Tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

VÕ THÀNH TÍN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

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
TS. PHAN ĐÌNH CHUNG

Phản biện 1: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 2: GS. TS. NGUYỄN HỒNG ANH

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 tháng 6 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:
Theo xu thế hội nhập thế giới, yêu cầu đảm bảo chất lượng
cung cấp điện đối với các công ty Điện lực ngày càng nghiêm ngặt,
ngoài các yêu cầu về điện áp, tần số còn yêu cầu về cấp điện an toàn
và liên tục. Các khách hàng sử dụng điện, nhất là các khách hàng đầu
tư nước ngoài ngày càng đòi hỏi cao hơn về chất lượng điện năng và
độ tin cậy cung cấp điện.
Để đáp ứng theo chỉ tiêu đề ra, Điện lực Sơn Tịnh đã thực hiện
được chỉ tiêu độ tin cậy từ năm 2013-2017 như bảng 0.2. Từ bảng số
liệu này, ta thấy hiện nay độ tin cậy của lưới điện thuộc Điện lực Sơn
Tịnh còn thấp.
Bảng 0.2 tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy – Điện lực
Sơn Tịnh – Năm 2013-2017
Sự cố 0,4-35kV

CTBTBD 0,4-35kV

Lý do khác

Năm
Saifi

2013
2014
2015

Saidi

Maifi

Saifi

Saidi

Maifi

Saifi

Saidi

Mai
fi

1527,87
9,892

677,956

10,22

9,292

3

1,086

1,718

469,004

0

10,898

444,422

4,314

6,523

859,954

0,328

0.524

59,181

0.508

1054,45
6,95

277,245

3,889

4,709

1

0

1,728

130,827

0,114

2016

5,438

182,44

4,558

1,855

273,659

0

1,093

50,492

0,182

2017

3,889

117,531

1,608

2,698

405,937

0

0

0

0

Để thực hiện cung cấp điện đảm bảo chất lượng điện năng, an
toàn và liên tục; cũng như đáp ứng được chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp
điện của Công ty Điện lực Quảng Ngãi đã giao cho Điện lực Sơn

2
Tịnh thực hiện theo Bảng 0.3; Điện lực Sơn Tịnh phải có các giải
pháp mang tính thực thi để đạt được các chỉ tiêu này.
Vì vậy việc tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin
cậy của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh là vô cùng cấp thiết.
Bảng 0.3: Chỉ tiêu thực hiện độ tin cậy – Điện lực Sơn Tịnh – Năm
2018
Sự cố
TT

Tổng

BTBD

Đơn vị
SAIFI

SAIDI

MAIFI

SAIFI

SAIDI

MAIFI

SAIFI

SAIDI

MAIFI

1

QNPC

5,16

113,00

3,17

3,81

438,00

0,07

8,97

551,00

3,24

2

ST

4,128

102

3,01

3,43

416

0,07

7,56

518,00

3,08

2. Mục tiêu nghiên cứu:
 Tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Sơn
Tịnh.
 Đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Sơn
Tịnh (theo kết quả tính toán)
 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện
phân phốiĐiện lực Sơn Tịnh.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu:
 Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy của lưới điện
phân phối.
 Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy sự cố của lưới

điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu:
 Xây dựng sơ đồ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực
Sơn Tịnh.
 Thống kê và tính toán các phần tử lưới điện bị sự cố.
 Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy sự cố.


