Nghiên cứu, đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối huyện Bố Trạch

1

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHAN VĂN HÓA

NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI HUYỆN BỐ TRẠCH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


2

Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS.NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 1: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 2: TS. LÊ ĐỨC TÙNG

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ

thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 27 tháng 10
năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa
Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do lựa chọn đề tài
Cùng với sự phát triển kinh tế - xã hội thì nhu cầu sử dụng điện ngày càng tăng
với yêu cầu chất lượng điện, độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao.Đặc biệt, chỉ tiêu
độ tin cậy cung cấp điện ngày càng trở nên quan trọng, nó thể hiện mức độ quan tâm
của Ngành Điện đối với khách hàng, trong đó việc đảm bảo nguồn điện liên tục cũng
như việc phát hiện nhanh chóng và xử lý sự cố để khôi phục cấp điện là rất quan
trọng. Hiện nay, chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu chính
trong hoạt động SXKD của các công ty phân phối điện lực nói chung và các Điện lực
nói riêng.
Điện lực Bố Trạch là đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực Quảng Bình, thực
hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh điện năng trên địa bàn 27 xã, thị trấn của huyện
Bố Trạch, với mục tiêu đảm bảo cung cấp điện cho các hoạt động kinh tế - xã hội, an
ninh - quốc phòng của huyện nhà.
Lưới điện trung áp Điện lực Bố Trạch đa phần là lưới điện được bàn giao từ
lưới trung áp nông thôn trước đây do các địa phương quản lý vận hành và được xây
dựng từ thập niên 90 nên kết cấu lưới điện và công nghệ rất hạn chế. Lưới điện chủ
yếu hình tia, vận hành hở, ít mạch vòng liên lạc; đường dây lại đi qua nhiều khu vực
hiểm trở, địa hình phức tạp nên xác suất xảy ra sự cố cao và mỗi khi có sự cố mất
điện nhiều khách hàng. Tại Điện lực Bố Trạch, chỉ số SAIDI trung bình hàng năm

khoảng 700 phút (chưa tính các ảnh hưởng do bão, lụt), lớn hơn nhiều so với các
Điện lực khác trong cùng Tổng Công ty.
Theo lộ trình của Tổng Công ty Điện lực miền Trung, đến năm 2020 chỉ
sốSaidi giảm về 400 phút, đây là mục tiêu và thách thức không nhỏ đối với Điện lực
Bố Trạch. Vì vậy, việc nghiên cứu dựa trên các phương pháp và tính toán các chỉ tiêu
độ tin cậy cung cấp điện và đưa ra các giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp
điện là rất cần thiết trong giai đoạn hiện nay. Đó là lý do tôi chọn đề tài này.
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện phân phối trung áp.
- Phạm vi nghiên cứu: Đề tài tập trung nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của lưới
điện phân phối Huyện Bố Trạch theo tiêu chuẩn IEEE 1366-2003, từ đó đưa ra một
số biện pháp nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
3. Phương pháp nghiên cứu:
- Nghiên cứu các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE
1366-2003.
- Áp dụng phần mềm tính toán lưới điện do sự cố bằng Module (DRA) phần
mềm PSS/ADEPT.


2
- Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng bằng phần mềm Excel.
- Thu thập số liệu và tính toán độ tin cậy cho các xuất tuyến của lưới điện hiện
trạng. Từ đó lựa chọn giải pháp phù hợp để nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối
huyện Bố Trạch.
- Tính toán đánh giá kết quả lưới điện cải tạo.
- So sánh kết quả, đánh giá hiệu quả phương án.
4. Tên và bố cục đề tài:
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài được đặt tên như sau:
“NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN BỐ TRẠCH”

Nội dung đề tài gồm các chương như sau:
Chương 1 : Các phương pháp đánh giá và tính toán độ tin cậy cung cấp điện.
Chương 2: Tổng quan về lưới điện phân phối và độ tin cậy cung cấp điện lưới
điện phân phối huyện Bố Trạch.
Chương 3: Nghiên cứu, đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
cho lưới điện phân phối huyện Bố Trạch.


3
CHƯƠNG 1
CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ VÀ
TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
1.1.Khái niệm về độ tin cậy:
1.1.1.Định nghĩa:
- Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành triệt để nhiệm
vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định.
- Đối với hệ thống (hay phần tử) không phục hồi, độ tin cậy có tính thống kê từ
kinh nghiệm làm việc trong quá khứ. Đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi như hệ
thống điện và các phần tử của nó, độ tin cậy được đo bởi một đại lượng thích hợp
hơn, đó là độ sẵn sàng vì khái niệm khoảng thời gian xác định không có ý nghĩa bắt
buộc khi hệ thống làm việc liên tục.
- Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất
kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian
hoạt động. Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, nó là xác suất để hệ
thống hoặc phần tử ở trạng thái hỏng.
1.1.2. Độ tin cậy của hệ thống:
Hệ thống điện là một hệ thống phức tạp, gồm nhiều phần tử, các phần tử liên
kết với nhau theo những sơ đồ phức tạp. Khi các phần tử của hệ thống hư hỏng có thể
dẫn đến ngừng cung cấp điện cho từng vùng hoặc toàn hệ thống.
1.1.3. Độ tin cậy của phần tử:

1.1.3.1. Phần tử không phục hồi
a. Định nghĩa:
Độ tin cậy P(t) của phần tử là xác xuất để phần tử đó hoàn thành triệt để nhiệm
vụ được giao (làm việc an toàn) suốt thời gian khảo sát nhất định t trong các điều kiện
vận hành nhất định.
b. Độ tin cậy P(t) phần tử không phục hồi:
- Độ tin cậy p(t) của phần tử không phục hồi theo định nghĩa là:
P(t) = P( >t)
- Đó là xác suất để thời gian phục hồi
bị hỏng hóc ở sau thời điểm t khảo sát.
c. Cường độ hỏng hóc (t):

lớn hơn t, nghĩa là xác suất để phần tử

(t) là số lần hỏng hóc trong một đơn vị thời gian trong khoảng thời gian Δt.
d. Thời gian làm việc an toàn trung bình Tlv.
Tlv được định nghĩa là giá trị trung bình của thời gian làm việc an toàn dựa trên
số liệu thống kê về của nhiều phần tử cùng loại.


