hình và tính chất phụ tải, lựa chọn 5 xuất tuyến mang tính
đại diện của lưới phân phối tỉnh Tuyên Quang để tính toán độ tin
cậy. Các xuất tuyến này có thể có một nguồn cấp hoặc hai nguồn cấp
khác nhau.
- Xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang: Cấp điện áp 35kV, dài
76,7km đi qua vùng địa hình đồng bằng và rừng núi. Đầu xuất tuyến
có máy cắt, trên trục chính có phân đoạn bằng máy cắt và dao cách
ly, một số nhánh rẽ có phân đoạn bằng cầu chì tự rơi và dao cách ly.
Xuất tuyến này Cấp điện cho 34 trạm biến áp với tổng công suất lắp
12
đặt là 9.017kVA, trong đó có 2 trạm biến áp trung gian 35/10kV Gò
Chẩu và 35/6 Xi Măng.
- Xuất tuyến 373 E14.2 Chiêm Hoá: Cấp điện áp 35kV, dài
108,6km đi qua vùng địa hình rừng núi hiểm trở. Đầu xuất tuyến có
máy cắt, trên trục chính có phân đoạn bằng máy cắt và dao cách ly,
một số nhánh rẽ có phân đoạn bằng cầu chì tự rơi và dao cách ly.
Xuất tuyến này Cấp điện cho 40 trạm biến áp với tổng công suất lắp
đặt là 4.681kVA, trong đó có 1 trạm biến áp trung gian 35/10kV
Hàm Yên.
- Xuất tuyến 972 trạm trung gian Hưng Thành: Có cấp điện áp
10kV, cấp điện cho 39 trạm biến áp phụ tải với tổng công suất lắp
đặt 2.930kVA, tổng công suất sử dụng lớn nhất là 1.176,4kW. Phụ
tải chủ yếu là ánh sáng và sinh hoạt. Chiều dài của xuất tuyến 39,5km,
đầu xuất tuyến có đặt máy cắt, trên tuyến có đặt dao cách ly và cầu trì tự rơi
để phân đoạn. Tuyến này không nguồn 2
- Xuất tuyến 973 trạm trung gian Gò Chẩu: Có cấp điện áp 10kV,

cấp điện cho 23 trạm biến áp phụ tải với tổng công suất lắp đặt là
3.105kVA, tổng công suất sử dụng lớn nhất là 1.071,9kW, phụ tải
chủ yếu là ánh sáng sinh hoạt và bơm nông nghiệp. Chiều dài của
xuất tuyến là 31,6km. Đầu xuất tuyến có đặt máy cắt, trên tuyến có
đặt DCL và cầu chì tự rơi để phân đoạn. Tuyến này không nguồn 2.
- Xuất tuyến 973 trạm trung gian Sơn Dương: Có cấp điện áp
10kV, chiều dài của xuất tuyến là 14,9km đi qua vùng nông thôn chủ
yếu là ruộng lúa. Đầu xuất tuyến có đặt máy cắt, trên tuyến có cầu
chì tự rơi để phân đoạn. Xuất tuyến này có 14 trạm biến áp phụ tải
với công suất lắp đặt 981,5kVA, tổng công suất sử dụng lớn nhất là
362kW
3.2.2. Các số liệu đưa vào tính toán:
13
Để tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối, số liệu đưa vào
tính toán bao gồm:
- Số liệu nhánh : Nút đầu (NĐ), nút cuối (NC).
- Chiều dài mỗi nhánh : l (km).
- Thiết bị phân đoạn : k (có hoặc không có thiết bị phân đoạn).
- Mã thiết bị phân đoạn : m (Máy cắt, dao cách ly, cầu chì tự rơi).
- Suất sự cố : λ
o
.
- Thời gian sự cố : T
c
(giờ).
- Thời gian thao tác TBPĐ: t
tt
(giờ).
- Phụ tải cực đại : P
max