3
 Đánh giá kết quả tính toán độ tin cậy sự cố tính toán so với
kết quả thực hiện và mục tiêu thực hiện ĐTC đến năm 2020 của Điện
lực Sơn Tịnh.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
- Trước những yêu cầu ngày càng cao về cung cấp điện đảm
bảo chất lượng, an toàn và liên tục, việc tính toán độ tin cậy cung cấp
điện và xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân
phối Điện lực Sơn Tịnh là yêu cầu rất cần thiết đối với thực tế hiện
nay.
- Từ kết quả tính toán của đề tài, đánh giá được độ tin cậy sự
cố cung cấp điện của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh nhằm
định lượng được tính liên tục cung cấp điện, từ đó đề xuất những
giải pháp hợp lý nhất về mặt kinh tế, kỹ thuật, cũng như quản lý vận
hành; đảm bảo độ tin cậy của lưới điện ngày càng được nâng cao,
đáp ứng nhu cầu phát triển chung của xã hội.
6. Dàn ý nội dung chính:
Phần mở đầu
- Lý do chọn đề tài:
- Mục tiêu nghiên cứu:
- Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:
- Phương pháp nghiên cứu:

- Ý nghĩa khoa học và thực tiễn.
Chƣơng 1: Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối
Điện lực Sơn Tịnh.
Chƣơng 2: Các phương pháp tính toán độ tin cậy trong hệ
thống điện.


4
Chƣơng 3: Tính toán, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân
phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng.
Chƣơng 4: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện
phân phối Điện lực Sơn Tịnh.
Kết luận và kiến nghị
Chƣơng 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH
1.1.
1.1.1.

Đặc điểm lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh
Đặc điểm tự nhiên xã hội.
Lưới điện phân phối thuộc Điện lực Sơn Tịnh được trải dài ở
nhiều khu vực gồm: 11 xã thuộc huyện Sơn Tịnh; 01 phường và 09
xã thuộc thành phố Quảng Ngãi; 03 xã miền núi Trà Bùi, Trà Tân
thuộc huyện Trà Bồng; xã Sơn Nham thuộc huyện Sơn Hà; trong đó
có 03 khu phụ tải tập trung gồm Khu Công nghiệp (KCN) Tịnh
Phong, KCN VSIP Quảng Ngãi và Cụm Công nghiệp - Làng nghề
(CCN-LN) Tịnh Ấn Tây.
1.1.2. Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh:
- Lưới điện của Điện lực Sơn Tịnh là lưới điện phân phối
mạng kín, vận hành hở.

- Quy mô lưới điện:
+ Đường dây trung áp: 413 km, gồm 08xuất tuyến 22KV
được cấp điện qua 01 TBA 110kV Tịnh Phong (E17.2).
+ Trạm biến áp phân phối: 423 trạm biến áp với tổng dung
lượng 119,512MVA.
+ Đường dây hạ áp: 152 km.
+ Sản lượng điện thương phẩm của Điện lực Sơn Tịnh năm
2017 là 205,17 triệu kWh, chiếm 20,27% tổng sản lượng toàn Công
ty Điện lực Quảng Ngãi (1012 triệu kWh). Tổng số khách hàng của
Điện lực Sơn Tịnh là 54.837 khách hàng (trong đó có 24.113 khách


5
hàng của Điện lực ST, còn lại là khách hàng của Công ty Cổ phần
Điện và Môi trường Sơn Tịnh).
- Các vị trí liên lạc (LL) giữa các xuất tuyến (XT): Gồm 14
LL.
- Các vị trí phân đoạn (PĐ) xuất tuyến: Gồm 14 PĐ
+ XT 470/E17.2: 04 phân đoạn.
+ XT 474/E17.2: 05 phân đoạn.
+ XT 475/E17.2: 02 phân đoạn.
+ XT 476/E17.2: 01 phân đoạn.
+ XT 478/E17.2: 02 phân đoạn.
1.2. Thực trạng về các chỉ tiêu độ tin cậy của lƣới điện phân phối
Điện lực Sơn Tịnh
1.2.1. Tổng hợp sự cố và độ tin cậy thực tế trong từ năm 2013 đến
2017 của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh.
1.2.2. Thiệt hại kinh tế do ảnh hưởng của độ tin cậy hiện trạng.
Thiệt hại ngừng cấp điện phải được xác định đầy đủ bao
gồm: Thiệt hại từ Công ty Điện lực và thiệt hại của khách hàng dùng

