Tính toán, đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối khu vực huyện Tư Nghĩa, tỉnh Quảng Ngãi

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HOÀNG HẢI
TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU
VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA, TỈNH QUẢNG NGÃI

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. LÊ THỊ TỊNH MINH

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. LÊ HỮU HÙNG

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp
thạc sĩ kỹ thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học
Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 30 tháng6 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
1. Lý do chọn đề tài:
Cùng với tiến trình ngành Điện chuyển dần sang hoạt động
theo cơ chế thị trường, khách hàng khu vực huyện Tư Nghĩa ngày
càng được quan tâm và đòi hỏi cao hơn về chất lượng điện năng cũng
như độ tin cậy cung cấp điện.Hiện nay các chỉ tiêu độ tin cậy trên
lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa còn khá cao so với mục tiêu đặt ra
đến năm 2020, cụ thể EVNCPC định hướng giảm các chỉ số độ tin
cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI) như sau:
•
Chỉ số năm sau giảm ít nhất 10 - 30% so với năm trước
•
Năm 2020: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73
lần/KH.năm, MAIFI <2,15 lần/KH.năm
Để đáp ứng nhu cầu ngày càng caovề sử dụng điện chất lượng,
tin cậy của khách hàng vàđạt mục tiêu năm 2020 theo định hướng
của Tổng công ty Điện lực miền Trung; cần phải tính toán, đánh giá
hiện trạng độ tin cậy lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa, từ đó đề
xuất những giải pháp hợp lý về mặt kinh tế, kỹ thuật để nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện của huyện.
2. Mục tiêu nghiên cứu:
 Tính độ tin cậy của lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa.
 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân
phối khu vực huyện Tư Nghĩa.
3. Đối tƣợng và phạm vị nghiên cứu:
 Đối tượng nghiên cứu của đề tài là tính toán độ tin cậy và

đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối.
 Phạm vi nghiên cứu của đề tài là lưới điện phân phối khu
vực huyện Tư Nghĩa.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu:

Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module
(DRA) phần mềm PSS/ADEPT:

Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng
bằng phần mềm Excel.


2

Tính toán đánh giá kết quả lưới điện hiện trạng.

Đề xuất phương án cải tạo lưới điện hiện trạng.

Tính toán đánh giá kết quả lưới điện cải tạo.

So sánh kết quả, đánh giá hiệu quả phương án.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
 Đáp ứng yêu cầu của khách hàng khu vực huyện Tư Nghĩa
về:

Chất lượng điện năng.

Độ tin cậy cung cấp điện.
 Đánh giá được độ tin cậy của lưới điện khu vực huyện Tư
Nghĩa.

 Đề xuất những giải pháp hợp lý nhất về mặt kinh tế, kỹ
thuật, vận hành
•
Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020
đạt: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73 lần/KH.năm, MAIFI
<2,15 lần/KH.năm
6. Tên và bố cục đề tài:
Căn cứ vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài được đặt tên:
“TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN TƯ
NGHĨA”
Bố cục của đề tài gồm 4 chương:
 Chương 1: Tổng quan lưới điện phân phối huyện Tư Nghĩa
 Chương 2: Các phương pháp tính toán độ tin cậy
 Chương 3: Tính toán, đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện khu vực huyện Tư Nghĩa


3
CHƢƠNG 1-TỔNG QUAN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN
TƢ NGHĨA
1.1. Đặc điểm lƣới điện phân phối huyện Tƣ Nghĩa
1.1.1. Vị trí địa lý, đặt điểm tư nhiên.

Huyện Tư Nghĩa có diện tích 227,8 km2, hơn 180.000
dân với mật độ hơn 790 người/1 km2 thuộc tỉnh Quãng Ngãi. Lưới
điện Điện lực Tư Nghĩa nằm ở khu vực địa bàn huyện Tư Nghĩa gồm
16 xã và 2 thị trấn.
1.1.2. Khốilượng lưới điện:


TBA phụ tải: 197 trạm, với tổng dung lượng 38.811,5 kVA.
+ Ngành điện: 173 trạm/175MBA/32.851,5kVA.
+ Khách hàng: 24 trạm/ 24 MBA/5.960,0 kVA.

Đường dây 22kV: 235,87 km.

