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

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHAN CHÍ LỢI

C
C

R
L
T.

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ
TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG ĐIỀN

DU

THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng - Năm 2019


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

C
C

THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ

R
L
T.

DU

Chuyên Ngành
Mã số

: KỸ THUẬT ĐIỆN
: 85.20.20.1

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

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

Đà Nẵng – Năm 2020


LỜI CAM ĐOAN
Tơi cam đoan cơng trình nghiên cứu này được thực hiện dưới sự hướng dẫn của
PGS.TS. Ngô Văn Dưỡng - Hiệu phó Trường Đại học Đà Nẵng. Đây là đề tài làm mới,
không sao chép hay trùng với đề tài nào đã thực hiện, chỉ sử dụng những tài liệu tham
khảo như đã nêu trong bản thuyết minh.

Các số liệu, kết quả nêu trong đề tài là trung thực và chưa từng được ai cơng bố
trong bất kì cơng trình nào khác.
Đà Nẵng, ngày

tháng

năm 2019

Học viên thực hiện

C
C

R
L
T.

Phan Chí Lợi

DU


TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TİN CẬY LƯỚİ
ĐİỆN PHÂN PHỐİ ĐIỆN LỰC QUẢNG ĐIỀN
THUỘC CÔNG TY ĐIỆN LỰC THỪA THIÊN HUẾ
Học viên: - Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 85.20.20.1 - Khóa: 34 - Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN
Tóm tắt - Hiện nay, phần lớn việc gián đoạn cung cấp điện cho khách hàng diễn ra
chủ yếu ở lưới điện phân phối. Với xu thế hiện nay trong thời điểm cơng nghiệp hóa
hiện đại hóa đất đước việc đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng thường xuyên và

liên tục là yêu cầu cấp bách. Do là huyện thuộc tỉnh có đặc điểm địa lý cùng với sự
phân bố dân cư chưa đồng đều và bán kính cung cấp điện lớn nên khả năng cung
cấp điện liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện của Điện lực Quảng Điền còn
nhiều hạn chế. Nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
huyện Quảng Điền 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 cơng 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.
PROPOSED ADVANCED CAPACITY DEVELOPMENT SOLUTIONS
ARE LOCATED IN THE CERTIFICATE QUANG DIEN DISTRICT

C
C

R
L
T.

DU

Abstract - Currently, most of the power supply disruptions occur mainly in the
distribution grid. With the current trend in industrialization and modernization of
the land, it is urgent to supply electricity to customers regularly and continuously.
Therefore, it is an upland province with geographical characteristics. With the
uneven distribution of population and the large electricity supply radius, the limited
supply of electricity and the quality of Quang Dien's electricity supply are still
limited. Proposal in solutions for increasing Quang Dien’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; circuit breaker (or switchgear); fault location
indicator with message; load;Distribution grid.


MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 1
1. Lý do chọn đề tài ........................................................................................................... 1
2. Mục đích nghiên cứu ..................................................................................................... 1
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ................................................................................. 2
4. Phương pháp nghiên cứu ............................................................................................... 2
5. Ýnghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ........................................................................ 2
6. Cấu trúc của luận văn .................................................................................................... 3

CHƯƠNG 1 ................................................................................................................ 4
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN .............................................. 4

C
C

1.1. Tổng quan về độ tin cậy ............................................................................................. 4

1.1.1. Định nghĩa ........................................................................................................... 4
1.1.1.1. Đối với phần tử không phục hồi ................................................................... 4
1.1.1.2. Đối với phần tử có phục hồi ......................................................................... 9
1.1.2. Biểu thức tính tốn độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE-1366
..................................................................................................................................... 11
1.1.2.1. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu ........................................................ 12
1.1.2.2. Các chỉ tiêu dựa theo phụ tải ...................................................................... 13
1.1.2.3. Các chỉ tiêu đối với ngừng điện thoáng qua ............................................... 14
1.2. Các phương pháp đánh giá độ tin cậy....................................................................... 15
1.2.1. Phương pháp đồ thị - giải tích ........................................................................... 15
1.2.2. Phương pháp khơng gian trạng thái ................................................................... 17
1.2.3. Phương pháp tính tốn độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT:..................... 24
1.2.3.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT: ........................................................... 24
a.Chức năng cơ bản của phần mềm: ............................................................................ 24
b.Dữ liệu phục vụ tính tốn: ........................................................................................ 24
1.2.3.2.Tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT...................... 25

R
L
T.

DU

CHƯƠNG 2 ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN ĐIỆN LỰC QUẢNG
ĐIỀN ......................................................................................................................... 28
2.1. Tổng quan lưới điện phân phối Điện lực Quảng Điền ............................................. 28
2.1.1. Giới thiệu chung lưới điện trên địa bàn Điện lực Quảng Điền quản lý ............. 28
2.1.2. Đặc điểm lưới điện ............................................................................................ 30
2.1.3. Phụ tải ................................................................................................................ 30
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. .................................................................................................. 33
2.1.4.1.Khối lượng các thiết bị đóng cắt.................................................................. 33
2.1.4.2. Đánh giá tình trạng vận hành ...................................................................... 33
2.2. Thực hiện các chỉ tiêu độ tin cậy tại Điện lực Quảng Điền ...................................... 34
2.3. Tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện Điện lực Quảng Điền bằng phần mềm
PSS/ADEPT .................................................................................................................... 35
2.3.1. Dữ liệu tính tốn ................................................................................................ 35


