Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện trung áp thành phố nha trang

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ VIỆT LINH

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI
ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ VIỆT LINH

NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI
ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Đà Nẵng - Năm 2017

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu và
kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ
công trình nào khác khác.
TÁC GIẢ LUẬN VĂN

LÊ VIỆT LINH


TRANG TOM TẮT LUẬN VĂN
NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG
Học viên: Lê Việt Linh - Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60520202 - Khóa: 2016-2018 - Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tóm tắt - Ngày nay, xã hội đang từng bước hiện đại hóa, công nghiệp hóa do đó áp
lực trong việc cung cấp điện liên tục ổn định là rất lớn. Việc áp dụng các phương án,
các giải pháp cụ thể đối với lưới điện TP Nha Trang nhằm nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện là rất cấp thiết. Hệ thống lưới điện hiện có của khu vực Trung tâm TP Nha
Trang được đầu tư từ những năm 1999 đã không còn phù hợp với tình hình phụ tải,
không thích hợp trong việc hiện đại hóa lưới điện hướng tới hệ thống lưới điện
thông minh. Nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện TP
Nha Trang nhằm áp dụng vào thực tế, vận dụng các thiết bị đóng cắt hiện có, phối
hợp với các thiết bị mới nhằm tối ưu hóa trong thao tác và giảm thời gian mất điện
công tác hoặc sự cố trên lưới điện. Qua tìm hiểu, khảo sát thực tế lưới điện, các số
liệu quản lý kỹ thuật tại đơn vị, tác giả đã tóm tắt, thống kê, đề xuất các phương án
đối với từng phụ tải riêng biệt để có thể áp dụng được trong thực tế quản lý vận
hành của hệ thống.
Từ khóa – Độ tin cậy cung cấp điện; lưới điện thông minh; thiết bị đóng cắt; phụ tải.

PROPOSAL TO INCREASE NHA TRANG’S ELECTRICAL
SERVICE RELIABILITY FOR MEDIUM VOLTAGE GIRD
Abstract - Nowadays, the nation is entering the industrialization and
modernization era, therefore the pressure in providing a constantly stable electricity
supply is extremely high. It is very necessary to implement different plans and
execute specific solutions for Nha Trang city’s medium voltage grid in order to
increase residents’ trustworthiness in electricity supply. The current medium
voltage grid of the Nha Trang city center which had been developed since 1999 is
no longer suitable with the present-day load and the upgrade (or modernization)
towards a smart gird. Proposal in solutions for increasing Nha Trang city’s electric
service reliability in regard with real life situation, utilizing the current circuit
breaker (or switchgear) equipment along with new equipment and indicating lamp
in order to optimize the operation and reduce the blackout time as well as incident
on the electric power network. Through researching and examining the actual
electric power network together with divisional technical data, the author
summarized, summed up and proposed distinct solutions to each load to apply in
actual electric system operation.
Key words - Service reliability; smart gird; circuit breaker (or switchgear); load.


MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN
MỤC LỤC
TRANG TOM TẮT LUẬN VĂN
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1
1. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài ......................................................................... 1
2. Mục tiêu nghiên cứu .............................................................................................. 2

3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ......................................................................... 2
4. Phương pháp nghiên cứu ....................................................................................... 2
5. Tên và bố cục đề tài ............................................................................................... 2
CHƯƠNG 1: LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP TP NHA TRANG ...................................... 3
1.1. TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN ........................................................................... 3
1.1.1. Nguồn và phụ tải...................................................................................... 3
1.1.2. Tình hình cấp điện ................................................................................... 6
1.2. THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT VÀ CHỈ THỊ SỰ CỐ CÓ TRÊN LƯỚI ĐIỆN ........ 8
1.2.1. Dao cách ly, FCO .................................................................................... 8
1.2.2. Recloser, Dao có tải, RMU ...................................................................... 9
1.2.3. Đèn chỉ thị sự cố .................................................................................... 13
1.3. KẾT LUẬN ................................................................................................... 14
CHƯƠNG 2: ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
TP NHA TRANG ..................................................................................................... 15
2.1. KHÁI NIỆM CHUNG .................................................................................. 15
2.1.1. Định nghĩa về độ tin cậy ........................................................................ 15
2.1.2. Các tham số liên quan ............................................................................ 15
2.2. CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY .............................................................................. 16
2.2.1. SAIDI..................................................................................................... 16
2.2.2. SAIFI ..................................................................................................... 17
2.2.3. MAIFI .................................................................................................... 17


2.2.4. Các chỉ tiêu khác.................................................................................... 17
2.3. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN.................... 17
2.3.1. Tình hình sự cố ...................................................................................... 17
2.3.2. Công tác bảo trì bảo dưỡng ................................................................... 18
2.3.3. Kết quả thực hiện độ tin cậy .................................................................. 19
2.3.4. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp ............................................. 20
2.3.5. Kế hoạch năm 2017 ............................................................................... 29

2.4. KẾT LUẬN ................................................................................................... 29
CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN ................................................................................................... 30
3.1. PHÂN ĐOẠN VÀ KẾT NỐI LIÊN LẠC .................................................... 30
3.1.1. Bổ sung thiết bị để phân đoạn ............................................................... 30
3.1.2. Xây dựng mới đường dây liên lạc: ........................................................ 40
3.1.3. Mô phỏng hệ thống điện ........................................................................ 42
3.2. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY SAU KHI THỰC HIỆN CÁC GIẢI PHÁP ... 53
3.2.1. Độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp ............................................ 53
3.2.2. Phân tích kinh tế .................................................................................... 66
3.3. GIẢI PHÁP KHÁC....................................................................................... 68
3.3.1. Giảm suất sự cố ..................................................................................... 68
3.3.2. Công nghệ hotline .................................................................................. 69
3.3.3. Ứng dụng SCADA................................................................................. 72
3.3.4. Tối ưu hóa thao tác và công tác trên lưới điện ...................................... 72
3.4. KẾT LUẬN ................................................................................................... 73
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................. 74
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................ 75
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI (bản sao)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN (bản sao)


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
BTBD

: Bảo trì bảo dưỡng.