Đường 0,4kV: 155,4 km.
1.2.
Phƣơng thức vận hành cơ bản
2.1.1 Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến:
Tất cả các xuất tuyến 22kV hiện nay vận hành hình tia, tuy
nhiên một số xuất tuyến có liên kết vòng nhằmcó khảnăng chuyển
phương thức vận hànhkhi sửa chữa, bảo dưỡng, cụ thể:
 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 479/E16.1 liên lạc
bằng liên lạc LL Nghĩa Hà (thường mở);
 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 473/E16.3 liên lạc
bằng liên lạc LL Nghĩa Thương 2 (thường mở);
2.1.2 Các vị trí phân đoạn giữa các xuất tuyến:
 Xuất tuyến 477/E16.1 gồm PĐ La Hà
 Xuất tuyến 479/E16.1 gồm trạm cắt RCPĐNghĩa Hòa,
RC PĐ Nghĩa Dõng.
 Xuất tuyến 473/E16.3 gồm trạm cắt RC PĐ Sông Vệ.
 Xuất tuyến 475/E16.3 (phần đầu xuất tuyến)
 Xuất tuyến 475/E16.5 (phần đầu xuất tuyến)


4
Xuất tuyến 479/E16.5 gồm trạm cắt RC PĐ Nghĩa



Thuận.
1.3.
Độ tin cậy của lƣới điện phân phối khu vực huyện Tƣ
Nghĩa
1.3.1.

Độ tin cậy thực hiện trong những năm gần đây

Nội
dung
Chỉ
tiêu

Maifi
(lần)

Saidi
(phút)

Saifi
(lần)

Maifi
(lần)

Saidi
(phút)

Saifi

(lần)

Maifi
(lần)

Saidi
(phút)

Saifi
(lần)

2015

1,2

268

3,5

7,9

1072

15,8

9,1

1340

19,3

2016

1,2

205,6

3,3

6,1

745,4

13,9

7,3

951

17,2

2017

0,8

160,7

2,3

4,5

464,3

11

5,3

625

13,3

Sự cố 0,4-35kV

Tổng

BTBD 0,4-35kV

Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017
Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện khu vực
huyện Tư Nghĩa năm trước giảm so với năm sau, tuy nhiên vẫn còn
khá cao so với mục tiêu đặt ra đến năm 2020, cụ thể EVNCPC định
hướng giảm các chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI):
•
Năm 2020: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73
lần/KH.năm, MAIFI <2,15 lần/KH.năm
1.3.2.
Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới
điện khu vực:

Do sự cố trên lưới điện:


Sự cố do nguyên nhân khách quan:

Sự cố do nguyên nhân chủ quan:

Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu:

Do sự bảo trì, bảo dưỡng lưới điện:
1.4.
Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy
1.4.1.
1.4.2.
1.4.3.
áp.

Đối với đường dây trung áp.
Đối với các TBA phụ tải.
Đối với các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ


1.4.4.
1.5.
tin cậy:

5
Đối với đường dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng.
Nhƣợc điểm các giải pháp đang áp dụng để nâng cao độ

Qua kết quả thực hiện độ tin cậy khu vực lưới điện huyện Tư
Nghĩa ta nhận thấy, độ tin cậy do chế độ bảo trì, bảo dưỡng có tỉ

trọng lớn hơn nhiều so với do chế độ sự cố, chiếm khoảng 70%-80%
chỉ tiêu độ tin cậy thực hiện hàng năm, như vậy với các giải pháp
hiện nay có nhiều nhược điểm như sau:

Chỉ giải quyết được vấn đề giảm suất sự cố do hư hỏng
thiết bị, trong khi chỉ tiêu độ tin cậy do sự cố chỉ chiếm phần nhỏ
trong tổng số độ tin cậy thực hiện, nên khi thực hiện giải pháp nói
trên thì độ tin cậy giảm không nhiều.

Chưa quan tâm đến vấn đề phân đoạn sự cố, nhằm tìm
ra sự cố và sử lý sự cố nhanh nhất, đảm bảo thời gian và số khách
hàng bị mất điện là thấp nhất.

