Luận văn thạc sĩ tính toán đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thị xã ba đồn

..

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HỮU THANH

TÍNH TOÁN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THỊ XÃ BA ĐỒN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS. LƯU NGỌC AN

Đà Nẵng, Năm 2018


LỜI CAM ĐOAN

Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu và kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được
ai cơng bố trong bất kỳ cơng trình nào khác khác.

Tác giả luận văn

NGUYỄN HỮU THANH

MỤC LỤC
TRANG BÌA
LỜI CAM ĐOAN
MỤC LỤC
TRANG TĨM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH
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. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN ................................................................ 3
1.1. Lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn ......................................................................3
1.1.1. Tổng quan lưới điện ........................................................................................ 3
1.1.1.1. Nguồn và phụ tải .....................................................................................3
1.1.1.2. Tình hình cấp điện ...................................................................................5
1.1.2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện .......................................................................7
1.1.2.1. Dao cách ly, FCO ....................................................................................7
1.1.2.2. Recloser, Dao có tải.................................................................................8
1.2. Tình hình thực hiện độ tin cậy cung cấp điện .....................................................11
1.2.1. Tình hình sự cố ............................................................................................. 11
1.2.2. Cơng tác bảo trì bảo dưỡng ...........................................................................12
1.2.3. Kết quả thực hiện độ tin cậy .........................................................................13
1.2.4. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp .................................................... 14
1.2.5. Kế hoạch năm 2018 ...................................................................................... 18

1.3. Kết luận ...............................................................................................................19
CHƯƠNG 2. CÁC KHÁI NIỆM VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI............................................................................................. 20
2.1. Khái niệm và các chỉ tiêu về độ tin cậy ..............................................................20
2.1.1. Khái niệm chung ........................................................................................... 20
2.1.1.1. Định nghĩa về độ tin cậy........................................................................20
2.1.1.2. Các tham số liên quan ...........................................................................20
2.1.2. Các chỉ tiêu độ tin cậy các phần tử ............................................................... 21


2.1.2.1. Đối với phần tử không phục hồi ............................................................21
2.1.2.2. Đối với phần tử có phục hồi ..................................................................26
2.1.3. Chỉ tiêu độ tin cậy ......................................................................................... 28
2.1.3.1. Chỉ số về thời gian mất điện kéo dài trung bình của lưới điện phân phối
(SAIDI). ..............................................................................................................28
2.1.3.2. Chỉ số về số lần mất điện kéo dài trung bình của lưới điện phân phối
(SAIFI). ..............................................................................................................29
2.1.3.3. Chỉ số về số lần mất điện thống qua trung bình của lưới điện phân
phối (MAIFI) ......................................................................................................29
2.1.3.4. Chỉ tiêu tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng
(CTAIDI) ............................................................................................................29
2.1.3.5. Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng. (CAIFI) .......29
2.1.3.6. Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình (ASAI) ......................................30
2.1.3.7. Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng (CEMIn) ...................................30
2.1.3.8. Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống. (ASIFI) ............30
2.1.3.9. Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (ASIDI)
............................................................................................................................31
2.1.3.10. Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng điện thống qua (MAIFIE)
............................................................................................................................31
2.2. Khái niệm về trạng và thái hỏng hóc của hệ thống điện .....................................32

2.2.1. Trạng thái của phần tử ..................................................................................32
2.2.2. Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện .................................................... 32
2.3. Bài toán độ tin cậy ..............................................................................................32
2.4. Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy............................................................33
2.4.1. Phương pháp đồ thị - giải tích .......................................................................34
2.4.2. Phương pháp khơng gian trạng thái .............................................................. 36
2.4.3. Phương pháp cây hỏng hóc ...........................................................................42
2.4.4. Phương pháp Monte – Carlo: ........................................................................42
2.5. Kết luận: ..............................................................................................................43
CHƯƠNG 3. TÍNH TỐN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN ........................................................................................................ 44
3.1. Phân đoạn và kết nối liên lạc ..............................................................................44
3.1.1. Bổ sung thiết bị để phân đoạn .......................................................................44
3.1.2. Xây dựng mới đường dây liên lạc: ............................................................... 48
3.1.3. Kiểm tra trào lưu công suất và thông số vận hành trên các xuất tuyến ........48
3.2. Tính tốn độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp ..........................................56
3.2.1. Độ tin cậy sau khi thực hiện các giải pháp ...................................................56
3.2.2. Phân tích kinh tế............................................................................................ 63
3.3. Kết luận ...............................................................................................................65


KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ....................................................................................... 66
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................. 67
PHỤ LỤC ...................................................................................................................... 68
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (bản sao)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.