(kW).
- Thời gian sử dụng công suất lớn nhất: T
max
(giờ).
3.2.3. Kết quả đẳng trị sơ đồ lưới điện của các xuất tuyến.
Áp dụng phương pháp mô tả cấu trúc ngược để mô tả sơ đồ lưới
điện gốc, từ số liệu thống kê phụ tải, chiều dài các xuất tuyến của sơ
đồ lưới điện và sử dụng chương trình tính toán độ tin cậy ta có sơ đồ
đẳng trị của các xuất tuyến như sau:
- Xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang
+ Số nút ban đầu : 40 nút.
+ Số nút sau khi đẳng trị : 10 nút.
+ Số liệu sau khi đẳng trị : Bảng 3.4
- Xuất tuyến 373 E14.2 Chiêm Hoá:
+ Số nút ban đầu : 43 nút.
+ Số nút sau khi đẳng trị : 11 nút.
+ Số liệu sau khi đẳng trị : Bảng 3.5
- Xuất tuyến 972 Hưng Thành:
+ Số nút ban đầu : 47 nút.
+ Số nút sau khi đẳng trị : 11 nút.
+ Số liệu sau khi đẳng trị : Bảng 3.6
14
- Xuất tuyến 973 Gò Chẩu:
+ Số nút ban đầu : 35 nút.
+ Số nút sau khi đẳng trị : 9 nút.
+ Số liệu sau khi đẳng trị : Bảng 3.7
- Xuất tuyến 973 Sơn Dương:
+ Số nút ban đầu : 20 nút.
+ Số nút sau khi đẳng trị : 3 nút.
+ Số liệu sau khi đẳng trị : Bảng 3.8

3.2.4. Kết quả tính toán độ tin cậy.
- Xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang: Có nguồn thứ 2 nối vào nút
thứ 16.
Tổng điện năng mất (kWh): 155.637
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị (h):
118,64
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị (lần/năm): 20,52
- Xuất tuyến 373 E14.2 Chiêm Hoá: Không có nguồn 2.
Tổng điện năng mất (kwh): 54.725
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị (h):
165,55
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị (lần/năm):
39,55
- Xuất tuyến 972 Hưng Thành: Không có nguồn 2.
Tổng điện năng mất (kwh): 5.832
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị (h): 14,34
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị
(lần/năm): 5,42
- Xuất tuyến 973 Gò Chẩu: Không có nguồn thứ 2.
Tổng điện năng mất (kwh): 2.218
15
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị (h): 5,04
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị
(lần/năm): 1,46
- Xuất tuyến 973 Sơn Dương: Không có nguồn thứ 2.
Tổng điện năng mất (kwh): 228
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị (h): 1,26
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị
(lần/năm): 0,29
3.3. Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang.

3.3.1. Hiện trạng độ tin cậy của lưới điện phân phối Tỉnh Tuyên
Quang
Thiệt hại do việc ngừng cung cấp điện ảnh hưởng đến cả hai bên,
một bên là nhà cung cấp điện và bên thứ hai là khách hàng dùng
điện.
- Thiệt hại do mất điện của nhà cung cấp bao gồm: Mất doanh
thu, chi phí bồi thường cho khách hàng, mất đi thiện chí của khách
hàng, mất đi sự mua điện tiềm năng ở tương lai, chi phí gia tăng do
phải sửa chữa lưới điện.
- Thiệt hại do mất điện đối với khách hàng hầu hết là khó xác
định, chúng bao gồm:
+ Đối với sản xuất: Không tạo ra sản phẩm, sản phẩm bị hư hỏng,
thiết bị sản xuất bị tổn hại, chi phí bảo dưởng tăng thêm. Phải trả
lương cho người lao động trong thời gian mất điện,
3.3.3. Đánh giá chung về độ tin cậy lưới điện phân phối tỉnh
Tuyên Quang.
Theo kết quả tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối tỉnh
Tuyên Quang, chúng ta thấy rằng suất sự cố lưới điện trung áp tỉnh
Tuyên Quang vẫn còn cao so với một số tỉnh khác. Một số xuất tuyến
16
đi qua vùng rừng núi có suất sự cố vượt rất nhiều lần so với quy
định, đặc biệt là thời gian xử lý sự cố rất dài. Từ số liệu thống kê chi
tiết số lần, thời gian mất điện và nguyên nhân sự cố [9] có thể rút ra
các nguyên nhân tổng quát như sau:
- Lưới điện phân phối trung áp tỉnh Tuyên Quang hiện đang tồn
tại 03 cấp điện áp là 35kV, 10kV và 6kV, điều này rất khó khăn cho
công tác quản lý vận hành, thiết bị trên lưới có quá nhiều chủng loại,
các xuất tuyến có các cấp điện áp khác nhau nên không thể khép
vòng để dự phòng nguồn thứ hai, công tác phối hợp rơ le bảo vệ
cũng rất khó khăn và không phát huy hết tác dụng.

