Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện trung áp thành phố nha trang

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ VIỆT LINH

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI
ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 1: PTS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT

Phản biện 2: GS.TS. NGUYỄN HỒNG ANH

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ
thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà
Nẵng vào ngày 07 tháng 10 năm 2017.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách khoa
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN


1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài
Căn cứ quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ Tướng Chính phủ về việc
“Phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam” thì
đến sau năm 2022 sẽ phát triển thị trường “bán lẻ điện cạnh tranh”. Điều này đặt ra yêu cầu cho ngành điện
phải tự nâng cao, đổi mới chính mình nhằm đảm bảo chất lượng sản phẩm khi bán cho khách hàng, cụ thể
chính là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện (ĐTCCCĐ).
Căn cứ quyết định số: 345 / QĐ – ĐLKH ngày 28/02/2017 về việc giao kế hoạch sản xuất kinh doanh
của cả năm 2017 của Tổng Giám Đốc KHPC thì kế hoạch chỉ tiêu độ tin cậy KHPC giao cho ĐLNT được
đặc biệt chú trọng, mà trọng tâm chính là chỉ số SAIDI.
Thành phố Nha Trang là thành phố biển, lưới điện trung áp được đầu tư xây dựng từ những năm 1999
(thuộc dự án WB của Ngân hàng thế giới) với cấu trúc lưới điện và công nghệ còn nhiều hạn chế, chỉ ứng
dụng tự động hóa trong những thiết bị bảo vệ và các trạm biến áp chuyên dùng do khách hàng đầu tư.
Với đặc thù là Thành phố du lịch, phụ tải tăng trưởng nhanh vì vậy áp lực cung cấp điện là rất cao.
Lưới điện trung áp được trải dài dọc 4km bờ biển của Vịnh Nha Trang nên chịu ảnh hưởng rất lớn tới các
thiết bị điện (môi trường nhiễm mặn) do đó việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy nhằm đảm bảo
cung cấp điện tốt hơn từ đó đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội chính trị của Thành phố cũng như Tỉnh
Khánh Hòa.
Tại Hội nghị nâng cao độ tin cậy hệ thống điện miền Trung ngày 31/03/2016, EVNCPC định hướng
mục tiêu phấn đấu giảm các chỉ số ĐTCCCĐ năm sau giảm ít nhất 10 - 30% so với năm trước. Đây là mục
tiêu, cũng là thách thức không nhỏ đối với Điện lực Khánh Hòa (KHPC) nói chung và Điện lực Nha Trang
(ĐLNT) nói riêng.
Công tác nâng cao ĐTCCCĐ là mục tiêu then chốt trong năm 2017 của KHPC cũng như ĐLNT, do đó
để hoàn thành được cần phải có giải pháp và hướng đi cụ thể theo từng giai đoạn sao cho đảm bảo tối ưu và

hiệu quả nhất về kỹ thuật – kinh tế.
Hiện nay, tại ĐLNT thực hiện đầu tư lưới điện mới chỉ tập trung cho công tác giảm tổn thất điện năng,
chống quá tải lưới điện, công tác nâng cao ĐTCCCĐ chỉ thực hiện bằng các giải pháp quản lý vận hành,
nâng cao năng lực tay nghề của cán bộ nhân viên để rút ngắn thời gian thao tác, công tác.
Vì vậy, nhằm phục vụ cho mục tiêu trong thời gian tới cần đề xuất những phương án phục vụ các giải
pháp nâng cao ĐTCCCĐ cụ thể đối với từng tuyến trung áp, từng khu vực phụ tải nhằm giảm thời gian mất
điện, số lần mất điện và số khách hàng mất điện qua đó thay đổi trực tiếp đến các chỉ tiêu ĐTCCCĐ.
2. Mục tiêu nghiên cứu
- Đề tài nghiên cứu, tính toán đánh giá ĐTCCCĐ theo các chỉ tiêu được KHPC giao cho ĐLNT.
- Đánh giá, đề xuất các giải pháp cụ thể để nâng cao ĐTCCCĐ, ứng dụng công nghệ kỹ thuật trong
công tác quản lý vận hành (QLVH) lưới điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện trung áp thuộc ĐLNT quản lý vận hành.
- Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện trung áp của TP Nha Trang, từ đó đề ra các giải pháp nhằm
nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu quả về kỹ thuật cũng như kinh tế.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Trên cơ sở lý thuyết về ĐTCCCĐ trong hệ thống điện, các chỉ tiêu được KHPC giao cho ĐLNT, đánh
giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện trung áp TP Nha Trang.


