NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN NGUỒN THỦY ĐIỆN NHỎ THEO MỤC TIÊU GIẢM CHI PHÍ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC

NGUYỄN THỊ MAI DUYÊN

NGHIÊN CỨU LỰA CHỌN CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ
XÉT ĐẾN NGUỒN THỦY ĐIỆN NHỎ THEO MỤC TIÊU GIẢM CHI
PHÍ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Người hướng dẫn khoa học: TS. Trịnh Trọng Chưởng

HÀ NỘI - 2015


LỜI CAM ĐOAN
Tác giả xin cam đoan luận văn này là công trình do tôi tổng hợp và nghiên
cứu. Trong luận văn có sử dụng các tài liệu tham khảo như đã nêu trong phần
tài liệu tham khảo.
Hà Nội, ngày 20 tháng 10 năm 2015
Tác giả luận văn

Nguyễn Thị Mai Duyên

1

LỜI CẢM ƠN
Sau thời gian hơn 2 năm học tập và làm việc tại trường Đại học Điện lực
với sự nỗ lực của bản thân cùng với sự dạy dỗ tận tình của các thầy cô giáo, sự
động viên ủng hộ của gia đình, đồng nghiệp và bạn bè đến nay tôi đã hoàn thành
luận văn Cao học của mình.
Để hoàn thành bản luận văn này, trước hết tôi xin gửi lời cảm ơn chân
thành đến các thầy cô giáo trong khoa Sau Đại học, khoa Hệ Thống Điện cùng
các thầy cô giáo trong trường Đại Học Điện Lực là những người đã giảng dạy,
giúp đỡ tôi trong 2 năm học cao học.
Đặc biệt, tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy giáo TS. Trịnh Trọng
Chưởng là người trực tiếp hướng dẫn tôi hoàn thành bản luận văn rất thú vị và
bổ ích này. Cảm ơn thầy đã luôn động viên, tạo mọi điều kiện thuận lợi và tận
tình trợ giúp tôi trong suốt thời gian vừa qua.
Tôi xin cảm ơn đến các bạn học trong lớp Cao học CH2- KTĐ2. Cảm ơn
các bạn đã luôn bên cạnh tôi, động viên và đã cùng tôi hoàn thành khóa học.
Cuối cùng là lời cảm ơn mà tôi muốn gửi đến gia đình, bố mẹ, anh chị em,
đặc biệt là gia đình nhỏ của tôi - những người đã hết lòng thương yêu, ủng hộ và
tạo điều kiện cho tôi học tập và hoàn thành luận văn tốt nghiệp này.
Tác giả
Nguyễn Thị Mai Duyên

2


MỤC LỤC

MỞ ĐẦU ........................................................................................................... 9
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP ....... 13
1.1. Đặc điểm lưới điện phân phối .................................................................... 13
1.2. Lý do thiết kế kín vận hành hở đối với lưới điện phân phối trung áp ......... 15

1.3. Các thiết bị phân đoạn trong lưới điện phân phối trung áp ......................... 16
1.3.1. Dao cách ly thường (DCL) ............................................................... 17
1.3.2. Dao cách ly tự động (DCLTĐ) ......................................................... 18
1.3.3. Cầu dao phụ tải (CDPT) ................................................................... 18
1.3.4. Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL) .............................................. 19
1.3.5. Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD) ............................................. 19
1.3.6. Máy cắt (MC) ................................................................................... 20
1.3.7. DAS ................................................................................................. 21
1.4. Hiện trạng tổn thất điện năng và các giải pháp giảm tổn thất điện năng cho
lưới điện trung áp ở Việt Nam .......................................................................... 22
1.4.1. Hiện trạng tổn thất điện năng ở Việt Nam ........................................ 22
1.4.2. Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối ..................................... 27
1.5. Nhận xét và kết luận .................................................................................. 29
CHƯƠNG 2 BÀI TOÁN TÁI CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC
HƯỚNG NGHIÊN CỨU CHÍNH .................................................................... 31
2.1 Giới thiệu bài toán tái cấu trúc lưới điện ..................................................... 31
2.2. Các tiêu chí ảnh hưởng đến hàm mục tiêu của bài toán tái cấu trúc ........... 32
2.2.1. Tổn thất công suất tác dụng P ........................................................ 32
2.2.2. Tổn thất điện áp ................................................................................ 32
2.2.3. Ảnh hưởng của dòng ngắn mạch IN .................................................. 33
2.2.4. Sơ đồ bảo vệ của một số lưới phân phối trung áp ............................. 34
2.3. Các bài toán tái cấu trúc lưới điện điển hình .............................................. 35
3


2.3.1. Bài toán 1: Lựa chọn điểm phân đoạn để cực tiểu chi phí vận hành .. 37
2.3.2. Bài toán 2: Lựa chọn điểm phân đoạn trong lưới điện để giảm tổn thất
điện năng.................................................................................................... 38
2.3.3. Bài toán 3: Cân bằng công suất giữa các đường dây và trạm biến áp 39
2.3.4. Bài toán 4: Lựa chọn điểm phân đoạn để khôi phục lưới điện phân

phối sau sự cố và cân bằng tải .................................................................... 39
2.3.5. Bài toán 5: Lựa chọn điểm phân đoạn trong lưới điện theo hàm đa mục
tiêu ............................................................................................................. 39
2.3.6. Bài toán 6: Lựa chọn điểm phân đoạn trong lưới điện để giảm tổn thất
công suất tác dụng ...................................................................................... 40
2.4. Một số hướng nghiên cứu chính cho bài toán tái cấu trúc lưới điện ........... 40
2.4.1. Thuật toán cắt vòng kín ................................................................... 40
2.4.2. Thuật toán đổi nhánh ....................................................................... 42
2.4.3. Giải thuật mô phỏng luyện kim (Simulated Annealing Algorithm SA) ............................................................................................................ 43
2.4.4. Giải thuật đàn kiến (Ant Colony Algorithm - ACS) ......................... 44
2.4.5. Phương pháp mạng nơron nhân tạo (Artificial Neural Network ANN) ........................................................................................................ 45
2.4.6. Phương pháp tìm kiếm TABU (Tabu Search -TS) ............................ 46
2.4.7. Phương pháp logic mờ (Fuzzy Logic) ............................................. 48
2.4.8. Giải thuật di truyền (Genetic Algorithm -GA) .................................. 50
2.5. Bài toán tái cấu trúc có xét đến ảnh hưởng của nguồn thủy điện nhỏ ......... 53
2.5.1. Mô tả lưới điện và các qui ước chung ............................................... 53
2.5.2. Thao tác đóng mở ............................................................................ 55
2.6. Phương pháp tái cấu trúc lưới điện trong điều kiện có nguồn thủy điện nhỏ56
2.6.1. Nguyên tắc chung ............................................................................. 56
2.6.2. Hàm mục tiêu, các ràng buộc và giả thiết ban đầu ............................ 58
2.3. Lựa chọn cấu rúc lưới điện địa phương có kết nối thuỷ điện nhỏ trong các
tình huống vận hành đặc trưng ......................................................................... 62
4