B3.9

: Điều độ hệ thống điện tỉnh Khánh Hòa.

CDLL

: Cầu dao liên lạc.

CDPĐ

: Cầu dao phân đoạn.

DCL

: Dao cách ly.

ĐLNT

: Điện lực Trung tâm Nha Trang.

ĐTCCCĐ

: Độ tin cậy cung cấp điện.

EVNCPC

: Tổng Công ty Điện lực Miền Trung.

FCO

: Cầu chì tự rơi.

KHPC

: Công ty Cổ phần Điện lực Khánh Hòa.

LBS

: Dao cắt có tải.

MAIFI

: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình.

MBA

: Máy biến áp.

OMS

: Chương trình Quản lý lưới điện, tính toán độ tin cậy.

QLVH

: Quản lý vận hành.

RMU

: Tủ hợp bộ trung thế.

SAIDI

: Chỉ số về thời gian mất điện kéo dài trung bình.

SAIFI

: Chỉ số về số lần mất điện kéo dài trung bình.

TP

: Thành phố.

TBA

: Trạm biến áp.


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV...................................................... 4
Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV...................................................... 5
Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp ................................................... 5
Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp ..................................... 7
Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL ............................................................................ 8
Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser .................................................................... 10
Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS .......................................................................... 12
Bảng 1.8: Tổng hợp RMU 22kV .............................................................................. 12
Bảng 1.9: Tổng hợp RMU 35kV .............................................................................. 13
Bảng 1.10: Số lượng đèn sự cố hãng Schneider....................................................... 13
Bảng 1.11: Số lượng đèn sự cố của KHPC .............................................................. 14
Bảng 2.1: Thống kê sự cố từ năm 2014 đến năm 2016 ............................................ 18
Bảng 2.2: Công tác thí nghiệm định kỳ trong quý I năm 2017 ................................ 18

Bảng 2.3: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2016 ................................ 19
Bảng 2.4: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ ................................. 19
Bảng 2.5: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-E27 ..................................................... 21
Bảng 2.6: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 472-E27 ..................................................... 21
Bảng 2.7: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-E27 ..................................................... 22
Bảng 2.8: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 474-E27 ..................................................... 22
Bảng 2.9: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 475-E27 ..................................................... 23
Bảng 2.10: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 476-E27 ................................................... 23
Bảng 2.11: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 477-E27 ................................................... 24
Bảng 2.12: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 478-E27 ................................................... 24
Bảng 2.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 479-E27 ................................................... 25
Bảng 2.14: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 484-E27 ................................................... 25
Bảng 2.15: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 485-E27 ................................................... 26


Bảng 2.16: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 371-E27 ................................................... 26
Bảng 2.17: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 372-E27 ................................................... 27
Bảng 2.18: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 374-E27 ................................................... 27
Bảng 2.19: Tổng hợp thực hiện ĐTCCCĐ các tuyến năm 2016 ............................. 28
Bảng 2.20: Mục tiêu độ tin cậy năm 2017 so với năm 2016 ................................... 29
Bảng 3.1: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 471-E27/19 ............................ 44
Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 471-E27/43 ............................ 45
Bảng 3.3: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-E27/25-1 ......................... 46
Bảng 3.4: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-474-E27/16 (1) ............... 47
Bảng 3.5: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-474-E27/16 (2) ............... 48
Bảng 3.6: Tình hình mang tải khi thao tác mạch vòng 475-479-E27 (1) ................ 49
Bảng 3.7: Tình hình mang tải khi thao tác mạch vòng 475-479-E27 (2) ................ 49
Bảng 3.8: Tình hình mang tải khi thao tác mạch vòng 475-477-E27 ...................... 50
Bảng 3.9: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 484-E27/19 ............................ 51
Bảng 3.10: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 485-E27/23 .......................... 52

Bảng 3.11: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-E27 thay đổi ..................................... 54
Bảng 3.12: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471-E27 trước và sau giải pháp .................... 54
Bảng 3.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 472-E27 thay đổi ..................................... 55
Bảng 3.14: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 472-E27 trước và sau giải pháp .................... 55
Bảng 3.15: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-E27 thay đổi ..................................... 56
Bảng 3.16: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 473-E27 trước và sau giải pháp .................... 56
Bảng 3.17: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 474-E27 thay đổi ..................................... 57
Bảng 3.18: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 474-E27 trước và sau giải pháp .................... 57
Bảng 3.19: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 475-E27 thay đổi ..................................... 58
Bảng 3.20: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 475-E27 trước và sau giải pháp .................... 58
Bảng 3.21: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 476-E27 thay đổi ..................................... 59
Bảng 3.22: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 476-E27 trước và sau giải pháp .................... 59
Bảng 3.23: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 477-E27 thay đổi ..................................... 60