2

- Đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính toán thực tế dựa trên chương trình Quản lý lưới
điện của EVNCPC, sử dụng phần mềm PowerWorld Simulator version 16 của hãng PTI để mô
phỏng lưới điện kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận hành.
- Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực hiện năm 2016, sử dụng các hàm trong Excel để tính
toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2017 dựa trên các sự kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng)
trong năm 2016.
5. Tên và bố cục đề tài
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết quả hướng đến thì đề tài được đặt tên là: “NGHIÊN

CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP
THÀNH PHỐ NHA TRANG”
Luận văn gồm các chương sau:
Chương 1: Lưới điện Trung áp TP Nha Trang.
Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối TP Nha Trang
Chương 3: Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
CHƯƠNG 1: LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP TP NHA
TRANG 1.1. TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN
1.1.1. Nguồn và phụ tải
a) Giới thiệu:
Lưới điện trung áp TP Nha Trang được nhận từ một TBA 110kV – E27 Mã Vòng với công suất là: (63
+ 63) MVA. Hiện nay, tình trạng mang tải của trạm E27 đạt ở mức ổn định từ 50 – 70%. Ngoài nguồn điện
từ trạm E27 thì tại các xuất tuyến trung áp đều có liên lạc với các TBA 110kV lân cận như EBT; E31; E29.

Hình 1.1: Mặt bằng một phần lưới điện TP Nha Trang
b) Đặc điểm:
Lưới điện phân phối TP Nha Trang gồm có 14 tuyến trung áp, trong đó có 11 tuyến 22kV và 03 tuyến
35kV. Lưới 22kV vận hành 3 pha trung tính trực tiếp nối đất còn lưới 35kV vận hành 3 pha trung tính cách
đất.
Ở trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân phối khu vực TP Nha Trang là
lưới điện mạng kín vận hành hở, chỉ vận hành kín khi thao tác chuyển lưới. Khi vận hành ở chế độ kín việc
tính toán bảo vệ rơ le tương đối phức tạp dễ phát sinh sự cố trên diện rộng.


3

c) Phụ tải:
Ở TP Nha Trang thì phụ tải thường xuyên biến động theo mùa và thời gian: vào các tháng du lịch, mùa
hè thì tải tăng trưởng rất nhanh làm quá tải cục bộ tại nhiều khu vực tuy nhiên vào mùa đông thì tải lại giảm
mạnh khiến cho các TBA vận hành non tải.

Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp, các trạm biến áp thuộc tuyến theo bảng sau:
Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV
TT

Xuất tuyến 22 kV

Trạm biến áp

Tổng chiều dài

Công suất

Số lượng

(km)

đặt (MVA)

1

471-E27

6,921

51

17,4

2

472-E27

8,283

66

19,645

3

473-E27

7,536

64

26,21

4

474-E27

10,087

98

35,015

5

475-E27

26,762

50

18,007

6

476-E27

19,472

55

23,72

7

477-E27

17,274

62

20,61

8

478-E27

2,688

09

2,66

9

479-E27

7,451

36

13,18

10

484-E27

8,855

34

16,635

11

485-E27

8,367

56

19,0725

123,696

581

212,155

Tổng cộng

Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV.

TT

Xuất tuyến 35 kV

Trạm biến áp

Tổng chiều dài
(km)

Công suất

Số lượng

đặt (MVA)

1

371-E27

4,437

06

15,61

2

372-E27

8,856

06

3,31

3

374-E27

3,947

07

22,23

17,240

19

41,15

Tổng cộng

Tình hình phụ tải của một ngày đặc trưng tháng 05 năm 2017 theo bảng sau:
Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp
CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP

Pmax

P19

Pmin

Sản lượng

(MW)

(MW)

(MW)

(kWh)

A. Xuất tuyến 35kV

212.530

- Tuyến 371-E27

3,2

2,3

1,6

- Tuyến 372-E27

1,0

1,0

0,5

- Tuyến 374-E27

4,5

4,5

2,1

4

B. Xuất tuyến 22kV

1.316.610

- Tuyến 471-E27

4,8

4,8

2,6

- Tuyến 472-E27

4,9

4,9

2,7

- Tuyến 473-E27

6,5

6,5

3,3

- Tuyến 474-E27

5,6

5,6

3,3

- Tuyến 475-E27

5,2

5,2

3,1

- Tuyến 476-E27

9,5

9,5

4,2

- Tuyến 477-E27

9,2

9,2

5,4

- Tuyến 478-E27

5,0

5,0

1,7

- Tuyến 479-E27

4,8

4,8

3,6

- Tuyến 484-E27

5,7

5,7

3,5

- Tuyến 485-E27

5,1

5,1

3,2

75,0

74,1

40,8

Tổng

1.529.140

1.1.2. Tình hình cấp điện
Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp
Tuyến

471

471

472

473

474

475

476 477

478

479

484

485

3

1

0

0

0

0

0

1

1

0

0

2

0

0

0

0

0

0

1

1

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

2

2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

1

0

0

0

472

3

473

1

0

474

0

2

1

475

0

0

0

0

476

0

0

0

0

2

477

0

0

1

0

0

0

478

0

0

0

0

0

0

0

479

1

0

0

0

0

0

0

0

484

1

0

0

1

0

0

1

1

0

485

0

1

0

1

0

0

0

0

0

2

Tổng

6

6

3

5

2

2

2

1

1

6

2
5

1.2. THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT VÀ CHỈ THỊ SỰ CỐ CÓ TRÊN LƯỚI ĐIỆN
1.2.1. Dao cách ly, FCO
Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL
Phân loại
theo
Số lượng
(bộ)

Cấp điện áp
22kV

35kV

66

13

Loại dao
Chém

Chém

đứng

ngang

63

12

Chức năng
LTD
4

Liên

Phân

Nhánh

lạc

đoạn

rẽ

20

38

21

Tổng

69

Với số lượng dao cách ly như trên thì hiện nay đã đáp ứng đứng phần nào nhu cầu vận hành, quản lý,

thao tác trên lưới điện phân phối.