điện.
- Thiệt hại với các Công ty Điện lực: Các thiệt hại bao gồm:
Giảm lợi nhuận tương ứng với phần điện năng bị giảm do khách
hàng bị ngừng cấp điện, tăng chi phí do phải sửa chữa các hư hỏng
lưới điện. Ngoài ra còn các thiệt hại không tính toán được bao gồm:
Sự không hài lòng của khách hàng, ảnh hưởng bất lợi đến kinh doanh
và gây dư luận xã hội không tốt về ngành Điện.
- Thiệt hại với khách hàng:
+ Với khách hàng là các doanh nghiệp sản xuất, các cơ sở
kinh doanh dịch vụ có thể tính toán bao gồm: Thiệt hại do dây
chuyền sản xuất bị ngừng làm việc; một số thiết bị có thể hư hỏng;
sản phẩm bị thiếu hụt, hư hại do ngừng điện; chi phí sản xuất tăng
cao do phải trả lương cho công nhân trong thời gian mất điện, do


6
thiết bị sản xuất bị hư hại, chi phí bảo dưỡng tăng thêm.v.v...
+ Với khách hàng sinh hoạt, các cơ quan chính quyền, bệnh
viện, trường học, giao thông công cộng .v.v...: Những thiệt hại khó
tính toán được như sinh hoạt bị đảo lộn; các hoạt động của cơ quan
bị đình trệ; cản trở các hoạt động chính trị, văn hoá, xã hội đang diễn
ra; gián đoạn các hoạt động dịch vụ, vui chơi giải trí. Một số trường
hợp ngừng điện có thể dẫn đến những hậu quả nghiêm trọng như:
Mất trật tự xã hội, tai nạn giao thông v.v...
Một số nước qui định mức đền bù thiệt hại cho khách hàng
bị mất điện hay giá mất điện cho từng loại phụ tải, giá mất điện do sự
cố, giá mất điện theo kế hoạch v.v...
1.2.3. Độ tin cậy của một số nước trên thế giới:
- Philippin [Công ty Truyền tải quốc gia - The National
Transmission Corporation (TransCo)]:

Bảng 1.7: Độ tin cậy cung cấp điện tại Philippin
Năm

SAIFI (lần/KH.năm)

SAIDI (giờ/KH.năm)

2003

0,98

1,47

2006

0,82

0,49

- Úc [Độ tin cậy và chất lượng cung cấp điện cho khách
hàng tại New South Wale của Cục Điều tiết và Giá cả New South
Wale - Independent Pricing and Regulatory Tribunal (IPART)]:
Bảng 1.8: Độ tin cậy cung cấp điện tại Úc
SAIFI (lần/KH.năm)

SAIDI (phút/KH.năm)

2002

2003

2004

2002

2003

2004

Trung tâm thành phố

0,16

0,17

0,1

48

106

10

Đô thị

0,97

1,09

1,14

93

109

123

Nông thôn

3,73

4,06

3,16

423

568

507

Năm


7
- Bang Indiana, Mỹ [Báo cáo độ tin cậy năm 2002 đến năm
2009 của Indiana Utility Regulator Commission]:
Bảng 1.9: Độ tin cậy cung cấp điện tại Bang Indiana, Mỹ
Năm

2002 2003 2004 2005 2006

2007

2008 2009

SAIFI
(lần/KH.năm)

1,15

1,45

1,24

1,24

1,4

1,06

1,11

0,88

SAIDI
(phút/KH.năm)

196

350

238

238

317

180

199

140

CAIDI
(phút/KH.năm)

