Tính toán, đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HỮU THANH

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THỊ XÃ BA ĐỒN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

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. LƯU NGỌC AN

Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 1: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ
kỹ thuật, chuyên nghành 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. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài
Căn cứ quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của
Thủ Tướng Chính phủ về việc “Phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành
và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam” thì đến sau năm
2022 sẽ phát triển thị trường “bán lẻ điện cạnh tranh”. Điều này đặt ra yêu
cầu cho ngành điện phải tự nâng cao, đổi mới chính mình nhằm đảm bảo chất
lượng sản phẩm khi bán cho khách hàng, cụ thể chính là nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện (ĐTCCCĐ).
Căn cứ quyết định số: 191/QĐ –QBPC ngày 26/01/2018 về việc giao kế
hoạch sản xuất kinh doanh của cả năm 2018 của Giám đốc QBPC thì kế
hoạch chỉ tiêu độ tin cậy QBPC giao cho ĐLQT được đặc biệt chú trọng, mà
trọng tâm chính là chỉ số SAIDI.
Thị xã Ba Đồn là thị xã có dân cư chủ yếu nằm ven song và ven biển,
lưới điện trung áp được đầu tư xây dựng chủ yếu từ những năm 1999 trở về
trước với cấu trúc lưới điện và công nghệ còn nhiều hạn chế, chỉ ứng dụng tự
động hóa trong những thiết bị bảo vệ và các trạm biến áp chuyên dùng do
khách hàng đầu tư.
Với đặc thù là thị xã mới thành lập, phụ tải tăng trưởng nhanh vì vậy áp
lực cung cấp điện là rất cao. Lưới điện trung áp được trải dài dọc sông Gianh
và gần bờ biển nên chịu ảnh hưởng rất lớn tới các thiết bị điện (môi trường
nhiễm mặn) do đó việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy nhằm
đảm bảo cung cấp điện tốt hơn từ đó đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã

hội chính trị của Thị xã cũng như Tỉnh Quảng Bình.
Tại Hội nghị nâng cao độ tin cậy hệ thống điện miền Trung ngày
31/03/2016, EVNCPC định hướng mục tiêu phấn đấu giảm các chỉ số
ĐTCCCĐ năm sau giảm ít nhất 10 - 30% so với năm trước. Đây là mục tiêu,
cũng là thách thức không nhỏ đối với Công ty Điện lực Quảng Bình nói
chung và Điện lực Quảng Trạch (ĐLQT) nói riêng.
Công tác nâng cao ĐTCCCĐ là mục tiêu then chốt trong năm 2018 của
QBPC cũng như ĐLQT, do đó để hoàn thành được cần phải có giải pháp và


2

hướng đi cụ thể theo từng giai đoạn sao cho đảm bảo tối ưu và hiệu quả nhất
về kỹ thuật – kinh tế.
Hiện nay, tại ĐLQT thực hiện đầu tư lưới điện mới chỉ tập trung cho
công tác giảm tổn thất điện năng, chống quá tải lưới điện, công tác nâng cao
ĐTCCCĐ chỉ thực hiện bằng các giải pháp quản lý vận hành, nâng cao năng
lực tay nghề của cán bộ nhân viên để rút ngắn thời gian thao tác, công tác.
Vì vậy, nhằm phục vụ cho mục tiêu trong thời gian tới cần đề xuất
những phương án phục vụ các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ cụ thể đối với
từng tuyến trung áp, từng khu vực phụ tải nhằm giảm thời gian mất điện, số
lần mất điện và số khách hàng mất điện qua đó thay đổi trực tiếp đến các chỉ
tiêu ĐTCCCĐ.
2. Mục tiêu nghiên cứu
- Đề tài nghiên cứu, tính toán đánh giá ĐTCCCĐ theo các chỉ tiêu được
QBPC giao cho ĐLQT.
- Đánh giá, đề xuất các giải pháp cụ thể để nâng cao ĐTCCCĐ, ứng dụng
công nghệ kỹ thuật trong công tác quản lý vận hành (QLVH) lưới điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện trung áp thị xã Ba Đồn thuộc

ĐLQT quản lý vận hành.
- Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện phân phối của thị xã Ba Đồn, từ
đó đề ra các giải pháp nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại
hiệu quả về kỹ thuật cũng như kinh tế.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Trên cơ sở lý thuyết về ĐTCCCĐ trong hệ thống điện, các chỉ tiêu được
QBPC giao cho ĐLQT, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện
trung áp thị xã Ba Đồn.
- Đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính toán thực tế dựa trên
chương trình Quản lý lưới điện của EVNCPC, sử dụng phần mềm
PSS/ADEPT để kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận
hành.


3

- Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực hiện năm 2017, sử dụng
các hàm trong Excel để tính toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm
2018 dựa trên các sự kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng) trong năm 2017.
5. Tên và bố cục đề tài
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết quả hướng đến thì đề tài
được đặt tên là: “TÍNH TOÁN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN”
Luận văn gồm các chương sau:
Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối và độ tin cậy cung cấp điện
lưới điện phân phối TX Ba Đồn.
Chương 2: Các khái niệm và phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện
phân phối.
Chương 3: Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp
điện.