Bảng 3.24: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 477-E27 trước và sau giải pháp .................... 60
Bảng 3.25: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 478-E27 thay đổi ..................................... 61
Bảng 3.26: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 478-E27 trước và sau giải pháp .................... 61
Bảng 3.27: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 479-E27 thay đổi ..................................... 61
Bảng 3.28: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 479-E27 trước và sau giải pháp .................... 62
Bảng 3.29: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 484-E27 thay đổi ..................................... 62
Bảng 3.30: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 484-E27 trước và sau giải pháp .................... 62
Bảng 3.31: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 485-E27 thay đổi ..................................... 63
Bảng 3.32: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 485-E27 trước và sau giải pháp .................... 63
Bảng 3.33: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 371-E27 thay đổi ..................................... 64
Bảng 3.34: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 371-E27 trước và sau giải pháp .................... 64
Bảng 3.35: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 372-E27 thay đổi ..................................... 64
Bảng 3.36: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 372-E27 trước và sau giải pháp .................... 64
Bảng 3.37: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp ....................... 65
Bảng 3.38: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung ........................................ 66

Bảng 3.39: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư, thời gian thu hồi vốn .................... 67


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.1: Mặt bằng một phần lưới điện TP Nha Trang ............................................. 3
Hình 1.2: DCL kiểu chém ngang và chém đứng ........................................................ 8
Hình 1.3: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ ........................................................................... 9
Hình 1.4: Recloser U-series ..................................................................................... 10
Hình 1.5: LBS kiểu hở ............................................................................................. 11
Hình 2.1: Chương trình tính toán độ tin cậy OMS................................................... 20
Hình 3.1: Vị trí 471-E27/19 và 471-E27/43............................................................. 31
Hình 3.2: Vị trí 374-472-E27/31 (472); 472-E27/41-1 và 472-E27/41-11 .............. 32
Hình 3.3: Vị trí 473-E27/25-1 .................................................................................. 32
Hình 3.4: Vị trí 473-474-E27/16 (474); 474-E27/46 và 474-E27/54 ...................... 33
Hình 3.5: Vị trí 475-476-E27/(24+49+94) ............................................................... 34
Hình 3.6: Vị trí 475-476-E27/(38+48+78+114) ...................................................... 35
Hình 3.7: Vị trí 477-E27/24-1 .................................................................................. 36
Hình 3.8: Vị trí 477-478-E27/14 (478) .................................................................... 36
Hình 3.9: Vị trí 479-E27/19-2 và 479-E27/26 ......................................................... 37
Hình 3.10: Vị trí 484-E27/19 và 484-485-E27/49 (484) ......................................... 38
Hình 3.11: Vị trí 485-E27/23 và 484-485-E27/48 (485) ......................................... 38
Hình 3.12: Vị trí 371-473-E27/67 (371) .................................................................. 39
Hình 3.13: Vị trí 372-E27/69 ................................................................................... 39
Hình 3.14: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-479-E27 ......................................... 40
Hình 3.15: Sơ đồ mặt bằng mạch liên lạc 475-479-E27 .......................................... 40
Hình 3.16: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-477-E27 ......................................... 41
Hình 3.17: Sơ đồ mặt bằng mạch liên lạc 475-477-E27 .......................................... 41
Hình 3.18: Mô phỏng lưới điện phân phối TP Nha Trang ....................................... 42

Hình 3.19: Mô phỏng lưới điện phân phối sau khi thực hiện giải pháp................... 43
Hình 3.20: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 471-E27 (1) ................................. 44
Hình 3.21: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 471-E27 (2) ................................. 45
Hình 3.22: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 473-E27 ...................................... 46
Hình 3.23: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 474-E27 (1) ................................. 47
Hình 3.24: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 474-E27 (2) ................................. 48
Hình 3.25: Mô phỏng mạch liên lạc 475-479-E27 (1) ............................................. 48
Hình 3.26: Mô phỏng mạch liên lạc 475-479-E27 (2) ............................................. 49
Hình 3.27: Mô phỏng mạch liên lạc 475-477-E27................................................... 50
Hình 3.28: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 484-E27 ...................................... 51
Hình 3.29: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 485-E27 ...................................... 52
Hình 3.30: Nắp chụp Silicon đầu sứ đứng ............................................................... 68
Hình 3.31: Máy hồng ngoại đo nhiệt độ .................................................................. 69
Hình 3.32: Vệ sinh công nghiệp bằng nước áp lực cao ........................................... 70
Hình 3.33: Thi công sửa chữa Hotline ..................................................................... 71


1

MỞ ĐẦU
1. Tính cấp thiết và lý do chọn đề tài
Căn cứ quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ
Tướng Chính phủ về việc “Phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển
các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam” thì đến sau năm 2022 sẽ phát triển thị
trường “bán lẻ điện cạnh tranh”. Điều này đặt ra yêu cầu cho ngành điện phải tự nâng
cao, đổi mới chính mình nhằm đảm bảo chất lượng sản phẩm khi bán cho khách hàng,
cụ thể chính là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện (ĐTCCCĐ).
Căn cứ quyết định số: 345 / QĐ – ĐLKH ngày 28/02/2017 về việc giao kế hoạch
sản xuất kinh doanh của cả năm 2017 của Tổng Giám Đốc KHPC thì kế hoạch chỉ tiêu
độ tin cậy KHPC giao cho ĐLNT được đặc biệt chú trọng, mà trọng tâm chính là chỉ

