Nghiên cứu đề xuất phương án kết lưới tối ưu cho lưới điện phân phối huyện cam lâm để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
,

PHAN NAM CHUNG

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN
KẾT LƯỚI TỐI ƯU CHO LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI HUYỆN CAM LÂM ĐỂ
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY NÂNG CẤP ĐIỆN

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. LÊ THỊ TỊNH MINH

Phản biện 1: TS. NGUYỄN HỮU CHIẾN

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH

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
Độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu quan
trọng để đánh giá chất lượng điện năng, chất lượng cung cấp dịch vụ
cho khách hàng sử dụng điện. Chất lượng điện năng ngoài đáp ứng
yêu cầu các thông số kỹ thuật cơ bản về điện áp, tần số, sóng hài...
cũng cần phải đảm bảo các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện như: tính
liên tục, độ ổn định, an toàn, giảm thiểu thời gian mất điện và khôi
phục cấp điện nhanh cho khách hàng khi có sự cố xảy ra trên hệ
thống lưới điện.
Nhận thức được tầm quan trọng của việc thực hiện các chỉ tiêu
kế hoạch sản xuất kinh doanh được giao như chỉ tiêu về giảm tổn
thất, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, hàng năm ngành điện luôn
quan tâm đầu tư, nâng cấp cải tạo nguồn, lưới đáp ứng nhu cầu phát
triển phụ tải, nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp
điện.
Riêng đối với lưới điện phân phối trung áp 22 kV khu vực
huyện Cam Lâm được xây dựng từ những trước năm 1999 chủ cấp
điện cho các khu vực vùng nông thôn. Lưới điện Cam Lâm có cấu
trúc chủ yếu vận hành hình tia, bán kính cấp điện dài, tiết diện dây
dẫn nhỏ, thiết bị đóng cắt, phân đoạn còn nhiều hạn chế, chưa đồng
bộ và chưa tự động hóa cao đã ảnh hưởng không nhỏ đến việc cung
cấp điện cho khách hàng do không còn phù hợp với tốc độ phát triển

phụ tải và tính chất phụ tải trong giai đoạn hiện nay. Trong đó, đặc
biệt tuyến 471-EBD hiện cấp điện cho các phụ tải quan trọng như sân
bay Cam Ranh, các phụ tải lớn các khách sạn, Resort nghỉ dưỡng cao
cấp thuộc khu du lịch Bắc bán đảo Cam Ranh dọc đại lộ Nguyễn Tất
Thành và trung tâm hành chính huyện Cam Lâm luôn trong tình trạng


2
bị quá tải, sự cố thường xuyên xảy ra đã ảnh hưởng không nhỏ đến
việc cấp điện cho khách hàng.
Trước yêu cầu cấp thiết để đảm bảo cấp điện ổn định, liên tục
và từ thực tế hiện trạng vận hành nguồn, lưới điện, Điện lực Câm
Lâm trong các năm qua đã cho xây dựng cải tạo, nâng cấp, lắp đặt
hoàn thiện hệ thống nguồn, lưới với mục đích nâng cao năng lực cấp
điện cho toàn bộ các phụ tải lớn quan trọng như sân bay Cam Ranh,
khu du lịch Bắc Bán đảo Cam Ranh, khu hành chính huyện Cam
Lâm, đặc biệt đưa vào vận hành kịp thời xuất tuyến 479-EBĐ mục
đích kết lưới sản tải một phần cho tuyến 471-EBĐ để nâng cao năng
lực cấp điện cho các phụ tải lớn dọc Đại lộ Nguyễn Tất Thành và sân
bay Cam Ranh.
Sau khi đưa xuất tuyến 479-EBĐ vào vận hành khai thác với
cơ sở hạ tầng, cấu trúc lưới điện hiện trạng cũ và mới, cũng như mức
độ quan trọng của phụ tải cần thiết phải tính toán tìm giải pháp kết
lưới hợp lý cho hệ thống lưới điện phân phối và lựa chọn phương
thức vận hành cơ bản tối ưu cho các xuất tuyến 471-EBĐ, 479-EBĐ
và 475-E30 để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Xuất phát từ các lý do nêu trên, đề tài tập trung “Nghiên cứu
đề xuất phương án kết lưới tối ưu cho lưới điện phân phối huyện
Cam Lâm để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện”. Đây cũng là một
vấn đề thường xuyên được các cán bộ kỹ sư, điều độ viên, nhân viên

vận hành lưới điện phân phối quan tâm nghiên cứu.
1. Lí do chọn đề tài
- Xuất phát từ yêu cầu đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng
với chất lượng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện.
- Nâng cao độ tin cậy cho lưới điện tốt sẽ hạn chế thiệt hại do
việc gián đoạn cung cấp điện, đồng thời đem lại hiệu quả cao trong


