Tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện mộ đức

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

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
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƢƠNG MINH

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. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài
Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa
điện năng trực tiếp đến khách hàng. Vì vậy, việc cung cấp điện đầy
đủ và liên tục cho phụ tải phụ thuộc trực tiếp vào độ tin cậy của lưới
điện phân phối. Độ tin cậy của lưới điện phân phối được đánh giá
qua nhiều chỉ tiêu khác nhau, trong đó các chỉ tiêu đánh giá độ tin
cậy lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện nay được sử
dụng phổ biến trên thế giới. Tập đoàn Điện lực Việt Nam đang triển
khai áp dụng các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI để đánh giá độ tin cậy
cung cấp điện.
Do đó, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối bằng các
chỉ tiêu theo tiêu chuẩn IEEE 1366 (các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI,
MAIFI) đối với lưới điện phân phối huyện Mộ Đức.Từ đó, đề xuất
các giải pháp, thực hiện đạt kế hoạch của Tổng công ty Điện lực
miền Trung, mục tiêu đến năm 2020 về nâng cao độ tin cậy của lưới
điện phân phối huyện Mộ Đức là một vấn đề cần quan tâm nghiên
cứu.
Hiện nay, tại ĐLMĐ 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

2
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 đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu chính như
sau:
+ Tính toán độ tin cậy cho lưới điện phân phối huyện Mộ
Đức theo các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối.
+ Đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới
điện phân phối huyện Mộ Đức.
3. Đối tƣợng và phạm vi 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 huyện
Mộ Đức.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu
- Trên cơ sở lý thuyết tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối
và các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE
1366:
+ Xây dựng sơ đồ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ
Đức.
+ Tính toán thời gian mất điện do các phần tử lưới điện bị
sự cố, do bảo trì bảo dưỡng và đấu nối lưới điện.
+ Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366.
+ Đánh giá độ tin cậy tính toán so với kết quả thực hiện và
mục tiêu thực hiện đến năm 2020.
+ Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân
phối huyện Mộ Đức.

3
4. 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 VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI
PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
HUYỆN MỘ ĐỨC”
Luận văn gồm các chương sau:
Chƣơng 1: Các phƣơng pháp đánh giá độ tin cậy trong hệ thống
điện
Chƣơng 2:Tính toán độ tin cậy của lƣới điện phân phối huyện
Mộ Đức
Chƣơng 3: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lƣới điện phân phối
huyện Mộ Đức


4
Chƣơng 1- CÁC PHƢƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1. Khái niệm về độ tin cậy
Độ tin cậy là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử)
hoàn thành nhiệm vụ chức năng cho trước, duy trì được giá trị các
thông số làm việc đã được thiết lập trong một giới hạn đã cho, ở một
thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm việc nhất định. Độ
tin cậy theo nghĩa rộng là một tính chất phức hợp. Nó bao gồm các
tính chất chủ yếu của đối tượng: tính không hỏng, tính sửa chữa, tính
bảo quản và tính lâu bền.

1.1.1. Độ tin cậy của các phần tử không phục hồi

1.1.2. Độ tin cậy của các phần tử phục hồi
1.1.3. Độ tin cậy lưới phân phối hình tia
- Cường độ hỏng hóc của toàn lưới phân phối trong 1
năm là:
λSC = λ0.L

0 : Suất sự cố (vụ/km.năm).

(1.1)

L: Độ dài lưới phân phối (km).
- Cường độ ngừng điện tổng của lưới phân phối là:

 ND   SC   CT

(1.2)

λCT : Cường độ ngừng điện công tác.
λSC : Cường độ ngừng điện sự cố.
- Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là:

TNDSC  SC.TSC

(1.3)

TSC : Thời gian sửa chữa sự cố.
- Thời gian ngừng điện công tác là:

TNDCT  CT.TCT

(1.4)


5
TCT : Thời gian trung bình một lần ngừng điện công tác.
- Tổng thời gian ngừng điện là:

TND  TNDSC  TNDCT

(1.5)