số SAIDI.
Thành phố Nha Trang là thành phố biển, lưới điện trung áp được đầu tư xây
dựng từ những năm 1999 (thuộc dự án WB của Ngân hàng thế giới) với cấu trúc lưới
điện và công nghệ còn nhiều hạn chế, chỉ ứng dụng tự động hóa trong những thiết bị
bảo vệ và các trạm biến áp chuyên dùng do khách hàng đầu tư.
Với đặc thù là Thành phố du lịch, phụ tải tăng trưởng nhanh vì vậy áp lực cung
cấp điện là rất cao. Lưới điện trung áp được trải dài dọc 4km bờ biển của Vịnh Nha
Trang nên chịu ảnh hưởng rất lớn tới các thiết bị điện (môi trường nhiễm mặn) do đó
việc nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy nhằm đảm bảo cung cấp điện tốt
hơn từ đó đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội chính trị của Thành phố cũng như
Tỉnh Khánh Hòa.
Tại Hội nghị nâng cao độ tin cậy hệ thống điện miền Trung ngày 31/03/2016,
EVNCPC định hướng mục tiêu phấn đấu giảm các chỉ số ĐTCCCĐ năm sau giảm ít
nhất 10 - 30% so với năm trước. Đây là mục tiêu, cũng là thách thức không nhỏ đối
với Điện lực Khánh Hòa (KHPC) nói chung và Điện lực Nha Trang (ĐLNT) nói riêng.
Công tác nâng cao ĐTCCCĐ là mục tiêu then chốt trong năm 2017 của KHPC
cũng như ĐLNT, do đó để hoàn thành được cần phải có giải pháp và hướng đi cụ thể
theo từng giai đoạn sao cho đảm bảo tối ưu và hiệu quả nhất về kỹ thuật – kinh tế.
Hiện nay, tại ĐLNT 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 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
2. Mục tiêu nghiên cứu

- Đề tài nghiên cứu, tính toán đánh giá ĐTCCCĐ theo các chỉ tiêu được KHPC giao
cho ĐLNT.
- Đánh giá, đề xuất các giải pháp cụ thể để nâng cao ĐTCCCĐ, ứng dụng công nghệ
kỹ thuật trong công tác quản lý vận hành (QLVH) lưới điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện trung áp thuộc ĐLNT quản lý vận hành.
- Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện trung áp của TP Nha Trang, từ đó đề ra
các giải pháp nhằm nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu quả về kỹ thuật
cũng như kinh tế.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Trên cơ sở lý thuyết về ĐTCCCĐ trong hệ thống điện, các chỉ tiêu được KHPC
giao cho ĐLNT, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện trung áp TP Nha
Trang.
- Đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính toán thực tế dựa trên chương
trình Quản lý lưới điện của EVNCPC, sử dụng phần mềm PowerWorld Simulator
version 16 của hãng PTI để mô phỏng lưới điện 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 2016, sử dụng các hàm
trong Excel để tính toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2017 dựa trên các sự
kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng) trong năm 2016.
5. 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: “NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP THÀNH PHỐ NHA TRANG”
Luận văn gồm các chương sau:
Chương 1: Lưới điện Trung áp TP Nha Trang.
Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối TP Nha Trang
Chương 3: Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

3

CHƯƠNG 1: LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP TP NHA TRANG
1.1. TỔNG QUAN LƯỚI ĐIỆN
1.1.1. Nguồn và phụ tải
a) Giới thiệu:
Nha Trang là một thành phố ven biển và là trung tâm chính trị, kinh tế, văn hóa,
khoa học kỹ thuật và du lịch của tỉnh Khánh Hòa. Khu vực trung tâm TP Nha Trang có
hơn 60.000 khách hàng, với bán kính cấp điện khoảng 5 km, phụ tải tập trung nhiều tại
các khu vực gần biển, các khu du lịch khách sạn...
Lưới điện trung áp TP Nha Trang được nhận từ một TBA 110kV – E27 Mã
Vòng với công suất là: (63 + 63) MVA. Hiện nay, tình trạng mang tải của trạm E27
đạt ở mức ổn định từ 50 – 70%. Ngoài nguồn điện từ trạm E27 thì tại các xuất tuyến
trung áp đều có liên lạc với các TBA 110kV lân cận như EBT; E31; E29.

Hình 1.1: Mặt bằng một phần lưới điện TP Nha Trang
b) Đặc điểm:
Lưới điện phân phối TP Nha Trang gồm có 14 tuyến trung áp, trong đó có 11
tuyến 22kV và 03 tuyến 35kV. Lưới 22kV vận hành 3 pha trung tính trực tiếp nối đất
còn lưới 35kV vận hành 3 pha trung tính cách đất.
Ở trạng thái hoạt động bình thường của hệ thống điện, lưới điện phân phối khu
vực TP Nha Trang 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.
Các xuất tuyến trung áp hầu hết được đầu tư xây dựng vào những năm 1999 –
2000 theo dự án WB của Ngân Hàng thế giới. Đường dây trên không có tiết diện dây
2

2

dẫn trục chính từ 120 mm đến 185 mm , các đường đây cáp ngầm trục chính có tiết
2
2
diện từ 240 mm đến 300 mm .