3
sản xuất kinh doanh điện năng.
- Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối
được đặt ra trong giai đoạn hiện nay như một yêu cầu cấp thiết nhằm
phục vụ cho việc phát triển kinh tế - xã hội tại địa phương.
2. Phƣơng pháp nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu: lưới điện phân phối 22kV lưới điện
Điện lực Cam Lâm quản lý vận hành.
- Phạm vi nghiên cứu: đề tài chủ yếu tập trung nghiên cứu tính
toán kết lưới cho ba xuất tuyến 471-EBD, 479-EBĐ và 475-E30 theo
các phương án đề xuất, nhằm nâng cao năng lực cấp điện, đảm bảo
độ ổn định tincậy trong quá trình vận hành và chất lượng cung cấp
điện năng cho khu vực địa bàn huyện Cam Lâm.
3. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
- Nghiên cứu, đề xuất phương án kết lưới nâng cao độ tin cậy
cho lưới điện huyện Cam Lâm.
- Xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy, áp dụng tính
toán cho các xuất tuyến 471-EBĐ, 479-EBĐ và 475-E30.
- Đánh giá phương pháp tính toán độ tin cậy bằng các chương
trình tính toán độ tin cậy. So sánh kết quả các phương án và lựa chọn
phương án kết lưới tối ưu để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
- Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện,

chất lượng điện năng cho cung cấp cho khách hàng.
7. Ý nghĩa khoa học và tính thực thực tiễn
- Hệ thống hóa một cách khoa học các lý thuyết về vận hành
tối ưu lưới điện phân phối như tái cấu trúc lưới điện, bố trí điểm đặt
các thiết bị đóng cắt….Kết quả nghiên cứu của đề tài có thể được sử
dụng như tài liệu tham khảo cho công tác vận hành tối ưu lưới điện
phân phối.


4
- Đề tài nghiên cứu xuất phát từ thực tế hiện tại của lưới điện
phân phối huyện Cam Lâm hiện nay, kết quả sau khi nghiên cứu tính
toán có ý nghĩa thực tiễn và có thể áp dụng để tính toán thiết kế, vận
hành lưới điện phân phối cho khu vực khác địa bàn huyện Cam Lâm.
5. Tên đề tài
Tên đề tài: “Nghiên cứu đề xuất phương án kết lưới tối ưu
cho lưới điện phân phối huyện Cam Lâm để nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện”.
6. Phƣơng pháp nghiên cứu
Sử dụng phương pháp nghiên cứu và thực nghiệm:
Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Nghiên cứu các tài liệu,
sách báo, giáo trình,…viết về vấn đề tính toán xác định các chỉ tiêu
độ tin cậy.
- Phương pháp thực nghiệm: Sử dụng chương trình EXCEL,
VISUAL BASIC xây dựng chương trình làm công cụ hỗ trợ tính toán
thống kê, phân tích dữ liệu. Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp
điện cho từng xuất tuyến từ đó đưa ra các giải pháp nâng cao hiệu
quả trong công tác sản xuất, vận hành lưới điện Điện lực Cam Lâm.
7. Bố cục đề tài
Căn cứ mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu đề tài được bố cục

luận văn như sau: Ngoài phần mở đầu và kết luận chung, nội dung
của luận văn được biên chế thành 4 chương:
Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối Điện lực Cam Lâm
Chương 2: Tính toán độ tin cậy cấp điện trong lưới điện
Chương 3: Đề xuất chương trình tính toán độ tin cậy để lựa
chọn giải pháp kết lưới tối ưu lưới điện huyện Cam Lâm.
Chương 4: Các giải pháp nâng cao vận hành hiệu quả lưới điện
huyện Cam Lâm


