Tính toán và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực quảng điền thuộc công ty điện lực thừa thiên huế (tt)

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHAN CHÍ LỢI

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN
CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG ĐIỀN
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ

C
C
R
UT.L

D

Chuyên ngành : Kỹ thuật Điện
Mã số

: 85.20.20.1

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng – Năm 2020


Cơng trình được hồn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

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

Phản biện 1: PGS.TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

C
C
R
UT.L

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƯƠNG MÍNH

D

Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp
thạc sĩ ngành Kỹ thuật Điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào
ngày 30 tháng 05 năm 2020.
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 – ĐHĐN.


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Ngày nay, Điện năng ngày càng có vai trị quan trọng trong
việc phát triển kinh tế xã hội của đất nước, nhất là trong thời đại cơng
nghiệp hóa và cách mạng 4.0. Điều đó kéo theo các yêu cầu về chất
lượng điện năng cung cấp cũng như độ tin cậy ngày càng tăng. Ngoài
các u cầu về điện áp, tần số thì tính liên tục cấp điện cho khách
hàng cũng là một yêu cầu hết sức quan trọng trong việc nâng cao độ
tin cậy của lưới điện.

Do đặc điểm địa lý, sự phân bố dân cư chưa đồng đều, hệ thống
các TBA 110kV đặt xa khu dân cư nên LĐPP Điện lực Quảng Điền
có bán kính cung cấp điện lớn, khả năng cung cấp điện liện tục cũng
như chất lượng cung cấp điện trên địa bàn Điện lực quản lý còn nhiều
hạn chế. Các yêu cầu cung cấp điện ngày càng cao, việc nghiên cứu
đánh giá cụ thể ĐTC của LĐPP Điện lực Quảng Điền dựa trên các
số liệu thực tế vận hành, để từ đó đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm
nâng cao ĐTC của LĐPP, đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về cung
cấp điện là rất cần thiết.
Vì vậy tơi đã chọn đề tài “Tính tốn và đề xuất giải pháp nâng
cao độ tin cậy lưới điện phân phối Điện lực Quảng Điền thuộc Công
ty Điện lực Thừa Thiên Huế” là nội dung nghiên cứu cho luận văn
tốt nghiệp của mình nhằm góp phần nâng cao ĐTC cung cấp điện
cho lưới điện Điện lực Quảng Điền nói riêng và cho PC Thừa Thiên
Huế nói chung.
2. Mục đích nghiên cứu
- Phân tích các chế độ làm việc của lưới điện Điện lực Quảng
Điền thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế;
- Tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện hiện trạng bằng
phần mềm PSS/Adept;
- Tính tốn và đề xuất giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy làm
việc của lưới điện Điện lực Quảng Điền thuộc Công ty Điện lực Thừa
Thiên Huế;
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
* Đối tượng nghiên cứu

D

C
C

R
UT.L


2
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: LĐPP Điện lực Quảng Điền,
Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
* Phạm vi nghiên cứu:
Tập trung nghiên cứu ĐTC của LĐPP Điện lực Quảng Điền
theo 02 chỉ tiêu (SAIDI, SAIFI) từ đó đưa ra giải pháp nhằm nâng cao
ĐTC cung cấp điện của lưới điện phân phối Điện lực Quảng Điền
Sử dụng phần mềm PSS/Adept 5.0 để tiến hành phân tích, tính
tốn và đưa ra giải pháp nâng cao chỉ tiêu độ tin cậy.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Thu thập dữ liệu và các thông số vận hành thực tế của lưới
điện phân phối do Điện lực Quảng Điền quản lý từ năm 2014 đến
2018.
- Nghiên cứu lý thuyết để xây dựng chương trình tính tốn độ
tin cậy của LPP có cấu trúc hình tia.
- Tính tốn và đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện của lưới điện phân phối Điện lực Quảng Điền thuộc
Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế.
5. Ýnghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
Năm 2019 được ngành Điện chọn là năm “Nâng cao hiệu quả
cơng tác quản lý vận hành”, vì vậy các chỉ tiêu ĐTC được ngành Điện
được tập trung chỉ đạo thực hiện, giao nhiệm vụ cụ thể cho từng đơn
vị thành viên. Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhằm nâng cao hiệu
quả hoạt động của doanh nghiệp, quản lý tốt các nguồn lực của Nhà
nước vì mục tiêu phát triển bền vững, đáp ứng các yêu cầu cấp bách
cũng như những mục tiêu trung và dài hạn mà Chính phủ u cầu đối

với Tập đồn Điện lực Việt Nam.
6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần Mở đầu và Kết luận kiến nghị, luận văn gồm 3
chương:
Chương 1: Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện
Chương 2: Độ tin cậy cung cấp điện lưới điện Điện lực Quảng
Điền