Chưa quan tâm đến vấn đề kết lưới, để lưới điện vận
hành linh hoạt hơn, nhằm giảm thời gian và số khách hàng bị mất
điện.
CHƢƠNG 2- CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN
CẬY
2.1. Khái niệm về độ tin cậy
2.1.1. Định nghĩa
2.1.2. Độ tin cậy của hệ thống.
2.1.3. Độ tin cậy của phần tử.
2.1.3.1. Phần tử không phục hồi
2.1.3.2. Phần tử phục hồi:
2.1.4. Độ tin cậy của phần tử phục hồi trong một số trường hợp.
2.1.4.1. Sửa chữa sự cố
2.1.4.2. Sửa chữa sự cố, và sữa chữa định kỳ
2.1.5. Tính toán , r và U
2.2. Phƣơng pháp tính toán và đánh giá độ tinh cậy lƣới điện.

6
2.2.1.
Chỉ số hệ thống để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới
điện phân phối (System Indices):
Toàn bộ luận văn chỉ đề cập tính toán độ tin cậy đối với các
chỉ tiêu SAIDI, SAIFI theo yêu cầu của ngành Điện.
2.2.2.
Chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân
phối:
Các công thức đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lưới điện
phân phối theo EVN.
a)
SAIFI (Tần suất ngừng cung cấp điện trung bình hệ thống)
(2.34)
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 trong một khu vực được tính theo công thức:
∑
(3.35)

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)
∑

(2.36)
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.
c)
MAIFI (Tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ
thống)


7
(3.37)
Trong đó:

K: Tổng số khách hàng sử dụng điện trong quý j.

Mj: Tổng số lần mất điện khách hàng ≤ 5 phút của quý j
trong một khu vực được tính theo công thức:
∑
(3.38)

Li: Số khách hàng sử dụng điện bị mất điện thoáng qua

lần thứ i trong quý j
2.3. Các bƣớc tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI cho lƣới điện
Huyện Tƣ Nghĩa
Chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa nói chung bao
gồm 2 thành phần phụ thuộc và tình trạng vận hành của lưới điện:

Chỉ tiêu độ tin cậy do chế độ sự cố.

Chỉ tiêu độ tin cậy do bão trì, bão dưỡng.
Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy trong chế độ sự cố bằng cách
dùng phần mềm PSS/Adept với các bước cụ thể như sau:

Thu thập dữ liệu đầu vào.

Xây dựng và nhập thông số cho xuất tuyến.

Tính toán và xuất kết quả.
Đối với chỉ tiêu độ tin cậy trong chế độ bão trì bão dưỡng
bằng Excel với các bước cụ thể như sau:

Thu thập dữ liệu đầu vào.

Xây dựng bảng tính Excel.

Tính toán và xuất kết quả.
2.3.1.
Tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI ở chế độ sự cố dùng
phần mềm PSS/Adept.

2.3.1.1.

2.3.1.2.

Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT:

Giới thiệu Module (DRA) độ tin cậy trong chương trình
PSS/ADEPT:


2.3.1.3.

8
Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sữa chữa cho

từng thiết bị
 Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự
cố.

Cường độ hỏng hóc vĩnh cữu được tính toán như sau:
(2.39)





Trong đó:
Avc: Tổng số lần sự cố vĩnh cữu trong thời gian thống kê
B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện
N: Số năm thống kê
Cường độ hỏng hóc thoáng qua được tính toán như sau:
(2.40)

Trong đó:
 Atq: Tổng số lần sự cố thoáng qua trong thời gian thống kê
 B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện
 N: Số năm thống kê

Thời gian sửa chữa được tính toán như sau:
(2.41)
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.
2.3.2.
Tính toán chỉ tiêu SAIDI, SAIFI ở chế độ bão trì, bão
dưỡng dùng thống kê Excel.
Tính toán thời gian bảo trì bảo dưỡng.
 Thời gian TNĐK 01 TBA được tính toán như sau:

2.3.2.1.