- Điện năng mất do sự cố là:

A SC  TNDSC .Ptb

-

(1.6)

Điện năng thiệt hại do ngừng điện công tác là:

A CT  TNDCT .Ptb

(1.7)

1.1.4.Độ tin cậy điểm phụ tải
1.1.5.Độ tin cậy của hệ thống điện
1.2. Một số phƣơng pháp đánh giá độ tin cậy

1.2.1. Phương pháp đồ thị-giải tích

Phương pháp này xây dựng mối quan hệ trực tiếp giữa
ĐTC của hệ thống với ĐTC của các PT đã biết thông qua việc lập sơ
đồ ĐTC, áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole và lý
thuyết xác suất các tập hợp để tính toán ĐTC. Sơ đồ ĐTC bao gồm
nút và nhánh tạo thành mạng lưới nối liền nút nguồn và nút tải của sơ
đồ. Trạng thái hỏng của hệ thống là khi nút nguồn bị tách rời với nút
tải do hỏng hóc

1.2.2. Phương pháp không gian trạng thái
Phương pháp này áp dụng quá trình Markov để tính xác
suất trạng thái và tần suất trạng thái. Quá trình Markov là mô hình
toán học diễn tả quá trình ngẫu nhiên trong đó PT hoặc HT liên tiếp
chuyển từ trạng thái này qua trạng thái khác và thỏa mãn điều kiện:
Nếu HT đang ở trạng thái nào đó thì sự chuyển trạng thái tiếp theo
xảy ra tại các thời điểm ngẫu nhiên và chỉ phụ thuộc vào trạng thái
đương thời chứ không phụ thuộc vào quá khứ của quá trình. Đối với
hệ thống điện sự chuyển trạng thái xảy ra khi hỏng hóc hay phục hồi
các PT. Giả thiết thời gian làm việc và thời gian phục hồi các PT có


6
phân bố mũ, thì thời gian HT ở các trạng thái cũng phân bố mũ và
cường độ chuyển trạng thái bằng hằng số và không phụ thuộc vào
thời gian.
1.3. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lƣới phân phối

1.3.1. Các thông số chính:
1.3.2. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu
 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống
(SAIFI)

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
năm).
SAIFI

Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống

=

(1-25)

Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính toán:
SAIFI 

N

i

NC



NI
NC

(1-26)

 Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống
(SAIDI)

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:
SAIDI 

r N
i

NC

i



TI
NC

1.3.3. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện thoáng qua

(1-27)

(1-28)

7
 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thoáng qua
(MAIFI)

MAIFI

Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua
Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính toán:
=

MAIFI 

 IM N
i

NT

mi

(1-39)

(1-40)


8
Chƣơng 2-LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC
2.1. Tổng quan lƣới điện phân phối

2.1.1. Tổng quan:
Nguồn cấp điện chính cho lưới điện phân phối (LPP) hiện
nay là từ các thanh cái phía hạ áp của các trạm 110 kV, nguồn điện
này được lấy từ lưới truyền tải Quốc gia.
Ngoài ra trong LPP còn có các nguồn điện dự phòng và
nguồn hỗ trợ là các trạm phát diesel hoặc các trạm phát thủy điện
nhỏ. Tùy thuộc vào yêu cầu của hệ thống điện, tính toán kinh tế hoặc
tình trạng vận hành thực tế mà các nguồn điện này được huy động
hoặc dự phòng thích hợp.
Phụ tải của lưới LPP đa dạng và phức tạp, các phụ tải sinh
hoạt và dịch vụ, tiểu thủ công nghiệp đa phần cùng trong một hộ phụ
tải và hệ số đồng thời thấp.
Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện,
thực nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm biến áp trung gian
(hoặc trạm khu vực, nhà máy điện) trực tiếp đến các hộ phụ tải.
 Lưới phân phối gồm 2 phần:
- Lưới phân phối trung áp có điện áp 6kV, 10kV, 15kV,
22 kV, 35kV phân phối điện cho các trạm phân phối trung áp/hạ áp
và các phụ tải lớn trung áp.
- Lưới hạ áp có cấp điện áp 0,4kV và 0,22kV cấp điện
cho các phụ tải hạ áp 380/220V.
 Các dạng sơ đồ cơ bản của lưới phân phối:
- Mạng hình tia:
- Mạng vòng:
Mặc dù lưới phân phối được thiết kế và xây dựng theo mạch