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG
CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
1.1. Lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn
1.1.1. Tổng quan lưới điện
1.1.1.1. Nguồn và phụ tải
a) Giới thiệu:
Lưới điện trung áp TX Ba Đồn được nhận từ ba TBA 110kV gồm TBA110kV Văn Hóa, TBA-110kV Sông Gianh và TBA-110kV Ba Đồn với công
suất lần lượt là là: (25 + 25) MVA, 25 MVA, (25 + 25) MVA. Hiện nay, tình
trạng mang tải của trạm TBA-110kV đạt ở mức ổn định từ 50 – 70%.
b) Đặc điểm:
Lưới điện phân phối TX Ba Đồn gồm có 07 tuyến trung áp, trong đó có
05 tuyến 22kV và 02 tuyến 35kV. Lưới 22kV vận hành 3 pha trung tính trực
tiếp nối đất còn lưới 35kV vận hành 3 pha trung tính cách đất.
Ở trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân
phối khu vực TX Ba Đồn là lưới điện mạng kín vận hành hở, chỉ vận hành


4

kín khi thao tác chuyển lưới. Khi vận hành ở chế độ kín việc tính toán bảo vệ
rơ le tương đối phức tạp dễ phát sinh sự cố trên diện rộng.
c) Phụ tải:
Ở TX Ba Đồn thì phụ tải thường xuyên biến động theo mùa và thời gian:
vào các tháng du lịch, mùa hè thì tải tăng trưởng rất nhanh làm quá tải cục bộ
tại nhiều khu vực tuy nhiên vào mùa đông thì tải lại giảm mạnh khiến cho các
TBA vận hành non tải.
Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp, các trạm biến áp
thuộc tuyến theo bảng sau:
Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV
Tổng chiều

TT

Trạm biến áp

Xuất tuyến 22 kV
dài (km)

Công suất
Số lượng
đặt (MVA)

1

471-110kV Văn Hóa

26,371

29

6.885

2

473-110kV Văn Hóa

44,834

32

5.815

3

471-110kV Ba Đồn

14,674

20

5.680

4

473-110kV Ba Đồn

58,682

51

8.881,5

5

475-110kV Ba Đồn

32,390

51

11.410

176,951

183

38.671,5

Tổng cộng


5

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

Xuất tuyến 35 kV

Tổng chiều
dài (km)

1

373-110kV Sông Gianh

21,025

2

371-110kV Ba Đồn

21,450

Tổng cộng

42,48

Trạm biến áp
Công suất
Số lượng
đặt (MVA)
23

6.695

03

910

26

7.605

Tình hình phụ tải của một ngày đặc trưng tháng 07 năm 2018 theo bảng sau:
Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp
Sản
Pmax

P19

Pmin

Các xuất tuyến trung áp

lượng
(MW) (MW) (MW)
(kWh)

A. Xuất tuyến 35kV
- Tuyến 371-110kV Ba Đồn

8,28

8,28

5,09

- Tuyến 373-110kV Sông Gianh

12,11

11,52

8,08

396.243

B. Xuất tuyến 22kV
- Tuyến 471-110kV Văn Hóa

2,00

2,00

1,49

- Tuyến 473-110kV Văn Hóa

2,0

1,8

1,4

- Tuyến 471- 110kV Ba Đồn

2,76

1,98

1,80

- Tuyến 473-110kV Ba Đồn

4,30

3,99

2,87

- Tuyến 475-110kV Ba Đồn

4,17

3,72

2,95

15,23

13,49

10,51

Tổng

372.243

768.486


6

1.1.1.2. Tình hình cấp điện
Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp
Tuyến 471VH 473VH 471BĐ 473BĐ 475BĐ 478BĐ 371SG 373SG
471VH

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

1

2

0

0

0

0

0

0

0

473VH

1

471BĐ

0

0

473BĐ

0

0

0

475BĐ

0

0

1

1

478BĐ

0

0

0

2

0

371SG

0

0

0

0

0

0

373SG

0

0

1

0

0

0

1

Tổng

1

1

2

3

2

2

1

1

1

1.1.2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện
1.1.2.1. Dao cách ly, FCO
Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL
Cấp điện áp

Loại dao

Chức năng

Phân
Chém
loại theo 22kV 35kV
Số
lượng
(bộ)

36

3

Liên Phân Nhánh Tổng

Chém
LTD

đứng

ngang

14

12

13

lạc

đoạn

rẽ

12

14

13

39


7

Với số lượng dao cách ly như trên thì hiện nay đã đáp ứng phần nào
nhu cầu vận hành, quản lý, thao tác trên lưới điện phân phối.
1.1.2.2. Recloser, Dao có tải
Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser
Tuyến 22kV
Vị trí
lắp đặt

Tổng

471V
H 473 VH 471 BĐ 473 BĐ 475 BĐ

Trục
1

0

1

1

1

4

0

0

0

1

0

1

chính
Nhánh rẽ

Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS
Tuyến

Loại
Hở

Kín

Dao cắt có tải LBS
Chức năng
Thao tác bù
Phân đoạn Nhánh rẽ
Liên lạc
TA
2
2
0
0

471VH

2

2

473VH

2

3

1

2

0

2

471BĐ

0

0

0

0

0

0

473BĐ

0

3

0

3

0

0

475BĐ

1

4

3

1

0

1

371BĐ

0

0

0

0

0

0

373BĐ

0

1

0

1

0

0

Tổng

5

13

6

9

0

3


8

1.2. Tình hình thực hiện độ tin cậy cung cấp điện
1.2.1. Tình hình sự cố
Bảng 1.8: Thống kê sự cố từ năm 2015 đến năm 2017
Sương
Chất