TRANG TĨM TẮT TIẾNG VIỆT & TIẾNG ANH

TÍNH TỐN, ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN
Học viên: Nguyễn Hữu Thanh - Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60520202 - Khóa: 2017-2018 - Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tóm tắt - Ngày nay, xã hội đang từng bước hiện đại hóa, cơng 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 TX Ba Đồn nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
là rất cấp thiết. Hệ thống lưới điện hiện có của khu vực Trung tâm TX Ba Đồn được đầu
tư từ những năm 1999 đã không cịn phù hợp với tình hình phụ tải, khơng thích hợp
trong việc hiện đại hóa lưới điện hướng tới hệ thống lưới điện thơng minh. Tính tốn, đề
xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện TX Ba Đồn 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 thơng minh; thiết bị đóng cắt; phụ tải.
CALCULATION, PROPOSAL METHODS TO IMPROVE THE RELIABILITY OF
ELECTRICITY DISTRIBUTION GRID OF BA DON TOWN

Abstract - Nowadays, the society is industrializing and modernizing step by step,
therefore the pressure in providing a constantly stable electricity supply is extremely
high. It is very necessary to implement methods and execute specific solutions in order
to improve the reliability of electricity distribution of Ba Don town. The current
medium voltage grid of the Ba Don town which had been developed since 1999 is no
longer suitable with the present-day load and the upgrade (or modernization) towards a
smart gird. Calculation, proposal methods to improve the reliability of electricity
distribution grid of Ba Don town 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

incidents 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 – Reliability of electricity distribution; smart gird; circuit breaker (or
switchgear); load.


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
BTBD

: Bảo trì bảo dưỡng.

B3.2

: Điều độ hệ thống điện tỉnh Quảng Bình.

CDLL

: Cầu dao liên lạc.

CDPĐ

: Cầu dao phân đoạn.

DCL

: Dao cách ly.

ĐLQT

: Điện lực Quảng Trạch.

ĐTCCCĐ

: Độ tin cậy cung cấp điện.

EVNCPC

: Tổng Cơng ty Điện lực Miền Trung.

FCO

: Cầu chì tự rơi.

QBPC

: Cơng ty Điện lực Quảng Bình.

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 tốn 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.

TX

: Thị xã.

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 ........................................................... 4
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 .......................................... 6
Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL ................................................................................. 7
Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser ........................................................................... 9
Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS ................................................................................ 11
Bảng 1.8: Thống kê sự cố từ năm 2015 đến năm 2017 ................................................. 12
Bảng 1.9: Cơng tác thí nghiệm định kỳ trong q I và II năm 2018 ............................. 12
Bảng 1.10: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2015 đến năm 2017 ................................... 13
Bảng 1.11: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ .................................... 13
Bảng 1.12: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-110kV Văn Hóa .................................... 15
Bảng 1.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-110kV Văn Hóa .................................... 15
Bảng 1.14: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-110kV Ba Đồn ...................................... 16
Bảng 1.15: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-110kV Ba Đồn ...................................... 16
Bảng 1.16: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 475-110kV Ba Đồn ...................................... 17
Bảng 1.17: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 373-110kV Sông Gianh ................................ 17
Bảng 1.18: Tổng hợp thực hiện ĐTCCCĐ các tuyến năm 2017 ................................... 18
Bảng 1.19: Mục tiêu độ tin cậy năm 2018 so với năm 2017 ......................................... 18
Bảng 3.1: Tình hình mang tải khi XT 475-110kV Ba Đồn cấp điện cho XT 471-110kV
Văn Hóa. ...................................................................................................... 53
Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi tuyến 471-110kV Văn Hóa cấp điện cho tuyến 475110kV Ba Đồn ............................................................................................. 55
Bảng 3.3: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471- 110kV Văn Hóa thay đổi ....................... 57
Bảng 3.4: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471- 110kV Văn Hóa trước và sau giải pháp ....... 57
Bảng 3.5: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-110kV Văn Hóa thay đổi ........................ 58
Bảng 3.6: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 473-110kV Văn Hóa trước và sau giải pháp ........ 58
Bảng 3.7: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-110kV Ba Đồn thay đổi .......................... 59
Bảng 3.8: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471- 110kV Ba Đồn trước và sau giải pháp ......... 59
Bảng 3.9: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-110kV Ba Đồn thay đổi .......................... 60