5
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC CAM LÂM
1.1. ĐẶC ĐIỂM LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN
CAM LÂM
Lưới điện phân phối khu vực huyện Cam Lâm trải dài trên 13
xã, 01 thị trấn, đi qua nhiều khu vực có địa hình tương đối đa dạng và
phức tạp, chạy dọc biển, đồi núi, đồng bằng để cung cấp điện phục vụ
nhu cầu nhu cầu sinh hoạt, sản xuất của địa phương. Ngoài ra, trên
địa bàn còn có các khu phụ tải tập trung như khu CN Suối Dầu và
khu du lịch nghĩ dưỡng cao cấp Bãi Dài thuộc Bắc Bán đảo Cam
Ranh, khu trung tâm hành chính huyện. Sản lượng điện thương phẩm
tăng trưởng hàng năm khoảng 14%, năm 2016 mức tiêu thụ điện là
187 triệu kWh chiếm 10% trong toàn sản lượng điện của Công ty Cổ
phần điện lực Khánh Hòa.
Tính đến ngày 31/05/2017, Điện lực Cam Lâm (ĐLCL) có
khối lượng quản lý bao gồm:


11 xuất tuyến có cấp điện áp 22kV với tổng chiều dài
khoảng 299km



01 xuất tuyến có cấp điện áp 35kV tổng chiều dài
3,1km



530MBA của 456 TBA với tổng công suất đặt 134
MVA.

1.2. PHƢƠNG THỨC VẬN HÀNH CƠ BẢN
1.3. ĐẶC ĐIỂM VÀ YÊU CẦU CỦA PHỤ TẢI
1.3.1. Đặc điểm phụ tải
1.3.2. Yêu cầu của phụ tải


6
1.4. NHỮNG THÁCH THỨC TRONG QUÁ TRÌNH VẬN
HÀNH LƢỚI ĐIỆN CAM LÂM
1.4.1. Những điều kiện thuận lợi
1.4.2. Những hạn chế lƣới phân phối ảnh hƣởng đến độ tin
cậy
1.4.3. Những giải pháp khắc phục

CHƢƠNG 2
TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CẤP ĐIỆN TRONG LƢỚI ĐIỆN
2.1. CÁC TIÊU CHÍ TÍNH TOÁN ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY

CỦA LƢỚI ĐIỆN
Ngoài việc định lượng số lần mất điện thoáng qua hay vĩnh
cửu, có những thông số đánh giá chính xác hơn chất lượng cấp điện
cho khách hàng, công tác quản lý vận hành lưới điện của một đơn vị
Điện lực. Đó là các chỉ số SAIDI, SAIFI và MAIFI cho lưới điện 0,4
kV đến 35 kV theo các tiêu chuẩn chung mà một số nước trên thế
giới hiện đang áp dụng .
Ngày 30/7/2010, Bộ Công thương ban hành thông tư

số

32/2015/TT-BCT thông tư quy định hệ thống điện phân phối, trong
đó tại điều 12 và điều 13 có quy định về các chỉ số về độ tin cậy của
lưới điện phân phối, bao gồm;
- Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối
SAIDI (System Average Interruption Duration Index);
- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index);


7
- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện
phân phối MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency
Index).
- Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán
như sau:
a) SAIDI được tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên
05 phút của Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ
điện mua điện của Đơn vị phân phối điện chia cho tổng số Khách
hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của

Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:
n

SAIDI t =

 TixKi
i=1

Kt

(2.1)

12

SAIDI y = SAIDI t

(2.2)

t=1

Trong đó:
- Ti: Thời gian mất điện lần thứ i trong tháng t (chỉ xét các lần
mất điện có thời gian kéo dài trên 05 phút);
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng
bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;
- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc
phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối
và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- SAIDIt (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới
điện phân phối trong tháng t;


8
- SAIDIy (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới
điện phân phối trong năm y.
b) SAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện
và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân
phối điện bị mất điện kéo dài trên 05 phút chia cho tổng số
Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện
mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức
sau:
n

SAIFI t =

 Ki
i=1

(2.3)

Kt

12

SAIFI y = SAIFI t

(2.4)

t=1

Trong đó:
- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t
thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng
bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng
t;
- SAIFIt (lần/khách hàng): Chỉ số về số lần mất điện trung
bình của lưới điện phân phối trong tháng t;
- SAIFIy (lần/khách hàng): Chỉ số về số lần mất điện trung
bình của lưới điện phân phối trong năm y.


