Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy - tỉnh Quảng Bình

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN ĐỨC HIỀN

ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
HUYỆN LỆ THỦY TỈNH QUẢNG BÌNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2019


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. NGÔ VĂN DƯỠNG

Phản biện 1: GS.TS. LÊ KIM HÙNG

Phản biện 2: TS. LÊ THỊ TỊNH MINH

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc
sĩ kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 22 tháng
12 năm 2018

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

- Trung tâm Học liệu và Truyền thông Trường Đại học Bách khoa
Đại học Đà Nẵng
- Thư viện Khoa Điện, Trường Đại học Bách khoa – Đại học Đà Nẵng


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC) là một chỉ tiêu quan trọng trong việc đảm
bảo chất lượng điện năng, đặc biệt trong giai đoạn hiện nay việc đảm bảo ổn
định cung cấp điện cho khách hàng là một trong những mục tiêu hàng đầu trong
việc hướng tới khách hàng của ngành điện Việt Nam
Lưới điện phân phối (LPP) huyện Lệ Thủy thuộc tỉnh Quảng Bình đã được
đầu tư từ những năm 90, đến nay dù đã được cải tạo nhưng về cơ bản kết cấu
lưới và nguồn vẫn còn chưa đủ mạnh trong liên kết và khả năng cung cấp điện
cho phụ tải. Các yếu tố ảnh hưởng trực tiếp đến ĐTC thì chủ yếu là do sự cố
lưới điện và do công tác trên lưới điện, trong đó tỷ lệ ảnh hưởng đến ĐTC do
công tác luôn chiếm tỷ lệ cao. Thực trạng lưới điện trung áp Lệ Thủy là hầu hết
đang có kết cấu hình tia không có liên kết, hoặc mạch vòng vận hành hở nhưng
liên kết rất yếu, phân đoạn rời rạc, các thiết bị đóng cắt có tải bố trí thưa thớt,
thiết bị điều khiển lạc hậu thiếu đồng bộ, tính dự phòng không cao, …. và việc
liên tục truyền tải với mật độ dòng điện cao cũng làm giảm độ tin cậy cung cấp
điện cho các khách hàng - đặc biệt là không đảm bảo được chế độ N-1. Chính
những điều đó là trở ngại rất lớn trong thao tác vận hành lưới điện, chi phối trực
tiếp và cơ bản các chỉ số trong bộ chỉ tiêu về ĐTC. Do đặc thù như vậy nên các
công tác trên lưới thường gây mất điện diện rộng, số lượng lớn khách hàng bị
mất điện, vì thế mà ĐTC cũng không được đảm bảo. Do vậy cần kiểm soát và
thực hiện hợp lý, khoa học khâu này trên cơ sở tái cấu trúc lưới điện phù hợp.
ì vậy, việc cải tạo và cấu trúc lại lưới điện trung áp khu vực Lệ Thủy là hết
sức cần thiết, tác giả đề uất nghiên cứu thực hiện luận văn thạc sỹ kỹ thuật với tên

đề tài là “Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện
phân phối huyện Lệ Thủy – tỉnh Quảng Bình ”. Nội dung nghiên cứu phù hợp
với vị trí công tác của tác giả và cũng là một vấn đề thường uyên được các các kỹ
sư, kỹ thuật viên vận hành lưới điện phân phối quan tâm nghiên cứu hiện nay.
2. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
- Mục tiêu nghiên cứu: Tính toán, xây dựng và cấu trúc lại lưới điện trung
áp Lệ Thủy cải thiện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, để góp phần đạt


2
được chỉ tiêu theo lộ trình mà Công ty Điện lực Quảng Bình đã đề ra trong giai
đoạn đến năm 2020.
- Nhiệm vụ nghiên cứu: Thu thập số liệu, tính toán và phân tích đánh giá các
chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống điện phân phối thành phố Lệ
Thủy hiện nay, từ đó nghiên cứu đề uất các giải pháp cải thiện, nâng cao ĐTC
LPP Lệ Thủy giai đoạn đến năm 2020, mà trong đó chú trọng đến giải pháp tái
cấu trúc lưới điện trung áp nhằm đạt được mục tiêu về các chỉ số ĐTC cung cấp
điện. Đồng thời, luận văn cũng s phân tích và đánh giá hiệu quả đầu tư của giải
pháp đề uất để uyết định khả năng thực hiện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Nghiên cứu về ĐTC đối với LPP Lệ Thủy .
- Phân tích đánh giá về ĐTC LPP Lệ Thủy , từ đó đề xuất giải pháp tái cấu
trúc lưới phân phối nhằm góp phần đạt được mục tiêu về ĐTC cung cấp điện mà
ngành điện địa phương đã đặt ra.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Trên cơ sở lý thuyết về ĐTCCCĐ trong hệ thống điện, các chỉ tiêu được
QBPC giao cho ĐL Lệ Thủy, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện
trung áp huyện Lệ Thủy.
- Đề uất các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính toán thực tế dựa
trên chương trình Quản lý lưới điện của E NCPC, sử dụng phần mềm

PSS/ADEPT để kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận hành.
- Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực hiện năm 2017, sử dụng
các hàm trong E cel để tính toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2018
dựa trên các sự kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng) trong năm 2017.
5. Tên và bố cục của luận văn
- Tên của luận văn được chọn đặt là:“ Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin
cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy – tỉnh Quảng
Bình”.
- Bố cục của luận văn được chia làm 3 chương, bao gồm nội dung như sau:
 Mở đầu.