4
1.1.3.2. Phần tử 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.
1.1.4. Độ tin cậy của phần tử phục hồi trong một số trường hợp:
1.1.4.1. Sửa chữa sự cố:
Sửa chữa sự cố được thực hiện nhằm khôi phục lại tình trạng làm việc bình
thường của phần tử.
1.1.4.2. Sửa chữa định kỳ:
Sửa chữa định kỳ được thực hiện nhằm giảm cường độ hỏng hóc và tăng thời

gian làm việc an toàn trung bình của phần tử.
1.1.5. Các giá trị , r:
Là các giá trị cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa của phần tử.
1.2. Phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện.
1.2.1. Các chỉ số hệ thống để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân
phối:
Đề tài chỉ đề cập đánh giá và tính toán độ tin cậy đối với các chỉ tiêu SAIDI,
SAIFI theo yêu cầu của ngành Điện.
1.2.2. Chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối.
a. SAIFI (Tần suất ngừng cung cấp điện trung bình hệ thống)
N
K

SAIFI

Trong đó:
- K: Tổng số khách hàng sử dụng điện trong năm.
- N: Tổng số lần mất điện khách hàng kéo dài trên 5 phút của năm:
n

N

Ki
i 1

- Ki: Số khách hàng sử dụng điện bị mất điện kéo dài lần thứ i trong năm
b. SAIDI (Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống)
n

Ti N i

SAIDI

i 1

K

Trong đó:
- Ti: Thời gian mất điện lần thứ i kéo dài trên 5 phút trong năm;
- Ni: Số khách hàng sử dụng điện bị mất điện lần thứ i trong năm;
- n: số lần mất điện kéo dài trên 5 phút trong năm;
- K: Tổng số Khách hàng sử dụng điện trong năm.


5
1.3. Phương pháp tính toán độ tin cậy hệ thống điện:
Trong phạm vi đề tài này, sẽ sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán các
chỉ tiêu độ tin cậy do sự cố và sử dụng phần mềm Excel để tính toán các chỉ tiêu độ
tin cậy trong chế độ bảo trì bảo dưỡng.
1.4. Các bước tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI cho lưới điện:
Chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện nói chung bao gồm 2 thành phần phụ thuộc và tình
trạng vận hành của lưới điện: độ tin cậy do sự cố và do bảo trì, bảo dưỡng.
Theo đó, đề tài tiến hành tính toán chỉ tiêu độ tin cậy do chế độ sự cố bằng
cách dùng phần mềm PSS/ADEPT và sử dụng tính toán bằng phần mềm Excel đối
với chỉ tiêu độ tin cậy trong chế độ bảo trì bảo dưỡng.
1.4.1. Tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI ở chế độ sự cố:
1.4.1.1.Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT:
1.4.1.2. Module DRA tính toán độ tin cậy trong chương trình PSS/ADEPT:
a. Giới thiệu chung:
b. Giao diện đồ hoạ của DRA:
c. Trình tự sử dụng DRA:

d. Thao tác nhập dữ liệu các thiết bị trong phần mềm PSS/ADEPT:
Những phần tử cần phải nhập thông số: Nguồn, đường dây, máy biến áp, các
thiết bị đóng cắt, phụ tải:
1.4.1.3 Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sữa chữa cho từng thiết bị:
Để tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa của từng thiết bị, ta cần
thu thập các số liệu thống kê sự cố.
- Cường độ hỏng hóc vĩnh cửu được tính toán như sau:
- Cường độ hỏng hóc thoáng qua được tính toán như sau:
Trong đó:
Atq, Avc: Tổng số lần sự cố thoáng qua, vĩnh cữu.
B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện
N: Số năm thống kê
- Thời gian sửa chữa được tính toán như sau:
Trong đó:
TSC: Tổng thời gian sửa chữa sự cố vĩnh cữu thống kê.
Avc: Tổng số lần sự cố vĩnh cữu trong thời gian thống kê.


6
1.4.2. Tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI ở chế độ BTBD dùng thống kê Excel.
1.4.2.1. Tính toán thời gian bảo trì bảo dưỡng.
- Thời gian TNĐK 01 TBA được tính toán như sau:
Trong đó:
TTBATNĐK: Tổng thời gian công tác TNĐK các TBA được thống kê.
STNĐK: Tổng số công tác TNĐK thống kê.
- Thời gian BTBD 01 TBA được tính toán như sau:
- Thời gian BTBD 1km đường dây 22kV được tính toán như sau:
Trong đó:
TĐZ: Tổng thời gian công tác BTBD đường dây được thống kê.
L: Tổng số km đường dây công tác BTBD đường dây thống kê.

- Thời gian BTBD 01 khách hàng hạ áp được tính toán như sau:
1.4.2.2 Tổng thời gian mất điện do BTBD đường dây:
- Tổng thời gian thực hiện BTBD:
∑ ∑
- Tổng thời gian chuyển phương thức:
∑
- Tổng thời gian BTBD:
Tđz = (Tbdđz+Tpt)*20%
Trong đó:
Nbdđzij: Tổng số khách hàng nhánh rẽ, trục chính thứ i, của phân đoạn thứ
j bị mất điện do công tác BTBD.
Nptđzi: Tổng số khách hàng phân đoạn thứ i bị mất điện do chuyển
phương thức.
Lij: chiều dài tuyến nhánh rẽ, trục chính thứ i của phân đoạn thứ j.
tbdđz : Thời gian mất điện bình quân do bảo dưỡng trên 1km đường dây
tptđz : Thời gian mất điện bình quân do 1 lần chuyển phương thức.
1.4.2.3.Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dưỡng trạm biến áp:
- Tổng thời gian do thí nghiệm định kỳ TBA: (3 năm 1 lần)


7

- Tổng thời gian do các công tác khác (nâng dung lượng, hoán đổi TBA.v.v...):
(5% tổng số trạm)
- Tổng thời gian do bảo dưỡng hạ áp: (8% tổng khách hàng)
- Tổng thời gian do TNĐK công tơ: 5 năm 1 lần (1pha); 2 năm 1 lần (3 pha)
- Tổng thời gian bảo trì:
TTBA = Tđktba+Tbttba+ Tha+Tđkct
Trong đó:
N: Tổng số khách hàng sử dụng điện trên lưới điện.