Để tính tốn độ tin cậy của lưới điện phân phối bằng phần mềm PSS/ADEPT cần có
những dữ liệu đầu vào sau: ....................................................................................... 35
2.3.1.1. Sơ đồ lưới điện ........................................................................................... 35
2.3.1.2. Thông số độ tin cậy của các phần tử do sự cố ............................................ 36
2.3.1.3. Thông số độ tin cậy của các phần tử bảo trì bảo dưỡng ............................. 37
2.3.2. Tính toán độ tin cậy xuất tuyến 472 E7 ................................................................. 38
2.3.2.1. Dữ liệu đầu vào ........................................................................................... 38
2.3.2.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 38
2.3.3. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 E7 ................................................................. 39
2.3.3.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 39
2.3.3.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 39
2.3.4. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 479 E7 ................................................................. 41
2.3.4.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 41
2.3.4.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 42
2.3.5. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 482 Huế 3 ............................................................ 43
2.3.5.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 43
2.3.5.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 44
2.3.6. Tính toán độ tin cậy xuất tuyến 472 Phong Điền .................................................. 45
2.3.6.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 45
2.3.6.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 45
2.3.7. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền .................................................. 47

2.3.7.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 47
2.3.7.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 48
2.3.8. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 472 Điền Lộc ...................................................... 49
2.3.8.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 49
2.3.8.2. Kết quả tính tốn ........................................................................................ 50
2.3.9. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 Điền Lộc ...................................................... 51
2.3.9.1. Dữ liệu đầu vào........................................................................................... 51
2.3.9.2. Kết quả tính tốn ..................................................................................... 52
2.3.10. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 476 Điền Lộc .................................................... 53
2.3.10.1. Dữ liệu đầu vào................................................................................................. 53
2.3.10.2. Kết quả tính tốn ...................................................................................... 54
2.3.11. Tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 478 Điền Lộc .................................................... 55
2.3.10.3. Dữ liệu đầu vào................................................................................................. 55
2.3.10.4. Kết quả tính tốn ...................................................................................... 55
2.3.11. Tính tốn độ tin cậy cho Điện lực Quảng Điền ................................................... 56
2.3.12. Nhận xét đánh giá ................................................................................................ 58
2.4. Kết luận .................................................................................................................... 58

C
C

R
L
T.

DU

CHƯƠNG 3TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN ................................................................................................... 60
3.1. Giải pháp chung ........................................................................................................ 60

3.1.1. Giảm suất sự cố ................................................................................................. 60
3.1.2. Công nghệ sửa chữa hotline .............................................................................. 61
3.1.3. Ứng dụng công nghệ SCADA ........................................................................... 64
3.1.4. Giải pháp quản lý vận hành ............................................................................... 64
3.1.5. Giải pháp đồng bộ hóa trên thiết bị ................................................................... 67
3.1.5.1. Giới thiệu giải pháp .................................................................................... 67
3.1.5.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp................................................ 67
3.1.6. Giải pháp phân đoạn đường dây: ....................................................................... 67


3.1.6.1. Giới thiệu giải pháp .................................................................................... 67
3.1.6.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp................................................ 68
3.2. Áp dụng giải pháp cho lưới điện Điện lực Quảng Điền ...................................... 68
3.2.1. Hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố thông minh .................................................... 68
3.2.1.1. Giới thiệu giải pháp .................................................................................... 68
3.2.1.2. Nguyên lý làm việc ..................................................................................... 69
3.2.1.3. Áp dụng lắp thiết bị cảnh báo sự cố thông minh cho lưới điện Quảng Điền . 71
3.2.2. Lắp đặt các thiết bị phân đoạn đầu nhánh rẽ ..................................................... 72

 Kết quả tính tốn độ tin cậy các xuất tuyến khi đề xuất lắp các Recloser,
DCL phân đoạn và FCO đầu nhánh rẽ: ............................................................... 78
 So sánh các chỉ tiêu trước và sau khi thực hiện giải pháp: ......................... 79
3.3. Kết luận .................................................................................................................... 80

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................. 82
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................ 84

C
C

DU

R
L
T.


DANH MỤC CÁC BẢNG

Số hiệu bảng

Tên bảng

Trang

1.1

Các số liệu cần phải thu thập

25

1.2

Sơ đồ khối tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm
PSS/ADEPT

27

2.1
2.2

2.3
2.4

Số liệu quản lý Điện lực Quảng Điền tính đến ngày
31/12/2018
Khối lượng quản lý các xuất tuyến 22kV Điện lực Quảng
Điền
Các chỉ tiêu ĐTC của Điện lực Quảng Điền năm 2018 và kế
hoạch giao năm 2019
Thống kê số lượng thiết bị trên lưới điện Điện lực Quảng
Điền

C
C

29
32
35
36

2.5

Thông số độ tin cậy của các phần tử trên LĐPP do sự cố

37

2.6

Thông số độ tin cậy của các phần tử trên LĐPP do BTBD

37

2.7

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 472 E7

38

2.8

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 474 E7

40

2.9

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 479 E7

43

2.10

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 482 Huế 3

44

2.11

Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 472 Phong Điền

46

2.12

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 473 Phong Điền

48

2.13

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 472 Điền Lộc

50

2.14

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 474 Điền Lộc

52

2.15

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 476 Điền Lộc

54

2.16

Kết quả tính tốn độ tin cậy Xuất tuyến 478 Điền Lộc

56

2.17

Kết quả tính tốn độ tin cậy hiện trạng cho các xuất tuyến

57

2.18
2.19

T
U

R
L
.

