Tối ưu hóa lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi nhằm giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHAN ANH TUẤN

TỐI ƢU HÓA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG
NGÃI NHẰM GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY

Chuyên ngành: KỸ THUẬT ĐIỆN
Mã số: 85.20.20.1

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - 2019


Công trình được hoàn thành tại

TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐÀ NẴNG

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 1: PGS. TS Nguyễn Hữu Hiếu

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 họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng vào ngày 9 tháng 3
năm 2019

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 sự phát triển của sản xuất, kinh tế và đời sống thì nhu cầu sử
dụng điện của thành phố Quảng Ngãi nói chung và tỉnh Quảng Ngãi nói riêng
ngày càng tăng với yêu cầu về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện
ngày càng cao.
- Theo lộ trình giảm tổn thất điện năng (TTĐN) giai đoạn (2016÷2020) của
Tổng Công ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) giao cho Công ty Điện lực
Quảng Ngãi đến năm 2020 phải thực hiện đạt TTĐN ≤ 4,6% và độ tin cậy cung
cấp điện đến năm 2020: SAIDI (Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới
điện phân phối) ≤ 276 (phút), SAIFI (Chỉ số về số lần mất điện trung bình của
lưới điện phân phối) ≤ 7,22 (lần) và MAIFI (Chỉ số về số lần mất điện thoáng
qua trung bình của lưới điện phân phối) ≤ 2,3 (lần).
- Hiện nay, việc đóng điện đưa vào vận hành các vận hành các TBA 110kV
làm kết cấu lưới thay đổi kết hợp với sự thay đổi phụ tải các xuất tuyến, thay đổi
tiết diện dây dẫn... nên việc lắp đặt các cụm tụ bù hiện có, các Recloser (RC),
DCPT, DCLPT...phân đoạn trên lưới điện chưa mang lại hiệu quả nhất định.
- Trước các yêu cầu thực tiễn nêu trên, vấn đề giảm tỷ lệ tổn thất điện năng,
nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhằm góp phần nâng cao hiệu quả sản xuất
kinh doanh đối với Công ty Điện lực Quảng Ngãi là một trong những vấn đề
trọng tâm trong giai đoạn trước mắt và lâu dài.
- Việc đề xuất các giải pháp để giảm tổn thất, bố trí lắp đặt lại các RC trên

lưới điện phân phối khu vực TP Quảng Ngãi sẽ góp phần rất lớn đến sự thành
công của Công ty Điện lực Quảng Ngãi đối với hai chỉ tiêu này trong thời gian
đến bởi vì sản lượng điện thương phẩm, số khách hàng sử dụng điện của TP
Quảng Ngãi chiếm tỷ trọng lớn của cả tỉnh Quảng Ngãi.
2. Mục tiêu
- Khảo sát quá trình phát triển và tình trạng cung cấp điện hiện tại của lưới
điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi.
- Tính toán và phân tích các chế độ vận hành của lưới điện phân phối hiện
tại ở Thành phố Quảng Ngãi.
- Đề xuất một số giải pháp để giảm tổn thất điện năng, bố trí lắp đặt lại hợp
lý các RC, DCPT, DCLPT.... trên lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi
nhằm nâng cao độ tin cậy.


2
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu: Lưới điện phân phối khu vực Thành phố Quảng
Ngãi.
- Phạm vi nghiên cứu: Tập trung vào nghiên cứu tìm các giải pháp giảm tổn
thất điện năng, bố trí lắp đặt lại hợp lý các RC, DCPT, DCLPT... trên lưới điện
phân phối thành phố Quảng Ngãi nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem
lại hiệu quả kinh tế.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu
- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết: Thu thập số liệu lưới điện từ Điện lực
Thành phố Quảng Ngãi, quan sát thực tế từ lưới phân phối 22kV.
- Phương pháp xử lý số liệu: Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT tính toán
phân bố công suất, tổn thất công suất, tính toán vị trí bù công suất phản kháng
tối ưu và tính điểm mở tối ưu nhằm lựa chọn giải pháp vận hành cơ bản tối ưu
và tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối.
5. Tên đề tài

Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu đề tài được đặt tên là: “Tối ưu
hóa lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi nhằm giảm tổn thất điện năng và
nâng cao độ tin cậy”.
6. Bố cục đề tài
Đề tài được phân thành 4 chương với các nội dung như sau:
- Chương 1: Tổng quan về tổn thất điện năng và độ tin cậy trong lưới điện
phân phối.
- Chương 2: Tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng và độ tin cậy
trong lưới điện phân phối.
- Chương 3: Tính toán tổn thất công suất, tổn thất điện năng và độ tin cậy
của lưới điện phân phối hiện trạng thành phố Quảng Ngãi.
- Chương 4: Các giải pháp giảm tổn thất điện năng và nâng cao độ tin cậy
của lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi.


3
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ ĐỘ TIN CẬY TRONG
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1. TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1.1. Tổn thất công suất trên lƣới điện phân phối
Tổn thất công suất bao gồm tổn thất công suất tác dụng và tổn thất công
suất phản kháng.
1.1.2. Tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối
1.1.2. Tổn thất điện năng trên lƣới điện phân phối
Tổn thất điện năng trên lưới điện là lượng điện năng tiêu hao cho quá trình
truyền tải và phân phối điện khi tải điện từ ranh giới giao nhận với các nhà máy
phát điện qua lưới điện truyền tải, lưới điện phân phối đến các hộ tiêu thụ điện.
Tổn thất điện năng còn được gọi là điện năng dùng để truyền tải và phân phối