Nđkct: Tổng số khách hàng bị thí nghiệm định kỳ công tơ trong năm.
tđktba, tbttba:Thời gian mất điện trung bình do TNĐK, BTBD 01 TBA.
tha : Thời gian mất điện trung bình do BTBD hạ áp.
Tđkct: Thời gian mất điện trung bình do TNĐK 01 công tơ.
- Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dưỡng cả lưới điện:
T= Tđz + TTBA
- Tổng khách hàng mất điện do bảo trì bảo dưỡng cả lưới điện:
∑ ∑
Trong đó: nđz, ntba: Tổng số khách bị mất điện do BTBD đường dây, TBA.
Độ tin cậy tính toán:

Tóm tắt chương 1:
- Có nhiều chỉ tiêu để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, phạm vi đề tài chỉ xét
chỉ số độ tin cậy SAIFI, SAIDI của lưới điện theo tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện đang
được ngành điện áp dụng.
- Đề tài đã nêu ra các bước để tính toán độ tin cậy cung cấp điện:
+ Giới thiệu và sử dụng Modul DRA trong chương trình PSS/ADEPT để tính
toán các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện do sự cố.
+ Các bước xây dựng và thu thập số liệu thống kê để tính toán chỉ số độ tin cậy
do bão trì bảo dưỡng bằng phần mềm Excel.


8
CHƯƠNG 2
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP
ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN BỐ TRẠCH
2.1. Tổng quan lưới điện phân phối huyện Bố Trạch
2.1.1. Nguồn và phụ tải
Quy mô: Đường dây trung ápdài 340,43 km;trong đó tài sản khách hàng là
48,79 km. Đường dây hạ áp: 705,11 km. Trạm biến áp trung gian: 03 trạm với tổng

dung lượng 27.100 kVA. Trạm biến áp phân phối: 355 trạm biến áp với tổng dung
lượng 66.828 KVA, trong đó tài sản khách hàng 116 TBA với dung lượng 24.815
KVA. Tụ bù trung áp: 9 cụm với tổng dung lượng 2.250 kVAr. Tụ bù hạ áp: 309 cụm
với tổng dung lượng 13.180 kVAr, trong đó tài sản khách hàng 68 cụm với dung
lượng 7.920 kVAr. Thiết bị đóng cắt gồm: 21 máy cắt trong đó khách hàng 1 máy
cắt, 07 dao cách ly đóng cắt có tải. Sản lượng điện thương phẩm của Điện lực Bố
Trạch năm 2017 là 104,6 triệu kWh. Phụ tải điện của Điện lực gồm nhiều thành phần
với tổng số 50.506 khách hàng.
- Lưới điện trung áp được nhận từ 03 TBA 110 kV: E2 Đồng Hới và E3 Ba Đồn
và trạm Bắc Đồng Hới qua 02 xuất tuyến 35 kV và 02 xuất tuyến 22 kV. Tổng cộng
có 02 XT 35 kV và 09 XT 22 kV.
- Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp, các trạm biến áp trên
tuyến như sau:
Bảng 2.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV.
Trạm biến áp
TT

Tên xuất tuyến

Chiều dài (km)

1
2

372 E2
371E3
Tổng cộng

5,05
40,73

45,78

Số lượng
01
11
12

Công suất
(kVA)
8.000
21.038
29.038

Bảng 2.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22 kV.
Trạm biến áp
TT

Tên xuất tuyến

Chiều dài (km)

1

475 BĐH

2

479 BĐH

Số lượng

Công suất
(kVA)

32,02

36

7.575

26,32

47

9.710


9
3

471 Hoàn Lão

36,08

47

7.491,5

4

474 Hoàn Lão

34,32

44

9.630

5

471 Nam Gianh

22,24

20

2.421,5

6

472 Nam Gianh

19,15

54

15.860

7

471 H.Trạch

36,80

28

4.020

8

472 H.Trạch

5,17

6

725

9

473 H.Trạch

82,59

64

9.155

Tổng cộng

294,65

346

66.588

Bảng 2.3: thông số phụ tải của các xuất tuyến trung áp.
TT

Xuất tuyến

Pmax (MW)

Pmin (MW)

Sản lượng
(kWh)

1

475 BĐH

2,5

1

1.467.308

2

479 BĐH

3,5

1,5

1.805.472

3

471 Hoàn Lão

2,5

0,5

1.426.304

4

474 Hoàn Lão

3,6

1,0

1884.476

5

471 Nam Gianh

1,5

0,4

414.969

6

472 Nam Gianh

5,5

1,5

2.808.916

7

471 H.Trạch

1,0

0,3

660.160

8

472 H.Trạch

0,5

0,1

136.719

9

473 H.Trạch

3,0

1,4

1562.396

10

35KV

17,6

1,5

9.085.695

2.1.2. Tình hình cấp điện:
+ Xuất tuyến 372 E2 cấp điện cho TBA trung gian Hoàn Lão.

+ Xuất tuyến 371 E32 cấp điện cho các TBA trung gian Nam Gianh và Hưng
Trạch và 09 TBA phụ tải dọc theo tuyến.
+ Xuất tuyến 475 và 479 Bắc Đồng Hới cấp điện cho các xã Trung Trạch, Đại
Trạch, Nam Trạch, Nhân Trạch, Lý Trạch và một phần thị Trấn Hoàn Lão.
+ Xuất tuyến 471 Hoàn Lão cấp điện cho các xã Tây Trạch, Hòa Trạch, Hoàn
Trạch, Vạn Trạch một phần thị Trấn Hoàn Lão.
+ Xuất tuyến 474 Hoàn Lão cấp điện cho các xã Đức Trạch, Đồng Trạch, Phú
Trạch, Hải Trạch, Sơn Lộc và một phần thị Trấn Hoàn Lão.