171

242

192

208

277

169

179

158

1.2.4. Đánh giá về độ tin cậy hiện trạng của lưới điện phân phối
Điện lực Sơn Tịnh:
Trong những năm qua, kết quả việc thực hiện độ tin cậy của
lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh – Từ năm 2013-2017 được
thống kê như Bảng 0.2
Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện Điện lực Sơn
Tịnh có xu hướng giảm dần theo từng năm, việc giảm này là do hàng
năm chú trọng áp dụng các giải pháp nâng cao độ tin cậy, tuy nhiên
các chỉ tiêu độ tin cậy vẫn còn cao so với mục tiêu đặt ra đến năm
2020 và các giải pháp nâng cao độ tin cậy đã áp dụng rất nhiều và
tốn kém, vì vậy cần thiết phải có các giải pháp hữu hiệu hơn để nâng
cao độ tin cậy trong thời gian đến, cần tối ưu hóa trong quản lý vận
hành, giảm thời gian cắt điện và khu vực cắt điện để công tác là yêu
cầu cần thiết của việc nâng cao ĐTC CCĐ.
1.2.5. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện:


8
a) Yếu tố khách quan:
b) Yếu tố chủ quan:
1.3. Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy:
1.3.1. Đối với đường dây trung áp:
1.3.2. Đối với các TBA phụ tải:
1.3.3. Đối với các thiết bị đóng cắt (TBĐC), cụm bù trung áp, tủ bù
hạ áp:
Chƣơng 2: CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

2.1. Khái niệm về độ tin cậy (ĐTC):
2.1.1. Độ tin cậy của các phần tử:
2.1.1.1. Phần tử không phục hồi:
2.1.1.2. Phần tử phục hồi
2.1.1.3. Độ tin cậy của phần tử phục hồi trong một số trường hợp:
a) Sửa chữa sự cố:
b) Sửa chữa sự cố, và sữa chữa định kỳ:
2.1.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối theo
tiêu chuẩn IEEE 1366:
Các chỉ tiêu được sử dụng phổ biến nhất là SAIFI, SAIDI,
MAIFI.Đây cũng chính là các chỉ tiêu để tính toán độ tin cậy cho
lưới phân phối ở luận văn này
+ Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống
(SAIFI: System Average Interruption Frequency Index):
SAIFI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện
vĩnh cửu bao nhiêu lần trong thời kỳ báo cáo (thường là trong một


9
năm).
SAIFI =

Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống
Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán:
∑
+ Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống
(SAIDI: System Average Interruption Duration Index):
SAIDI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp

điện vĩnh cửu bao nhiêu giờ trong thời kỳ báo cáo (thưòng là trong
một năm).
SAIDI =

Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống
Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán:
∑

+ Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thoáng qua
(MAIFI: Momentary Average Interruption Frequency Index):
MAIFI =

Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua
Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán:
∑


10
2.2. Các phƣơng pháp đánh giá độ tin cậy của lƣới điện phân
phối:
Để đánh giá ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện, ta cần phải
khảo sát những chỉ tiêu định lượng cơ bản về ĐTC của các sơ đồ nối
điện khác nhau của hệ cung cấp điện. Các chỉ tiêu đó là: Xác suất
làm việc an toàn P(t) của hệ trong thời gian khảo sát, thời gian trung
bình T giữa các lần sự cố, hệ số sẵn sàng A của hệ, thời gian trung
bình sửa chữa sự cố, thời gian trung bình sửa chữa định kỳ, …

Tính toán ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện nhằm phục vụ bài
toán tìm phương án cung cấp điện tối ưu hài hòa giữa hai chỉ tiêu:
Cực tiểu vốn đầu tư và cực đại mức độ đảm bảo cung cấp điện.
Các phương pháp phổ biến hiện nay thường dùng để tính toán
ĐTC của hệ thống điện là:
- Phương pháp cấu trúc nối tiếp - song song.
- Phương pháp không gian trạng thái.
- Phương pháp cây hỏng hóc.
- Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo.