điện.
Tổn thất điện năng trên lưới điện phân phối bao gồm tổn thất điện năng phi
kỹ thuật (tổn thất thương mại) và tổn thất điện năng kỹ thuật:
a. Tổn thất điện năng phi kỹ thuật
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật phụ thuộc vào cơ chế quản lý, quy trình
quản lý hành chính, hệ thống công tơ đo đếm và ý thức của người sử dụng, tổn
thất điện năng phi kỹ thuật cũng một phần chịu ảnh hưởng của năng lực và công
cụ quản lý của bản thân các Điện lực, trong đó có phương tiện máy móc, máy
tính, phần mềm quản lý.
Tổn thất điện năng phi kỹ thuật bao gồm các dạng tổn thất như sau:
- Các thiết bị đo đếm như công tơ, TU, TI không phù hợp với tải có thể quá
lớn hay quá nhỏ hoặc không đạt cấp chính xác yêu cầu, hệ số nhân của hệ thống
đo không đúng, các tác động làm sai lệch mạch đo đếm điện năng, gây hỏng hóc
công tơ, các mạch thiết bị đo lường…
- Sai sót khâu quản lý: TU mất pha, TI, công tơ hỏng chưa kịp xử lý, thay
thể kịp thời, không thực hiện đúng chu kỳ kiểm định và thay thế công tơ định kỳ
theo quy định của pháp lệnh đo lường, đấu nhầm, đấu sai sơ đồ đấu dây… là các
nguyên nhân dẫn đến đo đếm không chính xác gây tổn thất điện năng.


4
- Sai sót trong nghiêp vụ kinh doanh: đọc sai chỉ số công tơ, thống kê tổng
hợp không chính xác, bỏ sót khách hàng…
- Không thanh toán hoặc chậm thanh toán hóa đơn tiền điện.
- Sai sót thống kê phân loại và tính hóa đơn khách hàng.
- Sai sót trong khâu tính toán xác định tổn thất kỹ thuật.
b. Tổn thất điện năng kỹ thuật
Tổn thất điện năng kỹ thuật trên lưới điện phân phối chủ yếu trên dây dẫn
và các máy biến áp phân phối.
Tổn thất kỹ thuật có các nguyên nhân chủ yếu như sau:

- Đường dây quá dài, bán kính cấp điện lớn, tiết diện dây dẫn quá nhỏ,
đường dây bị xuống cấp, không được cải tạo nâng cấp, trong quá trình vận hành
làm tăng nhiệt độ dây dẫn, điện áp giảm dưới mức cho phép và tăng tổn thất
điện năng trong dây dẫn.
- Máy biến áp vận hành non tải hoặc không tải lớn hơn so với điện năng sử
dụng, mặt khác tải thấp sẽ không phù hợp với hệ thống đo đếm dẫn tới tổn thất
điện năng cao.
- Máy biến áp vận hành quá tải do dòng điện tăng cao làm phát nóng cuộn
dây và dầu cách điện của máy dẫn đến tăng tổn thất điện năng trong máy biến áp
đồng thời gây sụt áp và làm tăng tổn thất điện năng trên lưới điện phía hạ áp.
- Tổn thất do thiết bị cũ, lạc hậu: Các thiết bị cũ thường có hiệu suất thấp
máy biến áp là loại có tỷ lệ tổn thất cao hoặc vật liệu lõi từ không tốt dẫn đến
sau một thời gian vận hành tổn thất có xu hướng tăng lên.
- Nhiều thành phần sóng hài của các phụ tải công nghiệp tác động vào các
cuộn dây máy biến áp làm tăng tổn thất.
- Tổn thất dòng rò: Sứ cách điện, chống sét van và các thiết bị không được
kiểm tra, bảo dưỡng hợp lý dẫn đến dòng rò, phóng điện.
- Đối với hệ thống nối đất trực tiếp, nối đất lặp lại không tốt dẫn đến tổn
thất điện năng sẽ cao.
- Hành lang tuyến không đảm bảo: Không thực hiện tốt việc phát quang,
cây mọc chạm vào đường dây gây dòng rò hoặc sự cố.
- Hiện tượng quá bù, hoặc vị trí và dung lượng bù không hợp lý.
- Tính toán phương thức vận hành không hợp lý, để xảy ra sự cố để dẫn đến
phải sử dụng phương thức vận hành bất lợi dẫn đến tổn thất điện năng cao.


5
- Vận hành không đối xứng liên tục dẫn đến tăng tổn thất trên dây trung
tính, dây pha và cả trong máy biến áp, đồng thời cũng gây quá tải ở pha có dòng
điện lớn.

- Vận hành với hệ số cosφ thấp do phụ tải có hệ số cosφ thấp, thực hiện lặp
đặt và vận hành tụ bù không phù hợp cosφ thấp dẫn đến tăng dòng điện truyền
tải hệ thống và tăng tổn thất điện năng.
- Các điểm tiếp xúc, các mối nối tiếp xúc kém nên làm tăng nhiệt độ, tăng
tổn thất điện năng.
- Hiện tượng vầng quang điện: Đối với đường dây điện áp cao từ 115kV trở
lên xuất hiện tượng vầng quang điện gây tổn thất điện năng.
- Chế độ sử dụng điện không hợp lý: Công suất sử dụng của nhiều phụ tải
có sự chênh lệch quá lớn giữa giờ cao điểm và thấp điểm gây khó khăn cho công
tác vận hành.
1.1.3. Thực trạng về tổn thất điện năng của lƣới điện phân phối thành
phố Quảng Ngãi
Số liệu thống kê 5 năm, cụ thể như sau:
STT

Năm vận hành

Tổn thất điện năng
(%)

1

2014

3,76

2

2015

3,51

3

2016

3,24

4

2017

3,35

5

2018

2,89

Ghi chú

Có giảm so với năm trƣớc
nhƣng vẫn còn ở mức cao

1.2. ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.2.1. Định nghĩa 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.
1.2.2. Yếu tố ảnh hƣởng đến độ tin cậy của lƣới điện
- Độ tin cậy của các phần tử tạo nên lưới điện.
- Cấu trúc lưới điện.