4
Nhánh rẽ các TBA lớn được khách hàng đầu tư, xây dựng sử dụng cáp ngầm
2
2
bằng đồng có tiết diện từ 35 mm đến 95 mm , đảm bảo hoạt động phù hợp với tốc độ
phát triển của phụ tải.
Do là TP ven biển nên các thiết bị điện sử dụng trên lưới điện đều bị môi trường
sương muối nhiễm mặn làm ảnh hưởng đến chất lượng và thời gian hoạt động, thường
xuyên phải bảo trì bảo dưỡng để ngăn ngừa sự cố.
c) Phụ tải:
Ở TP Nha Trang thì phụ tải thường xuyên biến động theo mùa và thời gian: vào
các tháng du lịch, mùa hè thì tải tăng trưởng rất nhanh làm quá tải cục bộ tại nhiều khu
vực tuy nhiên vào mùa đông thì tải lại giảm mạnh khiến cho các TBA vận hành non
tải.
Ngoài ra, khách du lịch tại Nha Trang phần lớn đến từ Nga và Trung Quốc nên
thường hoạt động vào giờ thấp điểm từ 22h đến 03h sáng ngày hôm sau, vì vậy việc
phân bổ công suất các TBA trên địa bàn toàn TP sao cho phù hợp tại các thời điểm
trong nhà là một thách thức không nhỏ đối với ĐLNT.
Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp, các trạm biến áp thuộc
tuyến theo bảng sau:
Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV
Tổng chiều

Trạm biến áp

TT

Xuất tuyến 22 kV

1

471-E27

6,921

51

17,4

2

472-E27

8,283

66

19,645

3

473-E27

7,536

64

26,21

4

474-E27

10,087

98

35,015

5

475-E27

26,762

50

18,007

6

476-E27

19,472

55

23,72

7

477-E27

17,274

62

20,61

8

478-E27

2,688

09

2,66

9

479-E27

7,451

36

13,18

10

484-E27

8,855

34

16,635

11

485-E27

8,367

56

19,0725

123,696

581

212,155

Tổng cộng

dài (km)

Số lượng

Công suất
đặt (MVA)


5
Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV.
TT
1
2
3

Xuất tuyến 35 kV

Tổng chiều
dài (km)

371-E27
372-E27
374-E27
Tổng cộng

4,437
8,856

3,947
17,240

Trạm biến áp
Công suất
Số lượng
đặt (MVA)
06
15,61
06
3,31
07
22,23
19
41,15

Theo bảng trên có thể nhận thấy, các tuyến 475,476,477-E27 có bán kính cấp
điện rộng, trải dài gần như toàn bộ chiều dài của TP Nha Trang
Tuyến 474-E27 có bán kính cấp điện trung bình nhưng số lượng TBA và công
suất đặt lại nhiều nhất, do đây là tuyến cấp điện cho các khách sạn vừa và nhỏ ở trung
tâm TP Nha Trang. Hầu hết các khách sạn này đều đầu tư các TBA đặt trong nhà với
công suất dao động từ 50 – 400kVA.
Đối với các tuyến 35kV (371,374-E27) thì có số lượng TBA rất ít nhưng công
suất đặt lại rất lớn, đây là các tuyến trung áp cấp điện cho toàn bộ các khách sạn lớn
của TP tập trung dọc biển. Các khách hàng ở khu vực có sản lượng điện tiêu thụ lớn,
giá bán điện cao do đó việc đảm bảo cấp điện liên tục, ổn định tại đây là một mục tiêu
hàng đầu của ĐLNT.
Tình hình phụ tải của một ngày đặc trưng tháng 05 năm 2017 theo bảng sau:
Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp
Sản

CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP

Pmax
P19
Pmin
(MW) (MW) (MW)

A. Xuất tuyến 35kV
- Tuyến 371-E27
- Tuyến 372-E27
- Tuyến 374-E27
B. Xuất tuyến 22kV
- Tuyến 471-E27
- Tuyến 472-E27
- Tuyến 473-E27
- Tuyến 474-E27
- Tuyến 475-E27
- Tuyến 476-E27
- Tuyến 477-E27

lượng
(kWh)
212.530

3,2
1,0
4,5

2,3
1,0

4,5

1,6
0,5
2,1
1.316.610

4,8
4,9
6,5
5,6
5,2
9,5
9,2

4,8
4,9
6,5
5,6
5,2
9,5
9,2

2,6
2,7
3,3
3,3
3,1
4,2
5,4

6
Sản
CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP
- Tuyến 478-E27
- Tuyến 479-E27
- Tuyến 484-E27
- Tuyến 485-E27
Tổng

Pmax
P19
Pmin
(MW) (MW) (MW)
5,0
4,8
5,7
5,1
75,0

5,0
4,8
5,7
5,1
74,1

1,7
3,6
3,5

3,2
40,8

lượng
(kWh)