(2.42)
Trong đó:


9
 TTBATNĐK: Tổng thời gian công tác TNĐK tất cả các TBA
được thống kê.
 STNĐK: Tổng số công tác TNĐK thống kê.
 Thời gian BTBD 01 TBA được tính toán như sau:
(2.43)
Trong đó:

 TTBA: Tổng thời gian công tác BTBD tất cả các TBA được
thống kê.
 S: Tổng số công tác BTBD thống kê.
 Thời gian BTBD1km đương dây 22kV được tính toán như sau:
(2.44)
Trong đó:
 TĐZ: Tổng thời gian công tác BTBD đường dâyđược thống kê.
 L: Tổng số km đường dây công tác BTBD đường dây thống kê.
 Thời gian BTBD1 khách hàng hạ áp được tính toán như sau:
(2.45)
Trong đó:
 THA: Tổng thời gian khách hàng mất điện hạ áp do BTBD
thống kê.
 K: Tổng số khách hàng mất điện hạ áp do BTBD thống kê.
Tổng thời gian mất điện do BTBD đường dây:
 Tổng thời gian thực hiện BTBD:

2.3.2.2.

đ


∑ ∑

đ

đ

Tổng thời gian chuyển phương thức:
∑

đ
đ

Tổng thời gian BTBD:
Tđz = (Tbdđz+Tpt)*20%
Trong đó:

(2.46)
(2.47)



(2.48)


10

Nbdđzij: Tổng số khách hàng nhánh rẽ, trục chính thứ i,
của phân đoạn thứ j bị mất điện do công tác BTBD (khách hàng của
nhánh rẽ bằng khách hàng của chính nó cộng với khách hàng của
nhánh rẽ con; khách hàng của đường trục phân đoạn bằng khách
hàng cả phân đoạn).

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 vận hành.

2.3.2.3.

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)
đ



(2.49)

Tổng thời gian do các công tác khác (nâng dung lượng, hoán
đổi TBA.v.v...): (10% tổng số trạm)
(2.50)

Tổng thời gian do bảo dưỡng hạ áp: (8% tổng khách hàng)
(2.51)
 Tổng thời gian do TNĐK công tơ: 5 năm 1 lần (1pha); 2
năm 1 lần (3 pha)
(2.52)
đ
đ

đ
 Tổng thời gian bảo trì:
TTBA = Tđktba+Tbttba+ Tha+Tđkct
(2.53)
Trong đó:

N: Tổng số khách hàng sử dụng điện trên lưới điện.


11
Nđkct: Tổng số khách hàng bị thí nghiệm định kỳ công tơ


trong năm.

tđktba: Thời gian mất điện trung bình do TNĐK 1 trạm
biến áp.

tbttba : Thời gian mất điện trung bình do BTBD 1 trạm
biến áp

tha : Thời gian mất điện trung bình do BTBD hạ áp.

Tđkct: Thời gian mất điện trung bình do TNĐK 1 công
tơ.

Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dưỡng cả lưới điện:
T= Tđz + TTBA
(2.54)


Tổng khách hàng mất điện do bảo trì bảo dưỡng cả lưới điện:
đ
đ



∑ ∑

đ

(2.55)
Trong đó:

nđz: Tổng số khách bị mất điện do BTBD đường dây.

Ntba: Tổng số khách bị mất điện do BTBD trạm biến áp.
Độ tin cậy tính toán:
(2.56)
(2.57)

CHƢƠNG 3- TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC
GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
CHO LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA
3.1. Phƣơng pháp tính toán độ tin cậy lƣới điện.
Như các bước tính toán độ tin cậy trên lưới điện nêu raở
chương 2, độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa được tính toán đánh
giá quacác bước sau:
 Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module DRA
củaphần mềm PSS/ADEPT:

12

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 Tư Nghĩa trên phần mềm PSS/ADEPT.

Nhập các thông số cường độ hỏng hóc vĩnh cữu ( vc),
cường độ hỏng hóc thoáng qua( tq), thời gian sửa chữa(r) cho các
thiết bị trên mỗi xuất tuyến.

Để tính toàncác thông số cường độ hỏng hóc vĩnh cữu
( vc), cường độ hỏng hóc thoáng qua( tq) cho các thiết bị được
chính xác ta lấy số liệu thống kê trên lưới điện toàn tỉnh Quảng Ngãi
từ năm 2012 – 2017 của phòng Điều độ Công ty Điện lực Quảng
Ngãi (vì tất cả vật tư thiết bị trên lưới điện đều được cấp gần chuẩn
loại với nhau).