5

1.2.2. Recloser, Dao có tải, RMU
Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser
Vị trí

Tuyến 22kV

lắp đặt

Tổng

471

472

473

474

475

476

477

478

479

484

485

Trục chính

2

1

0

1

0

0

0

0

1

0

0

5

Nhánh rẽ

0

0

0

0

2

0

1

0

0

0

0

3

Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS

Dao cắt có tải LBS
Loại

Tuyến

Chức năng
Thao tác bù

Hở

Kín

Phân đoạn

Nhánh rẽ

471

1

1

0

1

1

0

472

1

1

0

1

1

0

473

0

3

2

0

0

1

474

3

3

1

3

1

1

475

1

1

1

1

0

0

476

0

1

1

0

0

0

477

4

1

0

5

0

0

478

0

2

0

0

0

2

479

1

1

0

1

0

1

484

4

1

1

4

0

0

485

0

2

1

0

0

1

371

3

0

0

2

0

1

372

0

0

0

0

0

0

374

2

1

2

0

0

1

20

18

9

18

3

8

Tổng

TA

Liên lạc

Hiện nay, tại ĐLNT lắp đặt các tủ RMU đều của hãng Schneider sản xuất, loại tủ này vận hành ổn
định – tin cậy đảm bảo hoạt động của hệ thống và sức khỏe của người thao tác. Bảng tổng hợp số lượng,
chức năng tủ RMU trên các tuyến 22kV:
Bảng 1.8: Tổng hợp RMU 22kV
Vị trí

Tuyến 22kV

lắp đặt

471

472

473

474

475

Trục chính

2

1

0

0

4

Nhánh rẽ

2

2

3

4

1

476

Tổng

477

478

479

484

485

0

7

0

1

0

0

15

4

1

0

1

3

1

22

Bảng 1.9: Tổng hợp RMU 35kV
Vị trí lắp đặt

Tuyến 35kV
371

372

374

Tổng

Phân đoạn

0

0

0

0

Nhánh rẽ

4

0

4

8


6

1.2.3. Đèn chỉ thị sự cố
Bảng 1.10: Số lượng đèn sự cố hãng Schneider
Tuyến

471

472

473

474

475

476

477

478

479

484

485

372

1

1

3

3

5

2

2

1

2

4

4

1

Tổng

Số
lượng

29

Để phù hợp với nhu cầu sử dụng và thực tế vận hành tại đơn vị, KHPC đã tổ chức nghiên cứu, đầu tư
phát triển thiết kế mới loại đèn chỉ thị sự cố có chức năng nhắn tin tương tự của hãng Schneider với chi phí
rẻ. Ngày 22/3/2017, tại Hội đồng Khoa học Công nghệ - Sở Khoa học và Công nghệ tỉnh Khánh Hòa: KHPC
đã bảo vệ thành công Dự án sản xuất thử nghiệm “Đèn chỉ thị và cảnh báo sự cố trên lưới điện phân phối”.
Bảng 1.11: Số lượng đèn sự cố của KHPC
Tuyến

474

475

476

477

479

484

Số lượng

1

2

2

2

1

1

Tổng
09

1.3. KẾT LUẬN
Qua thực tế tình hình lưới điện và phụ tải của khu vực Trung tâm TP Nha Trang thì nhận thấy được
tầm quan trọng của việc nâng cao ĐTCCCĐ đảm bảo việc cấp điện liên tục ổn định cho các khách hàng
nhằm phục vụ các nhu cầu sinh hoạt, sản xuất, kinh doanh hướng tới phát triển kinh tế xã hội của TP Nha

Trang nói riêng và tỉnh Khánh Hòa nói chung. Với kết cấu lưới điện hiện nay thì có nhiều tiềm năng để thực
hiện các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ, đặc biệt là với các tuyến trung áp chưa có nhiều thiết bị phân đoạn,
chưa có các mạch vòng, tuy nhiên cần có sự nghiên cứu và đề xuất phù hợp cho từng khu vực để đạt hiệu quả
tối ưu nhất.