D

Kết quả tính tốn độ tin cậy hiện trạng cho tồn lưới phân
phối
Kết quả tính tốn độ tin cậy hiện trạng cho tồn lưới phân
phối

57
58

2.20

So sánh số liệu chỉ tiêu giao và số liệu tính toán

58

3.1

Các chỉ tiêu về độ tin cậy của các xuất tuyến sau khi áp
dụng giải pháp

78


Số hiệu bảng
3.2
3.3

Tên bảng
Các chỉ tiêu về độ tin cậy trước và sau khi áp dụng giải
pháp
Bảng so sánh các chỉ tiêu thực hiện

79
80

C
C

R
L
T.

DU

Trang


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Số hiệu
hình vẽ
1.1

Tên hình vẽ

Trang

Đồ thị xác suất

5

1.2

Đường cong cường độ sự cố

7

1.3

Trục thời gian thông số dòng sự cố

9

1.4

Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp

15

1.5

Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song

16

1.6

Sơ đồ trạng thái 1

18

1.7

Sơ đồ trạng thái 2

20

2.1

Sơ đồ lưới điện trung áp Điện lực Quảng Điền

31

2.2

Giao diện Mơ đun DRA tính tốn ĐTC XT 472 E7

38

2.3

Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 472 E7 trên PSS

39

2.4

Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 472 E7 trên PSS

39

2.5

Giao diện Mô đun DRA tính tốn ĐTC XT 474 E7

40

2.6

Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 474 E7 trên PSS

41

2.7

Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 474 E7 trên PSS

41

2.8

Giao diện Mơ đun DRA tính tốn ĐTC XT 479 E7

42

2.9

Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 479 E7 trên PSS

43

2.10

Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 479 E7 trên PSS

43

2.11

Giao diện Mơ đun DRA tính tốn ĐTC XT 482 Huế 3

44

2.12

Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 482 Huế 3 trên PSS
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 482 Huế 3 trên
PSS

45

Giao diện Mơ đun DRA tính tốn ĐTC XT 472 P. Điền

46

2.13
2.14
2.15
2.16
2.17
2.18
2.19
2.20

C
C

R
L
T.

DU

Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 472 P. Điền trên
PSS
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 472 P. Điền trên
PSS

Giao diện Mô đun DRA tính tốn ĐTC XT 473 P. Điền
Kết quả tính toán độ tin cậy do sự cố XT 473 P. Điền trên
PSS
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 473 P. Điền trên
PSS

Giao diện Mơ đun DRA tính toán ĐTC XT 472 Điền Lộc

45

44
47
48
49
49
50


Số hiệu
hình vẽ
2.21
2.22
2.23
2.24

2.25
2.26
2.28
2.87
2.29

Tên hình vẽ

Trang

Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 472 Đ. Lộc trên
PSS
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 472 Đ. Lộc trên
PSS

Giao diện Mơ đun DRA tính tốn ĐTC XT 474 Điền Lộc
Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 474 Đ. Lộc trên
PSS
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 474 Đ. Lộc trên
PSS

Giao diện Mơ đun DRA tính tốn ĐTC XT 476 Điền Lộc
Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 476 Đ. Lộc trên
PSS
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 476 Đ. Lộc trên
PSS

C
C

Giao diện Mô đun DRA tính tốn ĐTC XT 478 Điền Lộc

R
L
T.

51
44
52
53
53
54
55
55
55

3.1

Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố XT 478 Đ. Lộc trên
PSS
Kết quả tính tốn độ tin cậy do BTBD XT 478 Đ. Lộc trên
PSS
Ống bọc cách điện trung áp

3.2

Nắp chụp sứ đỡ

60

3.3

Chụp cách điện FCO,LBFCO

3.4

Chụp cách điện MBA

61
61

3.5

Chụp cách điện kẹp quai

61

3.6

Chụp cách điện CSV

61

3.7

Máng bọc các điện đường dây

61

3.8

Vệ sinh công nghiệp bằng nước áp lực cao

62

3.9

Thi công đấu nối hotline tại PC Thừa Thiên Huế

63

3.10

Thiết bị cảnh báo sự cố

69

3.11

Sơ đồ giới thiệu nguyên lý làm việc thiết bị cảnh báo sự cố

69

3.12

Sơ đồ mô phỏng vị trí khi lắp đặt thiết bị cảnh báo sự cố

70

3.13

Sơ đồ ngun lý báo đèn dị tìm vị trí sự cố
Sơ đồ lắp bộ cảnh báo sự cố tại vị trí cột số 1 rẽ nhánh đi
Xuân Dương
Sơ đồ lắp bộ cảnh báo sự cố tại vị trí số 1 trước LBS 74A-4
Niêm Phò
Sơ đồ nguyên lý XT 474 E7 sau khi đề xuất phương án

71

2.30
2.31

3.14
3.15
3.16

DU

56
56
60

70
72
72


Số hiệu
hình vẽ

3.17
3.18
3.19
3.20
3.21
3.22
3.23
3.24
3.25
3.26
3.27
3.28
3.29
3.30
3.31
3.32
3.33

Tên hình vẽ

Trang

Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 E7 phần sự cố
sau khi thực hiện giải pháp
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 474 E7 phần BTBD
sau khi thực hiện giải pháp
Sơ đồ nguyên lý XT 479 sau khi đề xuất phương án
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 479 E7 phần sự cố
sau khi thực hiện giải pháp
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 479 E7 phần BTBD

sau khi thực hiện giải pháp
Sơ đồ nguyên lý XT 473 Phong Điền sau khi đề xuất phương
án
Kết quả tính toán độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần
sự cố sau khi thực hiện giải pháp
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần
BTBD sau khi thực hiện giải pháp
Sơ đồ nguyên lý XT 474 Điền Lộc sau khi đề xuất phương
án
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần
sự cố sau khi thực hiện giải pháp
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 473 Phong Điền phần
BTBD sau khi thực hiện giải pháp
Sơ đồ nguyên lý XT 476 Điền Lộc sau khi đề xuất phương
án
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 476 Điền Lộc phần
sự cố sau khi thực hiện giải pháp
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 476 Điền Lộc phần
BTBD sau khi thực hiện giải pháp
Sơ đồ nguyên lý XT 478 Điền Lộc sau khi đề xuất phương
án
Kết quả tính tốn độ tin cậy xuất tuyến 478 Điền Lộc phần
sự cố sau khi thực hiện giải pháp
Kết quả sau khi thực hiện giải pháp

C
C

DU

R
L
T.