1.529.140

Công suất tải lớn nhất ở tuyến 476,477-E27: do đặc thù 02 tuyến này làm
nhiệm vụ liên lạc với các Điện lực Diên Khánh nên tải thường ở mức cao. Nếu chỉ tính
riêng phụ tải của TP Nha Trang thì 02 tuyến này Pmax đạt từ 5-7 MW.
Các tuyến còn lại tải đạt ở mức trung bình, tuy nhiên vào các mùa du lịch, lễ hội
tổ chức tại TP Nha Trang thì tất cả các tuyến đều vận hành trong khoảng từ 8 – 10
MW, nhiều tuyến cá biệt có thể lên tới 12 – 13 MW như tuyến 473,474,484,485-E27.
1.1.2. Tình hình cấp điện
Căn cứ hồ sơ quản lý kỹ thuật của ĐLNT thì mạng lưới điện của tất cả các tuyến
trung áp được phân bố như sau:
Tuyến 371-E27: cấp điện cho các khu vực phụ tải lớn dọc đường Nguyễn Thị
Minh Khai – Hùng Vương – Trần Hưng Đạo
Tuyến 372-E27: cấp điện chính cho nhà máy nước Võ Cạnh và liên lạc với khu
vực phía Tây TP Nha Trang
Tuyến 374-E27: cấp điện cho các khu vực phụ tải lớn dọc đường Trần Hưng Đạo
– Trần Phú.
Tuyến 471-E27: đi theo đường Hoàng Văn Thụ tới Pasteur, cấp điện cho các cơ
quan ban ngành của Tỉnh – TP, các khu dân cư và khách sạn nhỏ.
Tuyến 472-E27: đi theo đường Yersin tới Trần Phú, Ngô Quyền – Nguyễn Bỉnh
Khiêm, cấp điện cho các cơ quan ban ngành của Tỉnh – TP, các khu dân cư,
Resort ở trung tâm TP, liên lạc với khu vực phía Bắc TP.
Tuyến 473-E27: đi theo đường Ngô Gia Tự - Trần Bình Trọng – Tô Hiến Thành
– Hùng Vương, cấp điện cho nhóm ngành nghề du lịch, dịch vụ.

Tuyến 474-E27: đi theo đường Đinh Tiên Hoàng – Nguyễn Chánh – Nguyễn
Thiện Thuật – Trần Quang Khải, cấp điện cho nhóm ngành nghề du lịch, dịch vụ.
Tuyến 475-E27: đi theo đường 23/10 lên tới Thành cấp điện cho các khu dân cư,
khu sản xuất, liên lạc với khu vực phía Tây TP.
Tuyến 476-E27: đi theo đường 23/10 lên tới Thành cấp điện cho các khu dân cư,
khu sản xuất, liên lạc với khu vực phía Tây và phía bắc TP.


7
Tuyến 477-E27: đi theo đường Lê Hồng Phong, cấp điện cho các khu dân cư
nhỏ, khu Đô thị mới xây dựng phía Tây của TP, liên lạc với phía Nam TP.
Tuyến 478-E27: đi theo đường Lê Hồng Phong, cấp điện cho các khu dân cư
nhỏ, liên lạc với khu vực phía Nam TP.
Tuyến 479-E27: đi theo đường Phương Sài, đường 02/04 cấp điện cho các khu
dân cư ven sông Cái, các khu sản xuất, resort trong trung tâm TP, liên lạc với khu
vực phía Bắc TP
Tuyến 484-E27: đi theo đường Nguyễn Thị Minh Khai, khu Không Quân tới
đường Trần Phú, cấp điện cho các phụ tải khách sạn, du lịch, dịch vụ vừa và nhỏ
ở trung tâm TP.
Tuyến 485-E27: đi theo đường Hồng Bàng – Cao Bá Quát – Trần Phú, cấp điện
cho các phụ tải khách sạn, du lịch, dịch vụ vừa và nhỏ ở trung tâm TP.
Số vị trí có thể liên lạc giữa các tuyến trung áp với nhau theo bảng sau:
Bảng 1.4: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp
Tuyến 471 472 473 474 475 476 477 478 479 484 485
471

3

1

0

0

0

0

0

1

1

0

0

2

0

0

0

0

0

0

1

1

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

2

2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

1

0

0

0

472

3

473

1

0

474

0

2

1

475

0

0

0

0

476

0

0

0

0

2

477

0

0

1

0

0

0

478

0

0

0

0

0

0

0

479

1

0

0

0

0

0

0

0

484

1

0

0

1

0

0

1

1

0

485

0

1

0

1

0

0

0

0

0

2

Tổng

6

6

3

5

2

2

2

1

1

6

2

5

Riêng đối với 03 tuyến 35kV thì chỉ có 01 vị trí liên lạc nội bộ giữa tuyến 371E27 và tuyến 374-E27 (73) nên không đề cập đến trong bảng trên.
Ta thấy các tuyến trung áp đều có các vị trí kết nối liên lạc, đảm bảo việc cấp
điện liên tục cho khách hàng, tuy nhiên vẫn còn một vài xuất tuyến ít liên lạc nội bộ do
chưa xây dựng được các vị trí kết nối với nhau. Đây chính là tiềm năng phát triển của
lưới điện phân phối khu vực TP Nha Trang trong thời gian tiếp theo.


8
1.2. THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT VÀ CHỈ THỊ SỰ CỐ CÓ TRÊN LƯỚI ĐIỆN
1.2.1. Dao cách ly, FCO

a) Dao cách ly (DCL): sử dụng trên lưới điện gồm nhiều loại, nhiều hãng sản xuất
nhằm mục đính là để phân đoạn trục chính, cô lập nhánh rẽ và đóng liên lạc với các
tuyến khác, tạo điểm hở để phục vụ công tác.
Một số loại DCL lắp đặt trên lưới như hình sau:

Hình 1.2: DCL kiểu chém ngang và chém đứng
Tổng hợp các Dao cách ly lắp đặt tại khu vực TP Nha Trang:
Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL
Phân

Cấp điện áp

loại theo

22kV 35kV

Số
lượng
(bộ)

66

13

Loại dao
Chém
đứng
63

Chức năng

Chém
Liên
LTD
ngang
lạc
12

4

20

Phân Nhánh Tổng
đoạn
rẽ
38

21

69

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.
b) Cầu chì tự rơi (FCO): được lắp đặt tại các trạm biến áp (TBA) phụ tải, TBA chuyên
dùng để bảo vệ máy biến áp (MBA) và các thiết bị liên quan. Thực tế trên lưới điện
TP Nha Trang FCO còn được sử dụng làm thiết bị bảo vệ cho các nhánh rẽ có nhiều
phụ tải. Do đó, khi xảy ra sự cố thì các FCO này không có tính chọn lọc thường đứt
chì, nhảy máy cắt đầu nguồn làm gián đoạn cung cấp điện.