7

CHƯƠNG 2: ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP NHA TRANG
2.1. KHÁI NIỆM CHUNG
2.1.1. Định nghĩa về độ tin cậy
2.1.2. Các tham số liên quan
2.2. CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY
2.2.1. SAIDI
System Average Interruption Duration Index: là chỉ số về thời gian mất điện kéo dài trung bình của
lưới điện phân phối.
2.2.2. SAIFI
System Average Interruption Frequency Index: là chỉ số về số lần mất điện kéo dài trung bình của lưới
điện phân phối.
2.2.3. MAIFI
Momentary Average Interruption Frequency Index: là chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình
của lưới điện phân phối.
2.2.4. Các chỉ tiêu khác
- CTADI: Tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình của khách hàng.
- CAIFI: Tần suất ngừng cấp điện trung bình của khách hàng.
- ASAI: Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình.
- CEMIn: Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng.
- ASIFI: Tần suất ngừng cấp điện trung bình của hệ thống.
- ASIDI: Khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình của hệ thống.
- CEMSMIn: Tần suất trung bình sự kiện ngừng điện thoáng qua.

2.3. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
2.3.1. Tình hình sự cố
Bảng 2.1: Thống kê sự cố từ năm 2014 đến năm 2016

Nguyên
nhân

Chất

Hành

lượng

lang

thiết bị

tuyến

Sương

Quá

Sét

tải HA

đánh

muối,

Không rõ
nguyê
n

bụi bẩn

nhân

Tổng
Khác

số lần

Năm 2014

40

20

0

2

13

13

0

88

Năm 2015

41

24

16

4

2

9

4

100

Năm 2016

52

31

22

11

2

21

1

140

2.3.2. Công tác bảo trì bảo dưỡng
Bảng 2.2: Công tác thí nghiệm định kỳ trong quý I năm 2017
Mất điện
Nội dung công tác
Thí nghiệm định kỳ

Số lần
43

Thời gian
(phút)
1.650

Số KH
14.426


8

2.3.3. Kết quả thực hiện độ tin cậy
Bảng 2.3: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2016
Nội

Sự cố 0,4-35kV

dung
Chỉ
tiêu

MAIFI

SAIDI

Tổng

BTBD 0,4-35kV
SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

2014

0,671

164,067

4,01

1,337

1977,933

17,339

2,008

2142

21,349

2015

0,098

114,863

3,255

0,156

1225,108

9,044

0,254

1340

12,299

2016

0,168

124,611

3,203

0,22

828,932

6,54

0,388

954

9,743

Bảng 2.4: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ
Nội dung

Chỉ tiêu

Tỷ lệ % của sự cố / Tổng
MAIFI

SAIDI

Tỷ lệ % của BTBD / Tổng

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

2014

33,42

7,66

18,78

66,58

92,34

81,22

2015

38,58

8,57

26,47

61,42

91,43

73,53

2016

43,30

13,07

32,87

56,70

86,93

67,13

Có thể thấy rằng công tác bảo trì bảo dưỡng chiếm tỷ lệ lớn trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ vì vậy việc

tối ưu hóa trong quản lý vận hành, cũng như giảm thời gian và khu vực cắt điện để công tác là yêu cầu tiên
quyết của việc nâng cao ĐTCCCĐ. Phụ tải phát triển kéo theo lưới điện phải phát triển theo, do đó các công
trình đầu tư xây dựng, sửa chữa lớn ảnh hưởng rất nhiều đến ĐTCCCĐ.
2.3.4. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp
Bảng 2.5: Tổng hợp thực hiện ĐTCCCĐ các tuyến năm 2016
Tuyến

Số KH

SAIDI

SAIFI

MAIFI

471

3.783

36,331

0,267

0,096

472

2.741

39,207

0,226

0,068

473

3.147

69,589

0,781

0,138

474

3.977

125,142

0,924

0,011

475

13.277

139,893

1,886

-

476

10.397

93,723

1,232

-

477

6.931

178,930

1,219

0,053

478

2.489

43,993

0,177

-

479

8.005

87,911

1,266

-

484

2.053

44,699

0,430

-

485

3.468

86,372

1,587

-

371

468

7,372

0,060

0,015

372

431

4,852

0,058

0,006

374

327

0,844

0,002

-

Tổng

61.494

958,856

10,115

0,387

Từ bảng trên ta thấy: các tuyến 474, 475, 476, 477, 479, 484-E27 có chỉ tiêu SAIDI rất lớn, vậy để
giảm chỉ tiêu SAIDI của toàn ĐLNT thì cần phải tập trung đề xuất các phương án tại tuyến này.


9

Ngoài ra cũng phải có các phương án cho các tuyến 22kV còn lại để dự phòng thực hiện trong thời
gian tiếp theo đảm bảo phù hợp với các giai đoạn phát triển của phụ tải, riêng các tuyến 35kV do các chỉ tiêu
ĐTCCCĐ đang ở mức thấp nên thì việc thực hiện các giải pháp chưa cần thiết vào thời điểm hiện nay.
Các tuyến 22kV có số lượng khách hàng nhiều do đó các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ phải được
đặc biệt chú trọng, phải phân vùng các phụ tải giảm bớt ảnh hưởng của việc mất điện ngoài vùng công tác
hoặc sự cố bằng cách lắp đặt thêm các thiết bị đóng cắt, kết nối mạch vòng để nâng cao năng lực cấp điện
2.3.5. Kế hoạch năm 2017
Bảng 2.6: Mục tiêu độ tin cậy năm 2017 so với năm 2016
Nội dung