10
+ Xuất tuyến 471 Nam Gianh cấp điện cho các xã Hạ Trạch, Mỹ Trạch, Liên
Trạch.
+ Xuất tuyến 472 Nam Gianh cấp điện cho các xã Bắc Trạch, Thanh Trạch.
+ Xuất tuyến 471 Hưng Trạch cấp điện cho các xã Cự Nẫm, Phú Định và một
phần xã Hưng Trạch.
+ Xuất tuyến 472 Hưng Trạch cấp điện cho một phần xã Hưng Trạch.
+ Xuất tuyến 473 Hưng Trạch cấp điện cho các xã Sơn Trạch, Phúc Trạch,
Xuân Trạch, Lâm Trạch.
- Các xuất tuyến có thể nối mạch vòng liên lạc:
+ Xuất tuyến 372E2 và 371 E3.
+ Xuất tuyến 479BĐH và XT 471 Hoàn Lão.
+ Xuất tuyến 479BĐH và XT 474 Hoàn Lão.
+ Xuất tuyến 474 Hoàn Lão và XT 472 Nam Gianh.
- Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến:
+ Xuất tuyến 372E2 và 371 E3 liên lạc với nhau tại vị trí M0 (TTG Hoàn Lão)
qua MC 382 Hoàn Lão và DCL 382-1 Hoàn Lão
+ Xuất tuyến 479 BĐH và XT 471 Hoàn Lão liên lạc với nhau qua MC 473
TTG Hoàn Lão và DCL 473-7 TTG Hoàn Lão đi qua TC C41 đến MC 471 Hoàn
Lão.

+ Xuất tuyến 479BĐH và XT 474 Hoàn Lão liên lạc với nhau qua hai vị trí:
Thứ nhất qua MC 473 TTG Hoàn Lão và DCL 473-7 TTG Hoàn Lão đi qua TC
C41&C42 đến MC 474 Hoàn Lão.
Thứ hai liên lạc qua DCL 10-4 Tiểu Khu 8 xuất tuyến 474 Hoàn Lão
+ Xuất tuyến 474 Hoàn Lão và XT 472 Nam Gianh liên lạc qua MC 484 Đá
Nhảy và DCL 484-7 Đá Nhảy
2.1.3. Chất lượng vận hành lưới điện:
- Do đặc thù lưới điện và các vật tư, thiết bị vận hành lâu ngày nên lưới có suất
sự cố cao và thời gian khôi phục sau sự cố lớn.
2.1.4. Các thiết bị đóng cắt sử dụng trên lưới:
2.1.4.1. Dao cách ly, FCO:
2.1.4.2. Recloser, Dao có tải, RMU
Bảng 2.9: Bảng tổng hợp các thiết bị đóng cắt, phân đoạn
TT

Xuất tuyến

REC

LBS

DCL

FCO

1

475 BĐH

1

1

8

1

2

479 BĐH

2

3

13

RMU


11
3

471 Hoàn Lão

4

474 Hoàn Lão

2

5

471 Nam Gianh

1

6

472 Nam Gianh

7

471 H.Trạch

8

472 H.Trạch

9

473 H.Trạch

10

35 KV
Tổng cộng

1

8

3

2

10

1

2
1

1
3

1

2

12
6

3

14

1

6

10

10

79

9

1

2.2. Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện phân phối huyện
Bố Trạch:
2.2.1. Do sự cố trên lưới điện:
a. Sự cố do nguyên nhân khách quan: Như các ảnh hưởng thời tiết…
b. Sự cố do nguyên nhân chủ quan: Chủ quan do công tác quản lý vận hành.
2.2.2. Do sự bảo trì, bảo dưỡng lưới điện:
- Đại tu, sửa chữa lưới điện (thay xà, sứ, dây dẫn, phụ kiện, ...) trên lưới điện,
trạm biến áp.
- Vệ sinh cách điện và bảo dưỡng lưới điện.
- Cắt điện đấu nối lưới điện mới vào lưới điện hiện trạng.
- Thí nghiệm dịnh kỳ các thiết bị điện.
2.2.3. Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu:
- Lưới điện hiện trạng đa số hình tia, vẫn còn 05 xuất tuyến 22 kV chưa có
mạch vòng liên lạc nên khi có sự cố hoặc sửa chữa đầu xuất tuyến dẫn đến mất điện
toàn xuất tuyến.
- Thiết bị đóng cắt trên các phân đoạn, nhánh rẽ còn quá ít dẫn đến khi có sự cố
hoặc sửa chữa, bảo dưỡng lưới điện làm mất điện trên diện rộng;
2.3. Tình hình thực hiện độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối huyện Bố
Trạch:
Hiện nay, EVNCPC quản lý các chỉ tiêu ĐTCCCĐ qua chương trình Quản lý

lưới điện (OMS). Chương trình xây dựng sơ đồ 1 sợi, gồm có các thiết bị đóng cắt
trên lưới điện, thu thập số liệu số lượng khách hàng 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 ĐTCCCĐ tương ứng.
Giao diện của chương trình theo như hình sau:


12

Để có dữ liệu phục vụ tính toán ĐTCCCĐ 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.
2.3.1. Độ tin cậy cung cấp điện do sự cố
Bảng 2.10: Thống kê sự cố từ năm 2015 đến năm 2017
Sương Không
Chất Hành Quá
Tổng
Nguyên
Sét muối,
rõ
lượng lang
tải
Khác số
nhân
đánh bụi
nguyên
thiết bị tuyến HA
lần
bẩn
nhân