Hành

Quá

Nguyên

Sét
lượng

lang

nguyên
đánh

thiết bị

tuyến

muối,

tải

nhân

Tổng

Không rõ

Khác số

bụi

HA

lần

nhân
bẩn

Năm 2015

40

20

0

2

13

13

0

88

Năm 2016

15

14

3

4

2

9

4

51

Năm 2017

16

5

2

11

2

8

1

45

1.2.2. Công tác bảo trì bảo dưỡng
Bảng 1.9: Công tác thí nghiệm định kỳ trong quý I và II năm
2018
Mất điện
Thời gian
Nội dung công tác

Số lần

Số KH
(phút)

Thí nghiệm định kỳ

43

1.650

14.426

9

1.2.3. Kết quả thực hiện độ tin cậy
Bảng 1.10: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2015 đến năm 2017
Nội
dung
Chỉ
tiêu

Sự cố 0,4-35kV

Tổng

BTBD 0,4-35kV

MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI SAIFI

2015

8,21 275,55

3,93

- 2.221,72

7,61

8,21 2.497,27

11,54

2016

4,13 145,52

2,21

- 1.239,01

4,19

4,13 1.384,53

6,39

2017

2,21 148,68

0,90

-

3,84

2,21

4,74

822,94

971,62

Bảng 1.11: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ
Nội dung

Tỷ lệ % của sự cố/Tổng

Tỷ lệ % của BTBD/Tổng

Chỉ tiêu

MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

2015

100,00

11,03

34,02

0,00

88,97

65,98

2016

100,00

10,51

34,50

0,00

89,49

65,50

2017

100,00

15,30

18,96

0,00

84,70

81,04

Có thể thấy rằng công tác bảo trì bảo dưỡng chiếm tỷ lệ lớn trong các chỉ
tiêu ĐTCCCĐ vì vậy việc tối ưu hóa trong quản lý vận hành, cũng như giảm
thời gian và khu vực cắt điện để công tác là yêu cầu tiên quyết của việc nâng
cao ĐTCCCĐ. Phụ tải phát triển kéo theo lưới điện phải phát triển theo, do


10

đó các công trình đầu tư xây dựng, sửa chữa lớn ảnh hưởng rất nhiều đến
ĐTCCCĐ.
1.2.4. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp
Bảng 1.12: Tổng hợp thực hiện ĐTCCCĐ các tuyến năm 2017
Tuyến

Số KH

SAIDI

SAIFI

MAIFI

471VH

7.688

118,71

0,65

0,26

473VH

7.304

200,56

1,07

0,62

471 BĐ

3.454

52,48

0,18

-

473 BĐ

9.017

365,12

1,38

0,92

475 BĐ

7.844

158,78

0,89

0,40

373SG

3.695

75,97

0,57

-

39.002

971,62

4,74

2,21

Tổng

Từ bảng trên ta thấy: các tuyến 473-110kV Văn Hóa, 473 và 475110kV Ba Đồn có chỉ tiêu SAIDI rất lớn, vậy để giảm chỉ tiêu SAIDI của
toàn ĐLQT thì cần phải tập trung đề xuất các phương án tại tuyến này.
Ngoài ra cũng phải có các phương án cho các tuyến 22kV và 35kV còn
lại để dự phòng thực hiện trong thời gian tiếp theo đảm bảo phù hợp với các
giai đoạn phát triển của phụ tải.
Các tuyến 22kV có số lượng khách hàng nhiều do đó các giải pháp
nâng cao ĐTCCCĐ phải được đặc biệt chú trọng, phải phân vùng các phụ tải
giảm bớt ảnh hưởng của việc mất điện ngoài vùng công tác hoặc sự cố bằng
cách lắp đặt thêm các thiết bị đóng cắt, kết nối mạch vòng để nâng cao năng
lực cấp điện.


11

1.2.5. Kế hoạch năm 2018
Bảng 1.13: Mục tiêu độ tin cậy năm 2018 so với năm 2017
Nội
dung
Chỉ
tiêu
Thực
hiện
2017
Kế
hoạch
2018
Mục
tiêu

SỰ CỐ (0,4-35kV)

Tổng

BTBD (0,4-35kV)

MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

2,21

148,68

0,90

0,00

2,61

75,17

2,73

0,30

Giảm:
73,51

1,83

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

822,94

3,84

2,21

971,62

4,74

0,034

521,50

4,67

2,64

596,66

7,40

0,034

Giảm:
301,44

0,83

0,43

Giảm:
374,96

2,66

1.3. Kết luận
Qua thực tế tình hình lưới điện và phụ tải của khu vực Trung tâm TX Ba
Đồn thì nhận thấy được tầm quan trọng của việc nâng cao ĐTCCCĐ đảm bảo
việc cấp điện liên tục ổn định cho các khách hàng nhằm phục vụ các nhu cầu
sinh hoạt, sản xuất, kinh doanh hướng tới phát triển kinh tế xã hội của TX Ba
Đồn nói riêng và tỉnh Quảng Bình nói chung. Với kết cấu lưới điện hiện nay
thì có nhiều tiềm năng để thực hiện các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ, đặc
biệt là với các tuyến trung áp chưa có nhiều thiết bị phân đoạn, chưa có các
mạch vòng, tuy nhiên cần có sự nghiên cứu và đề xuất phù hợp cho từng khu
vực để đạt hiệu quả tối ưu nhất.
Căn cứ theo quy định của EVN, các chỉ tiêu của EVNCPC giao cho
QBPC cũng như ĐLQT thì các chỉ tiêu ĐTCCCĐ mới chỉ quan tâm đến các
số liệu như: SAIDI, SAIFI, MAIFI. Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ của tuyến trung
áp khu vực trung tâm TX Ba Đồn bị ảnh hưởng nhiều bởi các tuyến có số
khách hàng lớn, khu vực phụ tải tập trung vì vậy để nâng cao ĐTCCCĐ thì
giải pháp áp dụng với các tuyến này phải được đặt lên hàng đầu. Từ nhiệm vụ
được giao trong năm 2018 thấy được thách thức không nhỏ trong thời gian
tới, yêu cầu đặt ra với các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ là phải nhanh chóng
và chính xác nhất.


12

CHƯƠNG 2: CÁC KHÁI NIỆM VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ

TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. Khái niệm và các chỉ tiêu về độ tin cậy
2.1.1. Khái niệm chung
2.1.1.1. Định nghĩa về độ tin cậy
2.1.1.2. Các tham số liên quan
2.1.2. Các chỉ tiêu độ tin cậy các phần tử
2.1.2.1 Đối với phần tử không phục hồi
2.1.2.2. Đối với phần tử có phục hồi
2.1.3. Chỉ tiêu độ tin cậy
2.1.3.1. Chỉ số về thời gian mất điện kéo dài trung bình của lưới điện phân
phối (SAIDI).
2.1.3.2. Chỉ số về số lần mất điện kéo dài trung bình của lưới điện phân phối
(SAIFI).
2.1.3.3. chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân
phối (MAIFI)
2.1.3.4. Chỉ tiêu tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng
(CTAIDI)
2.1.3.5. Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng. (CAIFI)
2.1.3.6 Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình (ASAI)
2.1.3.7. Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng (CEMIn)
2.1.3.8. Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống. (ASIFI)
2.1.3.9. Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống
(ASIDI)
2.1.3.10. Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng điện thoáng qua
(MAIFIE)


13

2.2. Khái niệm về trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện

2.2.1. Trạng thái của phần tử
2.2.2. Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện
2.3. Bài toán độ tin cậy
2.4. Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy
2.4.1. Phương pháp đồ thị - giải tích
2.4.2. Phương pháp không gian trạng thái
2.4.3. Phương pháp cây hỏng hóc
2.4.4. Phương pháp Monte – Carlo:

CHƯƠNG 3: TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
3.1. Phân đoạn và kết nối liên lạc
Nguyên tắc lập các phương án, giải pháp căn cứ theo:
Số lượng khách hàng của các phân đoạn, các nhánh rẽ.
Số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các phân đoạn và nhánh rẽ.
Khả năng kết nối liên lạc, dự phòng cấp điện của các phân đoạn và
nhánh rẽ.
Vị trí thường xuyên có thao tác, công tác trên lưới điện mà phải thực
hiện tháo, đấu lèo hoặc đóng cắt các thiết bị phân đoạn.
Quy hoạch giao thông, các khu dân cư của thị xã Ba Đồn
Các thiết bị đóng cắt lựa chọn để lắp đặt mới như Recloser chọn kiểu
Schneider U-series, LBS kín của hãng JinKwang (Hàn Quốc), cả 2 thiết bị
này đều có giao thức IEC101 và IEC104 đảm bảo thuận lợi trong việc kết nối
lưới điện thông minh, điều khiển từ xa (SCADA).
3.1.1. Bổ sung thiết bị để phân đoạn
a) Tuyến 471-110kV Văn Hoá:
- Từ 110kV Văn Hóa đến Recloser 472 (tại M226) lượng khách hàng nhiều,
cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 471- 110kV Văn Hóa/73 và
471- 110kV Văn Hóa/143 để phân đoạn giữa từ 110kV Văn Hóa đến