3
 Chương 1: Tổng quan về lưới điện phân phối và các chỉ tiêu ĐTC lưới
điện phân phối Lệ Thủy;
 Chương 2: Các khái niệm và phương pháp tính toán ĐTC lưới điện
phân phối.
 Chương 3: Tính toán, phân tích, đề xuất giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ
huyện Lệ Thủy.
CHƯƠNG 1 : TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ CÁC CHỈ TIÊU
ĐỘ TIN CẬ CỦ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN LỆ THỦY
1.1. ĐẶC ĐIỂM, HIỆN TRẠNG LPP HUYỆN LỆ THỦY
1.1.1. Đặc điểm lưới điện
Hiện nay, LPP Lệ Thủy được cấp điện từ các trạm biến áp TBA 110kV Lệ
Thủy và TBA 110kV Áng Sơn và một phần phụ tải khu vực đông nam nhận điện
từ Quảng Trị. Do lịch sử để lại nên hai trạm này hiện nằm ở tây bắc và phía tây
nam của huyện do vậy các xuất tuyến trung áp 22k đều có bán kính cấp điện
lớn trong khi phụ tải lại tập trung ở khu cuối nguồn làm cho khả năng cấp điện
không thuận lợi.
Các tuyến trung áp ở đây hầu hết đều có liên kết yếu hoặc rời rạc, vẫn còn

các tuyến hình tia không liên kết, thiết bị đóng cắt hoặc phân đoạn còn thưa thớt,
điều khiển chưa kết nối linh hoạt với nhau, khi công tác vẫn phải thao tác máy
cắt đầu nguồn hoặc phân đoạn có tải với số lượng lớn khách hàng bị mất điện,
thâm hụt sản lượng điện cao vì không truyền tải được lượng điện năng đến cấp
cho khách hàng.
1.1.2. Hiện trạng LPP huyện Lệ Thủy: (Hình 3.1 trang 39)
a. Về đường dây trung áp: Hiện lưới trung áp Lệ Thủy được cung cấp điện từ
các tuyến như sau:
 Trạm 110kV Lệ Thủy (E72):
- Tuyến 471-E72: cấp điện cho khu vực Cam Liên, xã Thanh Thủy, Ngư
Thủy Bắc và khu nuôi tôm thuộc ã Ngư Thủy Bắc.
- Tuyến 472-E72: cấp điện cho khu vực các xã Kim Thủy,
Trường Thủy và một phần của xã Mai Thủy.

ăn Thủy,

- Tuyến 474-E72: cấp điện cho khu vực trung tâm huyện Lệ Thủy bao gồm
các xã Phong Thủy, An Thủy, Lộc Thủy, Xuân Thủy, Cam Thủy.


4
- Tuyến 476-E72: cấp điện cho các xã Mỹ Thuỷ, Dương Thủy, Tân Thủy,
Thái Thủy, Hưng Thủy, Ngư Thủy Trung và một phần xã Sen Thủy.
- Tuyến 478-E72: cấp điện cho khu vực xã Mai Thủy, Phú Thủy và Kim
Thủy.
- Tuyến 476-E72 nhận điện từ Quảng Trị: cấp điện cho khu vực khai thác
Ti tan và một phần xã Sen Thủy.
 Trạm 110kV Áng Sơn:
- Tuyến 476 Áng Sơn: cấp điện cho xã Hoa Thủy, một phần của ã Sơn
Thủy, Phú Thủy.

- Tuyến 478 Áng Sơn: cấp điện cho TTNT Lệ Ninh, xã Ngân Thủy, Lâm
Thủy.
Chi tiết chiều dài và chủng loại dây của đường dây phân phối cấp điện áp
22kV của huyện Lệ Thủy như Bảng 1.1 dưới đây.
Bảng 1.1. Bảng liệt kê đường dây trung áp cung cấp điện huyện Lệ Thủy
Tên
đường
dây

Tổng chiều Chiều dài
dài đường
đường
dây(km)
trục (km)

Chủng loại dây

Ghi chú

ACKII185 mm2
471-E72

29,2

18,1

AC120, 95 mm2
AC70, 50 mm2
cho nhánh r

Kết mạch vòng với
tuyến 474 E72

AC95mm2

472-E72

42,3

12

Kết mạch vòng với
AC70,50mm2 cho
tuyến 478 E72
nhánh r
A/XLPE240,
AC120, 95mm2

474-E72

56,7

11,2

AC50, 70,95mm2
cho nhánh r
A/XLPE, AC
120,95,70mm2

476-E72

67,7

22,67

AC70,50mm2
cho nhánh r

Kết mạch vòng với
tuyến 471, 476 E72;
474, 476 Áng Sơn

Kết mạch vòng với
tuyến 474 E72, 476
NQT


5
AC-120mm2
478-E72

40,7

2

6,6

AC120,70,50mm
cho nhánh r

476 LTVL

476
Sơn

Áng

478 Áng
Sơn

38,6

AC240, 185mm2 Kết mạch vòng với
AC120,70,50mm2 tuyến 476 E72, 472
ĩnh Linh
cho nhánh r

4,3

43,1

AC120mm2
AC95,70,50mm2

4,2

105

Kết mạch vòng với
tuyến 474 E72, 476

Áng Sơn

50

cho nhánh r

Kết mạch vòng với
tuyến 474, 478 E72,
478 Áng Sơn

AC2x95, 120,
95,70,50mm2 ;
AC95,70,50mm2

Kết mạch vòng với
tuyến 476 Áng Sơn

cho nhánh r

Bảng 1.2: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp
Tuyến

471

471

472

474

476

478

476AS

478AS

476 LT-VL

0

2

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

1

0

1

0

0

0

0

0

1

1

0

0

1

0

472

0

474

2

0

476

0

0

1

478

0

1

0

0

476 AS

0

0

1

0

1

478 AS

0

0

0

0

0

1

476 LTVL

0

0

0

1

0

0

0

Tổng

2

1

4

2

2

3

1

0

1


6
b. Về trạm biến áp phân phối:
Chi tiết các TBA phân phối của huyện Lệ Thủy như Bảng 1.3 dưới đây.
Bảng 1.3. Bảng tổng hợp các TBA phân phối trên các tuyến trung áp
STT

Đường dây
22kV

Tổng chiều
dài đường
dây(km)

MBA

Dung
lượng
(kVA)

1

471-E72

29,2

29

8.205

2

472- E72

42,3

30

5.620

3

474-E72

56,7

98

19.415

4

476-E72

67,7

29

3.940

5

478-E72

40,7

44

16.956

6

476 LT-VL

38,6

44

8.086

7

476 Áng Sơn

43,1

56

10.800

8

478 Áng Sơn

105

29

8.205

Ghi chú

1.2. CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP
Chi tiết các thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp của huyện Lệ Thủy như
Bảng 1.4
Bảng 1.4. Bảng tổng hợp các thiết bị đóng cắt trên lưới trung áp
STT