9
vòng kín có dự phòng để tăng độ tin cậy cung cấp điện, nhưng trong

quá trình vận hành thường vận hành ở chế độ vận hành hở, rất ít vận
hành ở chế độ kín. Đó là do sự phức tạp trong khâu tính toán bảo vệ
rơle, dòng ngắn mạch lớn nên khó khăn trong việc lựa chọn thiết bị,
hoặc dễ dàng phát sinh sự cố trên diện rộng. Ngoài ra lưới vận hành
hở sẽ thuận lợi trong quá trình thao tác, chuyển đổi phương thức kết
lưới để đưa thiết bị ra sửa chữa và khôi phục trở lại dễ dàng.
 Các chế độ vận hành của thiết bị trong lưới phân phối:
Chế độ vận hành bình thường:
Chế độ vận hành không bình thường
Chế độ sự cố:

2.1.2. Chất lượng lưới phân phối
Các yêu cầu đó thể hiện trong các tiêu chuẩn cụ thể sau:
 Tiêu chuẩn kỹ thuật
-

Tần số.

-

Điện áp.

-

Cân bằng pha.

-

Sóng hài.

-

Nhấp nháy điện áp.

-

Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố.

-

Chế độ nối đất.

-

Hệ số sự cố chạm đất.

 Tiêu chuẩn độ tin cậy: Các chỉ tiêu độ tin cậy.
 Tiêu chuẩn tổn thất điện năng: Bao gồm tổn thất kỹ thuật và tổn
thất phi kỹ thuật.

2.1.3. Đặc điểm xã hội huyện Mộ Đức
Nền kinh tế của Huyện chủ yếu hầu hết là nông nghiệp; công
nghiệp và dịch vụ ít phát triển; các cụm công nghiệp trên địa bàn chỉ


10
hoạt động có giới hạn (điện cấp cho công nghiệp chiếm tỷ trọng 8,3
%, dịch vụ 4,9%, ánh sáng sịnh hoạt 84,0 %....). Hàng năm bão, lũ
thường xuyên xảy ra, ảnh hưởng nhiều đến việc cấp điện. . .

2.1.4. Lưới điện phân phối huyện Mộ Đức:
a) Giới thiệu:
Lưới điện trung áp huyện Mộ Đức được cấp nguồn từ hai
TBA 110kV là TBA 110 kV Tư Nghĩa-E16.3 (2x25 MVA) và TBA
110 kV Mộ Đức –E16.2 (2x25 MVA). Toàn bộ lưới điện trung áp
khu vực huyện Mộ Đức vận hành ở cấp 22 kV.
b) Đặc điểm:
Lưới 22kV vận hành 3 pha trung tính trực tiếp nối đất.

Ở

trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân
phối khu vực huyện Mộ Đức là lưới điện mạng kín vận hành hở, chỉ
vận hành 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.
Bảng 2.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV
Xuất
TT

tuyến 22
kV

Tổng

Loại dây

Trạm biến áp
Công

chiều

Dây

Dây

dài

trần

bọc

(km)

(km)

(km)

26,731

22,492

4,239

20

4,157

35,192

27,582

7,61

31

5,18

Số

suất

lƣợng

đặt
(MVA)