D

C
C
R
UT.L


3
Chương 3: Tính tốn và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy
lưới điện Điện lực Quảng Điền thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên
Huế.
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
1.1. Tổng quan về độ tin cậy
1.1.1. Định nghĩa
Độ tin cậy là xác suất để hệ thống hoặc phần tử hoàn thành triệt
để nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều
kiện vận hành nhất định.
Các chỉ tiêu độ tin cậy lưới phân phối được đánh giá khi dùng
3 khái niệm cơ bản, đó là cường độ mất điện trung bình (do sự cố
hoặc theo kế hoạch), thời gian mất điện (sữa chữa) trung bình t, thời

gian mất điện hằng năm trung bình T của phụ tải.
1.1.1.1. Đối với phần tử khơng phục hồi
a . Thời gian vận hành an toàn .
b. Độ tin cậy của phần tử
c. Cường độ sự cố (t)
d. Thời gian trung bình làm việc an tồn của phần tử T lv
1.1.1.2. Đối với phần tử có phục hồi
Những chỉ tiêu cơ bản về độ tin cậy của phần tử phục hồi:
a. Thơng số dịng sự cố
b. Thời gian trung bình giữa 2 lần sự cố Tlv
c. Thời gian trung bình sửa chữa sự cố T S
d. Hệ số sẵn sàng
e. Hàm tin cậy của phần tử R(t)
(1.20)
1.1.2. Biểu thức tính tốn độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu
chuẩn IEEE-1366
1.1.2.1. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu
a, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống SAIFI

D

C
C
R
UT.L


4
Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống
(1.21)

SAIFI =
Tổng số khách hàng của hệ thống
Cơng thức tính tốn :

SAIFI 

N
NT

i



CI
NT

(1.22)

Trong đó:
Ni
: số khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu đối
với sự kiện i.
NT
: tổng số khách hàng được cấp điện, được xác
định bằng tổng số khách hàng của hệ thống phân phối.
CI
: tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống.
b, Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (SAIDI)

C
C
R
UT.L

D

Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống

SAIDI =

(1.23)
Tổng số khách hàng của hệ thống

Cơng thức tính tốn :

SAIDI 

r N
i

NT

i



CMI
NT

(1.24)

Trong đó:
CMI : số phút khách hàng bị ngừng cấp điện.
Ni
: số khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu đối
với sự kiện i


5
c, Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình của khách hàng
(CAIDI)
Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống
(1.25)
Tổng số khách hàng bị ngừng cấp điện
Công thức tính tốn :

CAIDI =

CAIDI 

r N
N
i

i

i



SAIDI
SAIFI

(1.26)

d, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng. (CAIFI)
Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống
CAIFI =
(1.27)
Tổng số khách hàng có bị ngừng cấp điện
Cơng thức tính tốn:

CAIFI 

N

i

C
C
R
UT.L
CN

(1.28)

1.1.2.2. Các chỉ tiêu dựa theo phụ tải
a, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống.
(ASIFI)

Tổng số lần mất phụ
tải của hệ thống
ASIFI = =
(1.29)
Tổng số phụ tải của hệ
thống
Cơngthứctínhtốn:

D

ASIFI 

L

i

LT

(1.30)

b, Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ
thống (ASIDI)
 Khoảng thời gian phụ tải bị ngừng cấp điện
Tổng số phụ tải được cung cấp
Cơngthứctínhtốn:

ASIDI =

(1.31)

6

ASIDI 

r L
i

i

LT

(1.32)

1.1.2.3. Các chỉ tiêu đối với ngừng điện thoáng qua
a, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thống qua
(MAIFI)
Tổng số khách hàng ngừng điện thống qua
MAIFI =
(1.33)
Tổng số khách hàng của hệ thống
Cơngthứctínhtốn:

MAIFI 

 IM N
i

mi

NT

(1.34)
b, Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng cấp điện thoáng
qua (MAIFIE)
Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua
MAIFIE=
(1.35)
Tổng số khách hàng của hệ thống
Cơngthứctínhtốn:

C
C
R
UT.L

D MAIFI

E



 IM

E

N mi

NT

(1.36)
c, Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng điện thống qua
(MAIFIE)
Tổng số khách hàng có hơn n lần
ngừng cấp điện thống qua
CEMSMIn

=

Tổng số khách hàng của hệ thống

Cơng thức tính toán: CEMSMI n



CNT( k n )
NT

(1.38)

(1.37)


7
1.2. Các phương pháp đánh giá độ tin cậy
1.2.1. Phương pháp đồ thị - giải tích
1.2.2. Phương pháp khơng gian trạng thái
1.2.3. Phương pháp tính tốn độ tin cậy bằng phần mềm
PSS/ADEPT:
1.2.3.1 .Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT:

a.Chức năng cơ bản của phần mềm:
b.Dữ liệu phục vụ tính tốn:
1.2.3.2.Tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm
PSS/ADEPT
a.Tập tin từ điển dữ liệu cấu trúc
b. Phương pháp tính tốn các thông số từ các sự cố xảy ra:
CHƯƠNG 2

C
C
R
UT.L

ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN ĐIỆN LỰC
QUẢNG ĐIỀN

D

2.1. Tổng quan lưới điện phân phối Điện lực Quảng Điền
2.1.1. Giới thiệu chung lưới điện trên địa bàn Điện lực Quảng Điền
quản lý
Địa bàn Điện lực Quảng Điền quản lý gồm 18 xã, Thị trấn
thuộc huyện Quảng Điền, các xã Phong Hải, Điền Hải, Điền Hịa, Điền
Lộc, Điền Mơn và Điền Hương thuộc huyện Phong Điền và xã Hải
Dương thuộc huyện Hương Trà. Khối lượng quản lý lưới điện trên địa
bàn tính đến ngày 31/12/2018 gồm:
+ Đường dây trung áp (22 kV) là 263.41km;
+ Điện lực đang quản lý 14 Recloser có kết nối SCADA; 17
LBS trong đó có 03 bộ có kết nối SCADA; 03 cụm tụ bù trung thế;
182 cụm tụ bù hạ thế trong đó có 45 cụm của khách hàng.

+ Số liệu về phụ tải và số lượng khách hàng: sản lượng điện
thương phẩm năm 2018 là 109,19 triệu kWh; Số lượng khách hàng sử
dụng điện đến 31/12/2018 là 35.807 khách hàng; Tỉ lệ tổn thất điện
năng năm 2018 là 5,09 %.


8
Bảng 2.1: Số liệu quản lý Điện lực Quảng Điền tính đến ngày
31/12/2018
Số
TT
Chi tiết
ĐVT
Ghi chú
lượng
71.441k
TBA
phân
252
1
VA
phối
45.399k
Điện lực
Trạm
200
VA
26.042k
Khách hang
Trạm

64
VA
02
2
Trạm cắt
Điện lực
Trạm
02
Khách hang
Trạm
0
Lưới điện 22
234,113
3
kV
Điện lực
Km
197,601
Khách hàng
Km
36,512
Lưới 0,4 kV và
Km
389.83
4
0,2kV
Điện lực
Km
389.83
Khách hàng

Km
3
5
Tụ bù 22 kV
Điện lực
Cụm
3
300kVAR
Khách hàng
Cụm
0
182
8.892kVAR
6
Tụ bù 0,4 kV
Điện lực
Cụm
137 3.075kVAR
Khách hàng
Cụm
45
5.817kVAR
Thiết bị đóng
Máy
7
cắt
Recloser
Vị trí
14
LBS

V.trí
17

D

C
C
R
UT.L


9
2.1.2. Đặc điểm lưới điện
2.1.3. Phụ tải

C
C
R
UT.L

D

Hình 2.1. Sơ đồ lưới điện trung áp Điện lực Quảng Điền


10
Bảng 2.2: Khối lượng quản lý các xuất tuyến 22kV Điện lực Quảng
Điền

TT

Xuất tuyến

Tổng
chiều
dài
(km)

1

472 Huế 2

2

Loại dây

Trạm biến áp

Dây
trần
(km)

Dây
bọc
(km)

Số
lượng

Công

suất
(MVA)