Bảng 3.10: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 473- 110kV Ba Đồn trước và sau giải pháp ....... 60
Bảng 3.11: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 475-110kV Ba Đồn thay đổi ........................ 61
Bảng 3.12: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 475- 110kV Ba Đồn trước và sau giải pháp ....... 61
Bảng 3.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 373-110kV Sông Gianh thay đổi.................. 62


Bảng 3.14: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 373- 110kV Sông Gianh trước và sau giải pháp 62
Bảng 3.15: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp ............................ 62
Bảng 3.16: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung ............................................. 63
Bảng 3.17: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư, thời gian thu hồi vốn ......................... 64


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.1: DCL kiểu chém ngang và chém đứng ............................................................. 7
Hình 1.2: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ ................................................................................ 8
Hình 1.3: Recloser U-series ............................................................................................. 9
Hình 1.4: LBS kiểu hở ................................................................................................... 10
Hình 1.5: Chương trình tính tốn độ tin cậy OMS ........................................................ 14
Hình 2.1: Đồ thị xác suất ............................................................................................... 23
Hình 2.2: Đường cong cường độ sự cố ......................................................................... 25
Hình 2.3: Trục thời gian thơng số dịng sự cố ............................................................... 27
Hình 2.4: Phân chia bài tốn ĐTC theo cấu trúc ........................................................... 32
Hình 2.5: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp ............................................................ 34
Hình 2.6: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song ........................................................ 35
Hình 2.7. Sơ đồ trạng thái 1........................................................................................... 37
Hình 2.8. Sơ đồ trạng thái 2........................................................................................... 39
Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý lưới điện thị xã Ba Đồn trước lúc thực hiện các giải pháp.49
Hình 3.2: Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn sau khi thực hiện
giải pháp. .................................................................................................... 50
Hình 3.3: Hộp thoại Load Snapshots ............................................................................. 51

Hình 3.4: Hộp thoại Load Flow trong trong chương trình PSS/ADEPT ...................... 52
Hình 3.5: Kết quả tổn thất cơng suất XT471-110kV Văn Hóa ..................................... 52
Hình 3.6: Kết quả tổn thất cơng suất XT475-110kV Ba Đồn ....................................... 53
Hình 3.7: Kết quả tổn thất cơng suất XT475-110kV Ba Đồn ....................................... 54
Hình 3.8: Kết quả tổn thất cơng suất XT471-110kV Văn Hóa ..................................... 55


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: 191/QĐ –QBPC ngày 26/01/2018 về việc giao kế hoạch
sản xuất kinh doanh của cả năm 2018 của Giám đốc QBPC thì kế hoạch chỉ tiêu độ tin
cậy QBPC giao cho ĐLQT được đặc biệt chú trọng, mà trọng tâm chính là chỉ số
SAIDI.
Thị xã Ba Đồn là thị xã có dân cư chủ yếu nằm ven song và ven biển, lưới điện
trung áp được đầu tư xây dựng chủ yếu từ những năm 1999 trở về trước 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 thị xã mới thành lập, phụ tải tăng trưởng nhanh vì vậy áp lực cung
cấp điện là rất cao. Lưới điện trung áp được trải dài dọc sông Gianh và gần bờ biển
nên chịu ảnh hưởng rất lớn tới các thiết bị điện (mơi 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 Thị xã cũng như Tỉnh

Quảng Bình.
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 Công ty Điện lực Quảng Bình nói chung và Điện lực Quảng Trạch (ĐLQT) nói
riêng.
Cơng tác nâng cao ĐTCCCĐ là mục tiêu then chốt trong năm 2018 của QBPC
cũng như ĐLQT, do đó để hồn 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 ĐLQT 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, cơng 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