6
- Hệ thống tổ chức quản lý và vận hành.
Ảnh hưởng môi trường.
- Yếu tố con người: Trình độ của nhân viên quản lý vận hành, quản lý kỹ
thuật.
1.2.3. Các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện
Tổ chức IEEE (Institute Electrical and Electronic Engineers) Mỹ đã xây
dựng một số chỉ số để đánh giá độ tin cậy, cụ thể như sau:
1. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (System Average
Interruption Frequency Index - SAIFI).
2. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average
Interruption Frequency Index - CAIFI).
3. Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (System Average
Interruption Duration Index - SAIDI).
4. Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average
Interruption Duration Index - CAIDI).
1.2.4. Thực trạng độ tin cậy của lƣới điện phân phối thành phố Quảng
Ngãi:
Số liệu thống kê 5 năm như sau:
STT

Năm vận hành

Saidi (Phút)

Saifi (Phút)

1

2014

1356,45

15,05

2

2015

739,48

11,04

3

2016

602,85

12,08

4

2017

325,87

7,65

5

2018

395,45

7,46

Ghi chú

Saidi tăng so
với năm 2018

1.3. CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRÊN LƢỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.3.1. Biện pháp tổ chức
1.3.2. Biện pháp kỹ thuật
1.3.3. Giảm tổn thất điện năng đối với tổn thất điện năng phi kỹ thuật
1.4. CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRÊN LƢỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI


7
1.4.1. Lập kế hoạch bảo dƣỡng thiết bị
1.4.2. Giải pháp lựa chọn phƣơng thức kết lƣới cơ bản

1.4.3. Giải pháp đồng bộ hoá thiết bị trên lƣới
1.4.4. Giải pháp phân đoạn đƣờng dây
1.4.5. Giải pháp ứng dụng công nghệ tự động hoá lƣới diện phân phối


8
CHƯƠNG 2
TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ
ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
2.1. CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT VÀ
TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
2.1.1. VAI TRÕ, Ý NGHĨA CỦA BÀI TOÁN XÁC ĐỊNH TTCS,
TTĐN
2.1.1.1. Tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán thiết kế hệ
thống cung cấp điện
2.1.1.2. Tính toán, phân tích TTCS và TTĐN trong quản lý vận hành
hệ thống cung cấp điện
2.1.1.3. Những tồn tại trong các phƣơng pháp tính toán TTCS và
TTĐN
a. Đặc điểm tính toán TTCS và TTĐN trong các bài toán quy hoạch
thiết kế và các bài toán quản lý vận hành
b. Lựa chọn và xây dựng phương pháp tính toán TTCS và TTĐN
2.1.2. CÁC YẾU TỐ ẢNH HƢỞNG ĐẾN TRỊ SỐ TTCS VÀ TTĐN
TRONG HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN
2.1.2.1. Quan hệ giữa các phƣơng pháp tính toán TTCS và TTĐN
Một vấn đề cần được nêu lên đó là có hai nội dung khi phân tích tổn thất,
tính toán TTCS và TTĐN đều cùng phải lựa chọn cách tính thích hợp, tính toán
đúng TTCS chỉ mới là điều kiện cần để có thể tính được TTĐN.
2.1.2.2. Các yếu tố ảnh hƣởng đến trị số TTCS
a. Đường dây tải điện.

b. Máy biến áp.
c. Thiết bị bù.
d. Ảnh hưởng của nhiệt độ dây dẫn đến TTCS và TTĐN.
e. Ảnh hưởng của sự thay đổi phụ tải khi có độ lệch điện áp đến TTCS.
f. Ảnh hưởng của thay đổi cấu trúc và phương thức vận hành.
Thực tế cấu trúc của lưới điện thường ở trạng thái động, do trong quá trình
làm việc thường xảy ra các trạng thái vận hành khác nhau, như đóng cắt của
đường dây, các trạm biến áp bị sự cố, tiến hành sữa chữa định kỳ hoặc để nâng


9
cao tính kính tế của lưới điện… ứng với mỗi trạng thái, phương thức vận hành
khác nhau phân bố công suất trong lưới sẽ thay đổi, khi đó giá trị TTCS sẽ thay
đổi tương ứng.
2.1.2.3. Các yếu tố ảnh hƣởng đến trị số TTĐN
Chúng ta biết rằng TTCS có ảnh hưởng trực tiếp lớn nhất đến TTĐN, do
đó các yếu tố ảnh hưởng đến TTCS đều ảnh hưởng đến TTĐN. Ngoài ra TTĐN
còn phụ thuộc vào biến đổi phụ tải, đặc tính của các hộ tiêu thụ điện, cấu trúc
lưới và phương thức vận hành.
a. Biểu đồ phụ tải và các yếu tố ảnh hưởng đến TTĐN trong HTCCĐ
b. Độ chính xác trong tính toán TTĐN trong điều kiện vận hành
2.1.3. TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT TRONG QUẢN LÝ
VẬN HÀNH
2.1. 3.1. Cơ sở phƣơng pháp
Khi tính toán thiết kế lưới phân phối, do yêu cầu độ chính xác không cao
người ta thường sử dụng phương pháp gần đúng khi tính phân bố công suất cũng
như tổn thất trong mạng theo điện áp định mức.
2.1.3.2 Phƣơng pháp giải và các chƣơng trình tính toán
2.1.3.3. Xác định TTCS trong điều kiện vận hành bằng chƣơng trình
tính toán

Việc tính toán chính xác TTCS trong lưới điện hiện nay được thực hiện
tương đối dễ dạng nhờ các chương trình giải tích mạng điện, vấn đề ở đây là:
- Cần mô tả đầy đủ các yếu tố khi thiết lập sơ đồ tính toán.
- Cần lựa chọn chương chình tính thích hợp.
Nội dung yêu cầu thứ nhất sẽ đảm bảo khi không bỏ sót thành phần nào
trong thông số của mạng điện, yêu cầu thứ hai dễ dàng được đáp ứng trong điều
kiện phát triển tin học như hiện nay. Với nhiều chương trình giải tích lưới điện
hiện đại cho phép tính toán với số lượng biến lớn, độ chính xác cao, ví dụ có thể
sử dụng chương trình Matlab, Conus, PSS/ADEPT.
2.1.4. TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG TRONG HỆ THỐNG
CUNG CẤP ĐIỆN
Vấn đề xác định tổn thất điện năng trong mạng điện hiện nay đang là
nhiệm vụ hết sức thiết thực, không những đối với các cơ quan quản lý và phân
phối điện, mà ngay cả đối với các hộ dùng điện.