73
73
73
74
74
74
75
75
75
76
76
76
77
77
77
78
78


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
LĐPP

: Lưới điện phân phối.

XT :

: Xuất tuyến.

TBA

: Trạm biến áp

MBA

: Máy biến áp.

ĐZ :

: Đường dây

MC :

: Máy cắt

RE

: Recloser

DCL

: Dao cách ly.

TBPĐ

: Thiết bị phân đoạn.

EVN

: Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

C
C

EVNCPC : Tổng Cơng ty Điện lực miền Trung
TR
TS
SAIFI
SAIDI

R
L
T.

:Thời gian trung bình sự cố.

DU

:Thời gian trung bình sửa chữa.
: Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống.
: Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống.

CAIDI

: Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng.

CAIFI

: Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng.

MAIFI

: Chỉ số tần suất mất điện thoáng qua của khách hàng.

ĐTC

: Độ tin cậy.

IEEE

: Institute of Electrical and Electronics Engineers

(Viện kỹ thuật điện - điện tử)
HTĐ

: Hệ thống điện

PT

: Phần tử.


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.
Lưới điện phân phối (LĐPP) là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng
trực tiếp đến hộ tiêu dùng. Vì thế, quá trình cung cấp điện liên tục cho phụ tải có mối
quan hệ mật thiết và phụ thuộc trực tiếp vào độ tin cậy của lưới điện phân phối. Độ
tin cậy (ĐTC) này được đánh giá qua nhiều chỉ tiêu khác nhau, trong đó các chỉ tiêu
đánh giá theo tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện nay được sử dụng phổ biến trên thế giới.
Dựa trên các tiêu chí trong tiêu chuẩn IEEE 1366 và cấu trúc lưới điện Việt Nam, Bộ
Công Thương đã xây dựng quy định thực hiện các chỉ tiêu về ĐTC qua thông tư số:
39/2015/TT-BCT ngày 25 tháng 11 năm 2015, quản lý kỹ thuật hệ thống điện để áp
dụng tại các đơn vị nhắm đến mục đích tăng cường và nâng cao chất lượng công tác

C
C

R
L
T.

DU

quản lý kỹ thuật, hướng tới phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đồng thời phù hợp
với những quy định mới.
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 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”
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;


2

- 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
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

C
C

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.

R
L
T.

4. Phương pháp nghiên cứu

DU

- Tìm hiểu về đặc điểm kinh tế xã hội và kết cấu lưới điện hiện trạng trên địa
bàn của Điện lực Quảng Điền quản lý.

- 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.
- Phân tích các chỉ tiêu độ tin cậy từ đó tính tốn và đánh giá độ tin cậy cung
cấp điện của lưới điện Điện lực Quảng Điền thuộc Cơng ty Điện lực Thừa Thiên
Huế.
- 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


3

như những mục tiêu trung và dài hạn mà Chính phủ yêu cầu đối với Tập đoàn Điện
lực Việt Nam.
Với việc nghiên cứu của đề tài đặt trọng tâm vào việc nghiên cứu, tính tốn,
đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy, thì đề tài sẽ góp phần quan
trọng trong cơng tác sản xuất kinh doanh của các Cơng ty Điện lực, góp phần giảm
vốn đầu tư mới xây dựn 1 đến 2 giờ, ảnh hưởng không nhỏ
đến việc vận hành hệ thống. Trong quá trình vệ sinh, cơng nhân phải trực tiếp leo lên
trụ điện cao để lau từng bát sứ; để vệ sinh một tuyến đường dây thì phải mất nhiều
ngày do đó việc cắt điện trong thời gian dài ảnh hưởng đến hoạt động của khách hàng
cũng như hoạt động sản xuất kinh doanh của Điện lực.
Với công nghệ vệ sinh hotline, cơng nhân có thể làm vệ sinh trực tiếp trên
đường dây mà khơng phải cắt điện, sử dụng vịi nước với áp lực cao chứa trong xe
bồn phun thẳng lên sứ cách điện, lần lượt làm sạch mọi ngõ ngách của từng bát sứ
hoặc các thiết bị trên lưới điện.

C
C

R
L
T.

DU

Hình 3.8. Vệ sinh công nghiệp bằng nước áp lực cao

Với cơng nghệ này, ngồi 4 chỉ tiêu phải đảm bảo an tồn cho con người như
dịng điện rị, điện áp cao, điện từ trường và làm việc trên cao, nguồn nước dùng để
vệ sinh lưới điện phải được khử ion bằng cơng nghệ mới để nước khơng cịn khả năng
dẫn điện.
Nước cách điện (nước đã qua xử lý ion) được chứa trong bồn sạch bằng nhựa
hoặc inox với một lượng vừa đủ vệ sinh trong ngày cho một nhóm cơng tác. Trên bồn
nước có gắn thiết bị giám sát online cách điện của nước. Bồn nước này được bố trí
cùng với thiết bị động lực và hệ thống xử lý nước trên một xe tải để tiện cơ động.