11
Chƣơng 3: TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH HIỆN TRẠNG
3.1. Tính toán độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn
Tịnh hiện trạng:
3.1.1. Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện:
3.1.2. Tính toán xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố
bằng excel:
Để tính toán sác xuất hỏng hóc các phần tử trên lưới điện, ta
lấy số liệu sự cố và số lượng các phần tử trên trên lưới điện toàn tỉnh
Quảng Ngãi từ năm 2012 đến năm 2017 (6 năm) để tính toán.
Bảng 3.4: Số lượng từng phần tử trên lưới điện tỉnh Quảng Ngãi

Tên thiết bị

ĐVT

Số lƣợng

Trạm biến áp

Trạm

2805

Đường dây trung áp

Km

2693,3

Máy cắt trung áp

Cái

27

Recloser

Cái

115

Dao cách ly

Cái

96

Cầu chì tự rơi

Cái

9586

Thời gian thu thập

Năm

6

 Cường độ hỏng hóc vĩnh cữu được tính toán như sau:

Trong đó:
Avc: Tổng số lần sự cố vĩnh cữu trong thời gian thu thập
B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện


12
N: Số năm thu thập
 Cường độ hỏng hóc thoáng qua được tính toán như sau:

Trong đó:
Atq: Tổng số lần sự cố thoáng qua trong thời gian thu thập
B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện
N: Số năm thu thập
 Thời gian sửa chữa được tính toán như sau:

Trong đó:

TSC: Tổng thời gian sửa chữa sự cố vĩnh cữu.
Avc: Tổng số lần sự cố vĩnh cữu trong thời gian thu thập
 Căn cứ vào số liệu thống kê trên ta tính toán được như sau:
Bảng 3.5: Kết quả tính toán xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa
do sự cố
Cƣờng độ
Cƣờng độ hỏng
hỏng hóc
Thời gian
Tên thiết bị
hóc vĩnh cữu
thoáng qua
sửa chữa (r)
(λvc)
(λtq)
Máy biến áp

0,160

0

1,75

Đường dây

0,0951

0,0636

1,11

Máy cắt

0,0062

0

1,8

Recloser

0,00145

0

2,4

Cầu chì tự rơi

0,0053

0

1,2

Dao cách ly

0,0035

0

1,85

3.1.3. Tính toán độ tin cậy trên các xuất tuyến của lưới điện phân
phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng:


13
3.1.3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEP:
3.1.3.2. Phương pháp tính toán độ tin cậy bằng phần mềm
PSS/ADEP:
Giới thiệu phương pháp tính toán:
Qua các số liệu được thu thập, tính toán cho lưới điện khu vực
Điện lực Sơn Tịnh và Module DRA của phần mềm PSS/ADEPT
chưa hổ trợ đầy đủ cho việc tính toán độ tin cậy trên lưới điện nêu ở
trên, luận văn thực hiện việc tính toán độ tin cậy theo các bước sau:
1. Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module DRA
phần mềm PSS/ADEPT:


Xây dựng sơ đồ nguyên lý lưới điện 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.


Chạy Module DRA cho các phương án (trừ mạch vòng).

3.1.3.3. Tính toán độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện lực
Sơn Tịnh hiện trạng:
Để tính toán độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện lực
Sơn Tịnh hiện trạng, tác giả sử dụng Module DRA của phần mềm
PSS/ADEPT cho từng xuất tuyến của lưới điện Điện lực Sơn Tịnh.
Kết quả tính toán về chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, CAIFI,
CAIDI) được thể hiện chi tiết trên giao diện Module DRA của phần
mềm PSSE/ADEPT. Các chỉ tiêu này được tổng hợp như bảng 3.6


14
Bảng 3.6: Kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố của lưới điện phân
phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng
TT

Xuất tuyến

Số KH

SAIFI (lần)

SAIDI (h)

1

470/E17.2

18.952

7,01

3,55

2

471/E17.2

20

0,85

1,15

3

472/E17.2

304

3,98

0,91

4

473/E17.2

578

0,86

1,06

5

474/E17.2

8.806

4,1

4,82

6

475/E17.2

12.425

2,94

2,63

7

476/E17.2

5.379

1,11

1,33

8

478/E17.2

8.373

7,43

3,79

Toàn Điện lực

54.837

5,02

3,3226
(199,2 phút)