9
c) MAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng
điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân
phối điện bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện kéo dài từ 05
phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị
phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác
định theo công thức sau:
n

MAIFI t =

 Ki
i=1

(2.5)

Kt

12

MAIFI y = MAIFI t

(2.6)

t=1

Trong đó:
- n: Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm
vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;
- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng
bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;
- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân
phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng
t;
- MAIFIt (lần/khách hàng): Chỉ số về số lần mất điện thoáng
qua trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;
- MAIFIy (lần/khách hàng): Chỉ số về số lần mất điện thoáng
qua trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.
2.2. CÁC PHẦN MỀM TÍNH TOÁN ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY
TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.2.1. Phần mềm PSS/ADEPT

10
2.2.2. Chƣơng trình tính toán độ tin cậy cấp điện tại điện
lực
2.2.3. Ƣu nhƣợc điểm của các chƣơng trình tính toán hiện
nay
 Đối với chương trình PSS/ADEPT
Module phân tích độ tin cậy (DRA) của PSS/ADEPT cho kết
quả chỉ số tin cậy của lưới điện phân phối bao gồm: SAIFI, SAIDI,
CAIFI, CAIDI, ASAI, ASUI, ENS, AENS theo tiêu chuẩn IEEE
1366. Tuy nhiên, việc sử dụng chương trình PSS/ADEPT với phiên
bản hiện tại nảy sinh một số bất cập như sau :


Chỉ áp dụng được với các hệ thống hình tia, không phân tích
được độ tin cậy của hệ thống khi có mạch vòng kín



Chỉ xét đến các sự kiện mất điện dài hạn,



Chỉ mang tính chất mô phỏng tính toán: thông tin, dữ liệu
đầu vào của các xuất tuyến thường thiếu độ chính xác như
thông tin về cường độ hư hỏng (vĩnh cửu, thoáng qua), thời
gian sửa chữa của các phần tử, và thời gian đóng cắt của các
thiết bị đóng cắt.



Không hỗ trợ trong công tác quản lý vận hành hiệu quả:
không thống kê các dữ kiện mất điện, không thể hiện các
thông tin mất điện, và nguyên nhân mất điện .

 Đối với chương trình tính độ tin cậy của Điện lực
Đây là chương trình dùng chung trong toàn Tổng Công ty Điện
lực miền Trung. Chương trình được triển khai trên Internet và mạng
WAN của EVNCPC nên hỗ trợ tích cực trong công tác quản lý vận
hành lưới điện toàn khu vực. Chương trình có tính ứng dụng cao cho


11
phép nhập và truy xuất các sự kiện diễn ra trên lưới điện và tính toán
các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện tại mọi thời điểm. Đồng thời hỗ
trợ tích hợp số liệu và xuất báo cáo kết quả tính toán.
Tuy nhiên, phần mềm chương trình còn có một số hạn chế như


Chưa truy xuất nguyên nhân mất điện là do sự cố, hay do
công tác bảo trì bảo dưỡng theo từng xuất tuyến riêng
biệt.



Chưa tính toán được các chỉ số độ tin cậy SAIDI, SAIFI,
MAIFI theo từng xuất tuyến ở từng cấp Điện lực.

CHƢƠNG 3
ĐỀ XUẤT CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY ĐỂ

LỰA CHỌN GIẢI PHÁP KẾT LƢỚI TỐI ƢU LƢỚI ĐIỆN
HUYỆN CAM LÂM
3.1. ĐỀ XUẤT CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN DỰA TRÊN CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN
CỦA ĐIỆN LỰC
3.1.1. Xây dựng chƣơng trình:
Việc xây dựng thuật toán của chương trình dựa trên cơ sở toán
học tính toán độ tin cậy cấp điện theo công thức (2.1 và 2.2) để tính
chỉ số SAIDI, công thức (2.2 và 2.3) tính SAIFI và công thức (2.4 và
2.5) tính MAIFI ở mục 2.1 chương 2. Xây dựng chương trình tính độ
tin cậy được lập trình sử dụng ngôn ngữ Visual basic được biểu diễn
sơ đồ khối như hình 3.1 dưới đây.


