Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố bảo lộc, tỉnh lâm đồng theo tiêu chuẩn IEEE 1366

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN NHẬT TÍN

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ BẢO LỘC,
TỈNH LÂM ĐỒNG THEO TIÊU CHUẨN IEEE 1366

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. DƯƠNG MINH QUÂN

Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 2: TS. BẠCH QUỐC KHÁNH

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp
thạc sĩ kỹ thuật họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 03
tháng 3 năm 2018.

* 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
Điện năng có vai trò hết sức quan trọng trong công cuộc công nghiệp hóa và
phát triển kinh tế xã hội của đất nước. Do đó ngành điện cần phải được phát triển
mạnh để đáp ứng được nhu cầu ngày càng cao về điện năng của đất nước. Việc giải
quyết đúng đắn vấn đề kinh tế - kỹ thuật từ thiết kế cũng như vận hành nhà máy điện,
hệ thống điện và lưới điện phải được đặc biệt quan tâm để đảm bảo cho có được các
phương án dự phòng hợp lý và tối ưu trong chế độ làm việc bình thường cũng như
xảy ra sự cố.
Đối với hệ thống điện, đầu tư cho LĐPP là không lớn so với tổng đầu tư của
nguồn điện và lưới điện truyền tải, nhưng LĐPP đóng góp phần lớn nhất sự mất điện
của khách hàng. Theo thống kê có khoảng trên 60% thời gian mất điện của khách
hàng do LĐPP, mà chủ yếu tập trung ở LĐPP trung áp.
Để nhằm nâng cao chất lượng phục vụ cho các hộ tiêu thụ thì tổ chức IEEE
(Institute of Electrical and Electronic Engineers) của Mỹ đã xây dựng bộ tiêu chuẩn
(IEEE 1366) để đánh giá ĐTC cung cấp điện, bao gồm: các chỉ số đánh giá về mặt
mất điện kéo dài (SAIDI, SAIFI, CAIDI,SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI, CTAIDI,
ASAI, ASIDI, ASIFI, CEMIn) và các chỉ số đánh giá về mặt mất điện thoáng qua
(MAIFI, MAIFIE, CEMSMIn)
Dựa trên các chỉ tiêu của IEEE 1366 và cấu trúc lưới điện Việt Nam, Bộ
Công Thương đã xây dựng về quy định thực hiện các chỉ tiêu quản lý kỹ thuật hệ
thống điện để áp dụng tại các đơn vị với mục đích tăng cường nâng cao chất lượng
công tác quản lý kỹ thuật, hướng tới phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đồng thời
phù hợp với những quy định mới. Các chỉ tiêu về ĐTC được áp dụng cho LĐPP Việt
Nam ban hành theo thông tư số: 39 /2015/TT-BCT ngày 25 tháng 11 năm 2015, cụ

thể là:
SAIDI (System Average Interruption Duration Index) là chỉ số về thời gian
mất điện trung bình của LĐPP.- SAIFI (System Average Interruption Frequency
Index) là chỉ số về số lần mất điện trung bình của LĐPP.
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) là chỉ số về số lần
mất điện trung bình của LĐPP.
MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index ) là chỉ số về số
lần mất điện thoáng qua trung bình của LĐPP.
1. Lý do lựa chọn đề tài
Do đặc điểm địa lý cùng với sự phân bố dân cư chưa đồng đều nên LĐPP
thành phố Bảo Lộc tỉnh Lâm Đồng có bán kính cung cấp điện lớn nên khả năng cung
cấp điện liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện của thành phố còn nhiều hạn
chế.
Với yêu cầu cung cấp điện ngày càng cao, việc nghiên cứu đánh giá cụ thể
ĐTC của LĐPP thành phố Bảo Lộc dựa trên các số liệu thực tế vận hành, để từ đó


2

đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm nâng cao ĐTC của LĐPP, đáp ứng yêu cầu ngày
càng cao về cung cấp điện là rất cần thiết.
Vì vậy tôi đã chọn đề tài “ Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới
điện phân phối thành phố Bảo Lộc theo tiêu chuẩn IEEE 1366” là nội dung
nghiên cứu cho luận văn tốt nghiệp của mình nhằm góp phần nâng cao ĐTC cung cấp
điện cho lưới điện thành phố nói riêng và cho PCLĐ nói chung.
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Là LĐPP thành phố Bảo Lộc.
Phạm vi nghiên cứu: Tập trung nghiên cứu ĐTC của LĐPP thành phố Bảo lộc
theo 03 chỉ tiêu (SAIDI, SAIFI, MAIFI) từ đó đưa ra giải pháp nhằm nâng cao ĐTC
cung cấp điện của lưới điện phân phối thành phố Bảo Lộc.

3. Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu lý thuyết ĐTC LĐPP.
Nghiên cứu, áp dụng các phần mềm vận hành sơ đồ lưới điện và phần mềm
tính toán phân tích lưới điện phân phối PSS/ADEPT.
Thu thập số liệu và tính toán ĐTC cho các xuất tuyến của lưới điện hiện
trạng. Từ đó lựa chọn giải pháp phù hợp để nâng cao ĐTC LĐPP TPBL.
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài:
Ý nghĩa khoa học: Tìm hiểu về lý thuyết phân bố công suất, ĐTC cung cấp
điện trong LĐPP.
Ý nghĩa thực tiễn: Góp phần tích cực trong vấn đề nâng cao tăng ĐTC LĐPP
TPBL, giúp ích trong công tác vận hành lưới điện, định hướng thiết kế cải tạo và phát
triển LĐPP.
5. Tên và bô cục luận văn
Căn cứ và mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên như sau:
“ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI THÀNH PHỐ BẢO LỘC THEO TIÊU CHUẨN IEEE 1366”
Bố cục luận văn
Chương 1: Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối
Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện lưới điện thành phố Bảo Lộc
Chương 3: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố
Bảo Lộc


3

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1. Tổng quan về LĐPP.
1.1.1. Định nghĩa và phân loại.
LĐPP điện là một bộ phận của hệ thống điện làm nhiệm vụ phân phối điện
năng từ các trạm trung gian, các trạm khu vực hay thanh cái của nhà máy điện cấp