2.3.1. Lựa chọn cấu trúc lưới điện với tập hợp các điểm mở cố định trong
năm ............................................................................................................ 62
2.3.2. Lựa chọn cấu trúc lưới điện theo mùa đối với TĐN .......................... 65
2.3.3. Lựa chọn cấu trúc lưới điện theo ngày ứng với các chế độ phụ tải và
công suất phát theo mùa của TĐN .............................................................. 66

CHƯƠNG 3. LỰA CHỌN CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN HỢP LÝ GIẢM CHI PHÍ
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CÓ XÉT ĐẾN ẢNH HƯỞNG CỦA NGUỒN
THỦY ĐIỆN NHỎ .......................................................................................... 67
3.1. Đặc điểm của lưới điện nghiên cứu ........................................................... 67
3.2. Cơ sở tính toán tái cấu trúc lưới điện với PSS/ADEPT ............................. 61
3.2.1. Xây dựng cơ sở dữ liệu dây dẫn ....................................................... 61
3.2.2. Xây dựng cơ sở dữ liệu thông số cấu trúc lưới phân phối ................. 62
3.3. Ảnh hưởng của TĐN đến chất lượng điện áp trên LĐPP ........................... 62
3.4. Ảnh hưởng của TĐN đến tổn thất công suất trên LĐPP............................. 64
3.5. Lựa chọn cấu trúc hợp lý cho lưới điện Bát Xát có xét đến TĐN............... 66
3.5.1. Lựa chọn vị trí điểm phân đoạn cố định trong năm ........................... 66
3.5.2. Lựa chọn vị trí điểm mở trên các xuất tuyến theo mùa ..................... 70
3.5.3. Lựa chọn vị trí điểm mở trên các xuất tuyến theo ngày .................... 71
3.5.4. Đánh giá ảnh hưởng của TĐN đến tổn thất công suất xuất tuyến 371 E20.1 sau khi tái cấu trúc ........................................................................... 73
3.6. Kết luận ..................................................................................................... 74
TÀI LIỆU THAM KHẢO ................................................................................ 76

5


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1. Tổng hợp các kịch bản vận hành của lưới điện khi có TĐN ............. 57
Bảng 3.1. Các nhà máy TĐN trên xuất tuyến 371 - E20.1 tính đến hết 2014 ........... 60
Bảng 3.2. Các điểm mở hiện trạng trên xuất tuyến 371 .................................... 61
Bảng 3.3. Kết quả tính toán chi phí tổn thất điện năng trong các phương án .... 67
Bảng 3.4. Kết quả xác định vị trí điểm mở cố định trong năm của xuất tuyến 371
(phụ tải cực đại trong mùa khô) ........................................................................ 68
Bảng 3.6. Tổng hợp các vị trí điểm mở theo chế độ phụ tải .............................. 71
Bảng 3.8. Tổn thất công suất sau khi tái cấu trúc trong điều kiện huy động hết
nguồn nước ...................................................................................................... 73

Bảng 3.9. Tổn thất công suất trên xuất tuyến khi đưa lần lượt từng TĐN vào lưới 74

6


DANH MỤC HÌNH VẼ

Hình 1.1. Sơ đồ lưới điện hình tia..................................................................... 13
Hình 1.2. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở ....................................................... 14
Hinh 1.3: Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp lưới điện trung áp toàn quốc ......... 23
Hình 2.1. Sơ đồ bảo vệ lưới điện phân phối trung áp mạch vòng vận hành hở.. 34
Hình 2.2. Sơ đồ bảo vệ lưới điện phân phối trung áp hình tia .......................... 34
Hình 2.3. Thuật toán Merlin Back đã được chỉnh sửa....................................... 41
Hình 2.4. Sơ đồ giải thuật Civanlar .................................................................. 42
Hình 2.6. Mô hình của một hệ thống mờ .......................................................... 49
Hình 2.7. Tập mờ và tập rõ............................................................................... 50
Hình 2.8. Sơ đồ chung của phương pháp bầy đàn (PSO) .................................. 53
Hình 2.9: Lưới phân phối tổng quát khi không kết nối (a) và có kết nối TĐN (b) ..... 54
Hình 2.10: Lưới điện phân phối đơn giản ......................................................... 55
Hình 2.11. Các bước đánh giá lưới điện phân phối có nguồn thủy điện nhỏ trong
bài toán tái cấu trúc .......................................................................................... 60
Hình 2.13. Các bước chọn chế độ vận hành của lưới điện để tìm điểm mở theo mùa .. 65
Hình 3.1. Xuất tuyến 371 trạm 110 kV Lào Cai ............................................... 59
Hình 3.2. Đồ thị phụ tải điển hình mùa khô và mùa mưa xuất tuyến 371-E20.1 ........... 60
Hình 3.2. Phân bố điện áp các nút trên xuất tuyến khi không có TĐN, khi TĐN
trong mùa khô, tải cực tiểu và cực đại .............................................................. 63
Hình 3.3. Phân bố điện áp các nút trên xuất tuyến trong mùa mưa, tải thay đổi ...... 64
Hình 3.4. Tổn thất công suất trong mùa khô khi tải thay đổi ............................ 65
Hình 3.5. Tổn thất công suất trong mùa mưa khi tải thay đổi ........................... 65
Bảng 3.5. Tổng hợp kết quả xác định các vị trí các điểm mở trên lưới theo mùa

mưa và mùa khô của TĐN khi phụ tải cực đại .................................................. 70