14

Recloser 472 (tại M226) nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác
hoặc sự cố.
b) Tuyến 473-110kV Văn Hóa:
- Từ CD VT 198 Quảng Thủy đến LBS 274 Vĩnh Phú (tại M274) lượng
khách hàng nhiều, cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 473110kV Văn Hóa/237 để phân đoạn giữa từ CD 198 Quảng Thủy đến LBS
274 Vĩnh Phú (tại M274), ngoài ra bổ sung Recloser tại cột 473- 110kV
Văn Hóa/198 Quảng Thủy nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác
hoặc sự cố.
- Khi sự cố nhánh rẽ 473-110kV Văn Hóa/213-1 Quảng Sơn 3 thì máy cắt
473-110kV Văn Hóa tác động, từ đó ảnh hưởng đến các phụ tải trên tuyến
473-110kV Văn Hóa vì vậy cần bổ sung Recloser (kèm dao cách ly) tại cột
473-110kV Văn Hóa/213 để phân đoạn phụ tải.
- Khi sự cố nhánh rẽ 473-110kV Văn Hóa/2-4 Quảng Minh thì Recloser tại
cột 473- 110kV Văn Hóa/237 tác động, từ đó ảnh hưởng đến các phụ tải từ
VT 237 đến 275 vì vậy thay thế LBS tại vị trí 2-4 Quảng Minh bằng
Recloser để phân đoạn phụ tải.
c) Tuyến 471-110kV Ba Đồn:
- Phân đoạn từ VT 42 đến VT 119 có nhiều phụ tải, cần phải bổ sung LBS
(kèm DCL) tại cột 471-110kV Ba Đồn/87 để phân đoạn nhằm tách các khu
vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố.
d) Tuyến 473-110kV Ba Đồn:
- Hiện nay để thao tác 02 CDLL tại cột 473-478-110kV Ba Đồn/66/39 Ba
Đồn và 473-478-110kV Ba Đồn/142-4 Quảng Phương 5 thì buộc phải cắt
điện toàn tuyến 478-110kV Ba Đồn, ngoài ra từ CD 142-4 Quảng Phương
5 đến Recloser 488 Pháp Kệ lượng khách hàng nhiều vì vậy cần bổ sung
Recloser tại cột 473-110kV Ba Đồn/142/4 và LBS kiểu kín tại CD 39-4 để
phân đoạn nhánh rẽ và phục vụ đóng liên lạc.

- Từ 110kV Ba Đồn đến Recloser 483 Quảng Phương (tại M84) lượng khách
hàng nhiều, cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 471- 110kV Ba
Đồn/43 để phân đoạn giữa từ 110kV Ba Đồn đến Recloser 483 Quảng


15

Phương (tại M84) nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự
cố.
- Từ Recloser 483 Quảng Phương (tại M84) đến cuối tuyến lượng khách
hàng nhiều, cần phải bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 471- 110kV Ba
Đồn/142 để phân đoạn giữa từ Recloser 483 Quảng Phương (tại M84) đến
cuối tuyến nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố.
e) Tuyến 475-110kV Ba Đồn:
- Khi sự cố nhánh rẽ 475-110kV Ba Đồn/83 thì máy cắt 475-110kV Ba Đồn
tác động, từ đó ảnh hưởng đến các phụ tải trên tuyến vì vậy cần bổ sung
Recloser tại cột 475-110kV Ba Đồn/83/4 để phân đoạn phụ tải.
- Phân đoạn từ CD 42-4 Quảng Thuận đến Recloser 485 Tân An (tại M119)
lượng khách hàng nhiều, cần phải bổ sung LBS (kèm DCL) tại cột 475110kV Ba Đồn/83 để phân đoạn giữa từ CD 42-4 Quảng Thuận đến
Recloser 485 Tân An (tại M119) và bổ sung thêm LBS tại cột 475- 110kV
Ba Đồn/42 nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố.
- Phân đoạn từ Recloser 485 Tân An (tại M119) đến đến cuối tuyến lượng
khách hàng nhiều, cần phải bổ sung LBS (kèm DCL) tại cột 471- 110kV
Ba Đồn/167 để phân đoạn giữa từ Recloser 485 Tân An (tại M119) đến đến
cuối tuyến nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự cố.
- Hiện nay để thao tác CDLL tại cột 473-478-110kV Ba Đồn/89/4 Ba Đồn
thì buộc phải cắt điện toàn tuyến 473-110kV Ba Đồn vì vậy cần bổ sung
LBS kiểu kín tại cột 473-478-110kV Ba Đồn/89/4 để phục vụ đóng liên
lạc.
f) Tuyến 373-110kV Sông Gianh:

- Từ trạm 110kV Sông Gianh đến LBS 131 Phú Ninh chưa có thiết bị đóng
cắt phân đoạn nên cần bổ sung Recloser (kèm DCL) tại cột 373-110kV
Sông Gianh/46 để phân đoạn trục chính.
3.1.2. Xây dựng mới đường dây liên lạc:
Mạch vòng được kết nối từ cột 471-110kV Văn Hóa/200-4 đến cột 475110kV Ba Đồn/168-34, đầu các nhánh rẽ đều có thiết bị đóng cắt kiểu kín để
phục vụ đóng hòa (phải cải tạo dây dẫn để phục vụ đóng hòa).


16

3.1.3. Kiểm tra trào lưu công suất và thông số vận hành trên các xuất tuyến
*Tuyến 471-110kV Văn Hóa:
- Khi công tác hoặc sự cố trạm 110kV Văn Hóa hoặc từ trạm 110kV Văn Hóa
đến VT 471- 110 Văn Hóa/73 thì thao tác ngay MC 471 TBA 110kV Văn
Hóa hoặc Recloser 471- 110 Văn Hóa/73 để:
Đóng Recloser 472 Quảng Lộc liên lạc 471-472-110kV Văn Hóa, lúc
đó tuyến 472-110Văn Hóa cấp điện cho toàn bộ phụ tải phía sau 471110Văn Hóa/73.
Đóng LBS liên lạc tại cột 471-110kV Văn Hóa/200-4, lúc đó tuyến
475-110kV Ba Đồn cấp điện cho toàn bộ phụ tải phía sau VT 471110Văn Hóa/73.
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến
475-110kV Ba Đồn cấp điện cho 471-110kV Văn Hóa):
Chạy modul Load Flow trong chương tình PSS-ADEPT với thông số
nhập sẵn cho các phần tử thuộc LPP Ba Đồn với dự báo tăng trưởng phụ tải
(công suất) khoảng 5%/năm cho đến năm 2020, kết quả các thông số vận
hành cho các xuất tuyến theo phương án như sau:
Bảng 3.1: Tình hình mang tải khi XT 475-110kV Ba Đồn cấp điện cho XT
471-110kV Văn Hóa.
Xuất
TT
tuyến