63

Nước được bắn lên theo vòi nước với áp lực cao 70-100kg/cm2 rửa sạch bụi bẩn trong
khoảng thời gian từ 15 đến 30 giây.
b, Sửa chữa điện nóng (hotline):
Khác với sửa chữa truyền thống là phải cắt điện mới có thể sửa chữa hoặc
thay thế thiết bị điện trên đường dây điện, trụ cao thế, với công nghệ hotline, người
công nhân sẽ sửa chữa "nóng" trên đường dây đang mang điện, giúp giảm thời gian
cắt điện; đáp ứng nhu cầu kiểm tra, bảo trì, bảo dưỡng, thay thế, đấu nối, vệ sinh sứ
cách điện...để ngăn ngừa, giảm thiểu sự cố trên lưới điện.

C
C

R
L
T.

DU

Hình 3.9. Thi cơng đấu nối Hotline tại PC Thừa Thiên Huế
Việc đưa đội sửa chữa điện nóng vào hoạt động sẽ giải quyết nhiều vấn đề
trên lưới điện như khi thi công đấu nối cho một khách hành trên hệ thống có thể phải
cắt điện, ảnh hưởng đến nhiều khách hàng khác trong vòng vài tiếng đồng hồ thì nay
các đội này vào thi cơng khơng cần cắt điện. Do đó, thời gian cắt điện trong năm của


64

khách hàng sẽ ngắn hơn.
3.1.3. Ứng dụng công nghệ SCADA
Nguyên tắc làm việc của hệ thống SCADA:
Thu thập dữ liệu: Dữ liệu trạng thái các máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, các
khoá điều khiển từ xa/tại chỗ, cảnh báo của các bảo vệ…; dữ liệu đo đếm công suất,
dòng áp, điện năng… Các dữ liệu trạng thái từ các rơ le trung gian được đưa vào các
đầu số của RTU, còn các dữ liệu tương tự từ cuộn thứ cấp của máy biến dòng điện và
điện áp được đưa vào các bộ biến đổi (tranducer), đầu ra của bộ biến đổi được đưa
vào các cổng đầu vào tương tự của RTU. Tại RTU dữ liệu được số hoá và thông qua
kênh truyền (giao thức) gửi về trung tâm điều độ.
Điều khiển: Lệnh điều khiển từ hệ thống SCADA của trung tâm điều độ thông
qua kênh truyền gửi đến RTU (hoặc SAS), các lệnh điều khiển có thể là: đóng cắt các
thiết bị, cài đặt các trị số, tăng giảm các giá trị…

C
C

Giám sát: Dữ liệu thu thập từ các trạm về trung tâm điều khiển sẽ được máy
tính xử lý, hiển thị trên các sơ đồ, bảng biểu và các dạng đồ thị…các trạng thái máy
cắt sẽ phát ra cảnh báo bằng âm thanh hoặc hình ảnh cho người quản lý vận hành.
Các số liệu đo đếm sẽ được kiểm tra với các trị số định mức để cảnh báo dưới ngưỡng

R
L
T.

DU

hoặc vượt ngưỡng khi cần.

Việc hoàn thiện và ứng dụng hệ thống Miniscada giúp công tác quản lý vận
hành, giám sát lưới điện thuận lợi hơn. Phòng Điều độ có thể đóng cắt từ xa, giảm
thời gian thao tác, khơi phục cấp điện nhanh chóng cho khách hàng. Đồng thời giúp
định vị sự cố nhanh chóng, giúp ích cho công tác xử lý sự cố. Các thiết bị như LBS,
RCL, RMU đều được lắp đặt hệ thống tủ điều khiển SCADA để sẵn sàng cho việc
kết nối lưới điện thông minh trong thời gian tới, việc này góp phần khơng nhỏ trong
việc giảm thời gian thao tác đóng cắt, dị tìm khắc phục sự cố trên lưới điện.
3.1.4. Giải pháp quản lý vận hành
- Hành lang tuyến đường dây: Cần phát quang hành lang tuyến để tránh tình
trạng cây ngã, đổ, quẹt vào đường dây và điều chỉnh chức năng bật tự động đóng lặp
lại đối với các máy cắt và Recloser trên có xuất tuyến đi ngang qua vùng có nhiều
cây cối. Thực hiện tháo dỡ cáp điện thoại, cáp quang có khả năng gây ra sự cố làm
gián đoạn cung cấp điện, cảnh báo các đơn vị thi công, đến chủ xe các đơn vị thi công
tại các khu vực mở đường nhằm ngăn ngừa các sự cố do xe va quẹt vào lưới điện.
- Xử lý tiếp xúc xấu trên lưới điện:


65

+ Sử dụng các máy đo nhiệt độ điểm đấu nối bằng máy đo nhiệt từ xa Ti200,
camera nhiệt để giảm sự cố do nguyên nhân tiếp xúc xấu. Khai thác tối đa các chức

năng của thiết bị đo này để chẩn đốn tình trạng và dị tìm sự cố thiết bị nhằm mục
đích phát hiện sớm nguy cơ phát sinh sự cố để tiến hành xử lý sớm.
+ Lựa chọn các vật tư, thiết bị có chất lượng tốt, dễ lắp đặt, phù hợp với từng
vị trí cụ thể.
+ Để tránh tình trạng đứt dây trong vận hành, khi nối dây phải dùng ống nối
ép thuỷ lực chuyên dùng và thay thế dần các mối nối kẹp cáp bằng ống nối ép thuỷ
lực chuyên dùng. Thay thế các vị trí đấu nối lèo đường trục sử dụng đấu nối kẹp răng
bằng đầu cốt ép 02 bulong.
- Sử dụng chủng loại vận tư tốt, đảm bảo yêu cầu kỹ thuật đưa vào sử dụng
trên lưới điện. Đối với những vật tư vận hành có tuổi thọ ngắn và hay xảy ra sự cố
cần đề nghị nhà sản xuất tăng thời gian bảo hành. Đối với vùng có đặc điểm ven biển
như lưới điện các xã Điền Hương, Điền Môn, Điền Lộc, Điền Hịa, Điền Hải, Phong
Hải, Quảng Ngạn, Quảng Cơng và Hải Dương thuộc Điện lực Quảng Điền cần xem
xét sử dụng loại FCO có cấu tạo tán sứ so le, khoảng cách giữa các tán sứ lớn làm
tăng chiều dài dòng rò cho phù hợp với khu vực nhiễm mặn nhằm giảm nguyên nhân

C
C

gây phóng điện FCO.

R
L
T.

DU

- Tăng cường công tác kiểm tra định kỳ đường dây và trạm, nâng cao chất
lượng cơng tác thí nghiệm định kỳ thiết bị, tổ chức theo dõi lưu trữ số liệu thí nghiệm
q khứ để chẩn đốn tình trạng thiết bị.

- Các giải pháp về quản lý, đào tạo nhân viên vận hành:
+ Chú trọng quản lý chất lượng cơng trình trong q trình đầu tư xây dựng,
sữa chữa cơng trình, ngay từ giai đoạn thiết kế, thẩm tra, thẩm định, thi cơng, nghiệm
thu. Chất lượng cơng trình tốt sẽ giảm được sự cố phát sinh sau này.
+ Tổ chức bồi huấn, nâng cao tay nghề cho đội ngũ công nhân quản lý, sữa
chữa và vận hành lưới điện. Nghiên cứu và ứng dụng vào thực tiễn các giải pháp kỹ
thuật tiên tiến để vận hành lưới điện ngày càng tốt hơn.
- Các giải pháp khác:
+ Tổ chức kiểm tra định kỳ hệ thống tiếp địa để đảm bảo hệ thống làm việc
tốt nhằm giảm sự cố trong điều kiện thời tiết xấu, giơng sét.
+ Sử dụng các chương trình thu thập và quản lý dữ liệu cơng tơ đo xa, chương
trình quản lý hệ thống thu thập từ xa,...để theo dõi chặt chẽ tình trạng vận hành của


66

dây dẫn, cáp, trạm biến áp, xuất tuyến 22kV và các thiết bị nhằm ngăn ngừa các sự
cố do quá tải. Thực hiện cân pha, hoán chuyển máy biến áp để chống q tải.
+ Tổ chức cơng tác thí nghiệm định kỳ các TBA, đặc biệt tập trung cho các
hạng mục thí nghiệm để phát hiện tình trạng thiết bị, lỗi thiết bị, hệ thống nhằm phát
hiện kịp thời các sự cố tiềm ẩn có nguy cơ cao như MBA. Xem xét nếu MBA nào
chưa được thí nghiệm dầu trong thời gian gần đây thì đăng ký lấy mẫu dầu để phân
tích hàm lượng nước, điện thế đánh thủng...để đưa vào kế hoạch xử lý thay thế. Xử
lý và thay thế dần các MBA trên 15 năm có phân tích hàm lượng nước không đạt.
+ Tăng cường vệ sinh cách điện tại các khu vực bị ô nhiễm, bảo dưỡng các
bề mặt cách điện của MBA, TI, TU, sứ, FCO...Các khu vực có mơi trường bụi bẩn
cơng nghiệp, nhiễm mặn gần biển, gần các công trường xây dựng bằng hệ thống vệ
sinh sứ hotline.
+ Tổ chức việc giám sát vật tư sử dụng cho các cơng trình di dời lưới điện.

C
C

+ Đối với các MBA khô cần thường xuyên thực hiện kiểm tra tín hiệu, cảm
biến nhiệt độ trong quá trình vận hành nhằm phát hiện kịp thời các MBA khơ có tình
trạng nhiệt độ q cao, vượt ngưỡng cho phép.

R
L
T.

DU

+ Trong quá trình xử lý sự cố trên lưới điện cần khai thác tính năng, dữ liệu
ghi lại của tủ điều khiển Recloser để phán đốn vị trí xảy ra sự cố trên lưới điện.
+ Đối với sứ polymer sử dụng cho vùng ô nhiễm biển cần sử dụng sứ có chiều
dài dịng rị là 31mm/kV thay vì chọn 25mm/kV hoặc chuyển sang sử dụng sứ chuỗi
thuỷ tinh.
+ Quản lý các thiết bị tại điểm đấu nối, kiểm tra giá trị cài đặt của phiếu chỉnh
định, tình trạng làm việc của thiết bị tại điểm đấu nối, đặc biệt là khách hàng lớn, khi
có sự cố nội bộ, thiết bị bảo vệ phải cô lập, không ảnh hưởng đến đường trục.
+ Kiểm tra, rà soát việc sử dụng dây chảy cho FCO bảo vệ đường dây và
TBA.
+ Xử lý tăng cường cách điện, sử dụng bọc che chắn tại vị trí các TBA
22/0,4kV, nhằm ngăn ngừa sự cố do động vật leo trèo, đậu đứng trên các kết cấu của
đường dây và TBA gây ra sự cố, dòng ngắn mạch lớn làm hư hỏng thiết bị.
+ Tăng cường công tác lập kế hoạch cắt điện công tác năm, quý, tháng... cho
từng xuất tuyến trung áp và từng trạm cụ thể. Đảm bảo phối hợp nhiều công tác vào
một lần cắt điện nhằm giảm các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện.