7


DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

LĐPP

: Lưới điện phân phối

LĐPPTA : Lưới điện phân phối trung áp
TĐN

: Thủy điện nhỏ

DCL

: Dao cách ly thường

DCLTĐ : Dao cách ly tự đóng lại
CDPT

: Cầu dao phụ tải

TĐL

: Tự đóng lại

TĐD

: Tự đóng lại nguồn dự phòng

MC

: Máy cắt

MBA

: Máy biến áp

DSA

: Phân đoạn TĐH

GA

: Giải thuật Gen

ACS

: Giải thuật kiến

PSO

: Giải thuật tối ưu hóa bầy đàn

ANN

: Phương pháp mạng nơron nhân tạo

SA

: Giải thuật mô phỏng luyện kim

TABU

: Phương pháp tìm kiếm

8


MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Lưới điện phân phối trung áp (LĐPP) là cầu nối quan trọng giữa lưới
truyền tải và các hộ phụ tải hạ áp (các trạm biến áp phân phối). Do đó, việc
nghiên cứu và đánh giá lưới điện phân phối luôn là chủ đề cần được quan tâm
đối với lưới điện Việt Nam, đặc biệt là trong giai đoạn đổi mới và hiện đại
hóa ngành điện hiện nay.
Về hiện trạng của lưới điện phân phối, tính đến cuối năm 2014 tại Việt
Nam, tổng chiều dài đường dây trung áp khoảng 115.000 km, tổng chiều dài
đường dây hạ áp gần 110.000 km, tổng dung lượng các trạm biến áp hạ áp
gần 29.000 MVA. Lưới điện phân phối do các Tổng Công ty điện lực miền,
Tổng Công ty điện lực một số thành phố và các Công ty điện lực tỉnh quản lý.
Theo quy hoạch, khối lượng lưới điện phân phối dự kiến xây dựng đến
năm 2020 sẽ bao gồm hơn 120.000 km đường dây trung áp, gần 85.000 MVA
trạm phân phối và gần 93.000 km đường dây hạ áp. Khối lượng dự kiến cải
tạo và xây dựng sẽ tương đương với khối lượng lưới phân phối hiện hữu. Đây
là một thách thức lớn đối với ngành điện. Cùng với sự tăng trưởng nhanh
chóng của nhu cầu phụ tải, đặt nặng lên các lưới điện phân phối hiện có; cùng

với đó là việc tiếp nhận lưới điện nông thôn lạc hậu các công ty Điện lực và
các Điện lực sẽ phải đối diện với những khó khăn nhất định trong công tác
quản lý đầu tư xây dựng và quản lý vận hành. Do vậy, việc đảm bảo và tìm
cách nâng cao khả năng truyền tải của lưới điện phân phối là cần thiết và phải
được chú trọng.
Kinh nghiệm các Điện lực trên thế giới cho thấy: tổn thất công suất
thấp nhất trên lưới phân phối vào khoảng 4%, trong khi trên lưới truyền tải là
khoảng 2%.Tuy nhiên điều này vẫn còn là một thách thức đối với các Công ty
Điện lực tại Viêt Nam hiện nay. Việc giảm tổn thất điện năng cũng cùng với

9


nghĩa có thể thực hiện bằng nhiều biện pháp hiệu quả như: nâng cao điện áp
vận hành của lưới điện, tăng tiết diện dây dẫn, bù kinh tế trên lưới điện, cải
thiện cấu trúc và vật liệu để sản xuất các thiết bị điện có tổn thất nhỏ ...Tuy
nhiên đa phần các biện pháp này đòi hỏi vốn đầu tư lớn, gây khó khăn cho
các điện lực địa phương trong điều kiện còn hạn chế về ngân sách.
Một trong những biện pháp hiệu quả mà ta có thể dùng là phương
pháp tái cấu trúc để làm giảm tổn thất trên đường dây. Đây là phương pháp
yêu cầu vốn đầu tư không cao, nhưng đòi hỏi đội ngũ kỹ sư vận hành phải có
chuyên môn tốt và có các công cụ tính toán lưới hiệu quả. Có rất nhiều
phương pháp để tái cấu trúc trên lưới phân phối để tổn thất là nhỏ nhất như:
phương pháp cổ điển (cho kết quả tương đối chính xác tuy nhiên lại không
dùng được trong mạng phân phối thực tế do không gian nghiệm lớn sẽ mất
nhiều thời gian cho việc tìm kiếm cấu trúc tối ưu). Ngoài các phương pháp
tính toán theo cách cổ điển, thì các phương pháp giải quyết thông qua việc
sử dụng các luật kinh nghiệm, kết hợp với phương pháp cổ điển để giải bài
toán tái cấu trúc lưới điện phân phối như: Giải thuật Meta-Hueristic, giải
thuật SA,.. các giải thuật này đã giảm bớt được việc tính toán trong các

phương pháp cổ điển. Ngày này, một số phương pháp tiên tiến mới, được áp
dụng các giải thuật trong trí tuệ nhân tạo như: giải thuật Gen (GA), giải thuật
Kiến (ACS), giải thuật tối ưu hóa bầy đàn (PSO) được sử dụng nhằm giải
quyết bài toán này, kết quả của các hướng nghiên cứu này cho tập nghiệm,
giá trị hàm mục tiêu tốt hơn, và tốc độ xử lý nhanh hơn.
Vấn đề tái cấu trúc lưới điện trở nên phức tạp hơn khi gần đây, các
nguồn điện phân tán tham gia vào lưới điện phân phối ngày càng nhiều: điện
gió, điện mặt trời, đặc biệt là nguồn thủy điện nhỏ. Sự phát triển của thủy
điện nhỏ, đã bổ sung sản lượng cho lưới điện Quốc gia, nâng cao độ cung
cấp điện cho lưới, đảm bảo công suất cho lưới, giảm tổn thất điện năng, tuy
nhiên, chúng coa ảnh hưởng nhất định đến chế độ vận hành của lưới điện,
10