Trạm
110kV

Công suất (MW)
Pmax

Tổn thất

Điện áp
Tổn thất
% TT
(kV)

Đánh giá

Phương án
xử lý

1

471 Văn Hóa

2,00

0,030

0,33

0,013

Bình thường

Không

2

475

Ba Đồn

6,80

0,172

0,45

1,91

Bình thường

Không

Kiểm tra thông số vận hành của hệ thống cho thấy tất cả các xuất
tuyến đều không bị xảy ra quá tải dây dẫn, không bị quá tải cục bộ trên các
phân đoạn. Tất cả các tuyến đều đảm bảo VH trong giới hạn cho phép
*Tuyến 473-110kV Văn Hóa:
- Việc bổ sung Recloser tại cột 473-110kV Văn Hóa/213, 2-4 Quảng
Minh, L145 Biểu Lệ và LBS tại cột 473-110kV Văn Hóa/226: nhằm

17

đảm bảo phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ
tải phía trước, nâng cao ĐTCCCĐ.
*Tuyến 471-110kV Ba Đồn:
- Việc bổ sung Recloser tại cột 471-110kV Ba Đồn/87: nhằm đảm bảo
phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía
trước, nâng cao ĐTCCCĐ.
*Tuyến 473-110kV Ba Đồn:
- Việc bổ sung Recloser tại cột 473-110kV Ba Đồn/142, 473-110kV Ba
Đồn/43 và 473-478-110kV Ba Đồn/143: nhằm đảm bảo phân đoạn sự cố
chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía trước, nâng cao
ĐTCCCĐ.
*Tuyến 475-110kV Ba Đồn:
- Việc bổ sung Recloser tại cột 475-110kV Ba Đồn/83, 475-110kV Ba
Đồn/167 và thay thế LBS bằng Recloser tại cột 475-110kV Ba Đồn/44,
475-110kV Ba Đồn/83 và 475-110kV Ba Đồn/167: nhằm đảm bảo phân
đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải phía trước,
nâng cao ĐTCCCĐ.
- Khi công tác hoặc sự cố trạm 110kV Ba Đồn hoặc từ trạm 110kV Ba
Đồn đến VT Recloser 486 Tân An thì thao tác ngay máy cắt 475 hoặc
Recloser 486 Tân An VT 475- 110kV Ba Đồn/119 để:
+ Đóng LBS liên lạc tại cột 471-110kV Văn Hóa/200-4, lúc đó tuyến
471-110kV Văn Hóa cấp điện cho toàn bộ phụ tải XT 475-110kV Ba
Đồn hoặc phụ tải phía sau Recloser 486 Tân An VT 475- 110kV Ba
Đồn/119.
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến
471-110kV Văn Hóa cấp điện cho 475-110kV Ba Đồn):
Chạy modul Load Flow trong chương tình PSS-ADEPT với thông số

nhập sẵn cho các phần tử thuộc LPP Ba Đồn với dự báo tăng trưởng phụ tải
(công suất) khoảng 5%/năm cho đến năm 2020, kết quả các thông số vận
hành cho các xuất tuyến theo phương án như sau:


18

Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi tuyến 471-110kV Văn Hóa cấp điện cho
tuyến 475-110kV Ba Đồn
Công suất
Xuất

Trạm

tuyến

110kV

Điện áp
Phương án

(MW)
Đánh giá

TT

xử lý

Tổn thất
Pmax Tổn thất

% TT
(kV)

1
471 Văn Hóa 6,80

0,134

0,67

2,80

Bình thường

Không

Ba Đồn

0,13

0,45

1,91

Bình thường

Không

2

475

4,91

Kiểm tra thông số vận hành của hệ thống cho thấy tất cả các xuất
tuyến đều không bị xảy ra quá tải dây dẫn, không bị quá tải cục bộ trên các
phân đoạn. Tất cả các tuyến đều đảm bảo VH trong giới hạn cho phép
*Tuyến 373-110kV Sông Gianh: 
- Việc lắp đặt Recloser tại cột 373-110kV Sông Gianh/46: nhằm đảm
bảo phân đoạn sự cố chính xác, không làm ảnh hưởng đến các phụ tải
phía trước, nâng cao ĐTCCCĐ của toàn tuyến 373-110kV Sông Gianh.
Về tình trạng vận hành thì không đổi.
3.2. Tính toán độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp
3.2.1. Độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp
Do lưới điện trung áp TX Ba Đồn gồm nhiều tuyến và có nhiều mạch
vòng liên lạc nên không sử dụng chương trình PSS/ADEPT để tính toán
ĐTCCCĐ. Trong phần này chỉ sử dụng chương trình EXCEL của Microsoft
để phục vụ tính toán.