10
Hiện nay có nhiều phương pháp tính toán tổn thất điện năng. Mỗi phương
pháp đặc trưng bởi những thông số tính toán ban đầu. Vậy nên lựa chọn phương
pháp tính toán nào mà thông số tính toán ban đầu dễ thu thập, kết quả tính toán
chính xác cao, là một nghiên cứu cần thiết.
2.1.4.1. Phƣơng pháp tích phân đồ thị.
2.1.4.2. Phƣơng pháp dòng điện trung bình bình phƣơng.
2.1.4.3. Phƣơng pháp thời gian tổn thất.
2.1.4.4. Phƣơng pháp đƣờng cong tổn thất: Tác giả chọn phương pháp
này để tính toán TTĐN cho lưới điện phân phối trung áp TP Quảng Ngãi.
2.2. CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
Các phương pháp phổ biến hiện nay thường dùng để giải tích ĐTC của hệ
thống điện là:
- Phương pháp đồ thị - giải tích.

- Phương pháp không gian trạng thái.
- Phương pháp cây hỏng hóc.
- Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo.
2.3. PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ CÁC BÀI TOÁN TÍNH TOÁN
2.3.1. Giới thiệu chƣơng trình PSS/ADEPT
Phần mềm PSS/ADEPT (Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool) là phần mềm tiện ích mô phỏng hệ thống điện và
là công cụ phân tích LĐPP với các chức năng sau:
- Phân bố công suất (Load Flow Analysis).
- Tính toán ngắn mạch tại 1 điểm hay nhiều điểm (Fault, Fault all Analysis)
- Phân tích bài toán khởi động động cơ (Motor Starting)
- Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù cố định và điều chỉnh (CAPO).
- Bài toán phân tích sóng hài (Harmonic Analysis).
- Phối hợp bảo vệ (Protective Coordination).
- Phân tích điểm mở tối ưu (TOPO).
- Phân tích độ tin cậy lưới điện (DRA).
Trong khuôn khổ của luận văn, tác giả chỉ sử dụng ba chức năng của phần
mềm PSS/ADEPT để tính toán và phân tích lưới điện phân phối. Đó là:
- Tính toán về phân bố công suất.


11
- Tính toán điểm mở tối ưu (TOPO).
- Tối ưu hoá việc lắp đặt tụ bù (CAPO).
- Tính độ tin cậy lưới điện sau khi tái cấu trúc lưới điện (DRA).
2.3.2. Mô phỏng lƣới điện trên chƣơng trình PSS/ADEPT
a. Tạo nút
Chương trình PSS/ADEPT có 3 loại nút vertical, horizontal và point.
Trên thanh Toolbar sẽ cho phép người sử dụng tự chọn theo từng loại nút để
vẽ sơ đồ lưới điện cho phù hợp.

b. Tạo shunt thiết bị
Shunt thiết bị luôn luôn kết nối với một nút.
Nút phải tồn tại trước khi gắn shunt thiết bị vào nút. PSS/ADEPT cung cấp
5 loại shunt thiết bị như sau: Tải, nguồn, động cơ, tụ bù ngang và điểm sự cố.
c. Tạo nhánh
Một nhánh được kết nối từ 2 nút. Nút phải có trước khi tạo nhánh.
PSS/ADEPT cung cấp 4 loại nhánh như sau: đường dây/cáp, thiết bị đóng cắt,
MBA, tụ bù dọc.
Áp dụng mô phỏng các xuất tuyến (471, 473, 475, 477, 479)-E16.1 và
(471, 475, 477)-E16.5 bằng chương trình PSS/ADEPT sơ đồ như các Phụ lục (1,
2, 3, 4, 5, 6, 7, 8).
2.3.3. Các bƣớc thực hiện khi ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT
Gồm có 3 bước sau:
Bước 1: Thu thập, xử lý và nhập số liệu lưới điện trên PSS/ADEPT.
Bước 2: Thể hiện lưới điện trên giao diện đồ hoạ của PSS/ADEPT.
Bước 3: Thực hiện các chức năng tính toán lưới điện trên PSS/ADEPT.


12
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN TỔN THẤT CÔNG SUẤT, TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ
ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HIỆN TRẠNG
THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
3.1. TÌNH TRẠNG CẤP ĐIỆN HIỆN TẠI TRÊN KHU VỰC THÀNH
PHỐ QUẢNG NGÃI
3.1.1. Khái quát về quá trình hình thành và phát triển của lƣới điện
Thành phố Quảng Ngãi
Thành phố Quảng Ngãi - tỉnh Quảng Ngãi nằm ở vùng Nam Trung Bộ
Việt Nam gồm các phường: Nguyễn Nghiêm, Trần Hưng Đạo, Nghĩa Lộ, Nghĩa
Chánh, Trần Phú, Quảng Phú, Lê Hồng Phong, các xã: Nghĩa Dũng, Nghĩa