điện cho phụ tải.
Nhiệm vụ của LĐPP là cấp điện cho phụ tải đảm bảo chất lượng điện năng và
ĐTC cung cấp điện trong giới hạn cho phép. Tuy nhiên do điều kiện kinh tế và kỹ
thuật, ĐTC của LĐPP cao hay thấp phụ thuộc vào yêu cầu của phụ tải và chất lượng
của LĐPP.
Điện năng bị mất do sự cố và ngừng điện kế hoạch trong LĐPP chiếm 98%.
Ngừng điện (sự cố hay kế hoạch) trên lưới phân trung áp có ảnh hưởng rất lớn đến
các hoạt động kinh tế xã hội.
Tóm lại, do tầm quan trọng nên LĐPP được quan tâm nhiều nhất trong quy
hoạch cũng như vận hành. Các tiến bộ khoa học thường được áp dụng vào việc điều
khiển vận hành LĐPP trung áp. Sự quan tâm đến LĐPP trung áp còn được thể hiện
trong tỷ lệ rất lớn các công trình nghiên cứu khoa học được công bố trên các tạp chí
khoa học.
1.1.2. Phần tử của LĐPP.
Các phần tử của LĐPP bao gồm:
Máy biến áp trung gian và máy biến áp phân phối.
Thiết bị dẫn điện: Đường dây điện (dây dẫn và phụ kiện).
Thiết bị đóng cắt và bảo vệ: Máy cắt, DCL, cầu chì, chống sét van, áp tô
mát, hệ thống bảo vệ rơ le, giảm dòng ngắn mạch.
Thiết bị điều chỉnh điện áp: Thiết bị điều áp dưới tải, thiết bị thay đổi đầu
phân áp ngoài tải, tụ bù ngang, tụ bù dọc, thiết bị đối xứng hóa, thiết bị lọc sóng hài
bậc cao.
Thiết bị đo lường: Công tơ đo điện năng tác dụng, điện năng phản kháng,
đồng hồ đo điện áp và dòng điện, thiết bị truyền thông tin đo lường...
Thiết bị giảm tổn thất điện năng: Tụ bù.
Thiết bị nâng cao ĐTC: Thiết bị tự động đóng lại, thiết bị tự đóng nguồn dự
trữ, máy cắt hoặc DCL phân đoạn, các khớp nối dễ tháo trên đường dây, kháng điện
hạn chế ngắn mạch,...
Thiết bị điều khiển từ xa hoặc tự động: Máy tính điện tử, thiết bị đo xa, thiết
bị truyền, thu và xử lý thông tin, thiết bị điều khiển xa, thiết bị thực hiện,...

Nói chung các phần tử chỉ có 2 trạng thái: Làm việc và không làm việc. Tổng
quan về ĐTC.
1.1.3. Các khái niệm về ĐTC.


4

ĐTC là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử) hoàn thành nhiệm vụ
chức năng cho trước, duy trì được giá trị các thông số làm việc đã được thiết lập
trong một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm việc
nhất định.
1.1.4. ĐTC của phần tử
ĐTC của phần tử có ý nghĩa quyết định ĐTC của hệ thống. Các khái niệm cơ
bản về ĐTC của phần tử cũng đúng cho hệ thống. Do đó nghiên cứu kỹ những khái
niệm cơ bản về ĐTC của phần tử là điều rất cần thiết. Ở đây sẽ xét cụ thể ĐTC của
phần tử phục hồi và phần tử không phục hồi.
1.1.4.1 Phần tử không phục hồi
Phần tử không phục hồi chỉ làm việc cho đến lần hỏng đầu tiên. Thời gian làm
việc của phần tử từ lúc bắt đầu hoạt động cho đến khi hỏng hay còn gọi là thời gian
phục vụ (là đại lượng ngẫu nhiên), vì thời điểm hỏng của phần tử là ngẫu nhiên
không biết trước.
1.1.4.2 Đối với phần tử có phục hồi
Trong hệ thống điện phần lớn các phần tử là phục hồi.Đối với những phần tử
có phục hồi, trong thời gian sử dụng, khi bị sự cố sẽ được sửa chữa và phần tử được
phục hồi. Trong một số trường hợp để đơn giản thường giả thiết là sau khi phục hồi
phần tử có ĐTC bằng khi chưa xảy ra sự cố. Những kết luận ở mục trên ta đã xét đều
đúng với phần tử có phục hồi khi sự làm việc của nó trong khoảng thời gian đến lần
sự cố đầu tiên.
1.2. Yếu tố ảnh hưởng đến ĐTC của lưới điện
ĐTC của các phần tử tạo nên lưới điện :

Cấu trúc lưới điện:
Hệ thống tổ chức quản lý và vận hành:
Ảnh hưởng môi trường.
Yếu tố con người:
1.3. Các nguyên nhân làm giảm ĐTC.
Do các nguyên nhân chưa biết hoặc chưa rõ ràng: Sự gián đoạn của khách
hàng là do không có nguyên nhân rõ ràng đã góp phần vào việc cắt điện.
Lịch trình mất điện: Sự gián đoạn của khách hàng là do ngắt điện ở một thời
gian biết trước với mục đích để bảo trì, bảo dưỡng hoặc sửa chữa nguồn điện.
Mất nguồn cung cấp: Sự gián đoạn của khách hàng là do các vấn đề trong
hệ thống điện cung cấp với số lượng lớn.
Hệ thống kết nối điện: Sự gián đoạn của khách hàng là do lỗi từ kết nối điện
tự do với các mạch năng lượng.
Do các nguyên nhân từ sét: Sự gián đoạn của khách hàng là do sét gây ra
hỏng ở hệ thống phân phối dẫn đến sự cố mất điện hoặc bị hỏng ở đèn điện.


5

Do các nguyên nhân từ thiết bị bảo vệ: Sự gián đoạn của khách hàng là do
lỗi của thiết bị đã được sử dụng trong một thời gian dài mà không được bảo trì, bảo
dưỡng thường xuyên liên tục.
Do thời tiết bất lợi: Sự gián đoạn của khách hàng là do các yếu tố về thời
tiết như mưa, băng, tuyết, gió, nhiệt độ khắc nghiệt, mưa lạnh, sương giá hoặc các
điều kiện bất lợi khác.
Do các yếu tố về con người: Sự gián đoạn của khách hàng là do sự kết nối
hoặc sự làm việc của các nhân viên với hệ thống điện.
Do các yếu tố ngoại cảnh khác: Sự gián đoạn của khách hàng là do sự kiểm
soát của các thành phần như động vật, xe cộ và các đối tượng khác.
1.4. Các số liệu thống kê về các nguyên nhân sự cố.