19

Bảng 3.3: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp
Chỉ
tiêu

SAIDI
Trước

SAIFI

MAIFI

Giảm

Trước

Sau

Giảm Trước

Sau

Giảm

54,90

0,65

0,34

0,31

0,26

0,26

0,00

473VH 200,56 126,08 74,47

1,07

0,68

0,39

0,62

0,62

0,00

471BĐ

0,18

0,12

0,06

0,00

0,00

0,00

473BĐ 365,12 253,30 111,82

1,38

1,13

0,25

0,92

0,79

0,14

475BĐ 158,78 119,56 39,22

0,89

0,77

0,12

0,40

0,40

0,00

-

-

2,07

0,14

Sau

471VH 118,71 63,81

373SG
Tổng

52,48

75,97

46,50

24,50

5,98

51,47

971,62 633,75 337,87

0,57
474

0,32
3,36

0,24
1,38

2,21

Từ bảng trên ta thấy các chỉ tiêu ĐTCCCĐ sau khi thực hiện các giải
pháp đều giảm đạt yêu cầu của kế hoạch 2018. 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
ĐTCCCĐ cũng sẽ thay đổi theo chiều hướng giảm đảm bảo thực hiện đúng
mục tiêu đề ra. Các thiết bị mới lắp đặt phải có tính đồng bộ với hệ thống
lưới điện hiện có, tránh trường hợp lắp quá nhiều loại thiết bị, chủng loại,
cách vận hành khác nhau gây khó khăn cho người thao tác, kéo dài thời gian
thao tác, có khả năng mất an toàn cho lưới điện và con người.
3.2.2. Phân tích kinh tế
Tính toán kinh tế đối với tuyến 471-110kV Văn Hóa như sau:
Giá trị đầu tư của tuyến 471-110kV Văn Hóa là:
ĐT471-110kV Văn Hóa = 2 x 280 + 0 x 70 + 2 x 10 = 580 tr.đ
Trong đó:
+ Recloser: 280 tr.đ/1c; LBS kín: 70 tr.đ/1c; DCL: 10 tr.đ/1c, Theo
“Bảng 3.15: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471-110kV Văn Hóa trước và sau giải
pháp”


20

Bảng 3.4: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung
Tuyến

Re

LBS kín

DCL

471-110kV Văn Hóa

2

0

2

473-110kV Văn Hóa

3

0

3

471-110kV Ba Đồn

0

1

1

473-110kV Ba Đồn

4

1

3

475-110kV Ba Đồn

1

4

2

371-110kV Ba Đồn

0

0

0

373-110kV Sông Gianh

1

0

1

11

6

12

Tổng (cái)

Thì tổng thời gian mất điện giảm sau khi thực hiện giải pháp là:
T(-)471-110kV Văn Hóa = 54,90 x 58.562 = 3.215.054 phút
Trong đó:
54,90: SAIDI giảm;
58.562: tổng số khách hàng.
Trung bình 1 ngày sản lượng điện tiêu thụ: 768.486 kWh, vậy lợi nhuận
thu được trong 1 năm của 58.562 khách hàng là:
LNĐLQT = 768.486 kWh x 365 ngày x 1.627,5 đ/kWh = 456.509.502.225
Đ
Tổng thời gian cấp điện trong 1 năm của 61.494 khách hàng:
TCN = 58.562 x 365 x 24 x 60 = 30.780.187.200 phút.
Lợi nhuận thu được trong 1 năm tương ứng với thời gian giảm là:
LN 471-110kV Văn Hóa = [T(-)471-110kV Văn Hóa x LNĐLQT]/ TCN

LN 471-110kV Văn Hóa = (3.215.054 x
456.509.502.225)/30.780.187.200
= 47,68 tr.đ/năm
Thời gian thu hồi vốn tương ứng là:

21

Tth 471-110kV Văn Hóa = ĐT 471-110kV Văn Hóa/ LN 471-110kV Văn Hóa = 580 tr.đ/47,68
tr.đ/năm = 12,16 năm
Tương tự đối với các tuyến khác, ta có bảng sau:
Bảng 3.5: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư, thời gian thu hồi vốn
Tổng thời
gian mất điện
(phút)

Lợi nhuận
trong 1
năm (tr.đ)

Đầu tư
(tr.đ)

Thu hồi
vốn

471-110kV Văn Hóa

3.215.054

47,68

580

12,16

473-110kV Văn Hóa

4.361.112

64,68

870

13,45

471-110kV Ba Đồn

350.400

5,20

80

15,39

473-110kV Ba Đồn

6.548.403

97,12

1220

12,56

475-110kV Ba Đồn

2.296.802

34,06

580

17,03

371-110kV Ba Đồn

-

-

0

-

373-110kV Sông Gianh

3.014.186

44,70

290

6,49

Tổng

19.785.956,56

293,45

3.620,00

77,08

Tuyến

Công tác nâng cao ĐTCCCĐ góp phần cải thiện chất lượng phục vụ
khách hàng, đặc biệt với TX Ba Đồn tập trung rất nhiều phụ tải quan trọng,
mang yếu tố chiến lược, đặc biệt quan trọng trong việc phát triển kinh tế xã
hội chính trị của TX nói chung cũng như tỉnh Quảng Bình nói riêng vì vậy
cần phải đầu tư nhanh chóng để đạt hiệu quả nhanh nhất trong thời gian tới.
Tuy nhiên để đảm bảo lợi nhuận sản xuất kinh doanh, phải chia làm 3 giai
đoạn đầu tư:
Giai đoạn 1: Thực hiện đầu tư với các tuyến 475,471-110kV Ba Đồn.
Giai đoạn 2: Thực hiện đầu tư với các tuyến 471,473-110kV Văn Hóa.
+ Giai đoạn 3: Thực hiện đầu tư với các tuyến 473-110kV Ba Đồn, 373110kV Sông Gianh.
3.3. Kết luận
Theo “Bảng 3.15: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải
pháp” thì sự thay đổi chỉ tiêu độ tin cậy của tất cả các tuyến thì các giải pháp
đề ra đã hoàn thành vượt chỉ tiêu yêu cầu, đảm bảo nâng cao độ tin cậy của