Dõng…
Đến năm 2003 khi dự án Cải tạo lưới điện phân phối thị xã Quảng Ngãi
(ADB) cải tạo và xây dựng mới các tuyến đường dây 22kV và các trạm biến áp
công cộng thì lưới điện phân phối thuộc khu vực thành phố Quảng Ngãi tương
đối hoàn chỉnh đánh dấu bước ngoặc cho sự phát triển của ngành điện tỉnh nhà.
Đến 2015 trên địa bàn thành phố Quảng Ngãi đã đưa thêm 1 trạm biến áp
110kV Quảng Phú với công suất ban đầu là 2x25MVA vào vận hành nhằm đảm
bảo cung cấp điện cho các xã, phường, thị trấn gồm: Thị trấn La Hà, xã Nghĩa
Trung, xã Nghĩa Điền thuộc huyện Tư Nghĩa; Phường Nghĩa Chánh, phường
Chánh Lộ và phường Quảng Phú thuộc thành phố Quảng Ngãi, tỉnh Quảng Ngãi
nhằm đảm bảo nhu cầu cung cấp điện cho các phụ tải khu vực thành phố Quảng
Ngãi, phía tây huyện Tư Nghĩa, khu công nghiệp Quảng Phú góp phần phát triển
kinh tế địa phương, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và chống quá tải lưới điện
thành phố Quảng Ngãi.
3.1.2. Đặc điểm của lƣới điện phân phối Điện lực thành phố Quảng
Ngãi
Lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi có kết dây dạng hình tia, các
xuất tuyến liên kết với nhau tạo thành mạch vòng nội bộ trong cùng một TBA
nguồn 110kV Quảng ngãi, Quảng Phú và liên kết qua lại giữa các xuất tuyết
22kV với nhau tạo thành mạch vòng kín.
3.1.3. Khối lƣợng đƣờng dây và trạm biến áp:


13
3.1.3.1. Sơ đồ liên kết lưới các xuất tuyến 22kV hiện trạng Thành phố
Quảng Ngãi
SO Ð? K? T LU? I CÁC XU? T TUY? N 22KV THÀNH PH? QU? NG NGÃI

?

PÐ
Son Thành

Hình 3.1: Sơ đồ kết lưới các xuất tuyến 22kV hiện trạng

3.1.3.2. Trạm biến áp nguồn:
* Trạm biến áp 110kV Quảng Ngãi: E16.1.
- Gồm 02 MBA T1/E16.1 và T2/E16.1 vận hành song song.
- Công suất định mức T1 = 25MVA và điện áp là 110/38/23,5kV.
- Công suất định mức T2 = 40MVA và điện áp là 110/38/23,5kV.
- Các xuất tuyến trung áp: (471, 473, 475, 477, 479)/E16.1.
* Trạm biến áp 110kV Quảng Phú: E16.5.
- Gồm 2 MBA T1/E16.5 và T2/E16.5 vận hành song song.
- Công suất định mức T1 = 25MVA và điện áp là 110/23,5kV.
- Công suất định mức T2 = 40MVA và điện áp là 110/23,5kV.
- Các xuất tuyến: (471, 473, 475, 477, 479)/E16.5.
3.1.3.3. Khối lƣợng đƣờng dây và trạm biến áp phân phối:


14
- Tổng công suất cấp điện: 130MVA.
- Tổng bán kính cấp điện: 134km.
- Tổng số TBA ngành điện: 215 với tổng dung lượng: 64830kVA.
- Tổng số TBA khách hàng: 108 với tổng dung lượng: 38200kVA.
3.2. TÍNH TOÁN TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI KHU VỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
3.2.1. Số liệu đầu vào tính toán TTĐN
Để tính toán giải tích lưới điện một các chính xác, trước tiên chúng ta phải
thu thập được số liệu đầu vào một cách chính xác. Các số liệu đầu vào có thể
chia làm hai loại đó là:

- Thông số kỹ thuật về lưới điện.
- Thông số về phụ tải (P, Q).
Đồ thị ngày điển hình được xác định trên cơ sở khảo sát đồ thị phụ tải ngày
trong quá khứ của các xuất tuyến được ghi lại tại các trạm biến áp 110kV thông
qua hệ thống thu thập số liệu công tơ từ xa DSPM.
3.3.2 Tính toán gần đúng giá trị TTĐN lƣới điện phân phối TP Quảng Ngãi
a. Tính toán chế độ vận hành hiện tại
Phần tính toán chế độ vận hành hiện tại được thực hiện bằng cách chạy trào
lưu công suất cho phương thức vận hành cơ bản hiện tại của LĐPP TP Quảng
Ngãi, kết quả thu được về công suất và tổn thất công suất các xuất tuyến được
tổng hợp ở bảng 3.1 và bảng 3.2:
Bảng 3.1. Công suất và TTCS trên các xuất tuyến ở chế độ vận hành hiện tại

(Chế độ mùa nắng)
Công suất
Tên xuất tuyến

Tổn thất công suất
Tỷ lệ
ΔP/P

P

Q

ΔP

(kW)

(kVAr)

(kW)

Xuất tuyến 471/E16.1

12.299,00

2.368,92

262,82

2,14%

Xuất tuyến 473/E16.1

10.819,53

2.255,05

237,03

2,19%

Xuất tuyến 475/E16.1

11.620,63

2.482,52

349,67

3,01%

Xuất tuyến 477/E16.1

7.521,95

1.382,25

25,38

0,34%

Xuất tuyến 479/E16.1

7.666,97

2.036,99

156,95

2,05%

Xuất tuyến 471/E16.5

4.575,20

1.151,12

64,07

1,40%

(%)


15
Xuất tuyến 473/E16.5

9.880,37

1.849,37

193,88

1,96%

Xuất tuyến 477/E16.5

8.242,19

2.545,78

150,97

1,83%

Toàn bộ LPP TPQN

72.625,84

16.072,00 1.440,77

1,98%

Bảng 3.2. Công suất và TTCS trên các xuất tuyến ở chế độ vận hành hiện tại

(Chế độ mùa mưa)
Công suất
Tên xuất tuyến

Tổn thất công suất
Tỷ lệ
ΔP/P

P

Q

ΔP

(kW)

(kVAr)

(kW)