- Lưới điện được xây dựng qua nhiều giai đoạn, nhiều chủ đầu tư,
thiết kế chưa được quy chuẩn (lưới 10kV) nên không phù hợp với sự
phát triển của lưới điện sau này. Lưới điện chủ yếu là mạng hình tia,
trải dài qua nhiều địa hình miền núi, đồng bằng; Kết cấu lưới điện tại
các khu vực chưa thống nhất; Đa dạng về chủng loại vật tư, thiết bị.
17
Chương 4
ÁP DỤNG MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH TUYÊN QUANG

Trên cơ sở tính toán, phân tích và đánh giá độ tin cậy của lưới
điện phân phối tỉnh Tuyên Quang trong chương 3, tác giả đề xuất
một số giải pháp cụ thể để nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân
phối như sau:
4.1. Tính chọn vị trí để lắp đặt thêm thiết bị phân đoạn.
- Xuất tuyến 375 E14.1 Tuyên Quang:
Tại nút số 10 là vị trí có điện năng mất và thiệt hại do mất điện
(triệu đồng) là bé nhất, các chỉ tiêu của độ tin cậy được nâng lên rõ
rệt (Bảng 4.1 và 4.2). Như vậy việc lắp đặt thêm một dao cách ly tại
nút tải số 10 cho xuất tuyến này sẽ mang lại hiệu quả rất cao.
- Xuất tuyến 373 E14.2 Chiêm Hoá:
Tại nút số 16 là vị trí có điện năng mất và thiệt hại do mất điện
(triệu đồng) là bé nhất, thời gian mất điện trung bình năm cho một
nút tải giảm 1,21 giờ nhưng các chỉ tiêu khác của độ tin cậy được cải
thiện không đáng kể, hơn nữa do công suất nhỏ nên lượng điện năng
chỉ giảm được 189kWh.
Như đã giới thiệu ở phần trên, tuyến này cấp điện cho vùng sâu,
vùng xa nên mức độ ưu tiên cấp điện không cao, do đó không cần
phải lắp đặt thêm dao cách ly tại nút tải số 16. Kết quả tính toán như
Bảng 4.3 và 4.4