22

toàn khu vực trung tâm TX Ba Đồn. Các thiết bị đóng cắt như Recloser, LBS
kín… sẽ nâng cao được ĐTCCCĐ do đã hạn chế khu vực bị ảnh hưởng bởi
mất điện do sự cố hoặc công tác, việc nhanh chóng khôi phục cấp điện lại cho
các khu vực ngoài điểm sự cố cần phải thiết lập nhiều hơn nữa mạng lưới
điện thông minh có khả năng tự điều khiển khi cần thiết.
Với giả thiết về công suất tải max, từ đó kiểm tra trao lưu công suất và
thông số vận hành trên các xuất tuyến theo giải pháp đã để xuất bằng chương
trình PSS/ADEPT, các tuyến trung áp đều đã vận hành ổn định.
Các giải pháp được đề xuất thực hiện có vốn đầu tư tương đối lớn, thời
gian thu hồi vốn lâu tuy nhiên hiệu quả về công tác nâng cao ĐTCCCĐ đảm
bảo phù hợp với yêu cầu của QBPC cũng như EVNCPC. Ngoài ra, việc nâng
cao ĐTCCCĐ sẽ đáp ứng được yêu cầu của khách hàng về chất lượng dịch
vụ, đảm bảo phù hợp với sự phát triển, phục vụ mục tiêu phát triển kinh tế xã
hội chính trị của TX Ba đồn cũng như tỉnh Quảng Bình. Tuy nhiên để đồng
thời đạt hiệu quả trong sản xuất kinh doanh cần phải chia làm các giai đoạn
đầu tư khác nhau, ưu tiên các tuyến có sự thay đổi tốt về các chỉ tiêu
ĐTCCCĐ, thời gian thu hồi vốn nhanh.
Ngoài các giải pháp cần vốn đầu tư, cần xây dựng các phương án cụ thể
thì cũng có những giải pháp tức thời có thể thực hiện ngay đảm bảo hiệu quả
nhất định trong công tác nâng cao ĐTCCCĐ.


23

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
Luận văn đã đề cập đến lưới điện phân phối của khu vực TX Ba Đồn, đánh
giá phân tích các nguyên nhân ảnh hưởng trực tiếp đến ĐTCCCĐ từ đó đề xuất
các giải pháp cụ thể để cải thiện trực tiếp các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, MAIFI nhằm
thực hiện tốt yêu cầu của Công ty giao cho đơn vị.
Từ các giải pháp đã đề xuất, sử dụng chương trình PSS/ADEPT để kiểm tra

trào lưu công suất và thông số vận hành trên các xuất tuyến, qua đó thấy được việc
áp dụng các giải pháp để nâng cao ĐTCCCĐ có làm ảnh hưởng đến sự ổn định
của lưới điện, tuy nhiên không lớn và trong tầm kiểm soát. Với thực tế lưới điện
hiện có thì đảm bảo tất cả các giải pháp đều không dẫn tới sự mất an toàn, ổn định
của hệ thống.
Các giải pháp thực hiện tốt yêu cầu về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ, tuy nhiên cần
có sự đầu tư phù hợp theo từng giai đoạn để đảm bảo lợi nhuận sản xuất kinh
doanh phù hợp nhất với ĐLQT.
Độ tin cậy cung cấp điện là một yêu cầu cấp thiết của hệ thống điện trong
thời gian tới, do đó việc thực hiện các giải pháp nhanh chóng và hiệu quả là một
mục tiêu trên hết. Để đáp ứng được yêu cầu đó không chỉ cần đầu tư về thiết bị
còn phải nâng cao năng lực quản lý của con người, đây chính là giải pháp quan
trọng nhất trong công tác nâng cao ĐTCCCĐ và đảm bảo hiệu quả sản xuất kinh
doanh.
Để mang tính thực tiễn cao hơn, phương án được đề xuất trong luận văn này
cần được khảo sát cụ thể, hiệu chỉnh phù hợp với tình trạng thiết bị điện, lưới điện
hiện có.
Số liệu thu thập trong luận văn được tổng hợp từ trong vòng 03 năm gần nhất
tuy nhiên do còn chưa được áp dụng rộng rãi trong đơn vị nên các thông tin mất
điện của khách hàng để tính toán chỉ chính xác 80 – 90%, vì vậy số liệu thực tế về
các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cao hơn nhiều so với kết quả thực hiện thu thập được trong
chương trình OMS của CPC. Do điều kiện thời gian cũng như khả năng có hạn do
đó nội dung luận văn vẫn còn những mặt thiếu sót cần phải nghiên cứu khắc phục
thêm.