4,676

4,676

0

4

1,150

474 Huế 2 (E7)

19,247

17,147

2,1

18

5,370

3

479 Huế 2 (E7)

6,049

6,049

0

9

1430

4

472 Điền Lộc

7,22

7,22

0

4

445

5

474 Điền Lộc

22,491

17,391

5,1

35

9,870

6

476 Điền Lộc

31,049

31,049

0

42

5,015

7

478 Điền Lộc

36,12

36,12

0

30

23,433

8

482 Huế 3

15,461

14,501

0,96

22

4,723

9

472 Phong Điền

40,115

40,115

0

33

7,8

10 473 Phong Điền

51,685

44,335

7,35

55

12,205

C
C
R
UT.L

D

2.1.4. Các thiết bị bảo vệ đầu tuyến và thiết bị đóng cắt trên các phân
đoạn trên lưới điện Điện lực Quảng Điền.
2.1.4.1.Khối lượng các thiết bị đóng cắt
2.1.4.2. Đánh giá tình trạng vận hành
2.2. Thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy tại Điện lực Quảng Điền
Bảng 2.3. Các chỉ tiêu ĐTC của Điện lực Quảng Điền năm 2018 và

11
kế hoạch giao năm 2019

2.3. Tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện Điện lực Quảng
Điền bằng phần mềm PSS/ADEPT
2.3.1. Dữ liệu tính tốn
Bảng 2.4. Thống kê số lượng thiết bị trên lưới điện Điện lực Quảng
Điền
Tên thiết bị

Ký hiệu

ĐVT

Số lượng

MBA

máy

252

ĐZ

km

234,113

Máy cắt trung áp

MC

Cái

6

Recloser

RE

Cái

17

Dao cắt có tải

LBS

Cái

13

Dao cách ly

DCL

Cái

16

Cầu chì tự rơi

FCO

Cái

257

C
C
R
UT.L

Máy biến áp

D

Đường dây trung áp
22kV


12
2.3.1.2. Thông số độ tin cậy của các phần tử do sự cố
2.3.1.3. Thông số độ tin cậy của các phần tử bảo trì bảo dưỡng
2.3.2. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 E7
2.3.2.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.2.2. Kết quả tính tốn
2.3.3. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 E7
2.3.3.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.3.2. Kết quả tính tốn

2.3.4. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 479 E7
2.3.4.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.4.2. Kết quả tính tốn
2.3.5. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 482 Huế 3
2.3.5.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.5.2. Kết quả tính tốn
2.3.6. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 Phong Điền
2.3.6.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.6.2. Kết quả tính tốn
2.3.7. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền
2.3.7.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.7.2. Kết quả tính tốn
2.3.8. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 Điền Lộc
2.3.8.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.8.2. Kết quả tính tốn
2.3.9. Tính toán độ tin cậy xuất tuyến 474 Điền Lộc
2.3.9.1. Dữ liệu đầu vào
2.3.9.2. Kết quả tính tốn
2.3.10. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 476 Điền Lộc
2.3.10.1 Dữ liệu đầu vào
2.3.10.2 Kết quả tính tốn
2.3.11. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 478 Điền Lộc

D

C
C
R
UT.L

13
2.3.10.3 Dữ liệu đầu vào
2.3.10.4 Kết quả tính tốn

2.3.11 Tính toán độ tin cậy cho Điện lực Quảng Điền
Bảng 2.18. Kết quả tính tốn độ tin cậy hiện trạng cho toàn lưới phân
phối
SAIFI
SAIDI
CAIDI
Điện lực
Quảng Điền
(lần)
(phút)
(phút)
Sự cố
1,778
55,859
31,418
BQĐK
2,920
381,430
130,650
Tổng cộng
4,698
437,289
162,068
Nhận xét đánh giá
Chỉ tiêu độ tin cậy năm 2019 Công ty Điện lực Thừa Thiên

Huế giao cho Điện lực Quảng Điền như sau:
Bảng 2.19. Chỉ tiêu độ tin cậy năm 2019 Điện lực Quảng Điền
2.3.12

C
C
R
UT.L

D

Điện lực Quảng Điền
SAIFI(lần)
SAIDI (phút)
Sự cố
1,61
40,512
BQĐK
2,78
315,45
Tổng cộng
4,39
355,962
Bảng 2.20. So sánh số liệu chỉ tiêu giao và số liệu tính tốn
Điện lực
Quảng Điền

Chỉ tiêu

Sự cố

BTBD
Sự cố
Tính tốn hiện trạng
BTBD
So sánh % (Chỉ tiêu Sự cố
giao/Tính tốn)
BTBD
Chỉ tiêu giao