9

Hình 1.3: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ
Ngoài ra, để thao tác được các FCO, DCL trên lưới điện thì buộc phải sa thải phụ
tải phía sau hoặc cắt thiết bị có tải phía nguồn tới từ đây ảnh hưởng không nhỏ đến
việc cấp điện cho khách hàng.
Để khắc phục tình trạng trên thì cần cải tiến công nghệ, lắp đặt thêm các thiết bị
đóng cắt có tải có nhiệm vụ thao tác hoặc bảo vệ thay thế cho các thiết bị không tải.
1.2.2. Recloser, Dao có tải, RMU
Từ những năm 1999 – 2000 tại TP Nha Trang đã được đầu tư lắp đặt các thiết bị
đóng cắt có tải có chức năng bảo vệ cũng như thao tác đóng cắt các tuyến trung áp
nhằm giảm thiểu sự tác động đến máy cắt đầu nguồn tại trạm 110kV – E27.
Tuy nhiên, do còn nhiều khó khăn nên số lượng các thiết bị này vẫn còn ít so với
số lượng phụ tải và chiều dài trục chính của các tuyến trung áp.
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.
Ngoài ra, Recloser còn có chức năng đóng lặp lại F79 để thực hiện thao tác đóng
điện lại đối với các sự cố thoáng qua thì việc này sẽ nhanh chóng khôi phục cấp điện,
đảm bảo việc cấp điện nhanh nhất cho khách hàng.


10

Hình 1.4: Recloser U-series
Đối với TP Nha Trang, do mật độ dân cư đông, nhiều khách du lịch, vì vậy việc
đảm bảo an toàn cho con người được đặt lên hàng đầu. Chính vì thế KHPC yêu cầu
B3.9 thực hiện khóa toàn bộ chức năng F79 của các Recloser trên lưới điện TP Nha
Trang, các Recloser hiện tại chỉ làm nhiệm vụ phân đoạn lưới điện chứ chưa thực hiện
được hết các tính năng một cách tốt nhất (khôi phục cấp điện do sự cố thoáng qua).

Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser
Vị trí

Tuyến 22kV

lắp đặt

471 472 473 474 475 476 477 478 479 484 485

Tổng

Trục
chính
Nhánh rẽ

2

1

0

1

0

0

0

0

1

0

0

5

0

0

0

0

2

0

1

0

0

0

0

3

Các tuyến 35kV hiện nay không lắp đặt Recloser trên lưới điện (do sử dụng
nhiều tủ RMU) nên không đề cập tới trong bảng trên.
Đối với Recloser thì có 2 cái Schneider U-series thuộc tuyến 471,479-E27 dùng
để đóng cắt – bảo vệ phân đoạn trục chính hoạt động ổn định và tin cậy. Recloser loại
này đều có cổng kết nối SCADA để phục vụ việc xây dựng hệ thống lưới điện thông
minh trong thời gian tới.
Các Recloser còn lại hãng GEC ALSTHOM được vận hành từ những năm
1999: đến thời điểm hiện tại đã không đạt yêu cầu kỹ thuật, thường xuyên trục trặc
trong quá trình vận hành, ĐLNT đã lên kế hoạch thay thế trong năm 2017 – 2018.


11
b) Dao cắt có tải (LBS):
Về cơ bản đây là dao cách ly có khả năng thao tác khi đang có điện (tải lớn), việc
thao tác này góp phần giảm bớt khu vực ảnh hưởng mất điện so với các dao cách ly
truyền thống qua đó nâng cao ĐTCCCĐ đối với các công tác trên lưới điện. Tuy nhiên
do không có chức năng bảo vệ nên không có tác dụng nâng cao ĐTCCCĐ trong chế độ
sự cố.
ĐLNT có tổng cộng 02 loại LBS đang vận hành trên lưới điện gồm có LBS kín
và LBS hở. Đối với LBS kín thì buồng dập hồ quang thường sử dụng khí SF6 đảm bảo
vận hành an toàn, ổn định, tuy nhiên loại này yêu cầu cần có thêm DCL đi kèm để tạo
khoảng hở phục vụ công tác. Các LBS kiểu kín lắp đặt mới đều có cổng SCADA để
phục vụ cho phát triển lưới điện thông minh trong thời gian tới.
Đối với loại LBS hở (buồng dập hồ quang bằng dầu sinh học), loại LBS này giá
thành rẻ, không cần kết hợp thêm DCL để tạo khoảng hở tuy nhiên khi thao tác với
dòng tải khoảng 60 – 70A sẽ phát sinh hồ quang lớn, gây nguy hiểm tới con người và
thiết bị. Thực tế thời gian vận hành các LBS hở thường xảy ra sự cố như phóng điện sứ

đỡ, cháy đứt lèo, đóng cắt không hết hành trình… khiến buộc phải cắt điện đột xuất để
xử lý vì vậy ảnh hưởng không nhỏ đến các chỉ tiêu ĐTCCCĐ.
Hiện nay, các công trình đầu tư xây dựng tại ĐLNT ưu tiên lắp đặt LBS kín kèm
DCL tại trục chính của các tuyến trung áp, còn các nhánh rẽ nhỏ hoặc chỉ cấp điện cho
các TBA công suất lớn thì chỉ cần lắp đặt LBS kiểu hở nhằm đạt hiệu quả, đảm bảo
vận hành và tối ưu trong chi phí đầu tư ban đầu.