Chỉ tiêu

Sự cố 0,4-35kV
SAID
MAIFI
I
SAIFI

BTBD 0,4-35kV
SAIF
MAIFI SAIDI
I

Tổng
MAIFI

SAIDI

SAIFI

Thực
hiện
2016
Kế hoạch

0,16

124

3,2

0,23

834

6,9

0,39

958

10,1

0,19

70

3,3

0,24

620

4,5

0,43

690

7,8

Giảm:

Giảm
:

Giảm:

Giảm:

214

2,4

268

2,3

2017
Mục tiêu

0,03

Giảm:
54

0,1

0,01

0,06

2.4. KẾT LUẬN
Căn cứ theo quy định của EVN, các chỉ tiêu của EVNCPC giao cho KHPC cũng như ĐLNT thì các
chỉ tiêu ĐTCCCĐ mới chỉ quan tâm đến các số liệu như: SAIDI, SAIFI, MAIFI. Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ của
tuyến trung áp khu vực trung tâm TP Nha Trang bị ảnh hưởng nhiều bởi các tuyến có số khách hàng lớn, khu
vực phụ tải tập trung vì vậy để nâng cao ĐTCCCĐ thì giải pháp áp dụng với các tuyến này phải được đặt lên
hàng đầu. Từ nhiệm vụ được giao trong năm 2017 thấy được thách thức không nhỏ trong thời gian tới, yêu
cầu đặt ra với các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ là phải nhanh chóng và chính xác nhất.


10

CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
3.1. PHÂN ĐOẠN VÀ KẾT NỐI LIÊN LẠC
Nguyên tắc lập các phương án, giải pháp căn cứ theo:
Số lượng khách hàng của các phân đoạn, các nhánh rẽ.
Số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các phân đoạn và nhánh rẽ.
Khả năng kết nối liên lạc, dự phòng cấp điện của các phân đoạn và nhánh rẽ.
Vị trí thường xuyên có thao tác, công tác trên lưới điện mà phải thực hiện tháo, đấu lèo hoặc đóng
cắt các thiết bị phân đoạn.
Quy hoạch giao thông, các khu dân cư của TP Nha Trang
Các thiết bị đóng cắt lựa chọn để lắp đặt mới như Recloser chọn kiểu Schneider U-series, LBS kín
của hãng JinKwang (Hàn Quốc), cả 2 thiết bị này đều có giao thức IEC101 và IEC104 đảm bảo thuận lợi
trong việc kết nối lưới điện thông minh, điều khiển từ xa (SCADA).
3.1.1. Bổ sung thiết bị để phân đoạn

Hình 3.1: Vị trí 471-E27/19 và 471-E27/43

Hình 3.2: Vị trí 374-472-E27/31 (472); 472-E27/41-1 và 472-E27/41-11

Hình 3.3: Vị trí 473-E27/25-1


11

Hình 3.4: Vị trí 473-474-E27/16 (474); 474-E27/46 và 474-E27/54

Hình 3.5: Vị trí 475-476-E27/(24+49+94)

Hình 3.6: Vị trí 475-476-E27/(38+48+78+114)

Hình 3.7: Vị trí 477-E27/24-1


12

Hình 3.8: Vị trí 477-478-E27/14 (478)

Hình 3.9: Vị trí 479-E27/19-2 và 479-E27/26

Hình 3.10: Vị trí 484-E27/19 và 484-485-E27/49 (484)

Hình 3.11: Vị trí 485-E27/23 và 484-485-E27/48 (485)


13

Hình 3.12: Vị trí 371-473-E27/67 (371)

Hình 3.13: Vị trí 372-E27/69
3.1.2. Xây dựng mới đường dây liên lạc:

Hình 3.14: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-479-E27

Hình 3.15: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-477-E27


14

3.1.3. Mô phỏng hệ thống điện
2
Thực tế trong vận hành đối với dây dẫn trục chính bằng nhôm tiết diện 185mm thì dòng tải có thể đạt tới
hơn 14 MW, tuy nhiên để đảm bảo ổn định của hệ thống, giảm thiểu các nguy cơ sự cố có thể xảy ra do quá
tải: ta giả thiết trong chương trình PowerWorld tải lớn nhất mà dây dẫn dẫn trục chính của các tuyến trung áp
có thể vận hành được là 10,8 MW (~14 MVA).





Tuyến 473-E27:

- Việc bổ sung Recloser tại cột 473-E27/25-1 nhằm đảm bảo linh hoạt, rút ngắn thời gian thao tác, không
làm ảnh hưởng các phụ tải tuyến 473-E27. Trường hợp thao thao tác cắt CDPĐ tại cột 473-474-E27/25,
đóng điện tuyến 477-E27 cấp điện cho toàn bộ nhánh rẽ 473-E27/25-1.
- Tương tự, trường hợp tuyến 473-E27 cấp điện cho toàn bộ phụ tải tuyến 477-E27 qua nhánh rẽ 477E27/24-1.