đặc biệt cấu trúc lưới điện bị thay đổi. Nếu phối hợp và vận hành hiệu quả
chế độ làm việc của thủy điện nhỏ với lưới điện, tổn thất điện năng lưới điện sẽ
giảm và ngược lại. Với tính cấp thiết như trên, tôi đã lựa chọn đề tài nghiên cứu
của mình là: “Nghiên cứu lựa chọn cấu trúc lưới điện phân phối có xét đến
nguồn thủy điện nhỏ theo mục tiêu giảm chi phí tổn thất điện năng”.
2. Mục đích nghiên cứu
Mục đích của luận văn là lựa chọn được cấu trúc lưới điện hợp lý khi
lưới điện có kết nối nguồn thủy điện nhỏ, với mục tiêu là giảm chi phí tổn
thất điện năng. Các nội dung chủ yếu bao gồm:
 Đánh giá tổng quan các phương pháp cấu trúc lưới điện theo các hàm
mục tiêu. Phân tích ưu điểm và hạn chế của các phương pháp này.
 Xây dựng thuật toán và lựa chọn công cụ để lựa chọn cấu trúc lưới
điện phân phối tối ưu theo mục tiêu giảm chi phí tổn thất điện năng, có xét
đến nguồn thủy điện nhỏ.
 Áp dụng thuật toán cho lưới điện mẫu và áp dụng vào lưới điện phân
phối thực tế của Lào Cai.

3. Nhiệm vụ nghiên cứu
Xác định hàm mục tiêu, thuật toán của bài toán có xét đến nguồn điện
thủy điện nhỏ. Đánh giá hiệu quả của thủy điện nhỏ trong bài toán giảm chi
phí tổn thất điện năng theo đồ thị phát và đồ thị phụ tải.
4. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu là lưới điện trung áp huyện Bát Xát, tỉnh Lào Cai.
5. Phương pháp nghiên cứu
Dựa trên cơ sở phân tích các nghiên cứu trước đây, luận văn sử dụng
các phương pháp chủ yếu sau trong quá trình nghiên cứu:
 Phân tích, đối chiếu và tổng hợp.
 Sử dụng phương pháp giải tích toán học để xây dựng hàm mục tiêu
giảm tổn thất công suất.
11


 Kế thừa và phát triển luật heuristic để xây dựng giải thuật tìm kiếm
điểm phân đoạn hợp lý trong lưới điện trung áp.
 Sử dụng các công cụ mô phỏng PSS/ADEPT tính toán trào lưu
công suất và lựa chọn cấu trúc lưới điện phân phối.

12


CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP
1.1. Đặc điểm lưới điện phân phối
Lưới điện phân phối trung áp là lưới điện dùng để truyền tải trực tiếp
điện năng từ các trạm biến áp trung gian đến các trạm biến áp hạ áp cung cấp
cho các hộ phụ tải. Lưới phân phối trung áp thường có cấp điện áp 6, 10, 15,
22, 35 kV.

Cấu trúc của lưới điện phân phối rất phức tạp bao gồm nhiều nhánh,
nhiều nút và có khối lượng rất lớn.Trên mỗi xuất tuyến của lưới điện phân
phối ngoài các thiết bị đóng cắt đầu xuất tuyến thì người ta còn đặt nhiều thiết
bị đóng cắt để phân đoạn trục chính hoặc nhánh rẽ. Giữa các xuất tuyến với
nhau trên mạch vòng người ta cũng đặt các thiết bị đóng cắt vận hành ở vị trí
thường mở, gọi là các thiết bị phân đoạn. Trên thực tế lưới điện phân phối
trung áp được thiết kế theo dạng hình tia (hình 1.1) hoặc thiết kế theo dạng
mạch vòng kín giữa các xuất tuyến với nhau nhưng vận hành hở (hình 1.2).

Thanh c¸i

Hình 1.1. Sơ đồ lưới điện hình tia
Với lưới phân phối có cấu trúc mạch vòng kín nhưng vận hành hở, khi sự
cố thì phần lưới sau máy cắt gần điểm sự cố nhất về phía nguồn bị cắt điện, sau
khi cô lập đoạn lưới sự cố, phần lưới tốt còn lại sẽ được đóng điện để tiếp tục

13


vận hành. Việc khôi phục cung cấp điện cho các hộ phụ tải sẽ giảm được rất
nhiều thời gian bằng các thao tác đóng cắt tự động các thiết bị phân đoạn nằm
trong mạch vòng. Thời gian phục hồi cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ điện phụ
thuộc vào khả năng tải của đường dây và nguồn dự phòng, vào khả năng tự động
của các thiết bị phân đoạn. Ngoài ra sơ đồ lưới cung cấp điện hình tia còn có
nhược điểm là độ tin cậy cung cấp điện thấp khi xảy ra sự cố trên một phần tử thì
toàn bộ đường dây (nếu không được phân đoạn) sẽ mất điện, hoặc ít nhất thì các
phần tử từ phân đoạn bị sự cố trở đi (theo hướng đi của dòng công suất) sẽ bị
mất điện. Để khắc phục nhược điểm này người ta dùng sơ đồ lưới phân phối kín
vận hành hở có nhiều thiết bị phân đoạn và nhiều nguồn cung cấp.
Thanh c¸i

Hình 1.2. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở
Lưới phân phối trung áp có đặc điểm là mỗi một đường dây phân phối
thường có nhiều loại phụ tải khác nhau (phụ tải sinh hoạt, chiếu sáng công
cộng, thương mại dịch vụ, nhà máy, phân xưởng sản xuất...) các loại phụ tải
này phân bố một cách ngẫu nhiên không đồng đều trên các lộ đường dây và
chúng có thời điểm sử dụng công suất lớn nhất khác nhau thay đổi trong ngày,
trong tuần và trong mùa. Vì thế trên các đường dây đồ thị phụ tải luôn thay
đổi, không bằng phẳng có thể gây ra hiện tượng quá tải tạm thời và tăng suất
tổn thất của các lộ đường dây trong lưới điện phân phối trung áp.