Để tính toàncác thông số thời gian sửa chữa(r) cho các
thiết bị trên mỗi xuất tuyến, ta lấy số liệu thống kê trên phần mềm
OMS (phần mền tính toán độ tin cậy) lưới điện Tư Nghĩa từ năm
2014 – 2017 (để phù hợp thời gian sửa chữa thực tế của huyện Tư
Nghĩa, vị trí địa lý lưới điện có ảnh hưởng đến thời gian sửa chữa)
[4].

Chạy Module (DRA) cho các xuất tuyến.
 Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng bằng
phần mềm Excel.


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.

Để tính toàncác 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 [4] (phần mền tính toán độ tin cậy) lưới điện Tư Nghĩa từ


13
năm 2014 – 2017 (để phù hợp thời gian sửa chữa thực tế của huyện
Tư Nghĩa, vị trí địa lý lưới điện có ảnh hưởng đến thời gian sửa
chữa).

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.
 Tính toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa hiện trạng.
 Phân tích, đánh giá các chỉ số độ tin cậy và từ đó đề xuất giải
pháp cải tạo lưới điện huyện Tư Nghĩa.
 Tính toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư nghĩa sau cải tạo.
 So sánh chỉ số độ tin cậy lưới điện hiện trạng trước cải tạo,
sau cải tạo và mục tiêu độ tin cậy.

3.2. Tính toán chỉ số SAIDI, SAIFI cho lƣới điện huyện Tƣ
Nghĩa:
3.3.1. Tính độ tin cậy lưới điện do sự cố:
3.3.1.1. Thống kê sự cố và thời gian sửa chữa:
Để tính toán cường độ hỏng hóc được chính xác, ta thống kê
số liệu sự cố trên lưới điện toàn tỉnh Quảng Ngãi từ năm 2012 đến
năm 2017 để tính toán, được thống kê trên file Excel.
a)

Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi như sau:

Bảng 3.1: Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi
Tên thiết bị
ĐVT
Số lƣợng
Trạm biến áp
Trạm
2805
Đường dây trung áp
Km
2693,325
Máy cắt trung áp
Cái
27
Recloser
Cái
115
Dao cách ly
Cái
96

Càu chì tự rơi
Cái
9586
Thời gian thu thập
Năm
6


14
b)
Thống kê sự cố trên lưới điện: phụ lục 01
c)
Thống kê thời gian sửa chữa.
Thời gian sửa chữa khi có sự cố ta thống kê ở phần mềm OMS
khu vực Điện lực Tư Nghĩa được thống kê như: phụ lục 02.
3.3.1.2.
Tính cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị.
Căn cứ vào số liệu thống kê ở mục 3.3.1.1 và các công thức
tính toán từ 2.39 đến 2.42 ở chương 2 ta tính toán được như sau:
Bảng: 3.2 Bảng cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị
Cƣờng độ
Cƣờng độ
Thời
hỏng hóc
hỏng hóc
Tên thiết bị
gian sửa
vĩnh cữu
thoáng
chữa(r)

(λvc)
qua(λtq)
Máy biến áp
0,160
0
1,63
Đường dây
0,0951
0,0636
1,18
Máy cắt
0,0062
0
1,8
Recloser
0,00145
0
2,42
Cầu chì
0,0053
0
1
Dao cách ly
0,0035
0
1,75
3.3.1.3.
Xây dựng các xuất tuyến trên Modul DRA: gồm 6 xuất
tuyến hiện trạng như trên hình sau:
Hình 3.1: Sơ đồ lưới

XT477/E16.1

Hình 3.2: Sơ đồ lưới
XT477/E16.1


15
Hình 3.3: Sơ đồ lưới
XT473/E16.3

Hình
3.4:
XT475/E16.3

Hình 3.5: Sơ đồ lưới
XT475/E16.5

3.3.1.4.