2

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. Mục tiêu nghiên cứu
- Đề tài nghiên cứu, tính tốn đánh giá ĐTCCCĐ theo các chỉ tiêu được QBPC
giao cho ĐLQT.
- 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 thị xã Ba Đồn thuộc
ĐLQT quản lý vận hành.
- Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện phân phối của thị xã Ba Đồn, 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 QBPC
giao cho ĐLQT, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện trung áp thị xã Ba
Đồn.
- Đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính tốn thực tế dựa trên
chương trình Quản lý lưới điện của EVNCPC, sử dụng phần mềm PSS/ADEPT để
kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận hành.
- Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực hiện năm 2017, sử dụng các
hàm trong Excel để tính tốn lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2018 dựa trên các
sự kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng) trong năm 2017.
5. Tên và bố cục đề tài
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết quả hướng đến thì đề tài được đặt
tên là: “TÍNH TỐN ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN”
Luận văn gồm các chương sau:
Chương 1: Tổng quan về lưới điện và độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân
phối TX Ba Đồn.
Chương 2: Các khái niệm và phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện
phân phối.
Chương 3: Tính tốn đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.


3

CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THỊ XÃ BA ĐỒN

1.1. Lưới điện phân phối thị xã Ba Đồn
1.1.1. Tổng quan lưới điện
1.1.1.1. Nguồn và phụ tải
a) Giới thiệu:
Ba Đồn là một thị xã mới thành lập nằm ở phía Bắc tỉnh Quảng Bình và là trung
tâm chính trị, kinh tế, văn hóa, khoa học kỹ thuật phía Bắc tỉnh Quảng Bình. Khu vực
thị xã Ba Đồn có hơn 30.000 khách hàng, với bán kính cấp điện khoảng 15 km, phụ tải
tập trung nhiều tại các khu vực gần sông và biển.
Lưới điện trung áp TX Ba Đồn được nhận từ ba TBA 110kV gồm TBA-110kV
Văn Hóa, TBA-110kV Sơng Gianh và TBA-110kV Ba Đồn với công suất lần lượt là
là: (25 + 25) MVA, 25 MVA, (25 + 25) MVA. Hiện nay, tình trạng mang tải của trạm
TBA-110kV đạt ở mức ổn định từ 50 – 70%.
b) Đặc điểm:
Lưới điện phân phối TX Ba Đồn gồm có 07 tuyến trung áp, trong đó có 05 tuyến
22kV và 02 tuyến 35kV. Lưới 22kV vận hành 3 pha trung tính trực tiếp nối đất cịn
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 TX Ba Đồn 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 tốn 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 trở
về trước. Đường dây trên khơng có tiết diện dây dẫn trục chính từ 95 mm2 đến 185
2

mm2, các đường đây cáp ngầm trục chính có tiết diện từ 120 mm2 đến 185 mm .
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 TX ven sông và 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:


4

Ở TX Ba Đồn 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 đơng thì tải lại giảm mạnh khiến cho các TBA vận hành non
tải. Vì vậy việc phân bổ cơng suất các TBA trên địa bàn toàn TX sao cho phù hợp tại
các thời điểm là một thách thức không nhỏ đối với ĐLQT.
Thơng 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
Trạm biến áp

Tổng chiều
TT

Xuất tuyến 22 kV
dài (km)

Công suất
Số lượng

đặt (MVA)

1

471-110kV Văn Hóa

26,371

29

6,885

2

473-110kV Văn Hóa

44,834

32

5,815

3

471-110kV Ba Đồn

14,674

20

5,680

4

473-110kV Ba Đồn

58,682

51

8,882

5

475-110kV Ba Đồn

32,390

51

11,410

Tổng cộng

176,951

183

38,672

Bảng 1.2: Thông số kỹ thuật của các tuyến 35kV

TT

Xuất tuyến 35 kV

Trạm biến áp

Tổng chiều
dài (km)

Số lượng

Công suất đặt
(MVA)

1

373-110kV Sơng Gianh

21,025

23

6,695

2

371-110kV Ba Đồn

21,450

03

0,910

42,48

26

7,605

Tổng cộng

Theo bảng trên có thể nhận thấy, các tuyến 473-110kV Văn Hóa và 473-110kV
Ba Đồn có bán kính cấp điện rộng, trải dài gần như tồn bộ chiều dài của TX Ba Đồn.