Xuất tuyến 972 trạm trung gian Hưng Thành:
Tại nút số 10 là vị trí có điện năng mất và thiệt hại do mất điện
(triệu đồng) là bé nhất. Thời gian mất điện giảm 2,86 giờ, lượng điện
18
năng tiết kiệm được 905kWh, các chỉ tiêu khác cũng được nâng cao.
Như vậy, đối với tuyến này cần lắp đặt thêm một dao cách ly tại nút
tải số 10. Kết quả tính toán như Bảng 4.5 và 4.6
- Xuất tuyến 973 trạm trung gian Gò Chẩu.
Tại nút số 11 là vị trí có điện năng mất và thiệt hại do mất điện
(triệu đồng) là bé nhất. Thời gian mất điện giảm 0,41 giờ, lượng điện
năng tiết kiệm được 66kWh, các chỉ tiêu khác không thay đổi nhiều.
Như vậy không cần lắp đặt thêm một dao cách ly tại nút tải số 11.
Kết quả tính toán như Bảng 4.7 và 4.8
- Xuất tuyến 973 trạm trung gian Sơn Dương:
Tại nút số 5 là vị trí có điện năng mất và thiệt hại do mất điện
(triệu đồng) là bé nhất. Thời gian mất điện giảm 0,10 giờ, lượng điện
năng tiết kiệm được 7kWh, thiệt hại về mất điện giảm không đáng
kể. Các chỉ tiêu SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI, ENS và ANES không
thay đổi nhiều. Như vậy không cần lắp đặt thêm một dao cách ly tại
nút tải số 9. Kết quả tính toán như Bảng 4.9 và 4.10
4.2. Lắp đặt thêm một số cầu dao phụ tải và máy cắt phân đoạn.
Để giảm thời gian mất điện do bảo dưỡng định kỳ và sử lý sự cố
cần bổ xung một số thiết bị phân đoạn cho lưới điện phân phối cần
thực hiện theo nguyên tắc như sau:
- Mỗi phân đoạn đường dây có chiều dài từ 2 – 3 km.
- Các cầu dao phân đoạn sử dụng cầu dao phụ tải có khả năng cắt
tự động để giảm thời gian thao tác, phối hợp tốt với máy cắt có tự
đóng lặp lại.
- Các nhánh rẽ dài hơn 3km đặt máy cắt tự đóng lại ở đầu nhánh rẽ.
- Nếu nhánh dài gần trạm biến áp trung gian thì bố trí thành lộ riêng.

4.2.1. Lắp đặt thêm một số cầu dao phụ tải.
19
Áp dụng vào lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang cụ thể như
sau:
+ Xuất tuyến 374 E14.2 Trạm 110kV Chiêm Hoá lắp đặt thêm
cầu dao phụ tải phân đoạn Tân Mỹ - Trung Hoà và phân đoạn Tân
Mỹ - Minh Quang (Hình 4.1).
+ Đường dây 35kV Tân Yên - Bạch Xa lắp đặt thêm cầu dao phụ
tải phân đoạn Pác Cáp (Hình 4.2).
+ Đường dây 35kV Cấp Tiến – Vĩnh Lợi lắp đặt thêm cầu dao
phụ tải phân đoạn giữa Mắt Rồng và Bơm Gò Đồn (Hình 4.3).
4.2.2. Lắp đặt thiết bị phân đoạn bằng máy cắt Recloser
Như đã giới thiệu ở những phần trước, lưới điện phân phối tỉnh
Tuyên Quang đa số cấp điện cho vùng sâu ,vùng xa, một số xuất
tuyến có chiều dài rất lớn (> 100km). Do tuyến đường dây đi qua
vùng rừng núi nên các hiện tượng như vật lạ bám vào đường dây, khi
gió mạnh các dây dẫn dễ chạm nhau do khoảng cách vượt lớn, cây
cao bên ngoài hành lang tuyến chạm vào hoặc cành cây rơi vào
đường dây gây ra sự cố. Thực tế cho thấy rằng những đường dây này
sự cố thoáng qua chiếm tỷ lệ rất cao, mỗi lần có sự cố, máy cắt phân
đoạn nhảy, thời gian thao tác rất lâu do từ điểm trực vận hành đến
nơi đặt thiết bị phân đoạn quá xa có khi đi mất hàng giờ làm cho thời
gian mất điện kéo dài.
4.2.3. Sử dụng trạm biến áp có thời gian phục hồi nhanh.
Vấn đề là làm sao rút ngắn được thời gian sửa chữa thường xuyên
và định kỳ của các trạm biến áp, với kết cấu các trạm biến áp phân
phối như hiện nay thời gian sửa chữa thay thế rất lớn. Muốn vậy phải
thay đổi kết cấu của trạm biến áp, làm cho nó có thể dễ dàng thay thế
các bộ phận cấu thành.
20