Sơ

đồ

lưới

Hình 3.6: Sơ đồ lưới
XT475/E16.5

Nhập số liệu cho các thiết bị và phụ tảiModul DRA:

Nhập số liệu cho thiết bị đóng cắt:
Nhập số liệu cho đường dây:

a)
b)
c)

Nhập số liệu cho phụ tải:
3.3.1.5.
Kết quả độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện huyện Tư
Nghĩa (chạy DRA):
Bảng 3.3: Bảng độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện hiện trạng
TT

Xuất tuyến

Số KH

1

477/E16.1

8.068

SAIFI(lần) SAIDI(phút)
7,76

208,2

2
3
4
5
6

16
13.731
6.885
2.112
9.997
3.212
44.564

479/E16.1
5,9
225,6
473/E16.3
0,94
78
475/E16.3
0,67
51,6
475/E16.5
4,74
166,8
479/E16.5
6,27
109,8
Toàn Điện

4,9
167,0
lực
3.3.2.
Tính độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng lưới điện
hiện trạng:
3.3.2.1. Thống kê thời gian bảo trì, bảo dưỡng:
Thời gian bảo trì bảo dưỡng ta thống kê ở phần mềm OMS
khu vực Điện lực Tư Nghĩa.
3.3.2.2. Tính thời gian bảo trì, bảo dưỡng thiết bị:
Căn cứ vào số liệu thống kê ở mục 3.3.2.1 và các công thức
tính toán từ 2.42 đến 2.45 ở chương 2 ta tính toán được như sau:
Bảng 3.4: Bảng thời gian BTBD thiết bị
Thời gian Kế hoạch bảo trì,
TT
Tên hang mục
Đơn vị
(phút)
bảo dƣỡng (t)
Bảo trì, bảo
1
dưỡng
1km
146
33,3% toàn lưới
đường dây 22kV
Bảo trì, bảo
2
1 KH
317

10% toàn lưới
dưỡng hạ áp
Thí nghiệm định
3
1 Trạm
63,5
3 năm 1 lần
kỳ TBA
Bảo trì, bảo
4
1 Trạm
164,2
10% tổng số trạm
dưỡng TBA
5 năm 1 lần
Thay công tơ định
5
1 c. Tơ
15
(1pha); 2 năm 1
kỳ
lần (3 pha)
3.3.2.3. Xây dựng bảng tính Excel cho lưới điện hiện trạng
Xây dựng bảng tính Excel theo kết cấu phân đoạn cho từng
xuất tuyến (bao gồm số liệu chiều dài tuyến trục chính, nhánh rẽ, số


17
TBA, số thiết bị đóng cắt và số khách hàng của nhánh rẽ, phân đoạn
và tính toán theo công thức từ 2.46 đến 2.57 ở chương 2 ta có bảng

tính toán như phụ lục 07, 08.
3.3.2.4. Tính toán độ tin cậy bảo trì, bảo dưỡng lưới điện hiện trạng
bằng bảng tính Excel.
Căn cứ vào số liệu tính toán ở mục 3.3.2.2, nhập vào bảng tính
đã xây dựng ở mục 3.3.2.3 ta có được kết quả bảng tính như phụ lục
07, 08.
3.3.2.5. 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 lưới điện do BTBD lưới điện hiện trạng
Số khách hàng

TT

Xuất tuyến

1
2
3
4
5
6

477/E16.1
479/E16.1
473/E16.3
475/E16.3
475/E16.5
479/E16.5
Toàn Điện lực

3.3.3.

SAIFI

SAIDI

(lần)

(phút)

8.068
13.731
6.885
2.112
9.997
3.771
44.564

1,03
1,10
0,97
0,94
1,06
0,90
1,03

402,4
323,6
255,6
228,9

365,3
278,3
329,0

Độ tin cậy lưới điện tổng hợp lưới điện hiện trạng:

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 lưới điện tổng hợp lưới điện hiện trạng
TT

Xuất tuyến

1
2
3

477/E16.1
479/E16.1
473/E16.3

Số khách hàng SAIFI(lần) SAIDI(phút)
8.068
13.731
6.885

8,8
7,0
1,9

610,6
549,2
333,6


18
1,6
280,5
4
475/E16.3
2.112
5,8
532,1
5
475/E16.5
9.997
7,2
388,1
6
479/E16.5
3.771
5,95
496,1
Toàn Điện lực
44.564
3.3. Đánh giá lƣới điện hiện trạng:
Căn cứ vào bảng tính toán độ tin cậy lưới điện hiện trạng, ta
nhận thấy chỉ tiêu Saidi còn cao hơn so với mục tiêu 400 phút, trong
đó các xuất tuyến 477/E16.1, 479/E16.1, 475/E16.5 có chỉ số Saidi
khá cao, vì vậy cần tập trung vào cải tạo lại các xuất tuyến này.