14


Sự ảnh hưởng này nặng nề nhất là với các cấu trúc lưới điện phân phối
hình tia có một nguồn cung cấp, các lưới phân phối hình tia thường xuyên bị
quá tải vào các thời gian phụ tải cực đại trong ngày và trong mùa, tổn thất
công suất trên các đoạn đầu nguồn là rất lớn, hay xảy ra sự cố.
1.2. Lý do thiết kế kín vận hành hở đối với lưới điện phân phối trung áp
Lưới điện phân phối trung áp thường thiết kế kín và vận hành hở, bởi:
Nếu vận hành kín đòi hỏi vốn đầu tư lớn, yêu cầu hệ thống rơle bảo vệ phức
tạp hơn với số lượng lớn, thông thường phải dùng rơle bảo vệ có hướng, việc
vận hành và chỉnh định khó khăn. Lưới điện kín có tổng trở nhỏ hơn tổng trở
lưới điện hình tia. Do đó khi xảy ra ngắn mạch, dòng ngắn mạch tăng, đòi hỏi
đầu tư lớn hơn về thiết bị bảo vệ, đóng cắt.
Vận hành hở sẽ giảm chi phí đầu tư cho các thiết bị và độ tin cậy vẫn
đảm bảo yêu cầu về khả năng chịu đựng dòng ngắn mạch trong mạch vòng
lớn hơn so với các mạch hình tia.
Việc vận hành lưới điện phân phối hở bằng cách chọn điểm phân đoạn
hợp lý, khi đó, các điều độ viên sẽ phải tính toán lựa chọn điểm phân đoạn có

lợi nhất và sẽ ra lệnh đóng mở các thiết bị phân đoạn hiện có trên lưới để thay
đổi cấu hình lưới, thay đổi dòng công suất đi trên các đường dây, chống quá
tải cục bộ do phân bố dòng công suất không hợp lý, giảm tổn thất công suất,
tổn thất điện áp .v.v... Tuy nhiên trong một số trường hợp điểm phân đoạn
hợp lý tìm được nhờ tính toán lại rất xa so với điểm đặt thiết bị phân đoạn
trong thực tế nên việc mở mạch vòng sẽ không đạt hiệu quả cao. Do đó xuất
phát từ vấn đề thực tế của việc lựa chọn điểm phân đoạn, bài toán lựa chọn
điểm phân đoạn hợp lý trong lưới điện trung áp được chia thành hai loại: bài
toán thiết kế và bài toán vận hành.
 Bài toán mở mạch vòng dưới góc độ thiết kế
Bài toán thiết kế sẽ cho ra các kết quả tính toán xác định vị trí đặt thiết bị
phân đoạn với tần suất sử dụng lớn nhất. Xuất phát từ thực tế vận hành thường
15


xảy ra tình huống điểm phân đoạn tính toán thay đổi liên tục và xa các điểm có
thiết bị phân đoạn. Vì vậy trong quá trình thiết kế lưới phân phối trung áp mới,
các số liệu về nhu cầu sử dụng công suất cực đại của phụ tải điển hình trong
ngày, trong tuần, trong mùa thường rất được quan tâm để dự báo xác suất trạng
thái thường gặp nhất của phụ tải, từ đó tính toán tìm ra các điểm đặt các thiết bị
phân đoạn thường mở để mạch vòng được vận hành dưới dạng các mạch hình
tia. Các thiết bị phân đoạn có thể là các dao cách ly thường, dao cách ly tự động,
cầu dao phụ tải, máy cắt, thiết bị tự đóng lại v.v.. tuỳ theo lợi ích kinh tế mang
lại, theo yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện của các phụ tải, thiết bị phân đoạn sẽ
được lựa chọn phù hợp để lắp đặt sao cho lợi ích kinh tế thu được là lớn nhất.
 Bài toán mở mạch vòng dưới góc độ vận hành
Trong vận hành lưới điện phân phối, mỗi khu vực khác nhau có phụ tải
khác nhau, tính chất và nhu cầu sử dụng công suất của phụ tải cũng khác
nhau. Nhu cầu điện năng của các phụ tải cũng thay đổi theo giờ trong ngày và
tuỳ theo đặc điểm của mỗi loại phụ tải, giờ sử dụng công suất lớn nhất của

từng loại phụ tải trong ngày, trong tuần và trong mùa sẽ khác nhau. Dưới góc
độ vận hành, bài toán có điều kiện ban đầu là: số điểm đặt thiết bị phân đoạn,
số thiết bị phân đoạn và loại thiết bị phân đoạn đã cho trước, vì thế bài toán
vận hành là bài toán mà từ các số liệu hiện thời hoặc từ các số liệu thu thập
được để dự báo nhu cầu công suất tiêu thụ của các phụ tải trong thời gian gần
để tính toán lựa chọn ra các điểm phân đoạn có sẵn trên lưới sẽ được mở ra
tạo thành lưới điện hở theo các hàm mục tiêu đề ra.
1.3. Các thiết bị phân đoạn trong lưới điện phân phối trung áp
Để phân đoạn lưới phân phối nâng cao độ tin cậy, giảm thời gian gián
đoạn cung cấp điện ngoài các thiết bị cổ điển như dao cách ly (DCL), cầu dao
phụ tải, người ta còn sử dụng một số thiết bị tự động để làm thiết bị phân
đoạn như: máy cắt, dao cách ly tự động, máy cắt có tự động đóng lại, tự động
đóng nguồn dự phòng v.v…
16


Việc quyết định sử dụng các thiết bị tự động cần phải xem xét từ nhiều
khía cạnh của hệ thống cung cấp điện, phải phối hợp thỏa hiệp nhiều mặt như
chọn sơ đồ nối dây, chọn thiết bị, hình thức bảo vệ, trình độ vận hành và khai
thác thiết bị tự động v.v… với chi phí đầu tư tương ứng.
1.3.1. Dao cách ly thường (DCL)
Dao cách ly (DCL) là thiết bị điện dùng để đóng cắt mạch điện không có
dòng điện chạy qua hoặc dòng điện nhỏ hơn dòng định mức nhiều lần và tạo
nên khoảng cách an toàn, có thể nhìn thấy được giữa bộ phận đang mang dòng
điện và bộ phận cách điện, mục đích đảm bảo an toàn. Do đó ở những nơi cần
sửa chữa nhiều, người ta đặt thêm cầu dao cách ly ngoài các thiết bị đóng cắt.
Trong lưới điện, DCL thường được lắp đặt trước các thiết bị bảo vệ
như cầu chì, máy cắt. Các bộ phận truyền động của DCL thường được thao
tác bằng tay hoặc bằng điện cơ. Đây là loại thiết bị được dùng làm thiết bị
phân đoạn phổ biến nhất hiện nay vì giá thành rẻ và phù hợp với thực trạng