Hình 1.5: LBS kiểu hở


12
Tổng hợp số lượng, chức năng các LBS lắp đặt tại khu vực TP Nha Trang:
Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS
Dao cắt có tải LBS
Loại

Tuyến

Chức năng

Hở

Kín

Phân đoạn

Nhánh rẽ

Thao tác bù
TA

Liên lạc

471

1

1

0

1

1

0

472

1

1

0

1

1

0

473

0

3

2

0

0

1

474

3

3

1

3

1

1

475

1

1

1

1

0

0

476

0

1

1

0

0

0

477

4

1

0

5

0

0

478

0

2

0

0

0

2

479

1

1

0

1

0

1

484

4

1

1

4

0

0

485

0

2

1

0

0

1

371

3

0

0

2

0

1

372

0

0

0

0

0

0

374

2

1

2

0

0

1

20

18

9

18

3

8

Tổng

c) Tủ hợp bộ trung thế (RMU): là các tủ điện trung thế có lắp đặt thiết bị đóng cắt có
tải, hệ thống đo đếm, hệ thống kết nối SCADA…
Hiện nay, tại ĐLNT lắp đặt các tủ RMU đều của hãng Schneider sản xuất, loại tủ
này vận hành ổn định – tin cậy đảm bảo hoạt động của hệ thống và sức khỏe của người
thao tác. Bảng tổng hợp số lượng, chức năng tủ RMU trên các tuyến 22kV:
Bảng 1.8: Tổng hợp RMU 22kV
Vị trí
lắp đặt

Tuyến 22kV
471 472 473 474

475 476

Tổng

477

478

479

484

485

Trục

chính
Nhánh rẽ

2

1

0

0

4

0

7

0

1

0

0

15

2

2

3

4

1

4

1

0

1

3

1

22


13
Các tuyến 22kV đều đã lắp đặt các tủ RMU, tuy nhiên do đặc thù các tuyến khác
nhau nên một số tuyến như 473,474,476,477,484,485-E27 đều chưa có tủ RMU phân
đoạn trục chính (chưa cần thiết). Các tủ RMU lắp đặt tại các nhánh rẽ đều do khách
hàng tự đầu tư phục vụ riêng cho 01 TBA chuyên dùng không có tác dụng nâng cao
ĐTCCCĐ. Bảng tổng hợp số lượng, chức năng tủ RMU trên các tuyến 35kV:
Bảng 1.9: Tổng hợp RMU 35kV
Tuyến 35kV

Vị trí lắp đặt
371
0
4

Phân đoạn
Nhánh rẽ

Tổng

372
0
0

374
0
4

0
8

Tuyến 372-E27 hiện nay chưa có tủ RMU, còn lại tuyến 371,374-E27 tất cả các
tủ RMU đều lắp đặt tại các nhánh rẽ do khách hàng tự đầu tư phục vụ riêng cho 01
TBA chuyên dùng không có tác dụng nâng cao ĐTCCCĐ.
Việc đầu tư các tủ RMU trên lưới điện cần có nguồn vốn lớn, cần có mặt bằng để
lắp đặt các tủ RMU đây là một khó khăn không nhỏ đối với TP có diện tích bé như TP
Nha Trang, vì vậy trong luận văn này không đề cập tới giải pháp lắp đặt mới tủ RMU.
1.2.3. Đèn chỉ thị sự cố
Từ tháng 03 năm 2010 đến nay, ĐLNT đã triển khai lắp đặt các bộ đèn chỉ thị sự

cố trên các tuyến trung áp. Khi phát hiện điểm sự cố, đèn sẽ sáng nhấp nháy (màu đỏ)
theo thời gian cài đặt.
Việc lắp đặt các bộ đèn này góp phần không nhỏ trong việc dò tìm, phân vùng
điểm sự cố để phục hồi lại các khu vực phụ tải khác.
Theo thời gian vận hành: các bộ đèn chỉ thị sự cố của hãng Schneider (loại flite
110-SA) hoạt động tin cậy, báo vùng sự cố tương đối chính xác góp phần không nhỏ
trong việc dò tìm sự cố. Tuy nhiên loại đèn này vẫn còn khuyết điểm là khi sự cố xảy
ra phải trực tiếp đi kiểm tra các vị trí lắp đặt đèn sự cố nên thời gian khôi phục cấp
điện thường kéo dài.
Hãng Schneider có phát triển các loại đèn chỉ thị sự cố kèm theo chức năng nhắn
tin báo cho người quản lý vận hành tuy nhiên các loại đèn này có giá thành cao và phải
sự dụng chương trình của hãng để hoạt động.
Bảng 1.10: Số lượng đèn sự cố hãng Schneider
Tuyến

471 472 473 474 475 476 477 478 479 484 485 372 Tổng

Số
lượng

1

1

3

3

5

2

2

1

2

4

4

1

29