3.4. Đề xuất phƣơng án cải tạo:
Căn cứ vào kết cấu lưới điện hiện trạng và chỉ tiêu tính toán độ
tin cậy các xuất tuyến lưới điện hiện trạng, đề tài đề xuất các phương
án cải tạo như sau:

Phân đoạn bổ sung cho các xuất tuyến XT477/E16.1,
XT479/E16.1, XT475/E16.5 có chỉ số Saidi cao.

Bổ sung mạch vòng cho XT475/E16.5 chưa có mạch vòng.

Bổ sung FCO cho các nhánh rẽ có chiều dài tuyến dài hơn
400m
3.4.1.
Phân đoạn lại cho trục chính các xuất tuyến:
Bảng 3.7: Bảng giải pháp phân đoạn và bổ sung mạch vòng

T
T
1
2
3

Xuất
tuyến

Số
khách
hàng

477/E16.1 8.068

479/E16.1 13.731
475/E16.5 9.997
Tổng cộng
44.564

Chiều Tổng
dài
chiều
trục
dài
chính (km)
(km)
13,96
34,4
14,3
30,3
21
69,2

Hiện trạng
Mạch
vòng
1
1
0

Bảng 3.8: Bảng vị trí phân đoạn

Phƣơng án
đề xuất

Phân Mạch Phân
đoạn vòng đoạn
2
2
2

1
1
1

3
3
3


TT

Xuất
tuyến

1

477/E16.1

2

479/E16.1

3

475/E16.5

3.4.2.

19
Vị trí PĐ hiện trạng
MC
LBS
01 PĐ La
Hà
43 PĐ
Nghĩa Hòa
Cột 85

Vị trí PĐ cải tạo
MC
LBS
Cột 51 (bổ
01 PĐ La
sung)
Hà
43 PĐ Nghĩa
Cột 141
Hòa
(bổ sung)
Cột 64 (dịch
chuyển MC từ
cột 85), 126
(bổ sung)

Các vị trí nhánh rẽ bổ sung FCO
Bảng 3.9: Bảng các nhánh rẽ bổ sung FCO

TT

Xuất
tuyến

1

477/E16.1

2
3
4
5
6

3.4.3.

Các nhánh rẽ

Nghĩa Thương 16; Nghĩa Thương 10;
Nghĩa Thương 9
Nghĩa Hà 12; Nghĩa Hà 9; Nghĩa Hà 10;
479/E16.1
Nghĩa Hà 11
Nghĩa Phương 6; Sông Vệ 6; Sông Vệ 2
473/E16.3

Nghĩa Mỹ 5; Nghĩa Mỹ 4
475/E16.3
Nghĩa Kỳ 16; Nghĩa Thắng 1; Nghĩa Thắng 5;
475/E16.5
Nghĩa Thắng 10
Nghĩa Điền 3
479/E16.5
Vị trí bổ sung mạch vòng :
Bảng 3.10: Bảng vị trí bổ sung mạch vòng

TT

Xuất tuyến

Vị trí và xuất tuyến liên lạc


1

3.4.4.

20
Mạch vòng đấu nối XT470/E17.2 (Điện lực Sơn
Tịnh quản lý); vị trí liên lạc cột 186 XT475 – Cột
475/E16.5
35 NR Tịnh Minh 1 (chiều dài tuyến 1,2km); bổ
sung LBS liên lạc
Độ tin cậy do sự cố sau cải tạo:

3.4.4.1. Sơ đồ nguyên lý sau cải tạo:

3.4.4.2. Xây dựng các xuất tuyến trên Modul DRA: gồm 6 xuất tuyến
sau cải tạo như trên hình sau:
Hình 3.13: Sơ đồ lưới XT477/E16.1