12
Nhập tên xuất tuyến, trạm
biến áp, cấp điện áp, nguyên
nhân mất điện.

Nhập thời gian mất điện

Sai
Kiểm
tra thời
gian

Đúng

Giao diện thống kê

Sự cố

Bảo trì

Tổng hợp

bảo dưỡng

Tính toán độ tin cậy

Báo cáo xuất kết quả

Hình 3.1. Sơ đồ khối chương trình tính độ tin cậy
3.1.2. Giao diện chƣơng trình
Sử dụng ngôn ngữ lập trình Visual Basic là công cụ hỗ trợ
thuận tiện trong lập trình thân thiện với người dùng, thiết kế giao
diện nhanh chóng, có khả năng tính toán bộ dữ liệu lớn phức tạp,


13
quản lý cơ sở dữ liệu tốt và khả năng kết nối với các phần mềm khác
như Excel, Acces...
Chương trình được giới thiệu với 3 mục tag chính: Home, chi
tiết mất điện và báo cáo. Mỗi mục thực hiện một nhiệm cụ thể từ
nhập số liệu đầu vào, thống kê dự kiện mất điện hay tính toán độ tin
cậy và báo cáo. (hình 3.2).

Hình 3.2. Phần mục chính nhập liệu thông tin đầu vào.
3.1.3. Cách vận hành chƣơng trình:
Chương trình được vận hành theo 3 bước như sau :

Bƣớc 1: Nhập dữ kiện mất điện, thông tin đầu vào
Các số liệu thống kê mất điện được trích từ chương trình quản
lý lưới điện của điện lực được đưa vào mục cấp nhật thông tin mất
điện (xem hình 3.2) theo các bước sau đậy :


Chọn trạm, chọn xuất tuyến, chọn cấp điện áp,



Chọn thời gian bắt đầu và kết thúc mất điện



Nhập số lượng khách hàng mất điện của xuất tuyến



Nhập lý do mất điện của xuất tuyến



Chọn nguyên nhân mất điện do công tác bảo trì bảo
dưỡng hay mất điện do sự cố.


14

Hình 3.2. Nhập dữ kiện thông tin mất điện
Bƣớc 2: Truy xuất kiểm tra số liệu thống kê mất điện chi

tiết
Sau khi nhập toàn bộ số liệu thông tin dữ kiện mất điện ở bước
1, ta tiến hành kiểm tra, thống kê số liệu đầu vào (xem hình 3.3) theo
các bước :


Chọn nguyên nhân gây mất điện như mất điện theo sự cố,
mất điện do bảo trì bảo dưỡng, hay do các sự cố khác.
Chương trình hỗ trợ thống kê toàn bộ nguyên nhân gây mất
điện xuất tuyến với mục « Tổng hợp sư cố mất điện ». Riêng
đối với nguyên nhân mất điện theo sự cố, chương trình hỗ trợ
trích xuất dữ liệu theo sự cố thoáng qua hay sự cố lâu dài.



Nhập thông tin chi tiết về xuất tuyến : tên trạm, thời gian, cấp
điện áp.


15

Hình 3.3. Xem các thông tin chi tiết mất
Bƣớc 3. Báo cáo số liệu các chỉ tiêu độ tin cậy
Chương trình sẽ tự động tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy
SAIDI, SAIFI, MAIFI và xuất báo cáo theo yêu cầu người dùng (xem
hình 2.8). Chương tình xuất kết quả độ tin cậy trên từng xuất tuyến
với các thông tin chi tiết về số lần mất điện, số lượng khách hàng
trong xuất tuyến đó. Thêm vào đó, chương trình cũng hỗ trợ so sánh
các giá trị độ tin cậy của từng xuất tuyến với toàn điện lực theo tag
« tổng hợp đơn vị ». Ngoài ra, danh sách nguyên nhân gây mất điện

cũng được thống kê trong mục « chi tiết mất điện ».
Ví dụ: Tính toán so sánh độ tin cậy cho toàn điện lực Cam Lâm
trong thời gian từ ngày 01/01/2017đến ngày 10/01/2017 với dữ kiện
cho trước. Sau đây là kết quả chạy tính toán các chỉ số độ tin cậy từ
chương trình chương trình xây dựng hình (hình 3.4), so sánh đối
chiếu kết quả từ chương trình tính độ tin cậy của Điện lực (hình 3.5):