471/E16.3
1

đến trạm
cắt T12

2

472/T12


11
3

473/T12

32,363

23,852

8,511

39

5,8

4

472/E16.2

11,484

10,377

1,107

10

2,695

5

471/T3

25,67

18,421

7,249

28

3,45

6

472/T3

9,484

8,396

1,088

12

1,87

7

474/E16.2

39,965

28,435

11,53

40

7,565

180,889

139,555

41,334

180

30,717

Tổng cộng

Tình hình phụ tải đặc trưng tháng 04 năm 2018 theo bảng sau
(lấy trên chương trình DSPM của đơn vị):
2.2. Phƣơng thức vận hành cơ bản của lƣới điện phân phối
huyện Mộ Đức
Căn cứ hồ sơ quản lý kỹ thuật của ĐLMĐ thì mạng lưới điện
của tất cả các tuyến trung áp được vận hành cơ bản như sau:
- Tuyến 471/E16.3:
+ Cấp điện cho xuất tuyến 471/T12 cũ và cấp điện đến
trạm cắt T12. Từ trạm cắt T12 có 02 xuất tuyến 472/T12 và xuất

tuyến 473/T12 đi ra, cấp điện cho các xã Đức Chánh, Đức Nhuận,
Đức Thắng, Đức Lợi, Đức Thạnh, Đức Minh.
- Tuyến 472/E16.2:
+ Cấp điện cho các phụ tải thuộc Cụm công nghiệp
Thạch Trụ và cấp điện đến trạm cắt T3. Từ trạm cắt T3 có 02 xuất
tuyến 471/T3 và xuất tuyến 472/T3 đi ra, cấp điện cho các xã Đức
Tân, Đức Phú, Đức Hòa, TT Mộ Đức.
- Tuyến 474/E16.2:
+ Cấp điện cho các phụ tải thuộc xã Đức Lân và cấp
điện cho xuất tuyến 473/T3 cũ.


12

2.2.1. Các thiết bị đóng cắt trên lưới điện
1) Dao cách ly, FCO:
Bảng 2.3: Tổng hợp số lượng DCL
Phân

Cấp điện áp

loại theo 22kV 35kV
Số lượng
(bộ)

17

Chức năng

Loại dao

Chém

Chém

đứng

ngang

7

0

0

LTD
10

Liên

Phân

lạc

đoạn

2

13

Nhánh Tổng

rẽ
2

Với số lượng dao cách ly như trên thì hiện nay đã đáp ứng
đứng phần nào nhu cầu vận hành, quản lý, thao tác trên lưới điện
phân phối.
2). Recloser, Dao cắt có tải :
a) Recloser:
Được lắp đặt trên lưới có nhiệm vụ quan trọng nhất là phân
đoạn lưới điện, cô lập khu vực bị sự cố để đảm bảo cấp điện cho khu
vực nằm ngoài điểm sự cố.
b) Dao cắt có tải (LBS, DCPT):

2.2.1. Các vị trí phân đoạn của các xuất tuyến 22 KV
2.2.2. Các vị trí liên lạc của các xuất tuyến 22 KV
2.2. Các nguyên nhân ảnh hƣởng đến độ tin cậy lƣới điện

2.3.1. Các nguyên nhân sự cố lưới điện
1) Do hành lang tuyến:
2) Do tiếp xúc xấu trên lưới điện:
3) Do chất lượng thi công:
4) Do giông sét:
5) Do quá điện áp:

2.3.2. Sự cố gây hư hỏng thiết bị trên lưới phân phối:
2.3.1. Các nguyên nhân chủ quan

17

13
1) Đối với đường dây:
2) Đối với trạm biến áp:
3) Đối với công tác cắt điện để bảo dưỡng, sửa chữa:

2.3.3. Tình hình thực hiện độ tin cậy từ 2014 đến nay của ĐLMĐ
Bảng 2.8: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2017
Nội