Đường dây
22kV

DCL

FCO

LBS

1

471-E72

11

1

1

1

2

472- E72

11

4

1

2

3

474-E72

29

5

4

3

4

476-E72

5
6
7
8

478-E72
476 LT-VL
476 Áng Sơn
478 Áng Sơn

18
11
23
12
21
136

7
5

1
9
6
38

1
2
0
1
0
10

2
2
3
3
5
21

Tổng

REC


7
1.3. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN CÁC CHỈ TIÊU VỀ ĐTC CUNG CẤP
ĐIỆN LPP LỆ THỦ CÁC NĂM 2015 – 2017
Tình hình thực hiện các chỉ tiêu ĐTC của LPP Lệ Thủy
Các số liệu thống kê, báo cáo về thực hiện chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện của
LPP Lệ Thủy ua các năm được trình bày thể hiện ua các năm 2015 đến 2017

như sau:
Bảng 1.5. Các chỉ số ĐTC LPP Lệ Thủy năm 2015
MAIFI
Phân
loại

SAIDI

SAIFI

TH

KH

Tỷ lệ
%

TH

KH

Tỷ lệ
%

TH

KH

Tỷ lệ
%

Sự
cố

9,084

8,097

112,1

218,768

332,657

65,76

4,466

6,086

73,38

Công
tác

0

0,14

0

1.739,57

1.862,24

93,41

4,144

5,803

71,41

Toàn
bộ

9,084

8,237

110,2

1.958,34

2.194,89

89,22

8,61

11,89

72,41

Bảng 1.6. Các chỉ số ĐTC LPP Lệ Thủy năm 2016
MAIFI
Phân
loại

SAIDI

SAIFI

T/H

K/H

Tỷ lệ
%

T/H

K/H

Tỷ lệ
%

T/H

K/H

Tỷ lệ
%

Sự
cố

4,318

5,75

75,09

86,274

212,151

40,66

1,314 5,279

24,89

Công
tác

0

0,04

0

1.256,7
6

1.410

89,13

4,075

5,38

75,74

5,79

74,57

1.343,0
3

1.622,1
5

82,79

5,39

10,66

50,56

Toàn
4,318
bộ


8
Bảng 1.7. Các chỉ số ĐTC LPP Lệ Thủy năm 2017
MAIFI

SAIDI

SAIFI

Phân
loại

T/H

K/H

Tỷ lệ
%

T/H

K/H

Tỷ lệ
%

T/H

K/H

Tỷ lệ
%

Sự cố

3,72

4,37

81,4

57,33

157,9

36,3

0,87 1,235

70,4

Công
tác

0

0,04

0

759,0

803,212

94,5

3,66

4,5

81,33

Toàn
bộ

3,72

4,37

81,4

816,33

961,11

84,9

4,53

5,73

79,05

Chi tiết ĐTCCCĐ của các xuất tuyến trung thế:
Bảng 1.20: Tổng hợp thực hiện ĐTCCCĐ các tuyến năm 2017
Xuất tuyến
471 LT
472 LT
474 LT
476 LT
476 LT-VL
478 LT
476 A.S
478 A.S
Tổng

Số KH
1,469
2,785
16,428
9,675
1,404
2,784

4,870
3,085
42,500

SAIDI

SAIFI

MAIFI

47.82
122.43
130.47
172.34
99.52
94.01
52.90
96.83
816.33

0.14
0.85
0.66
1.12
0.32
0.55
0.24
0.66
4.53

0.04
0.78
0.38
1.52
0.00
0.48
0.11
0.42
3.72

Từ bảng trên ta thấy các tuyến 474-110k Lệ Thủy, 476-110k Lệ Thủy
có chỉ tiêu SAIDI rất lớn, vậy để giảm chỉ tiêu SAIDI của toàn ĐLLT thì cần
phải tập trung đề uất các phương án tại tuyến này.
Ngoài ra cũng phải có các phương án cho các tuyến còn lại để đảm bảo
phù hợp với các giai đoạn phát triển của phụ tải.
Các tuyến có số lượng khách hàng nhiều do đó các giải pháp nâng cao
ĐTCCCĐ phải được đặc biệt chú trọng, phải phân vùng các phụ tải giảm bớt
ảnh hưởng của việc mất điện ngoài vùng công tác hoặc sự cố bằng cách lắp đặt
thêm các thiết bị đóng cắt, kết nối mạch vòng để nâng cao năng lực cấp điện.


9
Chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện LPP Lệ Thủy đến 2020
Theo kế hoạch và chủ trương của Công ty Điện lực Quảng Bình thì đến
năm 2020, LPP Lệ Thủy nói riêng và LPP Quảng Bình nói chung phải thực hiện
nhiều các giải pháp đồng bộ nhằm thực hiện được các chỉ tiêu về ĐTC cung cấp
điện, lộ trình thực hiện các chỉ tiêu về ĐTC đến năm 2020 như trình bày ở bảng
sau (theo chương trình giảm SSC và nâng cao ĐTC cung cấp điện huyện Lệ
Thủy giai đoạn 2016-2020 của Điện lực Lệ Thủy ). Số liệu như bảng sau:
Bảng 1.20. Bảng chỉ tiêu thực hiện các chỉ số ĐTC LPP Lệ Thủy

Năm

Kế hoạch hằng năm
MAIFI
SAIDI
SAIFI

Tỷ lệ % giảm hằng năm
MAIFI
SAIDI
SAIFI

2018

3,025

610,07

7,18

20

25

25

2019

2,4

510,01

5,38

20

25

25

2020

1,9

450,02

4,03

20

25

25

Từ chỉ tiêu thực hiện từ năm 2018 đến 2020 và kết quả thực hiện được năm
2017, đòi hỏi phải có các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ cấp bách để đặt được chỉ
tiêu đề ra.
1.4. KẾT LUẬN
Trong chương này đã trình bày tổng uan về thực trạng vận hành của lưới
điện phân phối Lệ Thủy, trong đó trọng tâm là tình hình thực hiện các chỉ tiêu