Xuất tuyến 471/E16.1

8.880,57

1.891,43

146,04

1,64%

Xuất tuyến 473/E16.1

8.109,28

1.723,05

138,99

1,71%

Xuất tuyến 475/E16.1

9.945,92

1.522,97

257,84

2,59%

Xuất tuyến 477/E16.1

7.240,50

1.004,66

24,50

0,34%

Xuất tuyến 479/E16.1

6.270,75

1.100,27

110,94

1,77%

Xuất tuyến 471/E16.5

4.111,33

1.006,47

53,94

1,31%

Xuất tuyến 473/E16.5

8.993,53

2.663,57

162,92

1,81%

Xuất tuyến 477/E16.5

6.734,01

1.607,67

105,25

1,56%

Toàn bộ LPP TPQN

60.285,89

12.520,09 1.000,42

(%)

1,66%

b. Tính toán gần đúng TTĐN LĐPP TP Quảng Ngãi
Để tính toán gần đúng TTĐN lưới điện phân phối trung áp TP Quảng Ngãi,
tác giả chọn phương pháp Đường cong tổn thất như đã trình bày ở Chương 2.

Bảng 3.3 Các giá trị tổn thất điện năng ∆A của các xuất tuyến

Tên xuất tuyến

∆A (kWh)
mùa nắng

∆A (kWh)
mùa mƣa

∆A (kWh)

Xuất tuyến 471/E16.1

671.111,51

406.769,45

1.077.880,96

Xuất tuyến 473/E16.1

652.904,66

422.893,74

1.075.798,40

Xuất tuyến 475/E16.1

878.984,87

724.512,15

1.603.497,02

Xuất tuyến 477/E16.1

79.450,00

70.008,12

149.458,12

Xuất tuyến 479/E16.1

480.805,05

261.362,56

742.167,61

Xuất tuyến 471/E16.5

174.442,92

136.859,81

311.302,73

Xuất tuyến 473/E16.5

484.280,59

529.537,19

1.013.817,78


16
Xuất tuyến 477/E16.5
Tổng cộng

441.271,74

307.333,03

748.604,77

3.863.251,34

2.859.276,05

6.722.527,39

3.3. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU
VỰC THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
3.3.1. Số liệu đầu vào tính toán độ tin cậy
Bảng 3.4 Thống kê số liệu sự cố lưới điện khu vực Thành phố Quảng Ngãi
từ năm 2013 đến năm 2018:

MBA
Đƣờng dây Máy cắt Recloser
DCL
Cầu chì
Tháng,
năm
VC TQ VC TQ VC TQ VC TQ VC TQ VC TQ
Năm 20132018
Tổng cộng 2691

0

1537 1028

1

0

1

0

2

0

304

0

3.3.2. Bảng tính toán thời gian sửa chữa trung bình lưới điện khu vực Điện lực
Thành phố Quảng Ngãi
Bảng 3.5 Số liệu tính toán từ năm 2013 đến năm 2018 như sau:
Cƣờng độ hỏng
Cƣờng độ hỏng
Thời gian sửa
Tên thiết bị
hóc thoáng qua
hóc vĩnh cữu (λvc)
chữa (r)
(λtq)
Máy biến áp

0,12

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

3.3.3. Bảng thông kê các chỉ tiêu về sự cố và bảo trì bảo dưỡng lưới điện khu vực Điện

lực Thành phố Quảng Ngãi


17
Bảng 3.6 Số liệu thống kê từ năm 2015 đến năm 2018
trên chương trình QLKT như sau:
Nội
Sự cố 0,4-35kV
BTBD 0,4-35kV
dung
Chỉ
MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI
tiêu

Tổng
SAIDI

SAIFI

2015

2,63

230,47

6,47

0

496,37

4,09

2,63

739,48

11,04

2016

2,68

202,64

7,31

0,24

305,70

2,99

2,93

602,85

12,08

2017

2,29

122,01

4,62

0

181,03

2,08

2,43

325,87

7,65

2018

0,83

65,86

4,73

0

328,12

2,46

0,83

395,45

7,43

3.3.4. Bảng tổng hợp các thiết bị đóng cắt phân đoạn, nhánh rẽ, liên lạc trên sơ đồ
nguyên lý từng xuất tuyến:
Bảng 3.7 Tổng hợp các thiết bị đóng cắt phân đoạn, nhánh rẽ, liên lạc trên sơ đồ
nguyên lý từng xuất tuyến:

Phân đoạn (PĐ), Nhánh rẽ (NR), Liên lạc (LL)
Xuất tuyến

Chức năng

Loại

Tự động

Không

Recloser

LBS

DCPT

FCO

471/E16.1

6

5

1

5

3

2

473/E16.1

4

1

3

1

1

0

475/E16.1

6

2

3

3

2

0

477/E16.1

2

0

2

0

0

0

479/E16.1

3

0

3

0

0

0

471/E16.5

4

3

2

2

2

1

473/E16.5

3

2

2

1

2

0

477/E16.5

2

0

1

1

0

0

Tổng

30

13

17

13

10

3


18
3.3.5. Tính toán giá trị độ tin cậy lƣới điện phân phối do sự cố lƣới điện
phân phối TP Quảng Ngãi bằng chƣơng trình PSS/ADEPT:
Tên xuất tuyến
(XT)

Số khách
hàng
(KH)

Saidi sự cố tính toán
từ PSS/ADEPT cho
từng cho XT
(giờ)

Saidi sự cố tính toán
từ PSS/ADEPT quy
đổi cho tổng số
khách hàng (Phút)

471/E16.1

10601

0.724

11.070

473/E16.1

7121

1.766

18.138

475/E16.1

6024

1.729

15.022

477/E16.1

56

0.069

0.006

479/E16.1

5781

0.729

6.078

471/E16.5

8349

0.831

10.007

473/E16.5

3669

0.585

3.096

477/E16.5

1101

0.633

1.005

Tổng cộng

41601

64.420

3.4. KẾT LUẬN
3.4.1. Về tổn thất điện năng: Tính toán TTĐN trên toàn bộ lưới điện trung
áp TP Quảng Ngãi là:
∆A = 6.722.527,39 kWh.
Trong khi đó Tổn thất điện năng thực tế lưới điện trung áp TP Quảng Ngãi
năm 2018 là 2,89% tương ứng: 6.856.336,024 kWh (Nguồn Điện lực TP.
Quảng Ngãi năm 2018).
3.4.2. Về độ tin cậy cung cấp điện do sự cố: Số liệu tính toán độ tin cậy
cung cấp điện do sự cố (SAIDIsc) là 64,42 phút gần tương đương với số liệu
thực hiện năm 2018 là 65,86 phút.