Sự cố 0,4-35kV

Tổng

BTBD 0,4-35kV

dung
Chỉ
MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

2014

6,188

255,4

3,12

2,718

2015

1,544

291,61

2,763

2016

2,44

240,05

2017

3,41

227,7

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

458,7

10,53

9,07

714

13,84

0,692

584,136

6,993

2,34

875,75

9,76

3,62

0,54

458,08

5,14

3,1

698,13

8,76

2,9

0

402,09

4,098

3,41

649,79

6,998

tiêu

Bảng 2.9: 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

2014

69,5

35,7

23,9

2015

69,1

33,3

2016

78,9

2017

100

SAIDI SAIFI MAIFI

SAIDI

SAIFI

30,5

64,3

76,1

28,3

30,9

66,7

71,7

34,4

41,3

17,1

65,6

58,7

36,1

31,68

0

63,9

68,32

2.4. Tính toán xác xuất hỏng hóc của từng phần tử trên lƣới
phân phối

2.4.1. Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện
2.4.2. Tính toán xác xuất hỏng hóc bằng phần mềm Excel


14
Bảng 2.13: Xác xuất hỏng hóc
Cƣờng độ
Tên thiết bị

hỏng hóc vĩnh
cữu (λvc)

Cƣờng độ
hỏng hóc

Thời gian

thoáng

sửa chữa(r)

qua(λtq)

Máy biến áp

0,08

0

1,75

Đường dây

0,0651

0,0636

1,11

Máy cắt

0,0062

0

1,8

Recloser

0,00145

0

2,4

Cầu chì

0,0053

0

1,2

Dao cách ly
0,0035
0
1,85
2.4.3. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp
Bảng 2.14: Thống kê ĐTC các xuất tuyến hiện trạng từ OMS
Số
Tên xuất tuyến

Khách
hàng

Tổng thời
gian mất

Số KH mất

điện lâu

điện lâu dài

SAIDI

SAIFI

dài

XT 471/E16.3

20107

10 718 955

61 598

533,1

3,064

XT 472/E16.2

8929

2 896 242

23 474

321,34

2,629

XT 474/E16.2

9129

1 757 748

17 425

195,55

1,909

Tổng cộng

38 165

15 345 945

102 497

402,09

2,686


15
Chƣơng 3- CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

3.1. Đề xuất các phƣơng án nâng cao độ tin cậy cho từng xuất
tuyến

3.1.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT
Mô hình lưới điện của phần mềm PSS/ADEPT 5.0:
PSS/ADEPT làm việc với mô hình hệ thống ba pha, bốn dây
với dạng tổng quát. Hệ thống được mô tả bằng các thành phần tổng
trở cân bằng thứ tự thuận và thứ tự không. Các phần tử trong hệ
thống điện được mô phỏng bao gồm:
• Các nút
• Nguồn ba pha cân bằng và không cân bằng
• Đường dây và thiết bị ngắt
• Máy biến thế
• Động cơ và máy phát
• Tải

3.1.2. DRA Analysis: Tính toán độ tin cậy lưới điện
Để chuẩn bị số liệu cho bài toán tính toán độ tin cậy lưới điện, ta cần
chuẩn bị các thông số thống kê vận hành của từng tuyến dây trung
thế như sau:
- Cường độ sự cố.
- Số lượng khách hàng tại nút thứ i.
- Thời gian cắt điện hàng năm.
- Số lượng khách hàng bị mất điện.
- Số lượng khách hàng bị ảnh hưởng mất điện.
Một số khái niệm trong bài toán tính toán độ tin cậy lưới điện
Chu trình triển khai PSS/ADEPT gồm 4 bước như sau:


16

Thiết lập thông số mạng lƣới
Program, network settings

Tạo sơ đồ
Creating diagrams

Chạy bài toán phân tích
Power System Analysis

BÁO CÁO
Reports, diagrams
Hình 3.1: Chu trình triển khai phần mềm PSS/ADEPT

3.1.3. Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện hiện trạng
bằng phần mềm PSS/Adept 5.0:
Bảng 3.1: Số liệu tính toán ĐTC do sự cố lưới điện hiện trạng từ PSS
Tên xuất