Năm 2015

100

86

0

15

9

13

31

254

Năm 2016

98

92

0

18

12

18

19

257

Năm 2017

97

104

0

23

5

15

16

260

Bảng 2.11: Độ tin cậy do sự cố từ năm 2015 đến 2017
TT

Năm

1

Các chỉ tiêu
MAIFI

SAIDI

SAIFI

2015

2,474

131,78

3,554

2

2016

2,175

128,15

4,5

3

2017

1,701

126,88

2,524


13
2.3.2. Độ tin cậy cung cấp điện do bảo trì bảo dưỡng
Bảng 2.12: Công tác BTBD từ năm 2015 đến năm 2017
TT

Năm

1

Các chỉ tiêu
MAIFI

SAIDI

SAIFI

2015

0,02

4820,4

10,142

2

2016

0,003

3134,1

7,885

3

2017

0

561,88

3,166

2.3.3.Kết quả thực hiện độ tin cậy từ năm 2015 đến 2017:
Bảng 2.13: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2015 đến năm 2017
TT

Các chỉ tiêu

Năm
MAIFI

SAIDI

SAIFI

1

2015

2,494

4952,1

13,696

2

2016

2,178

3262,3

12,385

3

2017

1,701
688,76

5,69
2.3.4. Độ tin cậy cung cấp điện thực hiện đến tháng 09 năm 2018:
Bảng 2.14: ĐTCCCĐ thực hiện lũy kế đến tháng 9 năm 2018
Quý/năm
2018
Quý I
Quý II
Quý III
Lũy kế
năm

Sự cố (0,4-35kV)
MAIFI
SAIDI
SAIFI
(Lần)
(Phút)
(Lần)

BTBD (0,4-35kV)
MAIFI
SAIDI
SAIFI
(lần)
(phút)
(lần)

1,66

30,456

0,931

-

91,284

0,731

2,6

19,053

0,707

-

44,096

0,841

2,325

51,371

0,749

-

182,86

0,971

6,585

100,88

2,387

-

348,24

2,543

2.3.5. Kế hoạch ĐTC cung cấp điện lưới điện huyện Bố Trạch năm 2018 :
Bảng 2.15: Kế hoạch ĐTCCCĐ năm 2018
Nội
Sự cố 0,4-35kV
BTBD 0,4-35kV
dung
Chỉ tiêu

MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

2018

3,725

99,485

2,762

0,034

625,793

3,069


14
Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện khu vực huyện Bố Trạch năm
sau giảm so với năm trước, tuy nhiên vẫn còn khá cao so với mục tiêu đặt ra đến năm
2020 theo định hướng của EVNCPC: SAIDI <400 phút/KH.năm.
Tóm tắt chương 2:
- Khối lượng lưới điện phân phối khu vực huyện Bố Trạch tương đối lớn, địa
bàn quản lý trãi rộng lại đi qua nhiều địa hình hiểm trở nên khó khăn trong việc quản
lý vận hành.
- Nguồn điện cấp cho toàn huyện Bố Trạch còn rất hạn chế, lưới điện đa phần
vận hành hở dưới dạng hình tia, chỉ có 02 xuất tuyến 35kV và 04 xuất tuyến 22kV là

có thể liên lạc được với nhau. Thiết bị đóng cắt phân đoạn tương đối ít, các thiết bị
báo sự cố chưa có nên thời gian thao tác kéo dài, công tác tìm kiếm sự cố gặp nhiều
khó khăn.
- Địa bàn ở trong vùng thời tiết khắc nghiệt: thường xuyên xảy ra bão lụt,
nhiều khu vực có mật độ giông sét cao nên số lần sự cố nhiều; thời gian mất điện khi
thao tác cũng như tìm kiếm xử lý sự cố bị kéo dài do địa bàn rộng. Mặt khác, những
năm 2015, 2016 có nhiều dự án đầu tư trên địa bàn dẫn đến độ tin cậy trong các năm
gần đây còn khá cao. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy lưới điệnphân phối huyện
Bố Trạch gồm:
+ Do sự cố trên lưới điện: nguyên nhân do chủ quan và khách quan, nhưng chủ
yếu là do hư hỏng thiết bị, hàng lang tuyến lưới điện chưa đảm bảo.
+ Do bảo trì, bảo dưỡng lưới điện.
+ Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu.
- Đề tài sử dụng chương trình Quản lý lưới điện (OMS) để thống kê các chỉ
tiêu độ tin cậy SAIDI, SAIFI, MAIFI của LĐPP huyện Bố Trạch từ năm 2015 đến
2017, trích xuất các số liệu làm cơ sở cho việc tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy ở
chương sau.


15
CHƯƠNG 3
NGHIÊN CỨU, ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN BỐ TRẠCH
3.1. Tính toán độ tin cậy cho lưới điện hiện trạng huyện Bố Trạch:
Như các bước tính toán độ tin cậy trên lưới điện nêu ở chương 1, độ tin cậy
lưới điện phân phối huyện Bố Trạch được tính toán đánh giá qua các bước sau:
1. Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module DRA của phần mềm
PSS/ADEPT:
- Xây dựng bộ số liệu đầu vào cho Module DRA: cường độ hỏng hóc và thời
gian sửa chữa cho từng loại thiết bị.