16

Hình 3.4. Kết quả chạy độ tin cậy từ chương trình mới

Hình 3.5. Kết quả độ tin cậy từ chương trình Điện lực
3.2. KẾT QUẢ TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
BẰNG CHƢƠNG TRÌNH ĐỀ XUẤT
3.2.1. Kết quả tính toán phƣơng án 1 lƣới điện Cam Lâm
Sau khi nhập số liệu các thông tin mất điện, thời gian, số khách
hàng theo từng xuất tuyến vào chương trình tính toán. Kết quả các
chỉ tiêu độ tin cậy MAIFI, SAIDI, SAIFI theo phương án 1 đựa thể
hiện như trong bảng 3.1. Trong đó :
 Tuyến 475-E30 thời gian mất điện trung bình SAIDI là
315,03 phút, số lần mất điện trung bình kéo dài trên 5 phút
SAIFI là 3,00 lần/KH; số lần mất điện thoáng qua trung bình
nhở hơn hoặc bằng 5 phút MAIFI là 0,049 lần/KH.


17
 Tuyến 471-EBĐ thời gian mất điện trung bình SAIDI là
455,36 phút, số lần mất điện trung bình kéo dài trên 5 phút
SAIFI là 5,64 lần/KH; số lần mất điện thoáng qua trung bình

nhỏ hơn hoặc bằng 5 phút MAIFI là 0,018 lần/KH.
 Tuyến 479-EBĐ thời gian mất điện trung bình SAIDI là
88,11 phút, số lần mất điện trung bình kéo dài trên 5 phút
SAIFI là 2,27 lần/KH; số lần mất điện thoáng qua trung bình
nhở hơn hoặc bằng 5 phút MAIFI là 0,0 lần/KH.
3.2.2. Kết quả tính toán phƣơng án 2 lƣới điện Cam Lâm.
Theo các bước vận hành chương trình, kết quả tính toán các
chỉ số độ tin cậy kết lưới theo phương án 2, các chỉ tiêu như sau:
 Tuyến 475-E30 thời gian mất điện trung bình SAIDI là
246,50 phút, số lần mất điện trung bình kéo dài trên 5 phút
SAIFI là 2,40 lần/KH; số lần mất điện thoáng qua trung bình
dưới 5 phút MAIFI là 0,039 lần/KH.
 Tuyến 471-EBĐ thời gian mất điện trung bình SAIDI là
201,16 phút, số lần mất điện trung bình kéo dài trên 5 phút
SAIFI là 4,08 lần/KH; số lần mất điện thoáng qua trung bình
dưới 5 phút MAIFI là 0,048 lần/KH.
 Tuyến 479-EBĐ thời gian mất điện trung bình SAIDI là
88,11 phút, số lần mất điện trung bình kéo dài trên 5 phút
SAIFI là 2,27 lần/KH; số lần mất điện thoáng qua trung bình
dưới 5 phút MAIFI là 0,00 lần/KH.
Đánh giá kết quả và so sánh lựa chọn phương án kết lưới Từ
các kết quả tính toán các chỉ số độ tin cậy SAIDI, SAIFI, MAIFI của
2 phương án trên, ta tiến hành so sánh và rút ra những kết luận sau :