19
CHƯƠNG 4
CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG VÀ NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
4.1. CÁC GIẢI PHÁP GIẢM TỔN THẤT ĐIỆN NĂNG
4.1.1. Phân tích các giải pháp giải pháp giảm TTĐN TP Quảng Ngãi
Hai giải pháp để giảm TTĐN trên LĐPP trung áp TP Quảng Ngãi là:
- Giải pháp 1: Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP trung áp.

- Giải pháp 2: Bù công suất phản kháng trên LĐPP trung áp.
4.1.2. Các tiêu chí để lựa chọn phƣơng án vận hành hợp lý LĐPP
- Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện.
- Tổn thất công suất và điện năng trong toàn mạng là bé nhất.
- Điện áp vận hành tại các nút nằm trong giới hạn cho phép.
Với các điều kiện ràng buộc cần phải thoả mãn là:
- Tất cả các phụ tải đều được cung cấp điện.
- Không bị quá tải các phần tử trong hệ thống điện khi vận hành.
- Chi phí vận hành là nhỏ nhất.
4.1.3. Kết quả tính toán
a. Lựa chọn phương án vận hành hợp lý LĐPP TP Quảng Ngãi
Phần tính toán này được thực hiện bằng cách cho chạy trình TOPO của
phần mềm PSS/ADEPT. Trình TOPO này sẽ tính toán để xem xét mở phân đoạn
nào trên các mạch vòng để đem đến tổn thất công suất (P) trong toàn mạng là
bé nhất.
Kết quả thu được sau khi chạy điểm mở tối ưu được tổng hợp ở bảng 4.1
và kết quả chạy Topo từ chương trình như phụ lục 25.
Bảng 4.1 Vị trí điểm mở tối ưu của phương thức vận hành tối ưu

STT
1

2

Vị trí mở của mạch vòng
Trước khi chọn tối ưu
Sau khi chọn tối ưu
NR Bùi Thị Xuân (đóng) và NR Bùi Thị Xuân (mở)
Mạch vòng
LL Bệnh viện đa khoa tỉnh 2 và LL Bệnh viện đa

471/E16.5
(mở)
khoa tỉnh 2 (đóng)
PĐ Hai Bà Trưng 2
Mạch vòng PĐ Hai Bà Trưng 2 (đóng)
(mở) và LL Công ty
475/E16.1 và và LL Công ty Đường Quảng
Đường Quảng Ngãi
473/E16.5
Ngãi (mở)
(đóng)
Tên mạch
vòng


20
Qua bảng 4.1 ta thấy giữa phương thức vận hành tối ưu đã tính toán và
phương thức vận hành hiện tại có nhiều thay đổi. Trong đó, tất cả 02 mạch vòng
đều thay đổi lại điểm mở của lưới để đem đến tổn thất công suất (P) thấp hơn.
Qua kết quả tính toán, nếu vận hành theo phương thức cơ bản tối ưu thì hiệu quả
đem lại sẽ rất lớn. Trong đó, tổn thất công suất toàn hệ thống trước khi chọn tối
ưu là 1440,77 kW và sau khi chọn tối ưu là 1365,65 kW. Kết quả cụ thể được
tổng hợp ở bảng 4.2.
Bảng 4.2 Công suất và tổn thất công suất trên các xuất tuyến

Sau khi tái cấu trúc lưới
Công suất
Tên xuất tuyến

Tổn thất công suất

Tỷ lệ
ΔP/P

P

Q

ΔP

(kW)

(kVAr)

(kW)

Xuất tuyến 471/E16.1

12.299,00

2.368,92

262,82

2,14%

Xuất tuyến 473/E16.1

10.819,53

2.255,05

237,03

2,19%

Xuất tuyến 475/E16.1

9.535,28

1.358,70

232,61

2,44%

Xuất tuyến 477/E16.1

7.521,95

1.382,25

25,38

0,34%

Xuất tuyến 479/E16.1

7.666,97

2.036,99

156,95

2,05%

Xuất tuyến 471/E16.5

4.575,20

651,93

59,72

1,31%

Xuất tuyến 473/E16.5

11.965,72

1.705,02

240,17

2,01%

Xuất tuyến 477/E16.5

8.242,19

2.545,78

150,97

1,83%

Toàn bộ LPP TPQN

72.625,84

14.304,64 1.365,65

(%)

1,88%

Như vậy, sau khi tái cấu trúc lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi, tổn thất
công suất đã giảm: δP = 1440,77 - 1365,65 = 75,12kW.