lưới điện phân phối của Việt Nam.
Lưới điện phân phối của nước ta hiện nay ngoài một số khu vực nội
thành các thành phố lớn có hệ thống lưới phân phối trung áp ngầm như Hà
Nội, Hải Phòng… Những khu vực ngoại thành và các tỉnh thành phố khác
như Hòa Bình, Hải Dương…có đặc điểm mật độ phụ tải không cao, địa bàn
cung cấp điện trải dài trên một vùng rộng lớn thì hệ thống đường dây điện
phân phối trung áp trên không vẫn chiếm phần lớn. Với những lưới phân phối
trên không cấp điện cho một địa bàn rộng với mật độ phụ tải không cao thì
DCL vẫn được sử dụng.
DCL thường có nhược điểm là không đóng cắt có tải và không điều
khiển từ xa được nên khi thao tác phải cắt điện đầu nguồn và thao tác dao
cách ly tại chỗ. Vì thế thời gian thao tác lâu, đặc biệt khi xảy ra sự cố trên
đường dây, nếu không phát hiện được bằng mắt phải đóng/cắt thử từng dao
cách ly để phân đoạn cách ly điểm sự cố sẽ mất rất nhiều thời gian, phải đóng
17


cắt máy cắt nhiều lần, giảm tuổi thọ của máy cắt và giảm độ ổn định cung cấp
điện. Tuy nhiên vì các lý do kinh tế, tính chất, yêu cầu độ tin cậy cung cấp
điện của các loại hộ phụ tải thì DCL thường vẫn được sử dụng trên lưới, đặc
biệt là các vùng ngoại thành, nông thôn.
1.3.2. Dao cách ly tự động (DCLTĐ)
DCLTĐ khác với DCL thường ở chỗ có thể điều khiển từ xa, khi xảy ra
sự cố bằng thao tác đóng cắt từ xa có thể xác định và cách ly phân đoạn sự cố,
ưu điểm này của DCLTĐ làm giảm thời gian tìm kiếm xác định sự cố và thời
gian gián đoạn cung cấp điện.
Tuy nhiên, do không đóng cắt có tải được nên khi chuyển tải, tái cấu
trúc lưới để cải thiện các thông số vận hành phải cắt nguồn cung cấp, gây ra
tình trạng mất điện không cần thiết, làm giảm độ tin cậy và ổn định của hệ
thống điện. Trong lưới điện phân phối trung áp của Việt Nam DCLTĐ đã

được sử dụng rộng rãi.
1.3.3. Cầu dao phụ tải (CDPT)
Cầu dao phụ tải (CDPT) là thiết bị đóng cắt có tải được sử dụng tương
đối phổ biến hiện nay ở các khu vực đô thị có lưới điện phân phối trung áp
ngầm. Đây là thiết bị đóng cắt tương đối đơn giản và rẻ tiền, cấu tạo gồm 2 bộ
phận: bộ phận đóng cắt bằng tay và cầu chì. CDPT có thể đóng cắt có tải nên
khi thao tác không cần phải cắt điện, tránh hiện tượng mất điện không cần
thiết của các phụ tải khi phải đổi nguồn, san tải hoặc cắt điện một phần lưới
điện để thao tác.
Điểm hạn chế của CDPT là không kết hợp được với các điều khiển từ
xa, các thiết bị bảo vệ nên thời gian thao tác cô lập sự cố lâu do phải thao tác
tại chỗ. Thiết bị có cấu tạo đơn giản nên chỉ đóng cắt được dòng phụ tải chứ
không cắt được dòng ngắn mạch. Tuy nhiên với ưu điểm có khả năng đóng
cắt có tải, giá thành thấp, trong các trường hợp ngừng điện kế hoạch, CDPT
có ưu điểm hơn hẳn so với các thiết bị như DCL thường, DCLTĐ nhờ khả
18


năng đóng cắt có tải nên được sử dụng rộng rãi ở các khu vực có mật độ phụ
tải cao như Hà Nội, Hải Phòng...
1.3.4. Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL)
Thực chất TĐL là khi một phần tử của hệ thống cung cấp điện tự động
cắt ra, sau một thời gian xác định lại được đóng trở lại vào hệ thống (nếu như
không bị cấm đóng lại) và nguyên nhân làm cho phần tử bị cắt ra không còn
nữa thì phần tử đó có thể tiếp tục làm việc. Thời gian đóng lại càng ngắn càng
tốt, song thời gian đó phải đủ lớn để các rơle bảo vệ trở lại vị trí ban đầu và
đảm bảo điều kiện khử ion tại điểm ngắn mạch. Như vậy khi thiết bị được
đóng trở lại, hồ quang chỗ ngắn mạch không tiếp tục phát sinh. Thông thường
đối với mạng trung áp thời gian tự động đóng lại được lấy bằng 0,2s.
Đối với đường dây trên không tỷ lệ sự cố thoáng qua rất cao như:

phóng điện chuỗi sứ khi quá điện áp khí quyển, dây dẫn chạm nhau khi đung
đưa hoặc lúc gió to, đường dây và thanh góp bị ngắn mạch bởi những vật
khác nhau, đường dây và máy biến áp bị cắt ra do các thiết bị bảo vệ làm việc
không chọn lọc v.v... Vì vậy TĐL có xác suất thành công cao, được sử dụng
hiệu quả với các lưới phân phối trung áp trên không.
Với việc sử dụng TĐL các sự cố thoáng qua sẽ được khôi phục cung cấp
điện trong thời gian tối thiểu, do đó thiệt hại kinh tế do ngừng cung cấp điện
được giảm đáng kể. Ngoài ra TĐL còn tăng độ ổn định và độ tin cậy của hệ
thống điện, việc lắp đặt, thao tác và vận hành TĐL lại tương đối dễ dàng nên
được sử dụng phổ biến trên lưới phân phối trung áp trên không ở Việt Nam.
1.3.5. Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD)
Một trong những biện pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là đặt
các phần tử dự phòng trong hệ thống cung cấp điện. Để đưa các phần tử dự
phòng vào làm việc nhanh chóng và an toàn thường đặt các thiết bị tự động
đóng dự phòng. Trong các trường hợp này khi nguồn làm việc bị cắt ra thì
thiết bị TĐD sẽ đóng nguồn cung cấp dự phòng. TĐD hoặc các thiết bị dự
19