Hình 3.16: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 473-E27
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 473-E27 cấp điện cho 477-E27

và tuyến 477-E27 cấp cho tuyến 473-E27):
Bảng 3.1: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-E27/25-1



Tuyến

Mang tải (%)

Đánh giá

473-E27

112

Quá tải

477-E27

109

Quá tải



Phương án xử lý

Chuyển tải ĐL Vĩnh Nguyên từ sau VT 32
(477) (3 MW) nhận từ nguồn khác và
chuyển PĐ 473-E27/35 (3MW) nhận

nguồn 484-E27

Tuyến 474-E27:
- Khi công tác từ E27 đến trước VT 473-474-E27/16 thì có thể thao tác ngay Recloser 474-E27 tại VT 473474-E27/16 để :
Đóng cầu dao liên lạc 474-484-E27/62: chuyển toàn bộ tuyến 474-E27 sau VT 473-474-E27/16 nhận
nguồn 484-E27, khi đó tình hình vận hành như sau:


15

Hình 3.17: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 474-E27 (2)
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 484-E27 cấp điện cho 474E27):
Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-474-E27/16 (2)



Tuyến

Mang tải
(%)

Đánh giá

Phương án xử lý

484-E27

105

Quá tải

Chuyển tải sau Recloser 474-E27/16 đến
Recloser 474-E27/46 nhận nguồn 472-E27 (3,11
MW)


Tuyến 484-E27:

- Khi sự cố hoặc công tác từ E27 đến VT 484-E27/19 có thể thao tác ngay Recloser 484-E27/19 này để
đóng cầu dao liên lạc 371-484-485-E27/45; 484-485-E27/27-41 chuyển toàn bộ phụ tải sau VT 484E27/19 nhận nguồn từ tuyến 485-E27, tình trạng vận hành cụ thể như sau:

Hình 3.18: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 484-E27
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 485-E27 cấp điện cho tuyến
484-E27):


16

Bảng 3.3: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 484-E27/19
Tuyến

Mang tải (%)

485-E27


102

Đánh giá

Phương án xử lý

Quá tải

Chuyển PĐ sau LBS 484-E27/34
(2,44 MW) nhận nguồn từ 474-E27.


Tuyến 485-E27:

- Khi sự cố hoặc công tác từ E27 đến VT 485-E27/23 có thể thao tác ngay Recloser này để đóng cầu dao
liên lạc 371-484-485-E27/45; 484-485-E27/27-41 chuyển toàn bộ phụ tải sau VT 485-E27/23 nhận nguồn
từ tuyến 484-E27, tình trạng vận hành:

Hình 3.19: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 485-E27
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 484-E27 cấp điện cho tuyến
485-E27):
Bảng 3.4: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 485-E27/23
Tuyến

Mang tải (%)

Đánh giá

Phương án xử lý

Chuyển PĐ sau LBS 485-E27/34 (4,02
MW) nhận nguồn từ 473-E27.
Như vậy, với giả thiết tải max mà dây dẫn có thể vận hành được là 10,8 MW (14MVA) thì hầu hết các
tuyến trung áp đều đảm bảo vận hành, chỉ có một vài trường hợp phải chuyển tải để ngăn ngừa chống quá tải.

Do đó, trong điều kiện thực tế thì tất cả các giải pháp đã đề xuất đều đảm bảo lưới điện đều hoạt động bình
thường, ổn định, không ảnh hưởng đến tình trạng vận hành của các tuyến trung áp.
3.2. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY SAU KHI THỰC HIỆN CÁC GIẢI PHÁP
3.2.1. Độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp
Do lưới điện trung áp TP Nha Trang gồm nhiều tuyến và có nhiều mạch vòng liên lạc nên không sử
dụng chương trình PSS/ADEPT để tính toán ĐTCCCĐ. Trong phần này chỉ sử dụng chương trình EXCEL
của Microsoft để phục vụ tính toán.
Bảng 3.5: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp
484-E27