SAIFI

SAIDI
(phút)

1,610
2,780
1,778
2,920
90,55
95,20

40,512
315,450
55,859
381,430
72,52
82,7


14

Từ bảng 2.20 ta có thể nhận thấy các chỉ tiêu SAIFI và SAIDI
sự cố và BTBD Công ty giao cho Điện lực đều thấp hơn số liệu tính
tốn. Do đó cần phải có biện pháp kịp thời nhằm nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện để đạt kế hoạch giao.
2.4. Kết luận
Trong chương này đã trình bày phương pháp tính tốn và đã
xuất ra kết quả tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE
1366 cho từng xuất tuyến bằng phần mềm PSS/ADEPT. Việc tính tốn
tương đối thuận lợi nhờ sử dụng các file số liệu thu thập qua các năm
và sơ đồ lưới điện do Điện lực đang quản lý vận hành. Kết quả tính
tốn phù hợp với thực trạng hiện nay, các số liệu chỉ tiêu độ tin cậy
tính tốn cịn cao hơn so với số liệu chỉ tiêu của Công ty Điện lực Thừa
Thiên Huế giao cho Điện lực Quảng Điền trong năm 2019 (SAIDI
tổng hợp tính tốn hiện trạng 437,289 phút, SAIDI tổng hợp chỉ tiêu
giao 355,962,512 phút, giảm 81, 327 phút so với số liệu tính tốn;
SAIFI tổng hợp tình tốn 4,698 lần, SAIFI tổng hợp chỉ tiêu giao 4,3
lần, giảm 0,398 lần so với số liệu tính tốn). Từ các kết quả tính tốn
ở trên và nhiệm vụ Cơng ty Điện lực Thừa Thiên Huế giao cho Điện
lực Quảng Điền trong năm 2019, sẽ thấy được thách thức không nhỏ
trong thời gian tới, cần phải có giải pháp căn cơ, nhanh chóng và chính
xác nhất để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, để có thể thực hiện đạt
các chỉ tiêu mà Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế giao cho Điện lực
Quảng Điền.

D

C
C
R
UT.L

15
CHƯƠNG 3
TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
3.1. Giải pháp chung
3.1.1. Giảm suất sự cố
a, Ống bọc cách điện trung áp
b, Chụp cách điện:
c, Máng bọc cách điện đường dây
3.1.2. Công nghệ sửa chữa hotline
a, Vệ sinh lưới điện bằng nước áp lực cao:
b, Sửa chữa điện nóng (hotline):

C
C
R
UT.L

3.1.3. Ứng dụng cơng nghệ SCAD

3.1.4. Giải pháp quản lý vận hành
3.1.5. Giải pháp đồng bộ hóa trên thiết bị
3.1.5.1. Giới thiệu giải pháp
3.1.5.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
3.1.6. Giải pháp phân đoạn đường dây:
3.1.6.1. Giới thiệu giải pháp
3.1.6.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
3.2. Áp dụng giải pháp cho lưới điện Điện lực Quảng Điền

3.2.1. Hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố thông minh
3.2.1.1. Giới thiệu giải pháp
3.2.1.2 . Nguyên lý làm việc
3.2.1.3. Áp dụng lắp thiết bị cảnh báo sự cố thông minh cho lưới
điện Quảng Điền
 Xuất tuyến 474 E7

D


16

Hình 3.14: Sơ đồ lắp bộ cảnh báo sự cố tại vị trí cột số 1
Rẽ nhánh đi Xuân Dương

- Tại nhánh rẽ Xuân Dương lắp tại cột số 1: Nhánh rẽ này
chiều dài đường dây 22kV là 5,5km nằm phía sau RE
474/105/41 Đơng Xun. Nếu sự cố xảy ra sau RE 474/105/41
Đơng Xun cơng nhân vận hành phải tìm kiếm toàn bộ đường
dây sau RE này. Nếu lắp tại vị trí cột số 1 sau nhánh rẽ Xuân
Dương một bộ cảnh báo sự cố thơng minh thì việc phân vùng sự
cố của tuyến đường dây sau RE 474/105/41 Đông Xuyên sẽ
nhanh hơn, công tác cấp điện trở lại được kịp thời.