3.2. Đánh giá chung độ tin cậy sự cố của lƣới điện phân phối
Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng:
Căn cứ vào bảng tính toán ĐTC sự cố của lưới điện phân
phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng, nhận thấy chỉ tiêu SAIDI, SAIFI
còn cao hơn so với mục tiêu đề ra, trong đó 04 xuất tuyến 470/E17.2;

474/E17.2; 475/E17.2; 478/E17.2 có chỉ số SAIDI, SAIFI sự cố khá
cao, vì vậy cần tập trung vào cải tạo 04 xuất tuyến này.
Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố của lưới điện
phân phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng có khác với số liệu thực hiện
chỉ tiêu độ tin cậy sự cố của Điện lực Sơn Tịnh là do:


15
- Trong những năm 2012 – 2017, do chương trình Quản lý
lưới điện (OMS) mới đưa vào vận hành nên các số liệu ĐTC CCĐ
còn chưa được giám sát kỹ, còn nhiều sai lệch. Tuy nhiên từ năm
2018 đến nay, theo chỉ đạo của EVNCPC các dữ liệu đã được cập
nhật đầy đủ, qua đó đánh giá chính xác được các chỉ tiêu ĐTC CCĐ
 4 .
- Các thông số đầu vào để tính xác suất hỏng hóc, luận văn
sử dụng số liệu sự cố trên lưới điện toàn tỉnh Quảng Ngãi từ năm
2012 đến năm 2017 (6 năm) để tính toán như Bảng 3.3.
Chƣơng 4: CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA
LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH
4.1. Các nguyên tắc đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy:
Hiện nay, có rất nhiều giải pháp nâng cao ĐTC CCĐ, tuy
nhiên thực tế với lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh hiện
trạng có mật độ khách hàng tập trung ở một vài khu vực cụ thể, số
lượng thiết bị đóng cắt phân đoạn (PĐ) 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 mới phát triển… do đó các giải pháp nhằm nâng
cao ĐTC CCĐ tập trung ở các nội dung chính gồm thay thế các
thiết bị PĐ có ĐTC thấp bằng thiết bị có ĐTC cao hơn hoặc bổ
sung thiết bị phân đoạn trên lưới điện và bổ sung mạch liên lạc
giữa các tuyến trung áp.

Trong chương này sẽ đề xuất các giải pháp cụ thể đối với
từng tuyến trung áp, so sánh sự thay đổi về các chỉ tiêu ĐTC CCĐ


16
trước và sau áp dụng giải pháp, phân tích tính kinh tế của các giải
pháp từ đó chọn ra phương án, giải pháp tối ưu nhất đảm bảo mục
tiêu đề ra.
Nguyên tắc lập các phương án, giải pháp căn cứ theo:
- Số lượng khách hàng của các phân đoạn, các nhánh rẽ.
- Chiều dài 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.
4.2. Giải pháp thay thế hoặc bổ sung thiết bị phân đoạn trên
lưới điện:
Nhằm đạt hiệu quả cao trong các giải pháp nâng cao ĐTC
CCĐ phải hướng tới việc phân nhỏ lưới điện nhằm giảm phạm vi
mất điện của từng xuất tuyến.
Để đảm bảo hiệu quả về kinh tế, chọn phương án số lượng
khách hàng trong mỗi phân đoạn nằm trong khoảng 3.500 KH –
4.500 KH và chiều dài mỗi phân đoạn khoảng 3 - 4 km, tùy thuộc
vào từng xuất tuyến cụ thể.
Căn cứ tình hình thực tế lưới điện, tình hình phân bố phụ
tải, chế độ vận hành, số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các
tuyến trung áp, luận văn đề xuất giải pháp thay thế các thiết bị PĐ
có ĐTC thấp bằng thiết bị có ĐTC cao hơn hoặc bổ sung thiết bị

phân đoạn trên lưới điện cụ thể như sau:
a) Giải pháp về bố trí thiết bị phân đoạn đƣờng dây:


17
Bảng 4.1: Tổng hợp số lượng mạch vòng, phân đoạn hiện trạng và
đề xuất thay thế, bổ sung mạch vòng liên lạc và thiết bị phân đoạn
của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh

TT

1

Xuất tuyến

470/E17.2

2

471/E17.2

3

472/E17.2

4

473/E17.2

5

474/E17.2

Số
KH

18.952

20
304
578

8.806

Hiện
trạng/(sau cải
tạo)
Mạch
liên
lạc

Phân
đoạn

Phƣơng án đề xuất
thay thế, bổ sung
mạch vòng và thiết
bị phân đoạn
Mạch
liên lạc

Phân đoạn

- Thay thế 02
DCPT bằng
- Bổ sung
RC.
01 mạch - Thay thế 01
LL với
FCO bằng
475/E16.5
DCPT.
- Bổ sung 03
RC

3
(4)

4
(7)

1

0

0

0

1

0

0

0

3

0

0

0

6

5
(7)

- Thay thế 02
DCPT bằng
RC.
- Thay thế 01
FCO bằng
DCPT.


18
- Bổ sung 02

RC

6

475/E17.2

7

476/E17.2

8

478/E17.2

12.425

5.379

8.373

54.837

2

2
(3)

3

1

4

2
(3)

23
(24)

14
(21)

- Thay thế 01
DCPT bằng
RC.
- Bổ sung 01
RC

- Thay thế 01
DCPT bằng
RC.
- Bổ sung 01
RC

b) Giải pháp bổ sung FCO tại các vị trí nhánh rẽ có
nhiều khách hàng :
Ở đây, tác giả đề xuất lắp đặt bổ sung FCO tại một số nhánh
rẽ có nhiều khách hàng nhằm hạn chế phạm vi mất điện. Chú ý, ở
đây tác giả sẽ tận dụng các FCO đã được tháo gỡ do thay thế bằng
thiết bị phân đoạn khác trên các xuất tuyến. Vị trí bổ sung FCO tại

các nhánh rẽ theo Bảng 4.3.


19
Bảng 4.3 Bổ sung FCO tại các vị trí nhánh rẽ.

TT Xuất tuyến

Các nhánh rẽ bổ sung FCO

1

470/E17.2

2

471/E17.2

Tịnh Sơn 13, Tịnh Minh 5, Tịnh Đông 6, Tịnh
Giang 8
0

3

472/E17.2

XN May Thuyên Nguyên

4

473/E17.2

5

474/E17.2

6

475/E17.2

0
Tịnh Bình 9, Tịnh Trà 2, Tịnh Trà 7, Bình Thanh
Tây 1
Tịnh Ấn Đông 7, Tịnh Châu 5, Tịnh Châu 4

7

476/E17.2

Tịnh Phong 7, TT Sơn Tịnh 20

8

478/E17.2

Tịnh Thiện 8, Tịnh Hòa 3, Tịnh Hòa 8

Sau khi thực hiện thay thế, bổ sung các thiết bị phân đoạn
trên các xuất tuyến 470, 474, 475 và 478, sơ đồ các xuất tuyến này
sau cải tạo như hình 4.1-hình 4.4.