phòng được sử dụng trong trường hợp thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện
cao hơn tiền thiết bị TĐD.
TĐD của nguồn cung cấp và thiết bị đường dây, máy biến áp, máy
phát, thanh góp, các phân đoạn và hệ thống thanh cái, động cơ điện thường
xảy ra sau khi có bất kỳ dạng bảo vệ nào tác động hay máy cắt điện tự cắt ra.
Thời gian đóng dự phòng thường được chỉnh định trong khoảng 0,5 - 1,5s.
Nếu chỉnh định thời gian lớn hơn nữa thì các động cơ tự khởi động lại sẽ gặp
nhiều khó khăn.
Tuy nhiên việc tự động hoá lưới điện phân phối trung áp chưa cao nên
TĐD thường chỉ dùng tại các trạm truyền tải để đóng nguồn dự phòng cung
cấp cho các thiết bị điều khiển, chiếu sáng sự cố... Ngoài ra TĐD được lắp đặt

để đóng nguồn dự phòng cho các thanh cái tại các trạm biến áp khi máy biến
áp hoặc một trong các lộ đường dây cấp tới cho máy biến áp bị mất điện,
TĐD sẽ tự động đóng nguồn từ các máy biến áp còn lại.
Đối với lưới phân phối trung áp, TĐD hiện nay chỉ có thể lắp đặt tại đầu
nguồn cho các lộ đường dây phân phối trung áp có yêu cầu về độ tin cậy cung
cấp điện cao để khi xảy ra sự cố, thanh cái cấp nguồn cho lộ đường dây bị mất
điện thì TĐD sẽ đóng nguồn dự phòng từ thanh cái khác không bị sự cố.
1.3.6. Máy cắt (MC)
Trong trường hợp lưới phân phối trung áp được phân đoạn bằng máy cắt,
khi một phần tử sự cố, máy cắt phân đoạn ở đầu phần tử sự cố sẽ tự cắt và cô lập
phần tử sự cố. Các phần tử trước phần tử sự cố hoàn toàn không bị ảnh hưởng.
Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của lưới phân phối,
giảm được tổn thất kinh tế do mất điện nhưng cần phải đầu tư vốn cho nên
máy cắt chỉ được sử dụng khi lợi ích kinh tế thu được nhờ giảm thời gian gián
đoạn cung cấp điện lớn hơn giá trị kinh tế đầu tư của máy cắt.
Máy cắt điều khiển từ xa để đóng cắt các phân đoạn, khi phải ngừng
điện kế hoạch hay sự cố, việc dùng máy cắt điều khiển từ xa có thể giúp cho
20


điều độ viên điều khiển việc đóng cắt phân đoạn lưới dừng điện kế hoạch, cô
lập điểm sự cốmột cách nhanh chóng, giảm đáng kể thời gian so với thao tác
tại chỗ. Máy cắt điều khiển từ xa còn có ưu điểm là có thể đóng cắt có tải nên
việc chuyển tải giữa các đường dây để san tải trong những lúc phụ tải đỉnh,
tránh quá tải các đường dây, giảm tổn thất điện áp và tổn thất công suất có thể
thực hiện rất dễ dàng không cần phải ngừng điện đầu nguồn, độ tin cậy cung
cấp điện và ổn định hệ thống điện rất cao. Tuy nhiên, mô hình dùng máy cắt
điều khiển từ xa này trên lưới điện phân phối của Việt Nam còn gặp nhiều
khó khăn khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa còn chưa được áp dụng rộng
rãi trong lưới điện phân phối, việc lắp đặt một máy cắt và hệ thống thông tin

điều khiển ngoài trời là chưa khả thi và không kinh tế so với hiệu quả kinh tế
thu được.
Trong tương lai, với yêu cầu tự động hoá nâng cao độ tin cậy và ổn
định lưới điện phân phối, khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa phát
triển hoàn thiện hơn thì việc lắp đặt máy cắt hoặc các thiết bị có khả năng
điều khiển từ xa và khả năng đóng cắt có tải là một xu hướng để nâng cao
độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo sự liên tục cung cấp điện và ổn định hệ
thống điện.
1.3.7. DAS
Lưới điện phân phối trung áp được phân đoạn bằng hệ thống tự động
hoá DAS (Distribution Automation System ) có các ưu điểm nổi trội so với
các hệ thống lưới điện phân phối trung áp sử dụng các thiết bị phân đoạn nêu
trên nhờ khả năng tự động hoá, giám sát và điều khiển từ xa.
Hệ thống DAS cung cấp chức năng điều khiển và giám sát từ xa các
dao cách ly phân đoạn tự động, phối hợp giữa các điểm phân đoạn trên lưới
điện phân phối trung áp, nhờ đó cô lập được phân đoạn sự cố, khôi phục việc
cung cấp điện năng cho phần còn lại của hệ thống không bị sự cố.

21


Lưới điện phân phối trung áp sử dụng hệ thống DAS có thời gian cách
ly sự cố và khôi phục cung cấp điện cho các phân đoạn không bị hỏng hóc rất
nhỏ, thường từ vài giây đến vài phút do đó độ tin cậy cung cấp điện của lưới
điện phân phối trung áp phân đoạn bằng DAS rất cao.
Thực tế, do chi phí đầu tư khá cao cùng với hiện trạng lưới điện phân
phối trung áp ở Việt Nam thường có tình trạng chắp vá, thiếu đồng bộ nên
việc triển khai hệ thống DAS vẫn trong giai đoạn nghiên cứu khả thi. Tuy
nhiên, với sự phát triển của công nghệ và yêu cầu về chất lượng điện năng của
các phụ tải ngày càng cao thì xu hướng lắp đặt hệ thống DAS là tất yếu.