độ tin cậy SAIDI, SAIFI, MAIFI. Phân tích nguyên nhân dẫn đến độ tin cậy của
lưới điện thấp, cho thấy từ trước đến nay chưa uan tâm nhiều đến các giải pháp
việc tái cấu trúc lưới, tối ưu vận hành lưới điện phân phối - một giải pháp chủ
yếu trong rất nhiều các giải pháp đã thực hiện.
Từ những dữ liệu, phân tích cho thấy, để thực hiện đạt được chỉ tiêu về
ĐTC cung cấp điện đến năm 2020 cho lưới điện phân phối huyện Lệ Thủy do
Công ty Điện lực Quảng Bình đề ra, nhằm từng bước thỏa mãn nhu cầu, tính
liên tục trong cung cấp điện của người tiêu dùng, thì cần phải nghiên cứu tìm
giải pháp để nâng cao ĐTC của lưới phân phối. Trong đó ngoài các giải pháp
quản lý vận hành LPP Lệ Thủy, việc tái cấu trúc lưới, tối ưu vận hành LPP Lệ
Thủy là ưu tiên em t, làm cơ sở cho việc đề uất các giải pháp vận hành
được trình bày ở chương .


10
CHƯƠNG 2: CÁC KHÁI NIỆM VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ
TIN CẬ LƯỚI ĐIỆN PH N PHỐI

2.1. TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
2.1.1. Khái niệm chung về độ tin cậy
2.1.2. Các chỉ tiêu độ tin cậy của các n t phụ tải
2.1.3. Độ tin cậy của hệ thống điện phân phối
2.2. CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY THEO TIÊU CHUẨN IEEE-1366
2.2.1. Khái niệm
2.2.2. Ý nghĩa các thông số cơ bản
2.3. CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐTC CUNG CẤP ĐIỆN
2.3.1. Phương pháp cấu trúc
2.3.2. Phương pháp cây hỏng hóc.
2.3.3. Phương pháp Monte – Carlo
2.3.4. Phương pháp không gian trạng thái

2.4. KẾT LUẬN


11
CHƯƠNG 3: T NH T ÁN PH N T CH ĐỘ TIN CẬ LƯỚI ĐIỆN HIỆN
TRẠNG VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP N NG C

ĐỘ TIN CẬ

3.1. PH N T CH VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP N NG C
CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CH

ĐỘ TIN

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN

LỆ THỦY
Các biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện được chia thành hai biện
pháp chính: Các biện pháp giảm suất sự cố và các biện pháp giảm thời gian mất
điện.
3.1.1. Các giải pháp giảm suất sự cố:
- Củng cố thiết bị: Sử dụng các thiết bị có chất lượng tốt. Thay thế các
thiết bị có chất lượng kém bằng các thiết bị có chất lượng tốt hơn.
- Trong thiết kế, lắp đặt sử dụng các vật tư, thiết bị và giải pháp phù hợp
nhằm giảm sự cố có tác nhân từ bên ngoài, ví dụ như:
+ Sử dụng dây bọc cách điện để ngăn ngừa sự cố do tiếp xúc với vật khác.
+ Sử dụng các thiết bị phù hợp với môi trường vận hành như sử dụng sứ
chống nhiễm mặn khi các đường dây đi ua khu vực gần biển bị nhiễm mặn...
+ Lắp đặt các chống s t đường dây, mỏ phóng cho các đường dây đi ua
các vùng có mật độ sét lớn, suất sự cố do sét cao.

+ Lắp bọc cách điện thiết bị để tránh sự cố do tác nhân bên ngoài tác động
(bọc đầu cực máy biến áp, cầu chì tự rơi,....)
+ Sơn phủ Silicon lên bề mặt sứ, bề mặt các thiết bị đóng cắt để tránh bị
phóng điện khi trời mưa phùn, ẩm ướt....
- Tăng cường công tác bảo dưỡng đường dây, thiết bị để ngăn ngừa các sự
cố chủ quan.
- Cần cập nhật thường xuyên các thông số kỹ thuật của thiết bị, dữ liệu
thống kê xác suất xảy ra hư hỏng và tuổi thọ của thiết bị nhằm duy trì hoạt động
thường uyên và đảm bảo năng suất hoạt động cao của thiết bị.
- Trang bị phương tiện phục vụ cho công tác quản lý vận hành, bảo dưỡng
như e thang, thiết bị kiểm tra phát nóng...
*. Ưu điểm:


12
+ ốn đầu tư ít.
+ Khi thực hiện giải pháp ít cắt điện.
*. Nhược điểm:
+ Không tối ưu hóa vận hành lưới điện.
+ Thời gian mất điện không giảm nhiều do độ tin cậy sự cố chỉ chiếm ấp
ỉ 20% chỉ số độ tin cậy.
+ Không đảm bảo lộ trình nâng cao độ tin cậy của Công ty và EVNCPC
giao.
3.1.2. Các giải pháp giảm thời gian mất điện - hạn chế mất điện:
- Nhanh chóng khoanh vùng sự cố bằng cách áp dụng công nghệ tự động
hoá lưới điện phân phối nhằm tự động phân vùng sự cố.
- Đồng bộ hoá các thiết bị đóng cắt trên lưới để tăng độ chính xác trong
bảo vệ
- Khắc phục sự cố nhanh:
+ Xác định nhanh điểm sự cố bằng các thiết bị chuyên dùng để dò điểm

sự cố như bộ chỉ thị sự cố (Fault indicator).
+ Trang bị các thiết bị chuyên dùng để xử lý sự cố.
+ Tăng cường công tác bồi huấn, huấn luyện nhân viên vận hành về trình
độ và kỹ năng ử lý sự cố nhằm giảm thời gian thao tác và công tác trên lưới
điện.
- Sử dụng các công nghệ mới như công nghệ hotline, ứng dụng hệ thống
SCADA.
- Khi đăng ký cắt điện công tác phải tính toán các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI,
theo dõi việc thực hiện để đánh giá, điều chỉnh kịp thời.
- Khi cắt điện công tác phải kết hợp nhiều công việc, tập trung toàn bộ
nhân lực, nhiều đội thi công để hạn chế thời gian mất điện.
- Vệ sinh cách điện bằng nước áp lực cao, công tác sửa chữa, bảo trì bảo
dưỡng bằng công nghệ Hotline.
*. Ưu điểm:
+ ốn đầu ít.
+ Khi thực hiện giải pháp ít cắt điện.
+ Khai thác nguồn nhân lực, phương tiện hiện có để nâng cao độ tin cậy.