- Xây dựng sơ đồ nguyên lý các xuất tuyến của lưới điện huyện Bố Trạch trên
phần mềm PSS/ADEPT.
- Nhập các thông số cường độ hỏng hóc vĩnh cữu (λvc), cường độ hỏng hóc
thoáng qua (λtq), thời gian sửa chữa (r) cho các thiết bị trên mỗi xuất tuyến.
- Để tính toán các thông số cường độ hỏng hóc vĩnh cữu (λvc), cường độ hỏng
hóc thoáng qua (λtq), thời gian sửa chữa (r) cho các thiết bị được chính xác ta lấy số
liệu thống kê trên lưới điện huyện Bố Trạch từ năm 2015- 2017.
- Chạy Module (DRA) cho các xuất tuyến.
2. Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng bằng phần mềm Excel.
- Thống kê số lần và thời gian bão trì bảo dưỡng
- Tính thời gian bảo trì, bảo dưỡng thiết bị
- Xây dựng bảng tính Excel cho sơ đồ phân đoạn cho từng xuất tuyến (bao gồm
số liệu chiều dài tuyến trục chính, nhánh rẽ, số TBA, số thiết bị đóng cắt và số khách
hàng của nhánh rẽ, phân đoạn).
- Để tính toán các thông số thời gian bảo trì bảo dưỡng (r) cho các thiết bị trên
mỗi xuất tuyến, ta lấy số liệu thống kê trên phần mềm OMS lưới điện Bố Trạch từ
năm 2015- 2017.
- Nhập các thông số thời gian bảo trì, bảo dưỡng trung bình cho 1km đường
dây, 1 trạm biến áp, 1 thiết bị đóng cắt; số khách hàng của các TBA của phân đoạn.
- Tính toán bằng phần mềm Excel cho các xuất tuyến.
3.1.1. Tính toán độ tin cậy do sự cố bằng chương trình PSS/ADEPT:
3.1.1.1. Tính cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa cho từng loại thiết bị
Để tính toán cường độ hỏng hóc được chính xác, ta thống kê số liệu sự cố trên
lưới điện của Điện lực Bố Trạch từ năm 2015 đến năm 2017 để tính toán. Số liệu
được thống kê trên file Excel như sau:


16
a. Khối lượng lưới điện của Điện lực Bố Trạch như sau:
Bảng 3.1: Khối lượng lưới điện Điện lực Bố Trạch

TT
Tên thiết bị
ĐVT
Số lượng
1

Trạm biến áp

Trạm

355

2

Đường dây trung áp

Km

1021

3

Máy cắt trung áp

Cái

09

4

Recloser

Cái

24

5

Dao cách ly

Cái

89

6

Cầu chì tự rơi

Cái

1092

Năm
Thời gian thu thập
03
b. Thống kê sự cố trên lưới điện và thời gian sửa chữa:
Thống kê sự cố và thời gian sửa chữa khi có sự cố được trích xuất từ phần
mềm OMS khu vực Điện lực Bố Trạch và được thống kê như: Phụ lục 02.
3.1.1.2. Tính cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa cho thiết bị:
Căn cứ vào số liệu thống kê ở mục 3.1.1.1 và áp dụng các công thức tính toán

ở chương 1, kết quả tính toán được như sau:
Bảng 3.2: Bảng cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị
Cường độ hỏng Cường độ hỏng
Thời gian sửa
Tên thiết bị
hóc vĩnh cữu
hóc thoáng
chữa(r)
(λvc)
qua(λtq)
7

Máy biến áp

0.013

0

2.36

Đường dây

0.0633

0.0920

0.39

Máy cắt

0.0370

0

5.0

Recloser

0.0139

0

5.00

Cầu chì

0.0290

0

1.01

Dao cách ly

0.0225

0

1.83

17
3.1.1.3. Xây dựng các xuất tuyến trên Modul DRA: gồm 9 xuất tuyến 22 kV, như
hình sau:

Hình 3.1: Lưới điện hiện trạng xuất tuyến 471 Nam Gianh
Sau khi nhập xong số liệu thông số các phần tử của lưới điện như đã trình bày
ở chương 1, nhắp chuột vào biểu tượng DRA để tính toán độ tin cậy, chương trình sẽ
tính toán độ tin cậy và xuất kết quả trên màn hình. Tổng hợp, ta có số liệu độ tin cậy
sự cố các xuất tuyến như sau:
Bảng 3.3: Kết quả độ tin cậy do sự cố của lưới điện hiện trạng
Số khách
SAIDI
SAIFI
TT
Xuất tuyến
hàng
(phút)
(lần)
1
471 Nam Gianh
3.355
52,80
1,08
2

472 Nam Gianh

5.518

109,80

1,87

3

471 Hưng Trạch

4.324

75,60

1,68

4

472 Hưng Trạch

1.269

36,00

0,56

5

473 Hưng Trạch

9.498

123,00

3,30

6

471 Hoàn Lão

7.203

156,00

3,06

7

474 Hoàn Lão

9.008

128,40

2,19

8

475 BĐH

5.444

131,40

2,33

9

479 BĐH

5.887

145,20

2,11

TOÀN HỆ THỐNG

51.506

119,88

2,33


18
3.1.2. Tính độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng:
3.1.2.1. Thống kê thời gian bảo trì, bảo dưỡng:
Thời gian bảo trì bảo dưỡng được thống kê từ phần mềm OMS khu vực Điện
lực Bố Trạch.
3.1.2.2. Tính thời gian bảo trì, bảo dưỡng thiết bị:
Căn cứ vào số liệu thống kê ở mục 3.1.2.1, sau khi áp dụng các công thức tính

toán ở chương 1, kết quả tính toán được như sau:
Bảng 3.4: Bảng thời gian BTBD thiết bị
Thời
Kế hoạch bảo trì, bảo
TT
Tên hang mục
Đơn vị
gian
dưỡng (t)
(phút)
1 BTBD đường dây 22kV
1km
121
20% toàn lưới
2 Bảo trì, bảo dưỡng hạ áp
1 KH
380
8% toàn lưới
3 Thí nghiệm định kỳ TBA 1 Trạm
60
3 năm 1 lần
4 Bảo trì, bảo dưỡng TBA
1 Trạm
174,8
5% tổng số trạm
5 năm (1pha), 2 năm (3
5 Thay công tơ định kỳ
1 c.tơ
15
pha)