Nguyên nhân từ các loài động vật và thời tiết bất lợi cũng làm ảnh hưởng
đáng kể đến ĐTC cung cấp điện của lưới điện cụ thể như sau:
Động vật
Động vật là một trong những nguyên nhân lớn nhất gây ra cho sự gián đoạn
của khách hàng. Vấn đề và kỹ thuật giảm thiểu đa dạng như các loài động vật tham
gia, mô tả mối quan tâm cải thiện ĐTC và phổ biến chiến lược cho các lớp học của
động vật như: sóc, chuột, chim…
Thời tiết bất lợi chủ yếu là do mưa bão gây nên.
Cơn bão đã trở thành một chủ đề quan trọng đối với ĐTC phân phối điện.
Dưới đây là hình ảnh của hệ thống phân phối bị thiệt hại gây ra bởi cơn bão. Điều này
nhấn mạnh phạm vi thiệt hại mà cơn bão có thể không bao gồm hệ thống chi phí thiệt
hại, tổn thương hệ thống ngầm và lũ lụt.
1.5. Các chỉ tiêu đánh giá ĐTC LĐPP theo tiêu chuẩn IEEE 1366
1.5.1. Các chỉ số đánh giá ĐTC về mặt mất điện kéo dài
Tổng số lần khách hàng bị mất điện
SAIFI =

Tổng số khách hàng có điện

i Ni

=

Trong đó : λi là cường độ mất điện trong năm.
Ni là số lượng khách hàng tại nút phụ tải thứ i.
Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average
Interruption Frequency Index – CAIFI)
Tổng số lần khách hàng bị mất điện
CAIFI

=

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng mất điện

Chỉ số này cung cấp thông tin về số lần mất điện trung bình của những lần
mất điện cho những khách hàng thực tế bị ảnh hưởng bởi mất điện trong một năm.


6

Qua đó còn cho ta biết được số lượng khách hàng bị mất điện trung bình trên một lần
mất điện của một vùng.
Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (System Average
Interruption Duration Index – SAIDI): Chỉ số này cung cấp thông tin về thời gian mất
điện trung bình của một khách hàng trong 1 năm.
Tổng thời gian khách hàng bị mất điện
SAIDI =

Ti Ni
=

Tổng số khách hàng có điện

Ni

Trong đó:
Ti là thời gian mất điện hàng năm
Ni là số lượng khách hàng tại nút phụ tải thứ i.
Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average
Interruption Duration Index – CAIDI): Chỉ số này cung cấp thông tin về tổng số thời

gian bị mất điện trung bình trong một vụ mất điện.
Tổng thời gian khách hàng bị mất điện

CAIDI =

Tổng số lần mất điện của khách hàng

Ti Ni
=
i Ni

Trong đó: λi là cường độ mất điện
Ti là thời gian mất điện hàng năm
Ni là số khách hàng tại nút phụ tải thứ i.
Chỉ số sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service Availability Index ASAI): Chỉ tiêu này thể hiện thời gian trung bình (thường tính bằng %) mà khách
hàng được cung cấp điện trong vòng một năm. Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng số
giờ của khách hàng được cung cấp trong năm và tổng số giờ khách hàng yêu cầu.
Số giờ khách hàng được cung cấp điện
ASAI

=
Số giờ khách hàng cần cung cấp điện
Nix8760 - Ti Ni

SAIDI

=

=
Nix8760

8760

Chỉ số tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Total
Average Interruption Duration Index – CTAIDI): Đối với khách hàng thực tế đã mất
điện, chỉ số này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông báo bị mất


7

điện. Chỉ số này được tính toán như chỉ số CAIDI, trừ việc khách hàng bị mất điện
nhiều lần chỉ được tính một lần.
Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (Average System
Interruption Frequency Index – ASIFI) về mặt phụ tải: Được định nghĩa là tỉ số giữa
tổng số công suất (KVA) bị gián đoạn trên tổng số công suất (KVA) được cung cấp.
Đây là chỉ số quan trọng đối với các khu vực cấp điện chủ yếu cho
công/thương nghiệp. Chỉ số này cũng được sử dụng bởi các công ty không có hệ
thống theo dõi khách hàng.
Chỉ số thời gian trung bình mất điện của hệ thống (Average System
Interruption Duration Index – ASIDI) về mặt phụ tải: Được định nghĩa là tỉ số giữa
tổng điện năng không cung cấp được (do bị gián đoạn cung cấp điện) trên tổng số
công suất (KVA) được cung cấp.
Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customers
Experiencing Multiple Interruption – CEMIn): Chỉ số này để theo dõi số sự kiện (n)
những lần mất điện đối với một khách hàng nào đó: Mục đích là xác định sự phiền
toái cho khách hàng mà giá trị trung bình không thấy được.
1.5.2. Các chỉ số đánh giá ĐTC về mặt mất điện thoáng qua
Chỉ số tần suất mất điện trung bình thoáng qua của hệ thống (Momentary
Average Interruption Frequency Index – MAIFI): Chỉ số này cung cấp thông tin về số
lần mất điện thoáng qua trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong

một năm.
Chỉ số tần suất trung bình sự kiện mất điện thoáng qua của hệ thống
(Momentary Average Interruption Event Frequency Index – MAIFIE): Chỉ số này
cung cấp thông tin về con số trung bình của các sự kiện mất điện thoáng qua của một
khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.
Các chỉ số nói trên đều là các đại lượng có tính xác suất, vì thế nó gắn liền với
các số liệu thống kê về ĐTC của lưới điện.
1.6. Kết luận
Ngày nay, với sự phát triển mạnh mẽ của khoa học công nghệ như hiện nay,
kéo theo hàng loạt các ứng dụng hữu hiệu và thiết thực trong nền công nghiệp và toàn
xã hội. Các sản phẩm công nghệ cao ra đời đóng góp một phần rất lớn trong việc
nâng cao ĐTC cung cấp điện cho toàn hệ thống nói chung và LĐPP nói riêng.
Có rất nhiều giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện LĐPP để lựa chọn. Tuy
nhiên tuỳ thuộc vào điều kiện thực tế để tính toán và lựa chọn giải pháp cho phù hợp.
Đặc biệt, trong điều kiện sử dụng điện ngày nay, vốn đầu tư nhằm nâng cao chất
lượng phục vụ luôn là vấn đề được quan tâm hàng đầu.