13
*. Nhược điểm:
+ Không tối ưu hóa vận hành lưới điện.
+ Không đảm bảo lộ trình nâng cao độ tin cậy của Công ty và E NCPC
giao.
3.1.3. Các giải pháp thay đổi cấu tr c lưới điện:
+ Lựa chọn, bố trí hợp lý các thiết bị đóng cắt REC, LBS, DCL.. phù hợp
với tính năng sử dụng, phù hợp với mục đích người vận hành đảm bảo hạn chế
ảnh hưởng khách hàng bị mất điện khi thao tác, sự cố và phù hợp trong sơ đồ
tổng thể LPP của huyện Lệ Thủy.
+ Lắp đặt thêm các thiết bị đóng cắt vào các vị trí thích hợp trên tổng sơ đồ

LPP huyện Lệ Thủy sao cho đảm bảo về phương thức vận hành tối ưu và thuận
lợi cho người vận hành.
+ Đồng bộ lại các thiết bị theo hướng điều khiển a, thao tác a…và theo
định hướng lưới điện thông minh mà Công ty Điện lực Quảng Bình đang triển
khai.
+ Xây dựng phương án kh p vòng các uất tuyến để vận hành hở cho mạng
điện kín đảm bảo về tổn thất điện năng, tổn thất điện áp.
*. Nhược điểm:
+ Khi thực hiện phương án phải cắt điện trên nhiều uất tuyến.
+ Phải có lộ trình – thời gian để thực hiện phương án.
*. Ưu điểm:
+ Tối ưu hóa được lưới điện.
+ ùng mất điện nhỏ nhất – Khách hàng mất điện là ít nhất dẫn đến độ tin
cậy đạt được cao nhất.
+ Đảm bảo lộ trình nâng cao độ tin cậy của Công ty và E NCPC giao.
3.1.4. Lựa chọn giải pháp sử dụng cho lưới điện Lệ Thủy
Hiện nay, có rất nhiều giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ tuy nhiên thực tế lưới
điện hiện có tại Điện lực Lệ Thủy có mật độ khách hàng tập trung ở một vài khu
vực cụ thể, số lượng thiết bị đóng cắt phân đoạn còn ít, các thiết bị bảo vệ phân
đoạn chưa có nhiều và còn chưa có đường dây liên lạc tại các khu tập trung đông
dân cư … do đó các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ phải tập trung ở các nội
dung chính gồm “phân đoạn” lại lưới điện và “kết nối liên lạc” giữa các tuyến
trung áp. Từ các phân tích ở trên cho thấy giải pháp thay đổi cấu trúc lưới điện


14
để nâng cao độ tin cậy là phù hợp nên được lựa chọn để áp dụng cho lưới điện
phân phối huyện Lệ Thủy.
3.2. TÁI CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN LỆ THỦ
3.2.1. Nguyên tắc chung:

Trên cơ sở so sánh sự thay đổi về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ, sử dụng phần
mềm PSS/ADEPT để kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận
hành, 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 r .
Số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các phân đoạn và nhánh r .
Khả năng kết nối liên lạc, dự phòng cấp điện của các phân đoạn và
nhánh r .
ị trí thường uyên có thao tác, công tác trên lưới điện mà phải thực
hiện tháo, đấu lèo hoặc đóng cắt các thiết bị phân đoạn.
Quy hoạch giao thông, các khu dân cư của huyện Lệ Thủy
Các thiết bị đóng cắt lựa chọn để lắp đặt mới như Recloser chọn kiểu
Schneider U-series, LBS kín của hãng JinKwang (Hàn Quốc), cả 2 thiết bị này
đều có giao thức IEC101 và IEC104 đảm bảo thuận lợi trong việc kết nối lưới
điện thông minh, điều khiển từ a (SCADA).
3.2.2. Bổ sung thiết bị để phân đoạn:
Theo các “Bảng 1.4: Tổng hợp số lượng Recloser” và “Tổng hợp số lượng
LBS” thì tất cả các tuyến trung áp đều chưa có nhiều thiết bị đóng cắt có tải phân
đoạn.
ì vậy, nhằm đạt hiệu uả cao trong các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ
phải hướng tới việc phân đoạn lưới điện nhằm giảm phạm vi mất điện của từng
uất tuyến.
Nhằm nâng cao năng lực cấp điện, dịch vụ điện năng để đáp ứng yêu cầu
ngày càng cao của khách hàng thì tất cả các khu vực phụ tải, các tuyến trung áp
đều phải có các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ. Tuy nhiên tùy từng khu
vực s có các giải pháp khác nhau sao cho vừa tối ưu và đạt chất lượng tốt nhất.


15

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 471-110kV Lệ Thủy: Theo số lượng khách hàng ở các phân đoạn trong
Bảng 1.12: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-110kV Lệ Thủy, ta có các giải
pháp như sau:
- Từ Recloser 481 Cam Liên (tại T133) đến cuối tuyến ( T285) lượng khách
hàng nhiều, cần phải bổ sung LBS 206 Bắc Hòa (kèm DCL) tại cột 471110kV Lệ Thủy/206 để phân đoạn từ Recloser 481 Cam Liên (tại T133) đến
cuối tuyến ( T285) nhằm tách các khu vực phụ tải khi có công tác hoặc sự
cố.
- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:
+ VT 471- 110k Lệ Thủy/206: Phân đoạn từ Recloser 481 Cam Liên (
VT133) đến cuối tuyến ( T285) có chiều dài 11,45km, khách hàng nhiều chiếm
tỷ lệ 82% toàn tuyến, chưa có thiết bị phân đoạn, cần bổ sung thiết bị đóng cắt
nhằm giảm bớt thời gian mất điện, số lượng khách hàng mất điện, số lần mất
điện do công tác cũng như sự cố.
b) Tuyến 472-110kV Lệ Thủy: Theo số lượng khách hàng ở các phân đoạn trong
Bảng 1.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 472-110kV Lệ Thủy, ta có các giải
pháp như sau:
- Giữa XT 472-110kV Lệ Thủy và 478-110kV Lệ Thủy có mạch vòng liên lạc
nhưng không có DCL phân đoạn để linh hoạt cấp từ 478-110kV Lệ Thủy sang,
khi có sự cố hoặc công tác đoạn đầu tuyến 472-110kV Lệ Thủy. Từ T74 đến
TM169 cần lắp đặt LBS74 Troóc ực để phân đoạn sự cố.
- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:
+ VT 472- 110k Lệ Thủy/18: Từ T18 đến cuối tuyến chiếm số
lượng khách hàng lớn nên đặt D18-4 Tiền Giang. Khi công tác đoạn đầu tuyến
thì chuyển tải 478-110kV Lệ Thủy cấp cho phần còn lại của 428-110kV Lệ Thủy.
c) Tuyến 474-110kV Lệ Thủy: Đây là XT chiếm lượng KH lớn của Điện lực đây
là tuyến trọng tâm để nâng cao ĐTCCCĐ. Theo số lượng khách hàng ở các
phân đoạn trong Bảng 1.1 : Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 474-110kV Lệ Thủy,