67

3.1.5. Giải pháp đồng bộ hóa trên thiết bị
3.1.5.1. Giới thiệu giải pháp
Việc đầu tư thiếu đồng bộ và đa dạng về chủng loại thiết bị trên lưới ảnh hưởng
rất lớn đến hiệu suất lưới điện. Thực chất của giải pháp này là việc hốn chuyển vị trí
các thiết bị đóng cắt trên lưới, nhằm đồng bộ hố thiết bị theo từng xuất tuyến để
nâng cao khả năng phối hợp của các thiết bị đồng thời mở rộng khả năng đầu tư RTU
(thiết bị đầu cuối) phục vụ ứng dụng các giải pháp, cơng nghệ tự động hố lưới điện.
Đối với giải pháp này cần thống kê, kiểm tra chủng loại, tính tốn kỹ số lượng và
các đặc tính kỹ thuật các thiết bị phân đoạn và bảo vệ trên lưới. Tính tốn thơng số
kỹ thuật của từng xuất tuyến, từng khu vực để quy hoạch lại lưới điện trước khi đầu
tư thiết bị.
3.1.5.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp

C
C

Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:

R
L
T.

- Nâng cao khả năng phối hợp các thiết bị phân đoạn trên cùng xuất tuyến đặc biệt
là các Recloser có cùng chủng loại.

DU

- Rút ngắn được thời gian sửa chữa sự cố nhờ giảm được tính đa dạng và phong
phú về chủng loại thiết bị trên tuyến.
- Thuận lợi trong công tác quản lý và vận hành.
Nhược điểm:
- Vốn đầu tư lớn.
- Để thực hiện giải pháp cần phải tính tốn quy hoạch lại lưới điện.
- Thời gian thực hiện giải pháp dài
3.1.6. Giải pháp phân đoạn đường dây:
3.1.6.1. Giới thiệu giải pháp
Đây là giải pháp nâng cao độ tin cậy bằng cách phân chia lưới thành những đoạn
nhỏ để khi sự cố thì việc cơ lập được dễ dàng hơn, thời gian sự cố nhỏ hơn.
Thông thường có hai loại phân đoạn đường dây như sau:
- Phân đoạn đường dây bán tự động được thực hiện bởi cơ cấu dao cách ly, cầu
chì tự rơi hoặc các thiết bị thao tác bằng tay khác đặt trên các nhánh rẽ. Khi có sự cố
trên đoạn đường dây nào đó, cơ cấu phân đoạn sẽ tách đoạn đường dây này ra khỏi
mạng điện chính, đảm bảo cho các hộ dùng điện khác không bị ảnh hưởng. Sau khi


68

đã khắc phục sự cố, mạng điện lại được đóng vào nguồn bằng tay. Cơ cấu phân đoạn
này cũng được sử dụng để cắt điện khi sửa chữa định kỳ và kiểm tra thiết bị.
- Phân đoạn đường dây bằng cơ cấu tự động thường được thực hiện bằng các máy
cắt, có thể tự động đóng cắt hoặc điều khiển từ xa. Khi mạng điện có sự cố thì cơ cấu
phân đoạn sẽ tự động tách đoạn đường dây sự cố ra khỏi mạng điện đảm bảo cung
cấp điện liên tục cho các hộ dùng điện ở các nhánh dây không bị sự cố.
3.1.6.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:

- Khi phân đoạn đường dây thì các chỉ tiêu về độ tin cậy được cải thiện nhiều.
- Thuận lợi trong công tác quản lý vận hành.
Nhược điểm:

C
C

- Tuy nhiên, như đã trình bày ở trên thì khơng thể nâng cao độ tin cậy bằng mọi

R
L
T.

giá mà cần phải có sự tính tốn hợp lý. Việc phân đoạn đường dây bằng cách đầu tư
thiết bị phân đoạn đòi hỏi phải có vốn đầu tư rất lớn, do đó để có được lời giải tối ưu
thì việc đặt cơ cấu phân đoạn phải xác định theo phương pháp tính toán kinh tế - kỹ
thuật hết sức phức tạp.

DU

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
Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ngoài việc sử dụng các biện pháp để
giảm thiểu sự cố xảy ra, đối với trường hợp sự cố đã xảy ra thì việc xác định chính
xác vị trí sự cố nhằm giảm thiểu tối đa thời gian mất điện và số lượng khách mất điện
cũng là yêu cầu cần quan tâm.
Hiện nay, các RE trên các tuyến trung thế của lưới phân phối Điện lực Quảng
Điền đã được điều khiển từ xa thông qua hệ thống SCADA tại phịng Điệu độ Cơng
ty. Tuy nhiên, tại phịng trực của đơn vị quản lý vận hành lưới điện, chưa đọc được

tín hiệu trên Recolser (do chưa có kết nối online), do đó việc dị tìm khu vực sự cố
cịn phải làm thủ công (bộ phận trực ban chỉ biết sự cố xảy ra khi nghe điện thoại của
phòng điều độ, hoặc người dân thông báo sự cố; và phải cử nhân viên trực vận hành
đi điến các đầu phát tuyến để đọc trực tiếp thông số trên RE). Nên thời gian để tái lập
cung cấp điện cho khách hàng đối với các sự cố vĩnh cửu còn phụ thuộc nhiều vào
trình độ và kinh nghiệm của nhân viên vận hành.
Để góp phần giảm thiểu thời gian mất điện do sự cố luận văn đề xuất sử dụng


69

hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố thông minh trên tuyến trung thế (khi có sự cố xảy ra,
tại bộ phận trực ban sẽ có đèn cảnh báo, khơng phải đợi điều độ, hoặc người dân
thông báo qua điện thoại). Việc đầu tư thiết bị này cũng đơn giản, chi phí thấp mà
hiệu quả mang lại rất cao.