21
b. Bù công suất phản kháng trên LĐPP TP Quảng Ngãi
Tính toán Bù công suất phản kháng trên lưới điện phân phối trung áp và
tính cho 04 năm tiếp theo từ (2018-2022):
Xuất
tuyến

Năm 2018
P (kW)

471/E16.1 12299.00

473/E16.1 10819.53
475/E16.1 9535.28
471/E16.5 4575.20
473/E16.5 11965.72
477/E16.5 8242.19

Cosφtb
2018

Năm
2019
(Tăng
10%)

0.982
0.979
0.990
0.990
0.990
0.955

13528.9
11901.5
10488.8
5032.7
13162.3
9066.4

Q (kVAr)
2368.92

2255.05
1358.70
651.93
1705.02
2545.78

Năm
Năm
2020
2021
(Tăng
(Tăng
10%)
10%)
P (kW)
14881.8
13091.6
11537.7
5536.0
14478.5
9973.0

16370.0
14400.8
12691.5
6089.6
15926.4
10970.4

Năm

2022
(Tăng
10%)

Cosφtb
2022

18007.0
15840.9
13960.6
6698.6
17519.0
12067.4

0.976
0.973
0.980
0.990
0.989
0.953

+ Theo bảng số liệu trên, ta chỉ tính cho xuất tuyến 477/E16.5 (Vì các XT
khác đã đảm bảo Cos từ (0,97-0,98) đến năm 2022).
- Hệ số Cos lúc cao điểm của xuất tuyến là Cos1 = 0,953 (tg1= 0,318).
- Hệ số cos lúc thấp điểm của xuất tuyến là cos1 = 0,97 (tg1= 0,292).
- Nâng hệ số cos của xuất tuyến lên Cos2= 0,98 (tg2 = 0,203).
- Công suất của xuất tuyến:
Pmax = 12067,4 kW.
Pmin = 3258,2 kW.
- Lượng công suất phản kháng cần bù cho xuất tuyến:

Qbùmax = Pmax (tg1 - tg2) = 12067,4 (0,318 - 0,203) = 1387,75 kVAr.
Qbùmin = Pmin (tg1 - tg2) = 3258,2 (0,292 - 0,203) = 289,98 kVAr.
Qbùưđ = Qbùmax - Qbùmin = 1387,75- 289,98 = 1097,77 kVAr.
- Vậy: Chọn Qbù nền = 300 kVAr và Qbù ứng động = 1200 kVAr.
* Xác định vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu về mặt kinh tế:

Phần tính toán, lựa chọn vị trí lắp đặt này được thực hiện bằng cách cho
chạy trình CAPO của phần mềm PSS/ADEPT. Trình CAPO này sẽ tính toán xác
định vị trí lắp đặt tụ bù tối ưu trên lưới sao cho kinh tế nhất, tức là số tiền tiết
kiệm được do lắp đặt tụ bù lớn hơn số tiền đặt tụ bù.


22
Bảng 4.3. Kết quả xác định vị trí bù và dung lượng từng vị trí bù của các

xuất tuyến
Tên xuất tuyến
Xuất tuyến 477/E16.5

Vị trí bù (tên nút bù)
Nền

Ứng động

Node 741

Tổng dung
lượng bù (kVAr)

Không tìm được

300

Tổng cộng

300
Bảng 4.4 Tính toán tổn thất công suất cho từng xuất tuyến
sau khi tính toán di chuyển và bù
Tổn thất công suất ∆P (kW)
Dung

Tên xuất
tuyến

lượng
Điểm lắp
Điểm lắp đặt
bù
đặt bù sau
bù hiện tại
(kVAr)
di chuyển

Độ giảm δP Độ giảm
Tổng δP
(kW) khi di δP (kW)
(kW)
khi tính
chuyển bù
bù

1,52
1,52

XT 471/E16.1

0

Node 38

Node 111

XT 473/E16.1

0

Node 204,
273

Node 300,
307

4,1

-

4,1

XT 475/E16.1

0

Node 416

Node 423

1,5

-

1,5

XT 473/E16.5

0

Node 470,
641, 660

Node 461,
644, 661

5,94

-

5,94

XT 477/E16.5

300

Node 711

Node 769

4,5

1,83

6,33

Tổng cộng

300

19,39

Vậy tổng tổn thất công suất sẽ giảm đƣợc sau khi thực hiện thực hiện
tái cấu trúc lƣới điện và tính bù: 75,12+19,39 = 94,51 kW.
- Tương đương đã giảm
440.974,21kWh trong một năm.

TTĐN

khoảng:

δA=94,51*4665,9=

- Nếu giá bán điện bình quân gP = 1886,17 đồng/kWh (Số liệu thu thập
đến 31/12/2018). Tương đương: 831.752.323 đồng.

* Ghi chú: Kết quả tính toán Capo các xuất tuyến trung áp trên lưới điện
gồm (Di chuyển vị trí lắp bù hiện tại, bổ sung bù để Cosφ đảm bảo theo quy
định) khu vực Thành phố Quảng Ngãi như phụ lục (26, 27, 28, 29, 30, 31).
4.2. CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
4.2.1. Thay thế thiết bị phân đoạn, Nhánh rẽ và và kết nối liên lạc
giữa các xuất tuyến trung áp.


23
4.2.2. Kết quả tính toán độ tin cậy các xuất tuyến sau khi đề xuất cải
tạo, thay thế:
Bảng 4.5 Tính toán ĐTC cung cấp điện do sự cố sau khi đề xuất cải tạo, thay
thế:

Tên xuất
tuyến (XT)

Saidi sự cố
Saidi sự cố
Số khách tính toán từ tính toán từ Saidi sự
hàng
PSS/ADEPT PSS/ADEPT cố giảm
(Phút)
trƣớc cải
sau cải tạo
(KH)
tạo (Phút)
(Phút)

471/E16.1

10601

11.070

10.901

- 0.168

473/E16.1

7121

18.138

17.480

- 0.657

475/E16.1

6024

15.022

15.005

- 0.017

477/E16.1

56

0.006

0.006

0.000

479/E16.1

5781

6.078

6.078

0.000

471/E16.5

8349

10.007

9.212

- 0.795

473/E16.5

3669

3.096

3.085

- 0.011

477/E16.5

1101

1.005

0.948

- 0.057

41601
64.420
4.2.3. Một số giải pháp khác:

62.715

- 1.705

Tổng cộng

Ghi chú

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
f) Các vấn đề khác
g) Các giải pháp áp dụng công nghệ mới
- Sử dụng máy hồng ngoại đo nhiệt độ các mối nối, các đường dây để kịp
thời xử lý các hiện tượng bất thường của lưới điện.
- Vệ sinh lưới điện bằng nước áp lực cao.
- Sửa chữa điện nóng (hotline).