ta có các giải pháp như sau:


16
- Xây dựng thêm mạch vòng giữa XT 474-110kV Lệ Thủy và 476-110kV Lệ
Thủy nối từ VT71/46P/474110kV Lệ Thủy đến T 8/476 110kV Lệ Thủy và
tại vị trí này lắp LBS 8 Mỹ Hà kèm DCL.
- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:
+ Mạch vòng giữa XT 474-110kV Lệ Thủy và 476-110kV Lệ Thủy: Nối
từ VT71/46P/474 110kV Lệ Thủy đến T 8/476 110kV Lệ Thủy mục đích cấp
điện các khu vực trung tâm có khách hàng và sản lượng lớn nâng cao độ tin cậy
và giảm TTĐN.
d) Tuyến 476-110kV Lệ Thủy: Đây là XT chiếm lượng KH lớn thứ 2 của Điện
lực đây là tuyến trọng tâm để nâng cao ĐTCCCĐ. Theo số lượng khách hàng
ở các phân đoạn trong Bảng 1.14: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 476-110kV Lệ
Thủy, ta có các giải pháp như sau:
- Xây dựng thêm mạch vòng giữa XT 474-110kV Lệ Thủy và 476-110kV Lệ
Thủy nối từ T71/46P/474 110kV Lệ Thủy đến T 8/476 110kV Lệ Thủy và
tại vị trí này lắp LBS 8 Mỹ Hà kèm DCL. Xây dựng mạch vòng thuộc XT
476-110kV Lệ Thủy nối từ
T 4/ 7/476 110kV Lệ Thủy đến
VT93/111/31/476 110kV Lệ Thủy.
- Lắp REC 4 Tân Mơc kèm DCL. Lắp DCL tại T 90, 96, 4/ 7
- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:
+ Mạch vòng giữa XT 474-110kV Lệ Thủy và 476-110kV Lệ Thủy: Nối
từ T71/46P/474 đến T 8/476 mục đích cấp điện các khu vực trung tâm có
khách hàng và sản lượng lớn nâng cao độ tin cậy và giảm TTĐN.
+ Mạch vòng thuộc XT 476-110kV Lệ Thủy nối từ T 4/ 7/476 110kV Lệ
Thủy đến T9 /111/31/476 110kV Lệ Thủy.
+ REC 4 Tân Mơc kèm DCL vì nhánh r Tân Mơc có khách hàng lớn và

hành lang phức tạp. Lắp DCL tại T 90, 96 để phân đoạn linh hoạt cấp điện
cho nhánh r tại T9 có 100 khách hàng.
e) Tuyến 476-110kV Lệ Thủy-Vĩnh Linh: Theo số lượng khách hàng ở các phân
đoạn trong Bảng 1.15: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 476-110kV Lệ Thủy-Vĩnh
Linh, ta có các giải pháp như sau:
- Lắp LBS 2 tại T 10/2 kèm DCL.
- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:


17
+ Đoạn tuyến r tại T 10/2 đi về biển thường uyên nhiểm mặn hay
sự cố, chiếm phần lớn khách hàng của XT này cần phân đoạn với trục chính của
uất tuyến này.
f) Tuyến 478-110kV Lệ Thủy: Theo số lượng khách hàng ở các phân đoạn trong
Bảng 1.16: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 478110kV Lệ Thủy, ta có các giải
pháp như sau:
- Lắp LBS5

ăn Xá kèm 2 DCL tại VT 53/478-110kV Lệ Thủy.

- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:
+ Đoạn tuyến r tại T5 /478-110kV Lệ Thủy có chiều dài 21 km có
hành lang phức tạp và thường ảy ra sự cố nên cần phân đoạn nhánh r này khi
có sự cố ảnh hưởng đến trục chính linh hoạt cấp điện giữa 2 nguồn từ 110k Lệ
Thủy và từ Trạm cắt Mỹ Đức ( thuộc 110kV Áng Sơn) .
g) Tuyến 476-110kV Áng Sơn: Theo số lượng khách hàng ở các phân đoạn trong
Bảng 1.17: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến Tuyến 476-110kV Áng Sơn, ta có các
giải pháp như sau:
- Lắp LBS11 Ninh Phước Thượng-XT474 Trạm cắt Mỹ Đức/ 476-110kV Áng
Sơn, kèm 2 DCL.

- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:
+ Đoạn tuyến r tại T11 XT474 Trạm cắt Mỹ Đức ( thuộc 110kV Áng
Sơn) liên lạc với tuyến 474-110kV Áng Sơn hiện tại chưa có thiết bị đóng cắt
không linh hoạt cấp điện. Mặt khác XT474 Trạm cắt Mỹ Đức chiếm tỷ trọng lớn
khách hàng của Tuyến 476-110kV Áng Sơn.
h) Tuyến 478-110kV Áng Sơn: Theo số lượng khách hàng ở các phân đoạn trong
Bảng 1.18: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 478-110kV Áng Sơn, ta có các giải
pháp như sau:
- Lắp LBS15 Mỹ Đức, LBS112 Xóm 27 kèm DCL. Lắp DCL 68-4 Bản 2
- Cơ sở lựa chọn vị trí lắp đặt:
+ Lắp DCL 68-4 Bản 2 tại T 68 /478-110kV Áng Sơn để phân đoạn
đầu tuyến khi có công tác hoặc sự cố. Lắp LBS15 Mỹ Đức ( tại trạm cắt Mỹ
Đức) để linh hoạt cấp điện giữa tuyến 478-110kV Áng Sơn và tuyến 476-110kV
Áng Sơn. LBS112 Xóm 327 tại T 112 /478-110kV Áng Sơn, kèm DCL để phân
đoạn sự cố từ T 112 đến T 185 ( MC488 Quyết Tiến ).