Hình 4.1 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 470/E17.2 sau khi thay thế, bổ
sung thiết bị phân đoạn

Hình 4.2 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 474/E17.2 sau khi thay thế, bổ sung thiết
bị phân đoạn


20

Hình 4.3 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 475/E17.2 sau khi thay thế, bổ sung thiết
bị phân đoạn

Hình 4.4 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 478/E17.2 sau khi thay thế, bổ sung thiết
bị phân đoạn


21
4.3. Giải pháp về xây dựng đường dây liên lạc giữa các xuất tuyến.
Để hạn chế phạm vi mất điện, tác giả đề xuất xây dựng đường dây
liên lạc giữa xuất tuyến XT470/E17.2 với XT 475/E16.5. Vị trí liên
lạc từ cột 186 XT475/E16.5 đến cột 35 nhánh rẽ Tịnh Minh, chiều
dài tuyến 1,2km; bổ sung thêm 1 DCPT liên lạc.

4.4. Khối lượng đầu tư xây dựng để thực hiện giải pháp:
- Thay thế 06 DCPT bằng 06 RC lắp đặt mới.
- Thay thế 02 FCO-PĐ và 04 FCO-NR bằng 06 DCPT tháo gỡ.
- Bổ sung 07 RC lắp đặt mới.
- Bổ sung 01 DCPT-NR từ DCPT tháo gỡ.
- Bổ sung 17 FCO trên các nhánh rẽ, trong đó có 06 FCO tháo
gỡ lắp đặt lại.

- Xây dựng mới 1.2 km đường dây 22kV.
4.5. Tính toán hiệu quả về ĐTC của giải pháp:
4.5.1. Tính toán độ tin cậy sự cố sau áp dụng giải pháp:


22
Từ giải pháp về thay thế, bổ sung thiết bị phân đoạn đường
dây sắp xếp lại các dữ liệu mất điện theo từng phân đoạn phụ tải đã
thực hiện lắp đặt bổ sung thiết bị đóng cắt.
Sau khi bổ sung thiết bị đóng cắt hoặc mạch liên lạc xây dựng
mới thì các khu vực phụ tải không nằm trong vùng phân đoạn sẽ
không bị mất điện, do đó số lượng khách hàng mất điện sẽ giảm.
Ngoài ra, khi có các thiết bị đóng cắt mới thì thời gian thao tác giảm,
qua đó giảm thời gian mất điện.
a) Chạy Module DRA của phần mềm PSS/ADEPT: Chỉ tính
toán với các xuất tuyến có ĐTC sự cố cao có áp dụng giải pháp thay
thế, bổ sung phân đoạn như 470/E17.2; 474/E17.2: 475/E17.2;
478/E17.2.
Kết quả tính toán được tổng hợp ở Bảng 4.4.

Bảng 4.4. Kết quả các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố sau áp dụng
giải pháp:
Số khách
hàng

TT

Xuất tuyến

SAIFI (lần)

1

18.952

5,92

2,97

2

470/E17.2
474/E17.2

8.806

3,61

3,39

3

475/E17.2

12.425

2,77

2,26

4

478/E17.2

8.373

5,76

2,76

SAIDI (h)


23
4.5.2. Đánh giá hiệu quả độ tin cậy của các giải pháp:
Hiệu quả các giải pháp đã được đề xuất thể hiện ở Bảng 4.5
như sau:
Bảng 4.5: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTC sự cố trước và sau áp dụng
giải pháp
SAIFI (lần)

SAIDI (h)
Trƣớc

Sau

Giảm

Trƣớc

Sau

Giảm

470

3,55

2,97

0,58

7,01

5,92

1,09

471

1,15

1,15

0,00

0,85

0,85

0,00

472

0,91

0,91

0,00

3,98

3,98

0,00

473

1,06

1,06

0,00

0,86

0,86

0,00

474

4,82

3,39

1,43

4,1

3,61

0,49

475

2,63

2,26

0,37

2,94

2,77

0,17

476

1,33

1,33

0,00

1,11

1,11

0,00

478

3,79

2,76

1,03

7,43

5,76

1,67

3,32
(199,2 phút)

2,65

(159 phút)

0,68
(40,2 phút)

5,02

4,27

0,76

ĐLST

=> Kết luận: Nhờ giải pháp đưa ra, SAIDI giảm 40.2 phút và
SAIFI giảm 0.76 lần