D

C
C
R
UT.L

17
Hình 3.15: Sơ đồ lắp bộ cảnh báo sự cố tại vị trí số 1 trước LBS 74A4 Niêm Phị
- Tại cột số 1 trước LBS 75A-4 Niêm Phò: Nhánh rẽ này chiều dài
đường dây 22kV là 3,5km nằm phía sau RE 474/105/41 Đông Xuyên.
Nếu sự cố xảy ra sau RE 474/105/41 Đơng Xun cơng nhân vận hành
phải tìm kiếm toàn bộ đường dây sau RE này. Nếu lắp tại vị trí cột số
1 trước LBS 75A-4 Niêm Phị một bộ cảnh báo sự cố thơng minh thì
việc phân vùng sự cố của tuyến đường dây sau RE 474/105/41 Đông
Xuyên sẽ nhanh hơn, công tác cấp điện trở lại được kịp thời.
3.2.2. Lắp đặt các thiết bị phân đoạn đầu nhánh rẽ

Xuất tuyến 474 E7: Đề xuất xây dựng mạch liện lạc đường
dây đi trạm Phú Lương B2 và tram Bơm Tiêu Quảng An và lắp đặt
thêm DCL tại đầu nhánh rẽ đi Xuân Dương 3, vị trí này thuận tiện cho
quá trình thao tác và phân tuyến tại DCL này. Giả thiết tất cả FCO của
các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được
dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa chữa.

C
C
R
UT.L

D


Hình 3.16: Sơ đồ nguyên lý XT 474 E7 sau khi đề xuất phương án

18
 Xuất tuyến 479 E7: Đề xuất đặt FCO đầu nhánh rẽ đi Thanh
Hà, khi công tác trên nhánh rẽ này, thì sẽ khơng mất điện trên
tồn tuyến. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động
hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy
biến áp khi cần bảo quản sửa chữa.

C
C
R
UT.L

D

Hình 3.19: Sơ đồ nguyên lý XT 479 sau khi đề xuất phương án


Xuất tuyến 473 Phong Điền: Đề xuất xây dựng mạch liên lạc
đường dây sau Reccloser 474 An Lỗ và Recloser 471 TC Sịa, đặt
dao cách ly rẽ nhánh Bắc Phước 1, để khi công tác trên nhánh rẽ
này không bị mất khách hàng trên tuyến. Giả thiết tất cả FCO của
các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được
dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa chữa.


19

Hình 3.22: Sơ đồ nguyên lý XT 473 Phong Điền sau khi đề xuất
phương án

C
C
R
UT.L

 Xuất tuyến 474 Điền Lộc: Đề xuất thay LBS471/165A
Quảng Ngạn bằng Recloser, đặt dao cách ly trục chính sau
Rec 471 TC Điền Hịa, vì đoạn đường dây này q dài, nhiều
khách hàng lại khơng có thiết bị phân đoạn. Giả thiết tất cả
FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự
cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo
quản sửa chữa.

D


20

Hình 3.25: Sơ đồ nguyên lý XT 474 Điền Lộc sau khi đề xuất phương
án
 Xuất tuyến 476 Điền Lộc: Đề xuất hốn chuyển Recloser
476/20 Điền Hịa đến LBS 22-4 Điền Hòa và ngược lại. Giả
thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin
cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi
cần bảo quản sửa chữa.

C
C
R

UT.L

D

Hình 3.28: Sơ đồ nguyên lý XT 476 Điền Lộc sau khi đề xuất phương
án


21
 Xuất tuyến 478 Điền Lộc: Đề xuất lắp LBS tại trục chính
trước tụ bù Điền Hương vì đoạn đường dây này q dài và
khách hàng lớn, lại khơng có thiết bị phân đoạn, thay LBS
95A-4 bằng Recloser. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến
áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được dùng để
cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa chữa.

C
C
R
UT.L

D


Hình 3.31: Sơ đồ nguyên lý XT 478 Điền Lộc sau khi đề xuất phương
án
 So sánh các chỉ tiêu trước và sau khi thực hiện giải pháp:
Bảng 3.2: Các chỉ tiêu về độ tin cậy trước và sau khi áp dụng giải
pháp
Bảng 3.3: Bảng so sánh các chỉ tiêu thực hiện

Điện lực Quảng Điền
Tính tốn hiện trạng (trước giải
pháp)
Tính toán sau giải pháp

Chỉ tiêu

SAIFI

SAIDI
(phút)