Hình 3.14: Sơ đồ lưới XT477/E16.1

Hình 3.15: Sơ đồ lưới XT473/E16.3 Hình 3.16: Sơ đồ lưới XT475/E16.3

Hình 3.17: Sơ đồ lưới XT475/E16.5

Hình 3.18: Sơ đồ lưới XT475/E16.5


21

3.4.4.3. Nhập số liệu cho các thiết bị và phụ tải Modul DRA:
Với cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị đã tính
toán ở mục 3.3.1.2, ta thực hiện nhập số liệu giống như các bước ở
mục 3.3.1.4.
3.4.4.4. Kết quả độ tin cậy lưới điện do sựu cố lưới điện sau cải tạo
(chạy DRA):
Bảng 3.11: Bảng độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện cải tạo
TT

Xuất tuyến

Số khách hàng

SAIFI

SAIDI

(lần)

(phút)

1
2
3
4
5
6

477/E16.1
8,068
5,26
141,6
479/E16.1
13,731
5,54
202,8
473/E16.3
6,885
0,94
68,4
475/E16.3
2,112
0,54
42,6
475/E16.5

9,997
4,08
134,4
479/E16.5
3,212
6,24
86,4
Toàn Điện lực
44,564
4,3
138,2
3.4.5. Tính độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng sau cải tạo:
3.4.5.1. Xây dựng bảng tính Excel cho lưới điện sau cải tạo.
Xây dựng bảng tính Excel theo kết cấu phân đoạn cho từng
xuất tuyến sau cải tạo (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 và tính toán theo công thức từ 2.46 đến 2.57 ở chương
2 ta có bảng tính toán như phụ lục 09, 10.


22
3.4.5.2. Tính toán độ tin cậy bảo trì, bảo dưỡng lưới điện sau cải tạo
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 3.3.2.3, nhập vào bảng tính ở
mục 3.4.5.1 ta có bảng tính toán cho lưới điện sau cải tạo như phụ
lục 09, 10.
3.4.5.3. Kết quả độ tin cậy lưới điện do bảo trì, bảo dưỡng lưới điện
hiện trạng (tính bằng Excel):
Bảng 3.12: Bảng độ tin cậy lưới điện do bảo trì, bảo dưỡng lưới điện

sau cải tạo
SAIFI
SAIDI
TT
Xuất tuyến
Số khách hàng
(lần)
(phút)
1
8.068
1,39
275,1
477/E16.1
2
13.731
1,16
216,2
479/E16.1
3
6.885
0,95
236,8
473/E16.3
4
2.112
0,98
190,2
475/E16.3
5
9.997

1,37
312,3
475/E16.5
6
3.771
0,93
281,5
479/E16.5
44.564
1,19
255,9
Toàn Điện lực

3.4.6.

Tính độ tin cậy lưới điện tổng hợp sau cải tạo:

Từ bảng 3.11 và bảng 3.12 ta tổng hợp được được độ tin
cậy chung cho lưới điện sau cải tạo như sau:
Bảng 3.13: Bảng độ tin cậy lưới điện tổng hợp lưới điện cải tạo
SAIFI
SAIDI
TT
Xuất tuyến
Số khách hàng
(lần)
(phút)
1
477/E16.1
8.068

6,7
416,7
2
479/E16.1
13.731
6,7
419,0
3
473/E16.3
6.885
1,9
305,2
4
475/E16.3
2.112
1,5
232,8
5
475/E16.5
9.997
5,4
446,7


6

23
3.771
44.564

479/E16.5
Toàn Điện lực

7,2
5,46

367,9
394,0

3.5. So sánh kết quả tính toán của các phƣơng án:
3.5.1.
Chỉ tiêu saidi:
600

Chỉ tiêu Saidi
496,1
394

400

400
Saidi

200
0

Hiện trạng

Cải tạo

Mục tiêu

Hình3.19: Đồ thị chỉ tiêu Saidi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu

3.5.2.

Chỉ tiêu saifi:

Chỉ tiêu Saifi
10

8,73

8
6

5,95

5,46

Hiện trạng

Cải tạo

Saifi

4
2
0
Mục tiêu

Hình3.20: Đồ thị chỉ tiêu Saifi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu
3.5.3.
Đánh giá hiệu quả:
 Phương án cải tạođảm bảo nâng cao độ tin cậy cho lưới
điện huyện Tư Nghĩa.
 Chỉ tiêu Saidi giảm 102 phút (giảm 20,5% so với lưới
điện hiện trạng).