Chỉ
tiêu

Quá tải

102

SAIDI
Trước

SAIFI

Sau

Giảm

Trước

MAIFI

Sau

Giảm

Trước

Sau

Giảm
0,028

471

36,331

15,865

20,465

0,267

0,125

0,142

0,096

0,068

472

39,207

26,273

12,934

0,226

0,114

0,111

0,068

0,093 -0,026

473

69,589

25,487

44,102

0,781

0,535

0,246

0,138

0,122

0,016

474

125,142

97,383

27,759

0,924

0,603

0,321

0,011

0,011

-

475

139,893

118,377

21,516

1,886

1,112

0,775

-

-

-

476
477

93,723
178,930

58,581
141,245

35,141
37,685

1,232

1,219

0,817
1,159

0,415
0,061

0,053

0,053

-


17

478

43,993

25,313

18,680

0,177

0,118

0,059

-

-

-

479

87,911

80,401

7,510

1,266

1,265

0,001

-

-

-

484

44,699

20,322

24,377

0,430

0,195

0,235

-

-

-

485

86,372

50,664

35,708

1,587

0,845

0,742

-

-

-

371

7,372

7,372

-

0,060

0,060

-

0,015

-

0,015

372

4,852

4,852

-

0,058

0,058

-

0,006

-

0,006

374

0,844

-

-

0,002

-

-

-

-

-

958,856

672,135

285,877

10,115

7,005

3,108

0,387

0,348

0,039

Tổng

Từ bảng trên ta thấy các chỉ tiêu ĐTCCCĐ sau khi thực hiện các giải pháp đều giảm đạt yêu cầu của
kế hoạch 2017. Vì các số liệu tính toán dựa trên thông tin mất điện trong năm 2016 nên đối với thời gian tiếp
theo ngoài thực hiện các giải pháp đầu tư còn có các giải pháp trong vận hành, quản lý từ đó sẽ rút ngắn

được thời gian mất điện, số lần mất điện nên các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cũng sẽ thay đổi theo chiều hướng giảm
đảm bảo thực hiện đúng mục tiêu đề ra. Các thiết bị mới lắp đặt phải có tính đồng bộ với hệ thống lưới điện
hiện có, tránh trường hợp lắp quá nhiều loại thiết bị, chủng loại, cách vận hành khác nhau gây khó khăn cho
người thao tác, kéo dài thời gian thao tác, có khả năng mất an toàn cho lưới điện và con người.
3.2.2. Phân tích kinh tế
Bảng 3.6: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung
Tuyến

Re

LBS kín

DCL

471

2

0

2

472

1

2

0

473

1

0

1

474

3

0

2

475

3

0

2

476

3

0

2

477

1

0

0

478

1

0

1

479

2

1

1

484

1

1

1

485

1

1

1

371

0

1

0

372

0

1

0

Tổng (cái)

19

07

13

Tính toán kinh tế đối với tuyến 471-E27 như sau:
Giá trị đầu tư của tuyến 471-E27 là:
ĐT471-E27 = 2 x 280 + 0 x 70 + 2 x 10 = 580 tr.đ
Trong đó:
Recloser : 280 tr.đ /1c; LBS kín : 70 tr.đ/1c; DCL : 10 tr.đ/1c,
Theo “Bảng 3.12: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471-E27 trước và sau giải pháp” thì tổng thời gian mất
điện giảm sau khi thực hiện giải pháp là:
T(-)471-E27 = 20,465 x 61.494 = 1.258.501 phút
Trong đó:


18

20,465 : SAIDI giảm;
61.494: tổng số khách hàng.
Trung bình 1 ngày sản lượng điện tiêu thụ: 1.529.140 kWh, vậy lợi nhuận thu được trong 1 năm của
61.494 khách hàng là:
LNĐLNT = 1.529.140 kWh x 365 ngày x 2.035 đ/kWh = 1.135.806.963.500 Đ
Tổng thời gian cấp điện trong 1 năm của 61.494 khách hàng:
TCN = 61.494 x 365 x 24 x 60 = 32.321.246.400 phút.
Lợi nhuận thu được trong 1 năm tương ứng với thời gian giảm là:



LN471-E27 = [T(-)471-E27 x LNĐLNT]/ TCN



LN471-E27 = (1.258.501 x 1.135.806.963.500) / 32.321.246.400

= 44,23 tr.đ/năm
Thời gian thu hồi vốn tương ứng là:
Tth471-E27 = ĐT471-E27 / LN471-E27 = 580 tr.đ / 44,23 tr.đ / năm = 13,11 năm
Tương tự đối với các tuyến khác, ta có bảng sau:
Bảng 3.7: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư, thời gian thu hồi vốn
Tuyến

Tổng thời gian mất

Lợi nhuận trong 1

điện giảm (phút)

năm (tr.đ)

Đầu tư (tr.đ)

Thu hồi vốn
(năm)

471

1.258.501

44,23

580

13,11

472

795.381

27,95

420

15,03

473

2.711.986

95,30

290

3,04

474

1.707.019

59,99

860

14,34

475

1.323.124

46,50

860

18,50

476

2.160.982

75,94

860

11,32

477

2.317.374

81,44

280

3,44

478

1.148.711

40,37

290

7,18

479

461.816

16,23

640

39,44

484

1.499.043

52,68

360

6,83

485

2.195.804

77,16

360

4,67

371

-

-

70

70,00

372

-

-

70

70,00

17.579.741

617,77

5.940

9,62

Tổng

Công tác nâng cao ĐTCCCĐ góp phần cải thiện chất lượng phục vụ khách hàng, đặc biệt với TP
Nha Trang tập trung rất nhiều phụ tải quan trọng, mang yếu tố chiến lược, đặc biệt quan trọng trong việc phát
triển kinh tế xã hội chính trị của TP nói chung cũng như tỉnh Khánh Hòa nói riêng vì vậy cần phải đầu tư
nhanh chóng để đạt hiệu quả nhanh nhất trong thời gian tới. Tuy nhiên để đảm bảo lợi nhuận sản xuất kinh
doanh, phải chia làm 3 giai đoạn đầu tư:
Giai đoạn 1: Thực hiện đầu tư với các tuyến 473,477,478, 484,485-E27.
Giai đoạn 2: Thực hiện đầu tư với các tuyến 471,472,474,475,476,479-E27
Giai đoạn 3: Thực hiện đầu tư với các tuyến 371,372-E27.