Sự cố

1,778

BTBD

2,920 381,430

Sự cố

1,490

BTBD

2,490 261,550

55,859
38,510

22
Chỉ tiêu 2019 công ty giao
So sánh % (Sau giải pháp/trước
giải pháp)
So sánh % (Sau giải pháp/Chỉ
tiêu giao)

Sự cố

1,61

40,512

BTBD

2,78

315,45

Sự cố

83,8

68,94

BBTBD

85,27

68,57

Sự cố

92,55

95,05

BTBD
89,56
82,91
Từ số liệu bảng 3.3 ta có thể nhận thấy sau khi thực hiện giải pháp thì
các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI đều giảm so với trước giải pháp và đạt so
với kế hoạch giao năm 2019.
Như vậy, các giải pháp đều nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp
điện cho khách hàng, đồng thời cũng đem lại hiệu quả kinh tế cho
khách hàng và bản thân ngành điện khi giảm được các chi phí thiệt hại
do mất điện.
3.3. Kết luận
Ngồi các giải pháp chung trong công tác quản lý vận hành để
đảm bảo hiệu quả trong việc giảm sự cố, giảm thời gian mất điện của
khách hàng khi có cơng tác; lắp đặt các đèn cảnh báo sự cố có thể áp
dụng hiệu quả cho lưới điện Điện lực Quảng Điền trong việc nâng cao
ĐTC cung cấp điện. Luận văn đã đưa ra giải pháp cụ thể nhằm nâng
cao ĐTC cung cấp điện, bằng cách lắp đặt Recloser, dao cách ly phân
đoạn, FCO đầu nhánh rẽ và mạch vòng liên lạc cho các xuất tuyến 474
E7, 479 E7, 473 Phong Điền, 474 Điền Lộc, 476 Điền Lộc và 478
Điền Lộc.

C
C
R
UT.L

D

Tính toán đánh giá độ tin cậy của lưới điện sau khi áp dụng
các giải pháp đề xuất, kết quả cho thấy các chỉ tiêu độ tin cậy đều giảm
và đạt chỉ tiêu do Công ty điện lực Thừa Thiên Huế giao trong năm
2019, cụ thể là:
- SAIFI (sự cố) giảm từ 1,778 lần xuống còn 1,490 lần và
SAIFI (BTBD) giảm từ 2,920 lần xuống còn 2,490 lần, thấp hơn chỉ


23
tiêu giao năm 2019 SAIFI (sự cố) 1,61 lần và SAIFI (BTBD) là 2,78
lần.
- SAIDI (sự cố) giảm từ 55,859 phút xuống còn 38,510 phút
và SAIDI (BTBD) giảm từ 381,430 phút xuống còn 261,550 phút, thấp
hơn chỉ tiêu giao năm 2019 SAIDI (sự cố) 40,512 phút và SAIDI
(BTBD) 315,45 phút.
Kết quả giải pháp đã mang lại hiệu quả cho đơn vị, đảm bảo
thực hiện tốt các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện mà Công ty Điện
lực Thừa Thiên Huế giao.
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
1. Kết luận:
Luận văn đề cập đến lưới điện phân phối của Điện lực Quảng
Điền tỉnh Thừa Thiên Huế, đánh giá phân tích các nguyên nhân ảnh
hưởng trực tiếp đến ĐTCCCĐ từ đó đề xuất các giải pháp cụ thể để

cải thiện trực tiếp các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, CAIFI, CAIDI nhằm
thực hiện tốt yêu cầu của Công ty giao cho đơnvị.

C
C
R
UT.L

D

Luân văn đã sử dụng các số liệu thống kê tình trạng vận hành
lưới điện từ năm 2014 đến năm 2018 để phục vụ trong việc tính
tốn, đánh giá ĐTC của đơn vị. Sử dụng chương trình PSS/ADEPT
để tính tốn phân tích lưới điện hiện trạng và sau khi thực hiện giải
pháp lắp them thiết bị phân đoạn và mạch vòng liên lạc. Giải pháp
đã thực hiện tốt yêu cầu về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ, mà Công ty Điện
lực Thừa Thiên Huế giao cho Điện lực Quảng Điền trong năm 2019.
Đã tính tốn đánh giá độ tin cậy của lưới điện phan phối thuộc
Điện lực Quảng Điền và đề xuất giải pháp lắp đặt Recloser, dao cách
ly phân đoạn, FCO đầu nhánh rẽ và mạch vòng liên lạc cho các xuất
tuyến 474 E7, 479 E7, 473 Phong Điền, 474 Điền Lộc, 476 Điền Lộc