8

Chương 2: ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ
BẢO LỘC
2.1. Tổng quan về lưới điện TPBL
2.1.1. Đặc điểm tự nhiên, kinh tế TPBL
2.1.1.1 Đặc điểm tự nhiên xã hội
Bảo Lộc có VT địa lý, các điều kiện phát triển kinh tế lợi thế vượt trội để phát
triển toàn diện về các lĩnh vực: công nghiệp-nông nghiệp-lâm nghiệp-thương mạidịch vụ-du lịch và đầu tư. Là tâm điểm cách thành phố Hồ Chí Minh, Vũng Tàu,
Đồng Nai - vùng kinh tế trọng điểm phía nam của cả nước - 200km, cách thành phố
Đà Lạt 115km, cách thành phố Phan Thiết 200km và cách sân bay Liên Khương
(Đức Trọng) 90km.

2.1.1.2 Đặc điểm kinh tế
Bảo Lộc được khai thác mạnh về nông nghiệp, công nghiệp.
Ở Bảo Lộc đã hình thành vùng sản xuất tập trung chuyên môn hoá cao, gắn
được sản xuất nguyên liệu với công nghiệp chế biến, đáp ứng thị hiếu người tiêu
dùng trong và ngoài nước. Cây chè gần như chiếm VT độc quyền ở các tỉnh phía
Nam. Thị trường xuất khẩu chè được tiếp tục mở sang các nước Cộng hoà Liên bang
Nga, Pháp, châu Á - Thái Bình Dương, Ấn Độ, Xin-ga-po, Hồng Công, Đài Loan, Ả
Rập,...
Công nghiệp của TPBL chiếm trên 40% tỉ lệ công nghiệp của cả tỉnh Lâm
Đồng, bao gồm các ngành chế biến trà, cà phê, se tơ, dệt, may mặc... Các nhà máy, xí
nghiệp tập trung ở Khu Công nghiệp Lộc Sơn, Phường II và khu vực xã Đại Lào.
2.1.2. Tình hình thực hiện kế hoạch sản xuất kinh doanh ĐLBL trong

năm 2016
2.1.3. Đặc điểm lưới điện
Lưới điện trung áp ĐLBL gồm 05 phát tuyến: 472, 474, 476, 478, 480 cấp
điện áp 22kV vận hàng 03 pha trung tính nối đất. Nguồn cung cấp chính cho TPBL
hiện tại được cung cấp chính từ máy biến áp trạm 110/22kV - 40MVA lắp đặt bên
trong trạm 220kV với các xuất tuyến 472, 474, 476, 478 và 480


9

Hình 2. 1 Sơ đồ mặt bằng lưới điện TPBL
Ở trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân phối
khu vực TPBL là lưới điện mạng kín vận hành hở các phát tuyến có bán kính cung
cấp điện lớn trải dài theo đìa hình thành phố.
2.1.3.1 Đường dây 22kV
Lưới điện trung áp ĐLBL quản lý vận hành gồm 05 phát tuyến: 472, 474,
476, 478, 480 thuộc trạm 110KV Bảo Lộc.

Tuyến 472 Bảo Lộc: xuất phát từ thanh cái 22kV đi cấp điện cho phường 1,
2, phường Lộc Sơn, xã Đam Bri và cấp điện cho công trình thủy điện Đam Bri và liên
kết với xuất tuyến 474 tại VT trụ 2 qua LTD và LBS.
Tuyến 474 Bảo Lộc: cấp điện cho phường Lộc Tiến, phường B’Lao, xã Lộc
Châu và xã Đại Lào và liên kết với xuất tuyến 472 tại trụ 02 qua LTD và LBS.
Tuyến 476 Bảo Lộc: Tuyến 476: cấp điện cho phường Lộc Sơn, Lộc Phát, xã
Lộc Thanh.
Tuyến 478 Bảo Lộc: cấp điện cho phường Lộc Sơn, xã Lộc Nga và xã Lộc
An, xã Lộc Nam, xã Lộc Thành huyện Bảo Lâm và liên kết với xuất tuyến 480 qua
LTD và LBS tại VT trụ 478/5. Ngoài ra còn liên kết với lưới điện của huyện Di Linh
(xuất tuyến 471 trạm 110kV Di Linh).
Tuyến 480 Bảo Lộc: cấp điện cho phường B’Lao, xã Lộc Châu, liên kết với
xuất tuyến 478 qua LTD và LBS và liên kết với lưới huyện Đa Huoai.
2.1.3.2 Trạm biến áp


10

Bảng 2. 1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV
(tổng hợp từ báo cáo quản lý kỹ thuật ĐLBL quý IV/2017)
Trạm biến áp
S
Tổng chiều dài
Xuất tuyến
Số lượng
Công suất đặt
TT
(km)
(máy)
(kVA)

01
472
138.758
424
37.342,5
02
474
100.582
147
26.572,5
03
476
46.002
74
12.495
04
478
152.882
189
22.027,5
05
480
291.97
60
26.395
2.1.3.3 Đường dây hạ thế
2.1.4. Các thiết bị bảo vệ đầu phát tuyến và thiết bị đóng cắt trên các

phân đoạn.
2.1.4.1 Dao cách ly – DS, LTD:

Bảng 2. 2 Tổng hợp số lượng DCL
(thống kê từ chương trình quản lý lưới điện phân phối- SPC.GIS)
Phân loại theo

Chức năng

Tổng
Phân đoạn
Nhánh rẽ
DS (bộ)
10
2
12
LTD (bộ)
2
22
19
43
2.1.4.2 Cầu chì tự rơi –LBFCO, FCO:
Bảng 2. 3 Tổng hợp số lượng FCO, LBFCO
(thống kê từ chương trình quản lý lưới điện phân phối- SPC.GIS)
VT lắp đặt
472 474
476
478
480 Tổng cộng
FCO
Trạm biến áp, tụ bù
551 287
168