Số

tuyến

khách hàng

XT 471/E16.3

SAIDI

SAIFI

20107

211,8

2,52

XT 472/E16.2

8929

239,4

2,87

XT 474/E16.2

9129

191,4

4,51

Tổng cộng

38 165

213,37

2,53

17

3.1.4. Đề xuất phương án
3.1.4.1 Phân đoạn và kết nối liên lạc
3.1.4.2 Bổ sung thiết bị để phân đoạn
Căn cứ tình hình thực tế lưới điện, tình hình phân bổ phụ tải,
chế độ vận hành, số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các tuyến
trung áp thì các giải pháp phân đoạn lưới điện cụ thể như sau:
a) Tuyến 471/E16.3: Theo số lượng khách hàng ở các phân đoạn
trong xuất tuyên, ta có các giải pháp như sau:
- Sau 471/E16.3:
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100200 A tại các NR Đức Hiệp 2, NR Dự trữ Đức Hiệp. Lắp bổ sung 01
bộ LBFCO tại rẽ Đức Nhuận 2.
- Sau Recloser 472/T12:
+ Vị trí NR Đức Chánh 4: Thay thế DCPT bằng Recloser vì NR
này gần đầu nguồn trục chính. Phía sau NR Đức Chánh 4 có 07 TBA
phụ tải, tổng cộng có 1048 khách hàng. Đoạn đường dây cuối NR đi
qua khu vực nuôi tôm ven biển trên cát, bị nhiểm mặn.
+ Vị trí NR Đức Thắng 3: Chuyển DCPT từ NR Đức Chánh 4 đến
lắp tại NR Đức Thắng 3 là phù hợp. Vì đây là vị trí thường xuyên
tháo lèo để phục vụ công tác, sau NR có 05 TBA phụ tải, tổng cộng
có 876 khách hàng
+ Vị trí PĐ Đức Lợi: Lắp bổ sung 01 Recloser vì Phía sau PĐ có
05 TBA phụ tải, tổng cộng có 2112 khách hàng. Đoạn đường dây
cuối NR đi qua khu vực ven biển, bị nhiểm mặn.
- Sau Recloser 473/T12:
+ Vị trí LTD Đức Hiệp: Lắp bổ sung 01 Recloser. Vị trí này
thuận tiện cho công tác lắp đặt, phân đoạn được khách hàng. Số

18
khách hàng phía sau LL Đức Hiệp là 5274 KH, Phía trước LL là
2955 KH.
+ Vị trí PĐ Đức Thạnh 2: Lắp bổ sung 01 Recloser. Vị trí này
thuận tiện cho công tác lắp đặt, phân đoạn được khách hàng. Số
khách hàng phía sau PĐ Đức Thạnh 2 là 2992 KH.
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100-200 A
tại các NR Đức Hiệp 1, NR Đức Chánh 3, NR Đức Thạnh 10, NR
Đức Minh 2, 3, 5.
b) Tuyến 472/E16.2: Theo số lượng khách hàng và ĐTCCCĐ trong
Error! Reference source not found., ta có các giải pháp như
sau:
- Sau 472/E16.2:
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100200 A tại các NR Đức Lân 3 (dời về cột 07), NR Đức Lân 3 cũ thay
tên bằng NR Đồn phòng không.
- Sau Recloser 471/T3:
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100-200 A
tại các NR Đức Tân 3, NR Đức Hòa 1,NR Đức Phú 11, NR Đức Phú
2. Lắp bổ sung 01 bộ LBFCO tại rẽ Đức Hòa 5.
+ Tại NR Đức Phú 5: Lắp bổ sung 01 DCPT. Vị trí này thuận
tiện cho công tác lắp đặt, phân đoạn được khách hàng. Số khách
hàng phía sau NR Đức phú 5 là 933 KH.
+ Tại cột 57-XT 471/T3: Lắp bổ sung 01 Recloser, tạo thành PĐ
Đức Phú. Số khách hàng phía sau PĐ là 1719 KH.
- Sau Recloser 472/T3:
+ Tại NR TT Mộ Đức 13: Lắp bổ sung 01 LBFCO. Vị trí này
thuận tiện cho công tác lắp đặt, phân đoạn được khách hàng. Số
khách hàng phía sau TT Mộ Đức 13 là 293 KH.