5

Tuyến 475-Ba Đồn 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 vùng trung tâm thị xã.
Đối với các tuyến 35kV (371-110kV Ba Đồn, 373-110kV Sơng Gianh) thì có số
lượng TBA rất ít cơng suất đặt lại nhỏ, đây là các tuyến trung áp cấp điện cho khu phía
tây của Thị xã tập trung ở vùn ven đồi núi. Các khách hàng ở khu vực có sản lượng
điện tiêu thụ nhỏ, sản lượng điện chủ yếu là điện sinh hoạt.
Tình hình phụ tải của một ngày đặc trưng tháng 07 năm 2018 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)

lượng
(kWh)

A. Xuất tuyến 35kV

396.243

- Tuyến 371-110kV Ba Đồn

8,28

8,28

5,09

- Tuyến 373-110kV Sông Gianh

12,11

11,52

8,08

B. Xuất tuyến 22kV

372.243

- Tuyến 471-110kV Văn Hóa

2,00

2,00

1,49

- Tuyến 473-110kV Văn Hóa

2,0

1,8

1,4

- Tuyến 471- 110kV Ba Đồn

2,76

1,98

1,80

- Tuyến 473-110kV Ba Đồn

4,30

3,99

2,87

- Tuyến 475-110kV Ba Đồn

4,17

3,72

2,95

15,23

13,49

10,51

Tổng

768.486

Công suất tải lớn nhất ở tuyến 371-110kV Ba Đồn và 373-110kV Sông Gianh:

do đặc thù 02 tuyến này làm nhiệm vụ liên lạc với Điện lực Bố Trạch nên tải thường ở
mức cao. Nếu chỉ tính riêng phụ tải của TX Ba Đồn thì 02 tuyến này Pmax đạt từ 2-3
MW. Các tuyến cịn lại tải đạt ở mức trung bình.
1.1.1.2. Tình hình cấp điện
Căn cứ hồ sơ quản lý kỹ thuật của ĐLQT thì mạng lưới điện của tất cả các tuyến
trung áp được phân bố như sau:
Tuyến 371-110kV Ba Đồn: cấp điện cho các khu vực trung tâm Thị xã số TBA ít
chủ yếu để liên lạc với tuyến 373-110kV Sông Gianh.


6

Tuyến 373-Sơng Gianh: đi dọc theo phía bờ Bắc của Sơng Gianh, cấp điện chính
cho khu dân cư phía Tây Thị xã.
Tuyến 471-110kV Văn Hóa: đi dọc theo phía bờ Nam của Sông Gianh, cấp điện
cho các khu dân cư và khu sản xuất khai thác đá xây dựng.
Tuyến 473-110kV Văn Hóa: đi dọc theo phía bờ Nam của Sơng Gianh, cấp điện
chủ yếu cho các khu dân cư phía Nam Sông Gianh.
Tuyến 471-110kV Ba Đồn: đi dọc theo bờ biển, cấp điện cho các khu dân cư ven
biển và ni trồng thủy sản nằm ở phía Đơng Thị xã.
Tuyến 473-110kV Ba Đồn: đi theo các đường trung tâm Thị xã, cấp điện cho các
cơ quan ban ngành trên địa bàn Thị xã, các khu dân cư và TT Y tế.
Tuyến 475-110kV Ba Đồn: đi theo các đường trung tâm Thị xã, cấp điện cho các
cơ quan ban ngành trên địa bàn Thị xã, các khu dân cư.
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

471VH 473VH 471BĐ 473BĐ 475BĐ 478BĐ

471VH

1

371SG

373SG

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

1

2

0

0

0

0

0

0

0

473VH

1

471BĐ

0

0

473BĐ

0

0

0

475BĐ

0

0

1

1

478BĐ

0

0

0

2

0

371BĐ

0

0

0

0

0

0

373SG

0

0

0

0

0

0

1

Tổng

1

1

1

3

2

2

1

1

1

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 TX Ba Đồn trong thời gian tiếp theo.


7

1.1.2. Thiết bị đóng cắt trên lưới điện
1.1.2.1. 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, cơ 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 1.1: DCL kiểu chém ngang và chém đứng
Tổng hợp các Dao cách ly lắp đặt tại khu vực TX Ba Đồn:
Bảng 1.5: Tổng hợp số lượng DCL
Phân

Cấp điện áp

loại theo 22kV 35kV

Loại dao
Chém

Chức năng

Chém

Liên
LTD

đứng

ngang

14

12

Phân Nhánh Tổng

lạc

đoạn

rẽ

12

14

13

Số
lượng

36

3

13

39

(bộ)

Với số lượng dao cách ly như trên thì hiện nay đã đáp ứng 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
TX Ba Đồn FCO còn được sử dụng làm thiết bị bảo vệ cho các nhánh rẽ có nhiều


8

phụ tải. Do đó, khi xảy ra sự cố thì các FCO này khơng có tính chọn lọc thường đứt
chì, nhảy máy cắt đầu nguồn làm gián đoạn cung cấp điện.