19

3.3. GIẢI PHÁP KHÁC
3.3.1. Giảm suất sự cố

3.3.2. Công nghệ hotline
3.3.3. Ứng dụng SCADA
3.3.4. Tối ưu hóa thao tác và công tác trên lưới điện
3.4. KẾT LUẬN
Theo “Bảng 3.37: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp” thì sự thay đổi chỉ tiêu độ
tin cậy của tất cả các tuyến thì các giải pháp đề ra đã hoàn thành vượt chỉ tiêu yêu cầu, đảm bảo nâng cao độ
tin cậy của toàn khu vực trung tâm TP Nha Trang. Các thiết bị đóng cắt như Recloser, LBS kín… sẽ nâng
cao được ĐTCCCĐ do đã hạn chế khu vực bị ảnh hưởng bởi mất điện do sự cố hoặc công tác, việc nhanh
chóng khôi phục cấp điện lại cho các khu vực ngoài điểm sự cố cần phải thiết lập nhiều hơn nữa mạng lưới
điện thông minh có khả năng tự điều khiển khi cần thiết.
Với giả thiết về công suất tải max, từ đó mô phỏng các trường hợp vận hành theo giải pháp đã để xuất
bằng chương trình PowerWorld Simulator, các tuyến trung áp đều đã vận hành ổn định tuy vẫn phải có một
số thao tác chuyển lưới, sa thải phụ tải để tránh quá tải… Thực tế dây dẫn hiện nay lắp đặt khu vực ĐLNT
đều có thể vận hành lớn hơn nhiều so với giả thiết, vì vậy các giải pháp đã đề xuất khi thực hiện trên lưới
hiện có đảm bảo an toàn, ổn định cho lưới điện phân phối trung áp TP Nha Trang.
Về tính kinh tế, các giải pháp yêu cầu vốn đầu tư tương đối lớn vì vậy để đạt được mục tiêu nâng cao
ĐTCCCĐ đồng thời đạt hiệu quả trong sản xuất kinh doanh cần phải chia làm các giai đoạn đầu tư khác
nhau, ưu tiên các tuyến có sự thay đổi tốt về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ, thời gian thu hồi vốn nhanh.
Ngoài các giải pháp cần vốn đầu tư, cần xây dựng các phương án cụ thể thì cũng có những giải pháp
tức thời có thể thực hiện ngay đảm bảo hiệu quả nhất định trong công tác nâng cao ĐTCCCĐ.


20

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Luận văn đã đề cập đến lưới điện phân phối của khu vực Trung tâm TP Nha Trang, đánh giá phân tích
các nguyên nhân ảnh hưởng trực tiếp đến ĐTCCCĐ từ đó đề xuất các giải pháp cụ thể để cải thiện trực tiếp
các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, MAIFI nhằm thực hiện tốt yêu cầu của Công ty giao cho đơn vị.
Từ các giải pháp đã đề xuất, sử dụng chương trình PowerWorld Simulator để mô phỏng hệ thống điện,
qua đó thấy được việc áp dụng các giải pháp để nâng cao ĐTCCCĐ có làm ảnh hưởng đến sự ổn định của

lưới điện, tuy nhiên không lớn và trong tầm kiểm soát. Với thực tế lưới điện hiện có thì đảm bảo tất cả các
giải pháp đều không dẫn tới sự mất an toàn, ổn định của hệ thống.
Độ tin cậy cung cấp điện là một yêu cầu cấp thiết của hệ thống điện trong thời gian tới, do đó việc
thực hiện các giải pháp nhanh chóng và hiệu quả là một mục tiêu trên hết. Để đáp ứng được yêu cầu đó
không chỉ cần đầu tư về thiết bị còn phải nâng cao năng lực quản lý của con người, đây chính là giải pháp
quan trọng nhất trong công tác nâng cao ĐTCCCĐ và đảm bảo hiệu quả sản xuất kinh doanh.
Để mang tính thực tiễn cao hơn, phương án được đề xuất trong luận văn này cần được khảo sát cụ thể,
hiệu chỉnh phù hợp với tình trạng thiết bị điện, lưới điện hiện có.
Số liệu thu thập trong luận văn được tổng hợp từ trong vòng 03 năm gần nhất tuy nhiên do còn chưa
được áp dụng rộng rãi trong đơn vị nên các thông tin mất điện của khách hàng để tính toán chỉ chính xác 70
– 80%, vì vậy số liệu thực tế về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cao hơn nhiều so với kết quả thực hiện thu thập được
trong chương trình OMS của CPC. Do điều kiện thời gian cũng như khả năng có hạn do đó nội dung luận
văn vẫn còn những mặt thiếu sót cần phải nghiên cứu khắc phục thêm.