19
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100-200 A
tại các NR Đức Tân 3
c) Tuyến 474/E16.2: ta có giải pháp như sau:
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100-200 A
tại các NR Đức Lân 1, NR Đức Lân 5, NR Đức Lân 6 , NR Đức Lân
7, NR Đức Phong 6, NR Đức Phong 9. Lắp bổ sung 01 bộ LBFCO
tại rẽ TT Mộ Đức 10.
+ Tại NR Đức Phong 2: Lắp bổ sung 01 Recloser. Vị trí này
thuận tiện cho công tác lắp đặt, phân đoạn được khách hàng. Số
khách hàng phía sau NR Đức phong 2 là 1631 KH.
+ Lắp bổ sung Recloser LL Đức Phong (cột 49) để phân đoạn
được sự cố sau NR Đức Phong và sau LL Đức Phong đồng thời
thuận lợi cho công tác quản lý vận hành.
3.1.3.2 Kết nối liên lạc:
Do đặc thù lưới điện khu vực ĐLMĐ là khu vực nông thôn,
tuyến trục chính đi dọc theo các tuyến đường liên xã, tiết diện dây
dẫn nhỏ dần về phía cuối nguồn, thường dùng dây nhôm trần lõi thép
AC-50 hoặc dây đồng trần M35 vì cuối nguồn là khu vực sát biển.
Khoảng cách kết nối giữa các tuyến đường dây khá xa (lớn hơn
1km). Khi xây dựng mạch liên lạc cần thiết phải cải tạo nâng tiết
diện dây dẫn ở 02 đoạn đường dây ở 02 xuất tuyến kết nối, đồng thời
phải lắp bổ sung các thiết bị đóng cắt như DCPT, DCL,… với chi
phí khá cao. Mặc khác, qua đăng ký kế hoạch kết nối mạch liên lạc ở
các xuất tuyến 22 kV có cải tạo các đoạn đường dây để nâng tiết
diện thì Tổng công ty Điện lực Miền trung không thống nhất phương
án.
Các trục chính kết nối giữa hai TBA 110 KV Mộ Đức và 110
kV Tư Nghĩa hiện đều có 02 mạch vận hành song song, đã được cải

20
tạo nâng tiết diện dây dẫn lên tối thiểu là 185 mm2, dễ dàng chuyển
đổi phương thức vận hành, đảm bảo cấp điện cho khu vực.
Với các lý do trên, đề tài này không đề xuất xây dựng mạch
liên lạc thêm giữa các xuất tuyến.
3.2. Dùng phần mềm PSS/ADEPT tính toán độ tin cậy lƣới điện

3.2.1. Kết quả tính toán độ tin cậy do sự cố cho các xuất tuyến sau
cải tạo
Bảng 3.2: Số liệu tính toán ĐTC do sự cố lưới điện sau cải tạo từ
PSS
Tên xuất tuyến

Số khách hàng

SAIDI

SAIFI

XT 471/E16.3

20107

198,6

2,32

XT 472/E16.2

8929

202,2

2,72

XT 474/E16.2

9129

113,4

1,66

Tổng cộng

38 165

179,066

2,256

3.2.2. Tính toán độ tin cây BTBD cho từng xuất tuyến 22 kV
Bảng 3.3: Số liệu tính toán ĐTC do BTBD lưới điện sau cải tạo từ
Excel
Số