1.4. Hiện trạng tổn thất điện năng và các giải pháp giảm tổn thất điện
năng cho lưới điện trung áp ở Việt Nam
1.4.1. Hiện trạng tổn thất điện năng ở Việt Nam
1.4.1.1. Tổng quan về lưới điện phân phối tại Việt Nam [6]
Theo thống kê, lưới điện trung áp toàn quốc hiện vận hành ở 5 cấp điện
áp: 35 kV, 22 kV, 15 kV, 10 kV, 6 kV; tỷ trọng các cấp điện áp được thể hiện
ở hình 1.3 [6]. Lưới điện 22 kV hiện có mặt hầu khắp toàn quốc, tuy nhiên tỷ
lệ lưới 22 kV (theo dung lượng trạm biến áp) ở mỗi địa phương khác nhau, ví
dụ Tổng Công ty Điện lực miền Nam là 84,3%, Tổng Công ty Điện lực miền
Trung là 63,9%, Tổng Công ty Điện lực miền Bắc là 12,8%, Tổng Công ty
Điện lực Hà Nội 42,5%, Tổng Công ty Điện lực Hồ Chí Minh là 0,1%.
Lưới 35kV tồn tại khắp toàn quốc trừ khu vực Tp.Hồ Chí Minh, tuy
nhiên khối lượng lưới 35kV ở miền Bắc chiếm tỷ lệ áp đảo (87,9%), miền
Trung (9,3%), miền Nam (2,8%). Còn lưới điện 15kV chủ yếu tập trung ở khu
vực miền Nam (82,4%) và miền Trung (15,6%). Lưới điện l0kV tập trung chủ
yếu ở miền Bắc (82,4%), miền Trung 17,6%. Lưới điện 6kV chủ yếu tập
trung khu vực miền Bắc (74,8%), miền Trung chiếm 25,2%.

22


Hinh 1.3: Biểu đồ tỷ trọng các cấp điện áp lưới điện trung áp toàn quốc [6]
Nhìn chung, lưới trung áp Việt Nam trước đây và hiện nay vẫn còn
mang tính đặc trưng phân miền khá rõ nét.
1.4.1.2. Lưới trung áp khu vực miền Bắc
Đặc điểm chung
Lưới trung áp sử dụng chủ yếu phổ biến các cấp 35 kV, 10 kV, 6 kV
với hệ thống 3 pha 3 dây, trung tính cách ly. Lưới điện 22 kV với hệ thống 3
pha 3 dây, trung tính nối đất trực tiếp. Lưới 35 kV vừa làm nhiệm vụ truyền
tải thông qua các trạm trung gian 35/22 kV, 10 kV, 6 kV; vừa đóng vai trò

phân phối cho các phụ tải thông qua các trạm 35/0,4 kV. Lưới điện l0 kV
được xây dựng từ những năm 1960 - 1970 thường tập trung ở khu vực thị trấn
(đối với các tỉnh miền núi) và những vùng nông thôn, thành phố nhỏ (khu vực
đồng bằng sông Hồng). Lưới điện 6 kV được xây dựng cách đây 60-70 năm tại
các thành phố lớn như Hà Nội, Hải Phòng, Nam Định, Việt Trì, Vinh, Hạ Long.
Riêng lưới điện 22 kV mới được phát triển trong những năm gần đây
tại những thành phố lớn và một vài khu vực nông thôn có nguồn điện 22 kV
như: Gia Bình, Lương Tài tỉnh Bắc Ninh, Đức Thọ tỉnh Hà Tĩnh, Mộc Châu
tỉnh Sơn La...Đối với lưới trung áp miền Bắc, cấu trúc lưới điện không đồng
nhất và thể hiện theo từng khu vực.
23


Khu vực miền núi
Các tỉnh miền núi có mật độ phụ tải nhỏ, bán kính cung cấp điện của
các trạm nguồn xa; do vậy khối lượng lưới 35kV khu vực miền núi chiếm tỷ trọng
cao (chiếm khoảng 70-80%). Tuy nhiên, lưới 35kV ở miền núi hiện nay phần lớn
không đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật do một số nguyên nhân:
- Lưới 35kV gồm nhiều loại dây dẫn tiết diện từ AC-35,50,70,95,120, chắp
vá, nhiều đường đây xây dựng từ lâu, hiện đã xuống cấp nghiêm trọng.
- Nhiều tuyến mang tải lớn, bán kính cấp điện quá dài như một số tuyến
35kV khu vực các tỉnh Lai Châu, Hà Giang, Bắc Giang, Tuyên Quang,
Thái Nguyên, Bắc Kạn, gây nên tổn thất điện áp và điện năng cao.
- Do lưới 35kV vừa làm nhiệm vụ truyền tải, phân phối, nên các tuyến
đường dây 35kV thường cấp điện cho hàng chục trạm 35/0,4kV đấu
vào mà không có máy cắt phân đoạn đầy đủ.
Khu vực nông thôn đồng bằng
Lưới điện trung áp khu vực này được hình thành từ những năm 1954 và
thường sử dụng 2 cấp điện áp 35 kV và 10(6) kV; giai đoạn đầu cấp 35 kV là
cấp trung gian, 10(6) kV là cấp phân phối. Từ những năm 1990 trở lại đây do

mật độ phụ tải tăng nhanh cùng với lưới 10(6) kV và các trạm trung gian
35/10(6) kV bị quá tải, nên lưới 35kV trở thành cấp phân phối.
Lưới trung áp khu vực đồng bằng có những đặc điểm sau:
- Tỷ trọng lưới 10(6) kV chiếm tỷ trọng cao (70-80%), lưới 35 kV
chiếm tỷ trọng (20-30)%;
- Hiện tại phần lớn các trạm trung gian 35/10 kV đều đã vận hành ở
trạng thái đầy và quá tải. Các trạm trung gian này được xây dựng từ những
năm trước 1994 và hiện các thiết bị đều đã lạc hậu và xuống cấp, gây khó
khăn trong việc cấp điện cho các hộ phụ tải.
Chất lượng lưới 10(6) kV thường không đảm bảo độ an toàn cung cấp
điện, do:
24