Ý tưởng của tác giả đưa ra ở đây là: Chia các bộ phận của một
trạm biến áp thành ba khối riêng biệt:
+ Khối cao thế: Gồm cầu dao, cầu chì, chống sét cao thế.
+ Khối máy biến áp.
+ Khối hạ thế: Gồm các thiết bị đóng cắt và đo đếm hạ thế.
Các khối này được thiết kế có thể đẩy vào, kéo ra như ngăn kéo.
Phần cao thế có khoá liên động để đảm bảo an toàn trong quá trình
thao tác, thời gian thay thế các khối này chỉ mất vài phút đến vài
chục phút. Do đó, có thể rút ngắn được thời gian ngừng điện trong
năm.
Để đảm bảo tính đồng bộ và khả năng thay thế lần nhau, các kích
thước của trạm biến áp phải được chuẩn hoá trong chế tạo. Nhờ vậy
có thể giảm khối lượng thiết bị dự phòng và dễ dàng thay đổi công
suất các trạm biến áp.
21
KẾT LUẬN
Độ tin cậy cung cấp điện ngày càng được khách hàng cũng như
ngành Điện quan tâm, đặc biệt trong lĩnh vực phân phối, mua bán
điện năng. Những thiết hại do mất điện không những là của khánh
hàng mà tác động trực tiếp vào quá trình sản xuất kinh doanh của
ngành Điện.
Việc đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối thông qua các
chỉ tiêu liên quan đến khách hàng có ý nghĩa thực tế rất lớn trong
việc hoạch định chính sách, đưa ra kế hoạch sửa chữa, cải tạo lưới
điện để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, nâng cao chất lượng phụ
vụ khách hàng khi mà thị trường điện lực sẽ hình thành, phát triển và
cạnh tranh như các nước trên thế giới.
Đề tài đã xây dựng được phương pháp tính toán độ tin cậy của
lưới điện phân phối bất kỳ và áp dụng tính toán độ tin cậy của lưới
điện phân phối tỉnh Tuyên Quang. Từ kết quả tính toán, đề tài đã

đánh giá được độ tin cậy của lưới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang
so với các tỉnh khác trong khu vực miền Bắc. Đề tài đi sâu vào phân
tích những nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân
phối trên cơ sở số liệu thực tế vận hành lưới điện tỉnh Tuyên Quang,
đưa ra những giải pháp cụ thể nhằm nâng cao độ tin cậy của lưới
điện phân phối tỉnh Tuyên Quang và áp dụng cho lưới điện phân
phối nói chung. Ngoài ra đã tính toán được điểm lắp đặt thiết bị phân
đoạn tối ưu và đặc biệt tác giả đã đề suất một mô hình trạm biến áp
có khả năng phục hồi nhanh giúp nâng cao độ tin cậy của lưới điện
phân phối một cách hiệu quả.
22
Kiến nghị về những nghiên cứu tiếp theo:
- Nghiên cứu chọn chế độ vận hành cho mạng điện kín vận hành
hở với 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 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.

23
TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tiếng Việt.
1. Trần Bách (2000), Lưới điện và hệ thống điện, tập 1 và 2 - NXB Khoa
học và Kỹ thuật, Hà Nội.
2. Phan Đăng Khải (2000), Cấu trúc tối ưu lưới điện, tập 2 - NXB Khoa

học và Kỹ thuật, Hà Nội.
3. Trần Quang Khánh (2005), Hệ thống cung cấp điện, tập 2 - NXB
Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.
4. Phan Văn Khôi (2001), Cơ sở đánh giá độ tin cậy - NXB Khoa
học và Kỹ thuật, Hà Nội.
5. Trần Đình Long (1999), Lý thuyết hệ thống - NXB Khoa học
và Kỹ thuật, Hà Nội.
6. Trần Đình Long (1999), Quy hoạch và phát triển năng lượng
và điện lực - NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.
7. Nguyễn Lân Tráng (2004), Quy hoạch phát triển hệ thống điện
- NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.
8. Lã Văn Út (1999), Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống
điện - NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.
9. Điện lực Tuyên Quang, Báo cáo kỹ thuật các năm 2006, 2007,
2008, 2009, 2010 (6 tháng đầu năm)
Tiếng Anh.
10. Mc Graw - Hill (1986), Electric power distribustion system
engineering
Các trang Web.
11.
24
12.
25