18
Nhìn chung các chỉ số độ tin cậy SAIDI, SAIFI trên từng xuất
tuyến của phương án 2 giảm nhỏ hơn so với phương án 1, cụ thể như
sau :
- Chỉ số SAIDI: Tuyến 475-E30 từ 315,03phút giảm xuống

còn 246,05 phút giảm 68,98 phút ; Tuyến 471-EBD từ 455,36 phút
giảm xuống còn 201,16 phút như trên hình 3.6.
- Chỉ số SAIFI : tuyến 475-E30 từ 3,00 lần/KH xuống còn
2,40 lần/KH giảm 0,60 lần/KH ; tuyến 471-EBĐ từ 5,64 lần/KH
xuống còn 4,08 lần/KH giảm 1,56 lần/KH; tuyến 479-EBĐ không
thay đổi so với phương án 1 do giữ nguyên phương án kết lưới như
trên hình 3.7.
- Chỉ số MAIFI: tuyến 475-E30 từ 0,049 lần/KH xuống còn
0,039 lần/KH giảm 0,01 lần/KH ; tuyến 471-EBĐ từ 0,018 lần/KH
lên 0,048 lần/KH tăng 0,03 lần/KH ; tuyến 479-EBĐ 0 lần/KH.
Riêng chỉ số MAIFI tăng so với phương án 1 vì cùng số lần mất điện
thoáng qua của khách hàng trong cùng xuất tuyến của phương án 1
và phương án 2 giống nhau (khu vực khách hàng mất điện nằm ở
phía phân đoạn nhánh rẽ 471-EBĐ/20-18-1) nhưng do tổng số khách
hàng ở mẫu số thuộc tuyến 471-EBĐ đối với phương án 2 lại thay đổi
giảm ít hơn ở phương án 1.


19

SAIDI
500
400
300

PA 1

200

PA 2

100
0
475-E30

471-EBĐ

479-EBĐ

Hình 3.5. Biểu đồ so sánh SAIDI của 2 phương án

SAIFI
6
5
4
PA 1

3

PA 2

2
1
0
475-E30

471-EBĐ

479-EBĐ

Hình 3.6. Biểu đồ so sánh chỉ số SAIFI của 2 phương án


20

MAIFI
0,060
0,050
0,040
0,030

PA 1

0,020

PA 2

0,010
-

475-E30

471-EBĐ

479-EBĐ

Hình 3.7. Biểu đồ so sánh MAIFI của 2 phương án
Nhận xét và lựa chọn phƣơng án kết lƣới nâng cao độ tin cậy:
Qua kết quả tính toán, phân tích thì các giá trị chỉ tiêu độ tin
cậy sau khi kết lưới theo phương án 2 giảm so phương án 1 vì các lý

do chính sau:
- Lý do thứ nhất, giảm số khách hàng bị ảnh hưởng do bị mất
điện:Theo cấu hình cấu trúc lưới điện của xuất tuyến 471-EBĐ trên
phương án 1, khi có sự cố xảy ra hoặc cắt điện để thao tác, công tác
trên đoạn đường dây sau phân đoạn 471-EBĐ/64 và nhánh rẽ 471EBĐ/20-18-1, toàn bộ khách hàng trên tuyến 471-EBĐ đều bị mất
điện.
- Theo cấu trúc lưới điện của phương án 2, phân đoạn 471EBĐ/64 chuyển qua nhận điện từ sau phân đoạn 475-E30/60 và
nhánh rẽ 471EBĐ/20-18-1 chuyển qua nhận điện từ tuyến 479-EBĐ,
dẫn đến giảm toàn bộ số lượng khách hàng thuộc trục chính tuyến
471-EBD. Vì vậy, tổng số khách hàng bị ảnh hưởng do công tác, bảo
trì bảo dưỡng sự cố giảm đi đáng kể.


21
- Lý do thứ hai, giảm thiểu thời gian mất điện:
- Phương án 1 : đoạn đường dây sau phân đoạn 471-EBĐ/64
có chiều dài 6,5km và thường xuyên xảy ra sự cố. Phân đoạn này đi
qua khu vực địa hình hành lang cây cối phức tạp, nhiều nhánh rẽ
nhưng chỉ được bảo vệ bằng cầu chì trên cách nhánh rẻ, và máy cắt
đầu xuất tuyến không có Recloser trên trục chính. Khi có kế hoạch
cắt điện, mất nhiều thời gian để cô lập phân đoạn và bàn giao phạm
vi công tác, do đó thời gian khôi phục cấp điện cho khách hàng
thường kéo dài.
- Sau khi thực hiện kết lưới theo phương án 2, đoạn đường dây
sau phân đoạn 471-EBĐ/64 đã được chuyển qua nhận điện từ xuất
tuyến 475-E30 và được bảo vệ bằng Recloser tại vị trí 475-E30/60.
Trong trường hợp sự cố xảy ra phía sau phân đoan 471-EBĐ/64,
tuyến 475-E30 vẫn được cấp điện bình thường đến trước phân đoạn
60 của tuyến 475-E30 do được bảo vệ bằng Recloser, và tuyến 471EBĐ vẫn được duy trì cấp điện ổn định liên tục cho các phụ tải quan
trọng. Do đó, tổng số lần mất điện kéo dài trên tuyến 471-EBĐ đã