18
3.2.3. Xây dựng mạch vòng liên lạc:
Căn cứ kết cấu hiện trạng lưới điện phân phối và hệ thống đường giao
thông hiện có, theo số lượng khách hàng tuyến 474-110k Lệ Thủy là
16.345KH, tuyến 476-110k Lệ Thủy là 9.378KH chiếm 60,5 KH toàn Điện
lực trong Bảng 1.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 474-110k Lệ Thủy, trong
Bảng 1.14: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 476-110kV Lệ Thủy thì thực hiện
mạch vòng mới như sau:
Đây là các khu tập trung đông dân cư, tập trung nhiều khách hàng sử
dụng điện uan trọng vì vậy cần kết nối mạch vòng để linh hoạt trong công
tác khôi phục điện của các nhánh r này. Mạch vòng được kết nối từ cột 474110kV Lệ Thủy/71-46P đến cột 476-110kV Lệ Thủy/ 8, đầu các nhánh r đều
có thiết bị đóng cắt kiểu kín để phục vụ đóng hòa (phải cải tạo dây dẫn để
phục vụ đóng hòa, kh p mạch vòng).

3.2.4 Kiểm tra trào lưu công suất và thông số vận hành trên các xuất
tuyến:
Sau khi bổ sung các thiết bị đóng cắt, đóng vòng các tuyến sơ đồ nguyên
lý lưới điện (có liên uan đến các thiết bị đóng cắt mới bổ sung) như trên:
* Xuất tuyến 474-110k Lệ Thủy: Cấp điện theo các mạch vòng khi có
sự cố đầu tuyến XT 474-110k Lệ Thủy
Khi công tác hoặc sự cố tại MC XT474-110k Lệ Thủy hoặc từ MC
XT474-110k Lệ Thủy đến vị trí DCL62-4 Phan Xá thì thao tác ngay MC
474- 110kV Lệ Thủy và DCL 62-4 Phan Xá để:
- Phương án 1: Đóng LBS 8 Mỹ Hà liên lạc 476-474-110k Lệ Thủy, lúc
đó tuyến 476-110 Lệ Thủy cấp điện toàn bộ uất tuyến 474 -110k Lệ
Thủy tải MAX là 6MW.
- Phương án 2:
+ Đóng LBS38 Mỹ Hà liên lạc 476-474-110k Lệ Thủy, lúc đó tuyến
476-110 Lệ Thủy cấp điện đến các MC phân đoạn tại các vị trí 63/20, 71/42,
126 và DCL 62-4 Phan Xá tải MAX là MW.
Đóng LBS TV8 liên lạc tại cột 474-110kV Lệ Thủy/63/92, lúc đó tuyến
476-110kV Áng Sơn cấp điện đến vị trí 474- 110kV/63 tải MAX là 1,6
MW.


19
Đóng LBS 131 Cam Liên liên lạc tại cột 474-471-110kV Lệ Thủy/131,
lúc đó tuyến 471-110kV Lệ Thủy cấp điện đến MC phân đoạn tại các vị
trí 71/6 , 126 của 474- 110kV/63 tải MAX là 1,4 MW.
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện khi tuyến 476, 471110kV Lệ Thủy, 476-110kV Áng Sơn cấp điện cho 474-110kV Lệ Thủy như
sau:
Chạy modul Load Flow trong chương tình PSS-ADEPT với thông số nhập
sẵn cho các phần tử thuộc LPP Lệ Thủy với dự báo tăng trưởng phụ tải (công
suất) khoảng 5%/năm cho đến năm 2020, kết quả các thông số vận hành cho các

xuất tuyến theo phương án như sau:
Bảng 3.1: Tình hình mang tải khi XT 476,471-110kV Lệ Thủy, 476-110kV Áng
Sơn cấp điện cho XT 474-110kV Lệ Thủy
Xuất Trạm
TT
tuyến 110kV

Công suất (MW)
Pmax Tổn thất

Điện áp
Tổn thất
% TT
(kV)

Đánh giá

Phương án
ử lý

I Theo phương án 1
1

476 Lệ Thủy

10

12,7

1,9

12,5

Không đảm Không thực hiện
bảo kỹ thuật phương án 1

II Theo phương án 2
1

476 Lệ Thủy

6,6

0,5

1,0

4,2

Bình thường

Thực hiện
phương án 2

2

471 Lệ Thủy

3,5

0,6

0.9

4,0

Bình thường

Thực hiện
phương án 2

3

476

3,6

0,4

0,8

3,8

Bình thường

Thực hiện
phương án 2

Áng
Sơn

Kiểm tra thông số vận hành của hệ thống cho thấy tất cả các xuất tuyến
đều không bị xảy ra quá tải dây dẫn, không bị quá tải cục bộ trên các phân đoạn.
Tất cả các tuyến đều đảm bảo vận hành trong giới hạn cho phép. Tuy nhiên để
đảm bảo tổn thất công suất và điện áp thì khi thực hiện cấp vòng ta thực hiện
như phương án 2.