3.1.2.3.Xây dựng bảng tính Excel cho lưới điện hiện trạng
3.1.2.4.Tính toán độ tin cậy bảo trì, bảo dưỡng lưới điện hiện trạng bằng bảng tính
Excel.
3.1.2.5.Kết quả độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng lưới điện hiện trạng (tính
bằng Excel):
Bảng 3.5: Bảng độ tin cậy do BTBD lưới điện hiện trạng
Số khách
SAIDI
SAIFI
TT
Xuất tuyến
hàng
(phút)
(lần)
1
471 Nam Gianh
3.355
222,23
2,22
2
472 Nam Gianh
5.518
232,15
3,12
3
471 Hưng Trạch
4.324
299,22
2,21
4

472 Hưng Trạch
1.269
147,11
2,23
5
473 Hưng Trạch
9.498
518,16
2,36
6
471 Hoàn Lão
7.203
334,38
2,21
7
474 Hoàn Lão
9.008
314,12
4,49
8
475 BĐH
5.444
398,92
1,97
9
479 BĐH
5.887
276,35
3,47
TOÀN HỆ THỐNG

51.506
339,09
2,85


19
3.1.3. Độ tin cậy lưới điện hiện trạng huyện Bố Trạch:
Từ bảng 3.3 và bảng 3.5 ta tổng hợp được được độ tin cậy chung cho lưới điện
hiện trạng như sau:
Bảng 3.6: Bảng Độ tin cậy tổng hợp lưới điện hiện trạng
Số khách
SAIDI
SAIFI
TT
Xuất tuyến
hàng
(phút)
(lần)
1
471 Nam Gianh
3.355
275,03
3,30
2

472 Nam Gianh

5.518

341,95

4,99

3

471 Hưng Trạch

4.324

374,82

3,89

4

472 Hưng Trạch

1.269

183,11

2,79

5

473 Hưng Trạch

9.498

641,16

5,66

6

471 Hoàn Lão

7.203

490,38

5,27

7

474 Hoàn Lão

9.008

442,52

6,68

8

475 BĐH

5.444

530,32

4,30

9

479 BĐH

5.887

421,55

5,58

TOÀN HỆ THỐNG

51.506

458,97

5,19

3.1.4. Đánh giá lưới điện hiện trạng:
Căn cứ vào bảng tính toán độ tin cậy lưới điện hiện trạng, ta thấy chỉ tiêu
SAIDI còn cao hơn so với mục tiêu 400 phút. Đặc biệt là các xuất tuyến 471 Hoàn
Lão, 473 Hưng Trạch, 475 Bắc Đồng Hới, vì vậy cần có phương án cải tạo lại các
xuất tuyến này nhằm nâng cao chỉ tiêu độ tin cậy cho toàn lưới điện huyện Bố Trạch.
3.2. Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cây cung cấp điện cho lưới điện phân
phối huyện Bố Trạch
Các biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện được chia thành hai biện pháp
chính: Các biện pháp giảm suất sự cố và các biện pháp giảm thời gian mất điện.

3.2.1. Các giải pháp giảm suất sự cố:
Tăng cường công tác quản lý vận hành, bảo trì bảo dưỡng đúng định kỳ.
3.2.2. Các giải pháp giảm thời gian mất điện:
Sử dụng công nghệ mới như SCADA, sửa chữa nóng; xử lý sự cố nhanh, kết
hợp nhiều công tác trong BTBD.
3.2.3.Các giải pháp thay đổi cấu trúc lưới điện:
3.2.3.1. Lắp đặt thêm các thiết bị phân đoạn:
- REC tại M16 nhánh rẽ Lâm Trạch XT 473 Hưng Trạch
- REC tại M262 trục chính XT 473 Hưng Trạch (Xuân Trạch).


20
- REC tại M17 về phía nhánh rẽ Hòa Trạch XT 471 Hoàn Lão.
- REC tại M84 về phía nhánh rẽ Nam Trạch XT 475 BĐH.
- REC tại M51 về phía nhánh rẽ Tây Trạch XT 471 Hoàn Lão.
3.2.3.2. Xây dựng mới các mạch liên lạc:
1. XDM mạch liên lạc giữa xuất tuyến 479BĐH và xuất tuyến 471 Hoàn Lão
(nối từ TBA Đại Phương 2 xuất tuyến 479BĐH đến TBA Thôn Kéc xuất tuyến 471
Hoàn Lão).
2. XDM mạch liên lạc giữa xuất tuyến 472Hưng Trạch và xuất tuyến 473
Hưng Trạch (nối từ TBA Xuân Sơn xuất tuyến 473 Hưng Trạch và TBA Thanh
Hưng 3 xuất tuyến 472 Hưng Trạch).
3.3.Tính toán độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp cải tạo:
3.3.1.Tính toán độ tin cậy sự cố:
Để tính toán độ tin cậy sau cải tạo bằng chương trình PSS/ADEPT, ta phải xây
dựng lại sơ đồ các xuất tuyến sau cải tạo trên Modul DRA ở chương trình
PSS/ADEPT với thông số cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa cho từng loại
thiết bị như ở mục 3.1.1.2.
Chạy chương trình PSS/ADEPT, ta có số liệu độ tin cậy do sự cố của toàn lưới
điện phân phối huyện Bố Trạch như sau:

Bảng 3.7: Bảng độ tin cậy lưới điện do sự cố sau cải tạo
SAIDI
SAIFI
TT
Xuất tuyến
Số khách hàng
(phút)
(lần)
1
471 Nam Gianh
3355
52,8
1,08
2

472 Nam Gianh

5518

109,8

1,87

3

471 Hưng Trach

4324

75,6

1,68

4

472 Hưng Trach

1269

34,80

0,5

5

473 Hưng Trạch

9498

99,00

2,2

6

471 Hoàn Lão

7203

99,60

1,68

7

474 Hoàn Lão

9008

128,4

2,19

8

475 BĐH

5444

124,8

1,98

9

479 BĐH

5887

108,60

1,59

TOÀN HỆ THỐNG

51506

102,65

1,84

3.3.2. Tính toán độ tin cậy bảo trì bảo dưỡng sau cải tạo cho LĐPP huyện Bố
Trạch:
3.3.2.1. Xây dựng bảng tính Excel cho lưới điện sau cải tạo:


21
3.3.2.2. Tính toán độ tin cậy bảo trì, bảo dưỡng lưới điện hiện trạng bằng bảng tính
Excel.
Thời gian bảo trì bảo dưỡng cho lưới điện sau cải tạo được tính như lưới điện
hiện trạng ở mục 3.1.2.2, nhập vào bảng tính đã xây dựng ở mục 3.3.2.1 ta có được
kết quả.
3.3.2.3. Kết quả độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng lưới điện sau cải tạo:
Bảng 3.8: Bảng độ tin cậy do BTBD lưới điện sau cải tạo
Số khách
SAIDI
SAIFI
TT
Xuất tuyến
hàng

(phút)
(lần)
1
471 Nam Gianh
3.355
2,22
222,23
2
472 Nam Gianh
5.518
232,15
3,12
3
471 Hưng Trạch
4.324
2,21
299,22
4
472 Hưng Trạch
1.269
1,92
105,68
5
473 Hưng Trạch
9.498
2,26
428,86
6
471 Hoàn Lão
7.203

193,62
1,85
7
474 Hoàn Lão
9.008
4,49
314,12
8
475 BĐH
5.444
1,77
353,45
9
479 BĐH
5.887
3,01
222,58
TOÀN HỆ THỐNG
51.506
290,97
2,70
3.3.3. Độ tin cậy lưới điện huyện Bố Trạch sau cải tạo:
Từ bảng 3.7 và bảng 3.8 ta tổng hợp được được độ tin cậy chung cho lưới điện
sau cải tạo như sau:
Bảng 3.9: Bảng độ tin cậy tổng hợp lưới điện sau cải tạo
TT

Xuất tuyến

Số khách

hàng

SAIDI
(phút)

SAIFI
(lần)

1
2
3
4
5
6
7
8
9

471 Nam Gianh
472 Nam Gianh
471 Hưng Trạch
472 Hưng Trạch
473 Hưng Trạch
471 Hoàn Lão
474 Hoàn Lão
475 BĐH
479 BĐH

3.355
5.518

4.324
1.269
9.498
7.203
9.008
5.444
5.887

275,03
341,95
374,82
140,48
527,86
293,22
442,52
478,25
331,18

3,30
4,99
3,89
2,42
4,46
3,53
6,68
3,75
4,60

TOÀN HỆ THỐNG

51.506

393,62

4,54


22
3.4. So sánh các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện phân phối huyện Bố Trạch
Từ các kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của LĐPP huyện
Bố Trạch như ở bảng 3.6 và 3.9, ta có bảng so sánh cho từng chỉ tiêu trong 3 trường
hợp: lưới điện hiện trạng, lưới điện sau cải tạo và mục tiêu năm 2020 như sau:
- Chỉ số SAIDI:

Chỉ số SAIDI
600
500

458.97

400

393.62

400

Sau cải tạo

Mục tiêu 2020

300
200
100
0

Hiện trạng

Hình 3.2: Đồ thị chỉ tiêu SAIDI hiện trạng, sau cải tạo và mục tiêu năm 2020.
- Chỉ số SAIFI:

Chỉ tiêu SAIFI
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0

5.19

Hiện trạng

4.54

Sau cải tạo

Hình 3.3: Đồ thị chỉ tiêu SAIFI hiện trạng và sau cải tạo.


23
Tóm tắt chương 3:
Trong chương 3 đã áp dụng tính toán chỉ số độ tin cậy SAIDI, SAIFI do sự cố
cũng như do bảo trì bảo dưỡng cho lưới điện phân phối huyện Bố Trạch. Cụ thể:
- Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module DRA của phần mềm
PSS/ADEPT theo 4 bước:
+ Xây dựng bộ số liệu đầu vào cho Module DRA: cường độ hỏng hóc và thời
gian sửa chữa cho từng loại thiết bị.
+ Xây dựng sơ đồ nguyên lý các xuất tuyến của lưới điện huyện Bố Trạch trên
phần mềm PSS/ADEPT.
+ Nhập các thông số cường độ hỏng hóc vĩnh cữu (λvc), cường độ hỏng hóc
thoáng qua(λtq), thời gian sửa chữa(r) cho các thiết bị trên mỗi xuất tuyến.
+ Chạy Module (DRA) cho các xuất tuyến và tổng hợp kêt quả.
- Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng bằng phần mềm Excel
theo 5 bước:
+ Thống kê thời gian bão trì bão dưỡng
+ Tính thời gian bão trì, bão dưỡng thiết bị
+ Xây dựng bản tính Excel cho sơ đồ phân đoạn cho từng xuất tuyến (bao gồm
số liệu chiều dài tuyến trục chính, nhánh rẽ, số TBA, số thiết bị đóng cắt và số khách
hàng của nhánh rẽ, phân đoạn.
+ Nhập các thông số thời gian bảo trì, bảo dưỡng trung bình cho 1km đường
dây, 1 trạm biến áp, 1 thiết bị đóng cắt; số khách hàng của các TBA của phân đoạn;
phân đoạn được nối vòng.
+ Tính toán Excel cho các xuất tuyến.
Các kết quả tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối hiện trạng huyện Bố Trạch
được phân tích đánh giá và đề xuất phương án cải tạo lưới điện để nâng cao độ tin

cậy cung cấp điện. Phương án cải tạo đề xuất bao gồm sử dụng 05 thiết bị đóng cắt
phân đoạn và đầu tư xây dựng 02 mạch liên lạc cho 04 xuất tuyến. Kết quả tính toán
so sánh các chỉ tiêu độ tin cậy SAIDI, SAIFI của phương án với hiện trạng và mục
tiêu năm 2020 đã chứng minh được hiệu quả của giải pháp đề xuất.