được giảm xuống từ 26 lần xuống 17 lần
- Lý do thứ ba: Đặc điểm phụ tải trên tuyến 471-EBĐ tập
trung chủ yếu là các phụ tải quan trọng, chiếm sản lượng lớn hàng
tháng của Điện lực như: Sân bay Cam Ranh, 8 khu du lịch nghỉ
dưỡng cao cấp, khu trung tâm hành chính huyện, vì thế cần tách
tuyến riêng biệt, phân đoạn phạm vi cấp điện, mức độ quan trọng phụ
tải để nhằm mục đích nâng cao năng lực cấp điện cho khu vực này.
Từ các lý do nêu trên và các số liệu tính toán cho từng phương
án kết lưới đề xuất, đề tài chọn phương án 2 làm phương án kết lưới
cho các xuất tuyến 471-479-EBĐ, 475-E30 để nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện cho hệ thống lưới phân phối huyện Cam Lâm.


22

CHƢƠNG 4
CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO VẬN HÀNH HIỆU QUẢ
LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN CAM LÂM
4.1. TÁI CẤU TRÚC LƢỚI ĐIỆN VẬN HÀNH TỐI ƢU
4.2. ĐẦU TƢ, HOÀN THIỆN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
4.3. LẬP KẾ HOẠCH CẮT ĐIỆN CÔNG TÁC HỢP LÝ
4.4. GIẢI PHÁP NGĂN NGỪA CÁC DẠNG SỰ CỐ THƢỜNG
GẶP
4.5. ỨNG DỤNG TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI


23
KẾT LUẬN
Đặc biệt đối với các phụ tải lớn và quan trọng trên địa bàn
huyện Cam Lâm như: Căn cứ quân sự Cam Ranh, Sân bay quốc tế

Cam Ranh, các phụ tải lớn thuộc Khu du lịch Bắc bán đảo Cam Ranh
thì việc đảm bảo cấp điện an toàn, ổn định và liên tục là ưu tiên hàng
đầu. Thực hiện tốt công tác này là góp phần vào việc nâng cao các
chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện của Điện lực và toàn Công ty.
Trên cơ sở đó và với sự trợ giúp của chương trình tính toán
lưới điện phân phối và các số liệu thống kê thực tế. Bằng các kết quả
tính toán và số liệu đã chứng minh ở chương 3 , tác giả lựa chọn
phương án 2 làm phương án kết lưới cho các xuất tuyến 471- EBĐ,
479-EBĐ và 475 – E30.
Kết lưới theo phương án 2 nêu trên đạt được các mục tiêu quan
trọng đã đặt ra như sau:
1. Nâng cao năng lực cấp điện cho toàn bộ các phụ tải lớn và
quan trọng
2. Chi phí đầu tư ít do tận dụng lại kết cấu lưới điện hiện có.
3. Tạo được sự linh hoạt vận hành và hỗ trợ cấp điện khi xảy
ra sự cố giữa các xuất tuyến 471-479 – EBĐ và 475 – E30.
4. Khi cần trả lại kết lưới hiện trạng như ban đầu cũng dễ
dàng thực hiện bằng cách thao tác các thiết bị đóng cắt liên
lạc, phân đoạn.
Do điều kiện khả năng và thời gian có hạn, hơn nữa đây là lĩnh
vực đang nghiên cứu áp dụng, tài liệu tham khảo chưa đầy đủ nên nội
dung luận văn vẫn còn những mặt hạn chế cần tiếp tục nghiên cứu
khắc phục. Đề tài chỉ mới dừng ở việc tính toán kết lưới cho phạm vi
khu vực các phụ tải lớn và quan trọng dọc Đại lộ Nguyễn Tất. Tuy