224
219
1.449
Phân đoạn
17
52
5
10
21
105
LBFCO
Trạm biến áp, tụ bù
13
3
6
22
Phân đoạn
292 159
54
79
168
752
2.1.4.3 Dao cắt có tải, RCL
Bảng 2. 4 Tổng hợp số lượng RCL
(tổng hợp từ báo cáo quản lý kỹ thuật ĐLBL quý IV/2017)
Tổng
VT
472
474
476

478
480
cộng
Trục
1
2
1
2
1
7
chính
Nhánh
2
1
1
1
5
rẽ
Liên lạc


11

b) Dao cắt có tải (LBS):
Bảng 2. 5 Tổng hợp số lượng LBS
VT

472

474

476

478

480

Tổng
cộng

Trục
3
2
1
1
7
chính
Nhánh
1
1
2
4
rẽ
2.2. ĐTC lưới điện TPBL
2.2.1. Hiện trạng của lưới phân phối ảnh hưởng đến ĐTC
Lưới điện khu vực TPBL vận hành theo cấu trúc dạng hình tia, phân đoạn đa
số bằng DCL hoặc cầu chì tự rơi. Môi trường sương muối, mưa giông nhiều đặc biệt
địa hình nhiều rừng, đồi, núi trải dài.
Hiện trạng lưới điện còn thiếu các thiết bị đóng cắt VT đầu nhánh rẽ và một
số VT hiện hữu các thiết bị đóng cắt đặt còn chưa hợp lý dẫn đến việc sa thải phụ tải

số lượng lớn khách hàng nếu có sự cố.
Hiện trạng Lưới điện trung, hạ áp phần lớn được tiếp nhận từ lưới điện nông
thôn nhiều nơi đã xuống cấp.
2.2.2. Cơ sở tính toán ĐTC tại PCLĐ
Dựa trên các chỉ tiêu của IEEE 1366 và cấu trúc lưới điện Việt Nam, Bộ
Công Thương đã xây dựng về quy định thực hiện các chỉ tiêu quản lý kỹ thuật hệ
thống điện để áp dụng tại các đơn vị với mục đích tăng cường nâng cao chất lượng
công tác quản lý kỹ thuật, hướng tới phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đồng thời
phù hợp với những quy định mới. Các chỉ tiêu về ĐTC cung cấp điện được áp dụng
cho lưới phân phối Việt Nam ban hành theo thông tư số: 39 /2015/TT-BCT ngày 25
tháng 11 năm 2015.
Bảng 2. 6 Chỉ tiêu kế hoạch ĐTC năm 2017 của PCLĐ
PC Lâm Đồng
Chỉ tiêu 2017

Công tác lưới trung, hạ áp

Sự cố lưới trung, hạ áp

MAIFI
(lần)
0,570

MAIFI SAIDI SAIFI
(lần) (phút) (lần)
1,220
15,95 0,260

SAIDI
(phút)

678

SAIFI
(lần)
4,140

Thực hiện 2016
0,146 863,706 5,746
0,152
9,013 0,223
So sánh KH 2017 và
291,5% -21,5% -27,9% 702,1% 77,0% 16,7%
TH 2016
Trong năm 2017, các chỉ số SAIDI, SAIFI do công tác kế hoạch và MAIFI do
sự cố lưới trung, hạ áp chiếm tỉ trọng cao. Như vậy, Công ty cần chú trọng các giải
pháp để giảm số lần và thời gian mất điện do công tác kế hoạch và giảm số lần xảy ra
sự cố thoáng qua.


12

2.3. Tính toán ĐTC tại ĐLBL
2.3.1. Các phần mềm có thể áp dụng để tính toán đánh giá ĐTC trong

lưới điện phân phối tại PCLĐ.
2.3.1.1 Phần mềm PSS/ADEPT
PSS/ADEPT viết tắt từ tên gọi Power System Simulator/ Advanced
Distribution Engineering Productivity Tool. Đây là phần mềm của hãng Shaw Power
Technologies được xây dựng như là một công cụ để thiết kế, phân tích, tính toán qui
hoạch lưới điện phân phối. PSS/ADEPT cho phép ta thiết kế, sửa chữa và phân tích

các sơ đồ và mô hình của hệ thống điện một cách trực quan bằng giao diện đồ hoạ với
số nút không hạn chế.
Module phân tích ĐTC (DRA) của PSS/ADEPT cho kết quả chỉ số tin cậy
của lưới điện phân phối bao gồm: SAIFI, SAIDI, CAIFI, 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 xét đến các sự kiện mất điện dài hạn, cụ thể chỉ số MAIFI hiện phiên
bản này vẫn chưa tính được
 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.
Vì vậy hiện nay, tại PCLĐ không sử dụng module nay cửa phần mềm để phân
tích, tính toán ĐTC của lưới điện.
2.3.1.2 Phần mềm quản lý vận hành lưới điện
Năm 2013, Tổng Công ty Điện lực miền nam bắt đầu cho triển khai áp dụng
chương trình quản lý lưới điện (OMS) nhằm phục vụ cho công tác quản lý vận hành
và tính toán các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện.
Chương trình xây dựng sơ đồ 1 sợi, gồm có các thiết bị đóng cắt trên lưới
điện, số liệu về số lượng khách hàng được cập nhật tự động từ chương trình CMIS
(Hệ thống Thông tin Quản lý Khách hàng) từ đó khi thiết lập các nội dung đóng cắt,
nhập thời gian mất điện thì chương trình tính toán được các chỉ tiêu ĐTC cung cấp
điện tương ứng.
Để có dữ liệu phục vụ tính toán ĐTC cung cấp điện thì nhân viên vận hành
phải theo dõi, kiểm tra các công tác, sự cố trên lưới điện từ đó nhập số liệu về thời
gian mất điện, khu vực mất điện vào chương trình có thể tính toán hiệu quả nhất.

13

Hình 2. 2 Sơ đồ khối chương trình tính ĐTC
Từ những trình bày như trên, LV đề xuất sử dụng chương trình OMS để tính
toán ĐTC và sử dụng các hàm thuật toán trên phần mềm Excel để phân tích dữ liệu
được xuất tra trên chương trình OMS từ đó làm cơ sở cho việc đề xuất các giải pháp
sau này.
2.3.2. Tính toán ĐTC cung cấp điện do mất điện công tác lưới điện trung

hạ thế
Theo số liệu tính toán ở bảng Bảng 2.7 cho thấy trong năm 2017 tình
hình cắt điện để công tác tại ĐLbL tăng cao so với các năm trước tổng số
khách hàng bị mất điện là 476.473 với tổng thời gian bị mất điện là
113.667.578 phút dẫn đến cả hai chỉ số SAIFI, SAIFI đều không đạt so với
chỉ tiêu Tổng công ty giao (SAIFI tăng 270% và SAIFI tăng 186%) .