Tổng thời

Số KH

khách

gian mất

mất điện

hàng

điện lâu dài

lâu dài

XT 471/E16.3

20107

4.874.993

XT 472/E16.2

8929

XT 474/E16.2
Tổng cộng

Tên xuất
tuyến

SAIDI

SAIFI

40.999

242,45

2,039

2.194.841

13.672

245,81

1,531

9129

1.284.618

15.087

140,72

1,653

38 165

8.354.452

69.758

218,90

1,828

3.2.3. Đánh giá kết quả


21
Bảng 3.1: So sánh ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp
Chỉ tiêu

SAIDI
Trước

SAIFI
Giảm

Sau

Trước

Sau

Giảm

Độ tin cậy do sự cố

I
471

211,8

198,6

13,2

2,52

2,32

0,2

472

239,4

202,2

37,2

2,87

2,72

0,15

474

191,4

113,4

78

2,21

1,66

0,55

34,31

2,53

2,26

0,27

Tổng cộng 213,37 179,06

Độ tin cậy do BTBD

II
471

533,10 242,45 290,64

3,06

2,04

1,02

472

321,34 245,81

75,53

2,63

1,53

1,10

474

192,55 140,72

51,83

1,91

1,65

0,26

Tổng cộng 402,09 218,90 183,19

2,69

1,83

0,86

5,21

4,08

1,13

Tổng

615,47 397,97 217,51

3.3. Phân tích hiệu quả kinh tế và đề xuất phƣơng án
Việc bổ sung, lắp đặt nhiều thiết bị đóng cắt trên lưới điện đòi
hỏi sự đầu tư rất lớn của ngành điện. Tổng hợp số lượng thiết bị đóng
cắt bổ sung theo các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ đã đề xuất:
Bảng 3.5: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung
Tuyến

Recloser

DCPT

LBFCO

LBFCO

lắp mới

thế FCO

471

4

0

1

8

472

1

1

2

6

474

1

0

1

6

Tổng (cái)

6

1

4

20

thay


22
Bảng 3.6: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư
Tổng thời
Tuyến

gian mất
điện giảm
(phút)

Lợi nhuận
trong 1
năm (đ)

Đầu tƣ
(tr.đ)

471

6109374,4

33.928.323,46

1.174

472

1006559,8

5.589.915,47

398

474

1185192

6.581.946,84

602

Tổng

8301126,2

46.100.185,78

2.174

Thời gian
thu hồi
vốn (năm)

47

3.3.1. Triển khai cho lưới phân phối huyện Mộ Đức
Như vậy việc thực hiện các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ sẽ
đáp ứng được các chỉ tiêu của QNPC cũng như EVNCPC giao đến
năm 2020 là Saidi đạt 400 phút, đồng thời nâng cao chất lượng dịch
vụ điện năng, đáp ứng yêu cầu của khách hàng ngày càng cao, nâng
cao điện thương phẩm, tăng thêm doanh thu hằng năm cho đơn vị.
Tuy nhiên, nếu xét về mặt hiệu quả kinh tế mang lại thì các giải pháp
đầu tư nâng cao độ tin cậy, chất lượng điện năng thường không cao.
Do đó, phương án đầu tư thêm khối lượng các thiết bị đóng cắt, di
dời các vị trí đóng cắt về vị trí mới, thay các FCO bằng LBFCO theo
phương án là điều cần thiết phải làm để đạt được chỉ tiêu ĐTC mà
Tổng công ty Điện lực Miền Trung giao

3.3.2. Đề xuất các giải pháp khác
1. Các giải pháp nhằm giảm thiểu sự cố lưới điện:

a)

Hành lang tuyến và động vật xâm nhập

b) Tiếp xúc xấu trên lưới điện:
c) Chất lượng thiết bị
d) Chất lượng thi công:
e) Giông sét và quá điện áp


23
f) Các vấn đề khác
2. Các giải pháp áp dụng công nghệ mới:
3.3.3. Ứng dụng SCADA
3.3.4. Tối ưu hóa thao tác và công tác trên lưới điện
3.4. KẾT LUẬN
Theo “Bảng 3.4: 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 toàn khu vực Điện lực Mộ Đức. Việ lắp
thêm các thiết bị đóng cắt như Recloser, DCPT, thay đổi các vị trí
lắp Recloser, DCPT, lắp đặt bổ sung và thay thế các LBCO… 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.
Về tính kinh tế, các giải pháp yêu cầu vốn đầu tư tương đối
lớn,hiệu quả kinh tế không cao.Tuy nhiên, để đạt được mục tiêu
nâng cao ĐTCCCĐ, đáp ứng cung cấp chất lượng dịch vụ điện ngày

càng cao cho khách hàng cần thiết phải đầu tư xây dựng.
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.