Hình 3.10: Thiết bị cảnh báo sự số
3.2.1.2. Nguyên lý làm việc
Nguyên lý làm việc của thiết bị cảnh báo sự số dựa trên cảm nhận sự thay đổi
của từ trường (dòng điện) và sự thay đổi của điện trường (điện áp). Sự cố được phát
hiện khi dòng điện ghi nhận vượt qua giá trị cực đại cho trước và điện áp giảm xuống
đến một giá trị cài đặt trước sau một khoảng thời gian xác định.

C
C

R
L
T.

DU

Thiết bị cảnh báo sự cố là thiết bị đơn pha, được treo trực tiếp lên đường dây
trên khơng lưới điện trung cao áp, có thể phát hiện cả sự cố thoáng qua lẫn sự cố vĩnh
cửu. Khi phát hiện sự cố đèn báo sẽ chớp sáng để báo hiệu.Thông thường Thiết bị
cảnh báo sự cố được gắn kết hợp với các thiết bị phân đoạn đường dây như DS và
LTD.
Nguyên tắc làm việc và tìm kiếm sự cố vĩnh cữu khi lắp thiết bị cảnh báo sự
cố được mơ tả như sau. Ví dụ Giả sử sự cố vĩnh cửu xảy ra trên nhánh rẽ lưới điện
trong hình 3.11, lúc này RE tác động để cơ lập lưới điện phía sau nó, hậu quả là lưới
điện phía sau RE bị mất điện hồn tồn (phần màu đỏ trong hình).

Hình 3.11: Sơ đồ giới thiệu nguyên lý làm việc thiết bị cảnh báo sự cố


70

Trong trường hợp này, để xác định vị trí sự cố và giải trừ sự cố, công nhân
đường dây phải đi hết các đường dây/nhánh rẽ phía sau R để kiểm tra. Như vậy trong
quá trình đi tìm sự cố, số khách hàng nằm trên các đường dây/nhánh rẽ không bị sự
cố vẫn bị mất điện và chỉ được cấp điện lại sau khi đã phát hiện và loại trừ sự cố.
Lưới điện trong hình 3.12 sau khi được trang bị thêm các Thiết bị cảnh báo sự cố sẽ
trở thành lưới điện hình 3.13. Giả sử sự cố vĩnh cửu xảy ra ở vị trí cũ và RCL cũng
tác động để cơ lập lưới điện phía sau nó.

C
C

R
L

T.

DU

Hình 3.12: Sơ đồ mơ phỏng vị trí khi lắp đặt thiết bị cảnh báo sự cố
Trong trường hợp này, để xác định vị trí sự cố và giải trừ, cơng nhân đường
dây thực hiện theo trình tự sau (hình 3.13): Đến vị trí số 6 phát hiện đèn số 6 sáng,
đèn số 6-1 tắt (có nghĩa sự cố khơng nằm trên nhánh rẽ 6-1); Đến vị trí số 7 phát hiện
đèn số 7 sáng, đèn số 7-1 cũng sáng (có nghĩa sự cố nằm trên nhánh rẽ 7-1); Đến vị
trí số 8 phát hiện đèn số 8 sáng, đèn số 8- 1 tắt (có nghĩa sự cố khơng nằm trên nhánh
rẽ 8-1); Đến vị trí số 9 phát hiện đèn số 9 sáng, đèn số 9-1 cũng sáng (có nghĩa sự cố
nằm trên nhánh rẽ 9-1); Đến vị trí số 10 phát hiện đèn số 10 sáng, đèn số 10-1 cũng
sáng (có nghĩa sự cố nằm trên nhánh rẽ 10-1).
Lúc này công nhân đường dây thực hiện các thủ tục cần thiết theo quy định
hiện hành để cắt thiết bị phân đoạn ở đầu nhánh rẽ 10-1 và cho đóng RE để tái lập
điện cho các đường dây/nhánh rẽ không sự cố. Sau khi đóng RE chỉ có những khách
hàng nằm trên nhánh rẽ 10-1 (màu đỏ) bị mất điện. Phần việc cịn lại để xác định
chính xác vị trí sự cố trên nhánh rẽ 10-1 trở nên đơn giản hơn, công nhân đường dây
chỉ phải đi dọc nhánh rẽ này để tìm sự cố và sửa chữa để tái lập điện theo quy định


71

hiện hành.

Hình 3.13: Sơ đồ ngun lý báo đèn dị tìm vị trí sự cố
Qua phân tích mơ hình trên có thể thấy rằng, với lưới điện trung áp hiện hữu
khi được gắn thêm Thiết bị cảnh báo sự cố thì số lượng khách hàng mất điện và thời
gian mất điện của khách hàng sẽ giảm đi đáng kể, qua đó góp phần cải thiện độ tin
cậy cung cấp điện.

C
C

R
L
T.

3.2.1.3. Áp dụng lắp thiết bị cảnh báo sự cố thông minh cho lưới điện Quảng Điền
 Xuất tuyến 474 E7

DU

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 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 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