14

Bảng 2. 8 Tổng hợp nguyên nhân mất điện do công tác lưới điện trung hạ thế năm
2017
ID
Số khách
Tổng số
nguyên
ST
Diễn giải nội
hàng bị
thời

nhân
Tỷ lệ
T
dung mất điện
ảnh hưởng
gian mất
mất
mất điện
điện
điện
Đầu tư xây dựng
01
83
42.552
3.201.212
2,82%
đường dây 22kV
Sửa chữa lớn
02
84
lưới điện trung
345.086 83.658.967
73,60%
hạ thế
Sửa chữa thường
03
85
69.651 24.691.492
21,72%
xuyên

Đầu tư xây dựng
04
86
19.184
2.115.907
1,86%
trạm
Cộng:
476.473 113.667.578
Ta thấy nguyên nhân mất điện tại TPBL tập trung chủ yếu do cắt
điện đường dây trung thế để phục vụ công tác sửa chữa lớn lưới điện (ID
84), chiếm đến 73,60% /tổng thời gian mất điện.
Bảng 2. 9 Tổng hợp sự kiện mất điện ID 84 theo của từng tuyến đường dây
Số khách hàng
Tổng số thời
STT
Tuyến
bị ảnh hưởng
Tỷ lệ
gian mất điện
mất điện
01
168.413
32.777.943
43,73%
472
02
110.679
34.903.252
46,57%

474
03
7.999
1.757.730
2,35%
476
05
57.706
5.391.897
7,19%
478A
06
289
122.536
0,16%
480
Cộng
345.086
83.658.967
Khối lượng khách hàng bị mất điện tập trung chủ yếu ở 02 tuyến đường dây 472
và 474. Nguyên nhân trong năm 2017 PCLĐ cung cấp vốn cho ĐLBL để bọc hóa
đường dây trung thế 22kV tuyến 472. Tuy nhiên do tuyến 472 và tuyến 474 là tuyến có
nhiều phụ tải và là mạch kép nên khi thi công đơn vị đã cắt cả 02 phát tuyến để đảm bảo
an toàn. Cụ thể tổng thời gian mất điện do cắt điện 02 tuyến 472 và 474 là 67.681.195
phút chiếm 90,30%/tổng thời gian mất điện do cắt điện thi công sửa chữa lớn.
Nguyên nhân mất điện do công tác sửa chữa thường xuyên (ID 85) trong năm
2017 chiếm 21,72%/ tổng thời gian mất điện do công tác lưới điện trung hạ thế. Việc
cắt điện chủ yếu ở các nhánh rẽ và rãi đều trên các tuyến đường dây. Nội dung công
tác là kiểm tra vận hành, bảo dưỡng, thí nghiệm vật tư thiết bị, bảo trì trạm biến áp,
thí nghiệm kiểm tra RCL, LBS…

15

2.3.2.1 Tính toán ĐTC do sự cố lưới điện trung hạ thế
Bảng 2. 10 Kết quả tính toán ĐTC cung cấp điện do sự cố lưới điện trung hạ
áp năm 2017
Bảng 2. 11 Nguyên nhân cắt điện sự cố lưới điện trung hạ thế
Số
ID
khách Tổng số
Mất
hàng bị
thời
S
Diễn giải nội dung
Sự cố
điện
ảnh
gian bị
Tỷ lệ
STT
mất điện
tại
chi
hưởng
mất
tiết
mất
điện

điện
Phóng điện do động
Nhánh
01
4
vật khác (chuột, sóc,
1.332
81.252 8,34%
474/268
chim, …)
02
5
Sét đánh đường dây
2.134
106.700 10,96% 478A
Tụt mối nối giữa
Nhánh
03
7
2.465
73.950 7,59%
khoảng trụ
476/49
Cây xanh va quẹt gây
Nhánh
04
10
2.795
125.775 12,92%
phóng điện

474/153
Phóng điện DS,
Nhánh
05
18
954
42.930 4,41%
FCO, LBFCO, LA
472/290
Giông gió, lốc
06
27
5.968
543.088 55,78%
478
xoáy,…
Cộng
15.648 973.695
Trong năm 2017 ĐLBL có 06 sự số vĩnh cữu xảy ra trên ba tuyến 474; 472 và
478. Trong đó có một sự cố nặng nhất là cắt toàn tuyến 478, do mua giông làm ngã
trụ , bật RCL 478/48.
Kết quả tính toán từ chương trình ta thấy chỉ tiêu SAIFI của Điện lực thực hiện
chưa đạt kết hoạch Công ty giao. Chỉ số SAIDI đạt so với kế hoạch giao chỉ số này điện
lực thực hiện còn tương đối cao 15,85663/15,95000. Do đó trong thời gian tới Điện lực
cần lưu ý thực hiện tốt công tác quản lý kỹ thuật và quản lý vận hành tại đơn vị.
2.4. Kết luận
Căn cứ theo quy định của EVN, các chỉ tiêu của Tổng công ty Điện lực miền
Nam giao cho PCLĐ cũng như ĐLBL thì các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện mới chỉ
quan tâm đến các số liệu như: SAIDI, SAIFI, MAIFI. Các chỉ tiêu ĐTC cung cấp
điện của tuyến trung áp khu vực trung tâm TPBL bị ảnh hưởng nhiều bởi các tuyến

có số khách hàng lớn, khu vực phụ tải tập trung vì vậy để nâng cao ĐTC cung cấp
điện 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 ĐTC cung cấp điện là phải nhanh chóng và
chính xác nhất.