20
* Xuất tuyến 476-110kV Lệ Thủy: Cấp điện theo các mạch vòng khi có sự cố
đầu tuyến XT 476-110k Lệ Thủy
- Khi công tác hoặc sự cố XT 476- 110kV Lệ Thủy hoặc từ XT 476-110kV Lệ
Thủy đến T LBS 8 Mỹ Hà thì thao tác ngay máy cắt 476 và DCL 38-4 Mỹ
Hà VT 476- 110k Lệ Thủy/ 8 để:
+ Đóng LBS 38 Mỹ Hà liên lạc tại cột 476-110kV Lệ Thủy /38, lúc đó
tuyến 474-110kV Lệ Thủy cấp điện cho gần toàn bộ phụ tải XT 476-110kV Lệ
Thủy công suất MAX 2,0 MW.
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện uất tuyến 474110kV Lệ Thủy cấp điện cho tuyến 476-110kV Lệ Thủy đến T476-110kV Lệ
Thủy /38 như sau
Chạy modul Load Flow trong chương tình PSS-ADEPT với thông số
nhập sẵn cho các phần tử thuộc LPP Lệ Thủy với dự báo tăng trưởng phụ tải
(công suất) khoảng 5%/năm cho đến năm 2020, kết quả các thông số vận hành
cho các xuất tuyến theo phương án như sau:
Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi tuyến 474-110kV Lệ Thủy cấp điện cho tuyến
476-110kV Lệ Thủy
Công suất
TT

1

Xuất Trạm
tuyến 110kV

474 Lệ Thủy

Điện áp

(MW)
Pmax Tổn thất
9,2

0,577

Tổn thất
% TT
(kV)
1,1

4,5

Đánh giá

Bình thường

Phương án
ử lý

Không

Kiểm tra thông số vận hành của hệ thống cho thấy 474-110kV Lệ Thủy

cấp điện cho tuyến 476-110kV Lệ Thủy đến vị trí 476-110kV Lệ Thủy/38
không bị xảy ra quá tải dây dẫn, không bị quá tải cục bộ trên các phân đoạn.
Đảm bảo vận hành trong giới hạn cho phép
3.3. T NH T ÁN ĐỘ TIN CẬY SAU KHI THỰC HIỆN CÁC GIẢI PHÁP
3.3.1. Độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp
Do lưới điện trung áp huyện Lệ Thủy gồm nhiều tuyến và có nhiều mạch
vòng liên lạc nên không sử dụng chương trình PSS/ADEPT để tính toán


21
ĐTCCCĐ. Trong phần này chỉ sử dụng chương trình EXCEL của Microsoft để
phục vụ tính toán.
Từ kết uả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của LĐPP huyện
Lệ Thủy ta có bảng so sánh và biểu đồ cho từng chỉ tiêu trong trường hợp: lưới
điện hiện trạng, lưới điện sau cải tạo và mục tiêu năm 2020 như sau:
Bảng 3.19: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ tất cả các xuất tuyến trước và sau
giải pháp
Chỉ
tiêu
471
LT
472
LT
474
LT
476
LT
476
LTVL
478

LT
476
A.S
478
A.S
Tổng

SAIDI
SAIFI
MAIFI
Trước Sau
Giảm Trước Sau Giảm Trước Sau
Giảm
47.82

24.00

23.62

0.14

0.07

0.06

0.04

0.02

0.01

122.43

93.55

28.89

0.85

0.71

0.14

0.78

0.77

0.01

130.47

87.88

42.59

0.66

0.44

0.22

0.38

0.38

0.00

172.34

98.82

73.52

1.12

0.67

0.45

1.52

0.94

0.58

99.52

64.97

34.55

0.32

0.24

0.08

0.00

0.00

0.00

94.01

58.24

35.77

0.55

0.31

0.23

0.48

0.48

0.00

52.90

34.21

18.69

0.24

0.13

0.10

0.11

0.11

0.00

96.83 61.25 35.58
0.66 0.41
0.25
0.42
0.42
0.00
816.33 522.92 293.21
4.53 2.98
1.53
3.72
3.12

0.60
Theo bảng số liệu trên chỉ tiêu ĐTCCCĐ của tất cả các uất tuyến sau
khi thực hiện giải pháp đều giảm, chỉ số độ tin cậy của toàn Điện lực giảm là
SAIDI giảm 29 ,21 phút, SAIFI giảm 2,98 lần và MAIFI giảm 0,6 lần.


22
Bảng 3.20: Biểu đồ so sánh các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp

Chỉ số SAIDI
1000
816.33
800
600

522.92

450

400
200
0
Hiện trạng

Sau cải tạo

Mục tiêu 2020

Chỉ số SAIFI, MAIFI
5

4.5
4
3.5
3
2.5
2
1.5

4.53
3.72
2.89

3.12

1
0.5
0
Hiện trạng

Sau cải tạo

SAIFI

MAIFI

Từ bảng trên ta thấy các chỉ tiêu ĐTCCCĐ sau khi thực hiện các giải pháp
đều giảm, chỉ số SAIDI giảm 5,9%, SAIFI giảm 6,2% đạt yêu cầu của kế
hoạch 2018. Đảm bảo lộ trình mỗi năm giảm từ 0%-40% và đến năm 2020 chỉ
số SAIDI thực hiện của Điện lực Lệ Thủy là 450 phút.

23
3.4. KẾT LUẬN
Sau khi thực hiện giải pháp thì sự thay đổi chỉ tiêu độ tin cậy của tất cả các
tuyến thì đã hoàn thành chỉ tiêu yêu cầu, đảm bảo nâng cao độ tin cậy của toàn
khu vực huyện Lệ Thủy. Các thiết bị đóng cắt như Recloser, LBS kín, DCL… s
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.
ới giả thiết về công suất tải ma , từ đó kiểm tra trao lưu công suất và
thông số vận hành trên các uất tuyến theo giải pháp đã để uất bằng chương
trình PSS/ADEPT, các tuyến trung áp đều đã vận hành ổn định.
Giải pháp được đề uất thực hiện có vốn đầu tư đối nhỏ, thời gian thu hồi
tương đối nhanh, hiệu uả về công tác nâng cao ĐTCCCĐ đảm bảo phù hợp với
yêu cầu của QBPC cũng như E NCPC. Ngoài ra, việc nâng cao ĐTCCCĐ s
đáp ứng được yêu cầu của khách hàng về chất lượng dịch vụ, đảm bảo phù hợp
với sự phát triển, phục vụ mục tiêu phát triển kinh tế ã hội chính trị của huyện
Lệ Thủy cũng như tỉnh Quảng Bình. Tuy nhiên để đồng thời đạt hiệu uả trong
sản uất kinh doanh, tránh ảnh hưởng lớn đến cấp điện cho khách hàng, khi thực
hiện giải pháp cần phải chia làm hai giai đoạn đầu tư, ưu tiên các tuyến có sự
thay đổi tốt về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ, thời gian thu hồi vốn nhanh.