16

Chương 3: CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ BẢO LỘC
3.1. Phân đoạn đường dây và kết nối liên lạc
Để nâng cao ĐTC cho lưới điện giải pháp sử dụng RCL làm thiết bị bảo vệ,
đóng cắt phân đoạn là một giải pháp hiệu quả nhất để giải trừ các sự cố thoáng qua,
cô lập phân đoạn sự cố và có thể thao tác từ xa qua hệ thống SCADA giảm tối đa thời
gian mất điện. Tuy nhiên để đầu tư lắp đặt được toàn bộ RCL trên toàn bộ các nhánh
rẽ yêu cầu phải có một nguồn vốn rất lớn.
Thực tế lưới điện hiện có tại ĐLBL có mật độ khách hàng tập trung ở một vài
khu vực cụ thể, số lượng thiết bị đóng cắt phân đoạn còn ít, các thiết bị bảo vệ phân
đoạn chưa có nhiều và còn chưa có đường dây liên lạc tại các khu dân cư phát triển…
do đó các giải pháp nhằm nâng cao ĐTC cung cấp gồm bổ sung thiết bị bảo vệ, phân
đoạn lưới điện và kết nối liên lạc giữa các tuyến trung áp.
3.1.1. Bổ sung thiết bị bảo vệ và phân đoạn đường dây
VT mạch kép tuyến 472-474

Hình 3. 1 VT mạch kép tuyến 472-474
Bổ sung thiết bị bảo vệ tự đóng lại (RCL) các nhánh rẽ có số lượng khách
hàng và bán kính cung cấp điện lớn nhằm tăng cường khả năng bảo vệ, hạn chế các
sự số mất điện thoáng qua.

Hình 3. 2 Nhánh rẽ 472/137

Hình 3. 3 Nhánh rẽ 472/123


17

Hình 3. 4 Nhánh rẽ 472/160

Hình 4. 1 Nhánh rẽ 474/105

Hình 3. 5 Nhánh rẽ 474/268

Hình 3. 6 Nhánh rẽ 476/49


18

Hình 3. 7 Nhánh rẽ 476/115
3.1.2. Nối tuyến, cung cấp điện trung tâm thành phố
Nối tuyến trạm 110kV Bảo Lâm

Hình 3. 8 Nối tuyến trạm 110kV Bảo Lâm
Mạch vòng nối tuyến 472-476

Hình 3. 9 Nối tuyến Ngã Ba Lộc Sơn


19

Hình 3. 10 Nối tuyến Phạm Ngọc Thạch – Đào Duy Từ:
Nối tuyến 474-480:

Hình 3. 11 Nối tuyến 474-480
Sau khi thực hiện liên kết vòng ta có sơ đồ nguyên lý cấp điện cho các khách
hàng thuộc trung tâm thành phố như sau:

Hình 3. 12 Sơ đồ nguyên lý cấp điện khách hàng trung tâm thành phố


20

3.2. Hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố thông minh
Để góp phần giảm thiểu thời gian mất điện do sự cố LV đề xuất sử dụng hệ
thống thiết bị cảnh báo sự cố thông minh trên tuyến trung thế (khi có sự cố xảy ra, tại
bộ phận trực ban sẽ có đèn cảnh báo, không phải đợi điều độ, hoặc người dân thông
báo qua điện thoại). Việc đầu tư thiết bị này cũng đơn giản, chi phí thấp mà hiệu quả
mang lại rất cao.
3.2.1. Nguyên lý làm việc
Nguyên lý làm việc của thiết bị cảnh báo sự số dựa trên cảm nhận sự thay đổi
của từ trường (dòng điện) và sự thay đổi của điện trường (điện áp). Sự cố được phát
hiện khi dòng điện ghi nhận vượt qua giá trị cực đại cho trước và điện áp giảm xuống
đến một giá trị cài đặt trước sau một khoảng thời gian xác định.
3.2.2. Thiết bị cảnh báo sự số thông minh của EMT Hàn Quốc (kiểu: FI-

2001-VI)

Hình 3. 13 Sơ đồ mô phỏng hoạt động hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố
thông minh EMT
3.2.3. Thông số kỹ thuật cơ bản.

3.2.4. Lựa chọn VT lắp đặt hệ thống cảnh báo sự cố thông minh kết hợp

điều chuyển VT lắp đặt một số thiết bị bảo vệ nhánh rẽ chưa phù hợp
3.3. Tính toán ĐTC sau khi thực hiện giải pháp
3.3.1. ĐTC sau khi thực hiện các giải pháp
Trong phần này chỉ sử dụng chương trình Excel để phục vụ tính toán.
Ứng với các sự kiện đã xảy ra, sau khi thực hiện giải pháp số lượng khách
hàng không bị mất điện sẽ là 170.795 khách hàng và thời gian không bị mất điện của
khách hàng là 74.582.765 phút
Ta có số lượng khách hàng bị mất điện và thời gian mất điện lâu dài sau khi
thực hiện giải pháp như sau:
 Số lượng khách hàng bị mất điện: 476.473 khách hàng – 170.795 khách
hàng = 305.678 khách hàng
 Tổng thời gian bị mất điện lâu dài là (Ti*Ki): 113.667.578 phút –
74.582.765 phút = 39.084.813 phút
 Tổng số khách hàng sử dụng điện là: 62.753 khách hàng


21

(476.476; 113.667.578 là tổng số khách hàng bị mất điện và tổng thời gian
khách hàng bị mất điện khi chưa thực hiện giải pháp - Bảng 3.19: ĐTC cung cấp
điện do công tác lưới điện trung hạ áp)
Áp dụng công thức tính toán ĐTC ta có kết quả ĐTC sau khi thực hiện giải
pháp theo bảng sau:
Bảng 3. 1 Kết quả ĐTC sau giải pháp
Tổng số
Tổng số
khách
KH

Tổng
SAIDI
ĐTC
hàng sử
SAIFI
bị mất
Ti*Ki
(Phút)
dụng
điện
điện
Sau khi thực
62.753 305.678 39.084.813 622,8357
4,87
hiện giải pháp
So sánh với ĐTC trước giải pháp theo bảng sau:
Bảng 3. 2 So sánh kết quả ĐTC trước và sau khi thực hiện giải pháp
Tổng số KH
Tổng
SAIDI
ĐTC
SAIFI
bị mất điện
Ti*Ki
(Phút)
Trước
476.473
113.667.578 1829,685
7,7091
Sau

305.678
39.084.813
623
4,87
Giảm
170.795
74.582.765
1.207
2,838
Việc các chỉ tiêu ĐTC thay đổi bởi số lượng khách hàng bị ảnh hưởng mất
điện thay đổi do phạm vị thao tác, công tác đã được phân nhỏ theo từng khu vực
riêng lẻ.
Lắp đặt mới các RCL đồng thời lắp đặt các thiết bị cảnh báo sự cố tại các
nhánh rẽ có chiều dài và số lượng khách hàng lớn sẽ nhanh chóng cô lập đúng khu
vực sự cố nhằm đảm bảo cấp điện cho các điểm ngoài vùng sự cố.
Từ bảng trên ta thấy các chỉ tiêu ĐTC sau khi thực hiện các giải pháp đều
giảm chỉ tiêu SAIDI đạt kế hoạch năm 2017, chỉ tiêu SAIFI giảm gần đạt kế hoạch
giao. Vì các số liệu tính toán dựa trên thông tin mất điện trong năm 2017 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 ĐTC 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.
3.3.2. Phân tích kinh tế
Việc bổ sung, lắp đặt nhiều thiết bị đóng cắt trên lưới điện đòi hỏi sự đầu tư
rất lớn của ngành điện. Tổng hợp số lượng thiết bị bổ sung theo các giải pháp nâng

22

cao ĐTC đã đề xuất:
Bảng 3. 3 Tổng hợp thiết bị đề xuất lắp đặt sau giải pháp
Bộ cảnh
Tuyến
DCL
LBS
RCL
LBFCO
báo sự cố
Tuyến 472
12
1
3
9
6
Truyến 474
9
1
2
15
10
Tuyến 476
3
1
3
1
Tuyến 478
6

4
Tổng cộng
24
2
6
33
21
Trong đó 02 bộ LBS đề nghị lắp mới theo bảng kể sẽ được sử dụng lại từ thu
hồi 02 LBS hiện hữu tại hai nhánh rẽ 472/123 và 472/137 trên tuyên 472.
Giá trị đầu tư:
Bảng 3. 4 Ước vốn đầu tư thiết bị theo giải pháp
Tổng
Tên thiết bị
Đơn giá
Thành tiền
cộng
DCL
18
10.000.000
180.000.000
RCL
6
280.000.000 1.680.000.000
LBFCO
33
1.750.000
57.750.000
Bộ cảnh báo sự cố

21

18.000.000

378.000.000

Tổng thành tiền
2.295.750.000
Điện năng tiêu thụ trong năm 2017 là: 127.782.263 (kWh)
(số liệu được lấy từ báo cáo tổn thất điện năng ĐLBL trên chương trình MMIS).
Doanh thu bán điện trong là:
127.782.263 kWh x 1.750đ/kWh= 223.618.960.250 (đồng)
(1.750 là giá bán điện bình quân của PCLĐ năm 2017)
Tổng thời gian cấp điện trong 1 năm của 62.753 khách hàng:
TCN = 62.753 x 365 x 24 x 60 = 32.982.976.800 (phút)
Thời gian giảm mất điện sau khi thực hiện giải pháp: 74.582.765 (phút)
Doanh thu thu được trong 1 năm tương ứng với thời gian giảm là:
(74.582.765/32.982.976.800) x 223.618.960.250 = 505.658.432,924 (đồng)
Thời gian thu hồi vốn tương ứng là:
TTTV = 505.658.432,924/ 2.295.750.000 = 4,54 (năm)
3.4. Tăng cường cách điện đường dây
Với khối lượng quản lý lớn, lưới điện trải rộng và phủ kín nên công tc quản lý
vận hành lưới điện gặp một số khó khăn nhất định, đặc biệt ở vùng nông thôn sự cố
lưới điện thường xảy ra do chim đậu, rắn bò…
Hiện trạng đường dây trung thế ĐLBL khối lượng dây trần còn rất nhiều, việc
thay thế đường dây bọc nhằm hạn chế sự cố phải mất rất nhiều thời gian và chi phí.


23

Căn cứ trên thực trạng để ngăn ngừa sự cố ngắn mạch pha-đất hay pha-pha do động

vật hay vật lạ gây ra ĐLBL cần tiếp tục thực hiện các biện pháp để tăng cường cách
điện đường dây, bằng cách sử sụng các loại chụp cách điện Polymer (silicone rubber)
có đặc tính kháng nước, chống rạng nứt, chống ăn mòn, và chống lão hóa tốt giúp
tăng cường cách điện.
 Dùng ống nhựa PVC ốp đà, bọc ty sứ để tăng cường cách điện đường
dây
 Ống bọc cách điện trung áp
 Chụp cách điện
 Máng bọc cách điện đường dây
3.5. Công nghệ sửa chữa hotline
Xây dựng lực lượng thi công sửa chữa điện nóng cho các Đơn vị thành viên
trực thuộc Tổng Công ty Điện lực miền Nam là Ngăn ngừa và hạn chế sự cố lưới
điện, đồng thời giảm thời gian cắt điện đến mức thấp nhất, đáp ứng nhu cầu ngày
càng cao của khác hàng sử dụng điện. Đây cũng là chủ trương thực hiện nhằm đổi
mới công nghệ trong điều hành sản xuất kinh doanh, nâng cao ĐTC cung cấp điện
cho khách hàng; sửa chữa lưới điện, cũng như các hoạt động bảo dưỡng, đấu nối,
thay thế các thiết bị trên lưới điện.
Theo kế hoạch trong năm 2018 PCLĐ sẽ được Tổng Công ty đầu tư công
nghệ mua sắm thiết bị cho đội Hotline.
 Vệ sinh lưới điện bằng nước áp lực cao:
 Sửa chữa điện nóng (hotline):
3.6. Ứng dụng SCADA
Việc hoàn thiện và ứng dụng hệ thống Miniscada giúp công tác quản lý vận
hành, giám sát lưới điện thuận lợi hơn. Phòng Điều độ có thể đóng cắt từ xa, giảm
thời gian thao tác, khôi phục cấp điện nhanh chóng cho khách hàng. Đồng thời giúp
định vị sự cố nhanh chóng, giúp ích cho công tác xử lý sự cố. Các thiết bị như LBS,
RCL, RMU đều được lắp đặt hệ thống tủ điều khiển SCADA để sẵn sàng cho việc kết
nối lưới điện thông minh trong thời gian tới, việc này góp phần không nhỏ trong việc
giảm thời gian thao tác đóng cắt, dò tìm khắc phục sự cố trên lưới điện.
3.7. Các giải pháp khác