Hình 1.2: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ
Ngồi 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 cơng 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 khơng tải.
1.1.2.2. Recloser, Dao có tải
Từ những năm 1999 đến nay tại TX Ba Đồn 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.
Tuy nhiên, do còn nhiều khó khăn nên số lượng các thiết bị này vẫn cịn 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.


9

Ngồi ra, Recloser cịn có chức năng đóng lặp lại F79 để thực hiện thao tác đóng
điện lại đối với các sự cố thống qua thì việc này sẽ nhanh chóng khơi phục cấp điện,
đảm bảo việc cấp điện nhanh nhất cho khách hàng.

Hình 1.3: Recloser U-series
Tổng hợp các Recloser lắp đặt tại khu vực TX Ba Đồn:
Bảng 1.6: Tổng hợp số lượng Recloser

Vị trí lắp
đặt

Tuyến 22kV
Tổng
471VH

473 VH

471 BĐ

473 BĐ

475 BĐ

Trục
chính

1

0

1

1

1

4

Nhánh rẽ

0

0

0

1

0

1

Các tuyến 35kV hiện nay chưa lắp đặt Recloser trên lưới điện nên không đề cập
tới trong bảng trên.


10

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 khơng có tác dụng nâng cao ĐTCCCĐ trong chế
độ sự cố.
ĐLQT 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 cơng 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 khơng 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 cơng trình đầu tư xây dựng tại ĐLQT 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 cơng 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 1.4: LBS kiểu hở


11

Tổng hợp số lượng, chức năng các LBS lắp đặt tại khu vực TX Ba Đồn:
Bảng 1.7: Tổng hợp số lượng LBS
Dao cắt có tải LBS
Loại

Tuyến

471VH
473VH
471BĐ
473BĐ
475BĐ
371BĐ
373BĐ
Tổng

Chức năng
Thao tác bù
TA

Liên lạc

2

0

0

1

2

0

2

0

0

0

0

0

0

3

0

3

0

0

1

4

3

1

0

1

0

0

0

0

0

0

0

1

0

1

0

0

5

13

6

9

0

3

Hở

Kín

Phân đoạn Nhánh rẽ

2

2

2

2

3

0

1.2. Tình hình thực hiện độ tin cậy cung cấp điện
1.2.1. Tình hình sự cố
Ba Đồn là thị xã ven biển ven sông, thời tiết quanh năm nắng nóng tuy nhiên vào
mùa xuân và mùa thu hằng năm ln là thời điểm có rất nhiều sự cố do các cơn mưa
nhỏ kết hợp với sương muối (nhiễm mặn), bụi bẩn trên các thiết bị điện làm phóng
điện cục bộ.
Tại các tuyến đường dây đi dọc theo quốc lộ 12 và một số tuyến đi qua các đồi
núi, vùng đơng dân cư việc xây dựng cơng trình tại đây thường dẫn đến các vi phạm
hành lang an toàn lưới điện gây nên sự cố, mặc dù ĐL Quảng Trạch đã nhiều lần làm
việc khách hàng nhưng vẫn còn xảy ra tình trạng trên.
Ngồi ra, lưới điện vận hành lâu năm nên những năm gần đây bùng phát sự cố do
hư hỏng bên trong các thiết bị điện làm gián đoạn cung cấp điện tại nhiều khu vực. Cụ
thể, tình hình sự cố từ năm 2015 đến năm 2017 của thị xã Ba Đồn theo bảng tổng hợp
sau:


12

Bảng 1.8: Thống kê sự cố từ năm 2015 đến năm 2017

Chất

Hành

Sương

Quá

Nguyên

Sét

muối,

đánh

bụi

Tổng

Không rõ

lượng

lang

tải

thiết bị

tuyến

HA

Năm 2015

40

20

0

2

13

13

0

88

Năm 2016

15

14

3

4

2

9

4

51

Năm 2017

16

5

2

11

2

8

1

45

nhân

nguyên

Khác

lần

nhân

bẩn

số

Qua bảng tổng hợp trên có thể nhận thấy nguyên nhân xảy ra sự cố nhiều nhất là
do hư hỏng các thiết bị điện như FCO, LA… có cấu tạo vật liệu cách điện bằng gốm
sứ sử dụng lâu ngày bị suy giảm cách điện gây ra.
1.2.2. Cơng tác bảo trì bảo dưỡng
ĐTCCCĐ và sự vận hành an toàn của hệ thống điện phụ thuộc rất nhiều vào chất
lượng vận hành của các thiết bị trên lưới điện. Vì vậy việc tổ chức thực hiện tốt cơng
tác thí nghiệm đi đơi với bảo dưỡng sẽ góp phần nâng cao tuổi thọ làm việc của thiết
bị và giảm thiểu đến mức thấp nhất các sự cố xảy ra mà nguyên nhân là do hư hỏng
thiết bị.
Căn cứ quy định thí nghiệm bảo dưỡng thiết bị điện thì hằng năm, tại thị xã Ba
Đồn đều thực hiện cắt điện các TBA, REC, LBS… để tiến hành thí nghiệm ngăn ngừa
sự cố.
Bảng 1.9: Cơng tác thí nghiệm định kỳ trong quý I và II năm 2018
Mất điện
Nội dung cơng tác

Số lần

Thời gian

Số KH

(phút)

Thí nghiệm định kỳ

43

1.650

14.426


13

Từ bảng trên ta thấy được cơng tác thí nghiệm định kỳ được thực hiện rất nhiều,
ảnh hưởng không nhỏ đến việc cấp điện liên tục cho các khách hàng sử dụng điện.
1.2.3. Kết quả thực hiện độ tin cậy
Bảng 1.10: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2015 đến năm 2017
Nội
dung
Chỉ
tiêu

Sự cố 0,4-35kV

Tổng

BTBD 0,4-35kV

MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI SAIFI

2015

8,21 275,55

3,93

- 2.221,72

7,61

8,21 2.497,27

11,54

2016

4,13 145,52

2,21

- 1.239,01

4,19

4,13 1.384,53

6,39

2017

2,21 148,68

0,90

-

3,84

2,21

4,74

822,94

971,62

Từ năm 2015 đến năm 2017: các chỉ tiêu ĐTCCCĐ có xu hướng giảm dần đều
theo từng năm. Việc chỉ tiêu giảm cho thấy các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ hiện nay

đều đã phát huy được hiệu quả, tuy nhiên vẫn còn cơ hội để tiếp tục cải thiện
ĐTCCCĐ trong thời gian tới.
Bảng 1.11: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ
Nội dung
Chỉ tiêu
2015
2016
2017

Tỷ lệ % của sự cố/Tổng

Tỷ lệ % của BTBD/Tổng

MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

100,00

11,03

34,02

0,00

88,97

65,98

100,00

10,51

34,50

0,00

89,49

65,50

100,00

15,30

18,96

0,00

84,70

81,04

Có thể thấy rằng cơng tác bảo trì bảo dưỡng chiếm tỷ lệ lớn trong các chỉ tiêu
ĐTCCCĐ vì vậy việc tối ưu hóa trong quản lý vận hành, cũng như giảm thời gian và
khu vực cắt điện để công tác là yêu cầu tiên quyết của việc nâng cao ĐTCCCĐ. Phụ
tải phát triển kéo theo lưới điện phải phát triển theo, do đó các cơng trình đầu tư xây
dựng, sửa chữa lớn ảnh hưởng rất nhiều đến ĐTCCCĐ.


14

1.2.4. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp
Hiện nay, EVNCPC quản lý các chỉ tiêu ĐTCCCĐ qua chương trình Quản lý
lưới điện (OMS). Đây là chương trình được xây dựng dựa trên nhu cầu quản lý kỹ
thuật của EVNCPC và các đơn vị trực thuộc, theo kế hoạch “Phát triển cơng nghệ
thơng tin giai đoạn 2011-2015”.
Chương trình xây dựng sơ đồ 1 sợi, gồm có các thiết bị đóng cắt trên lưới điện,
thu thập số liệu số lượng khách hàng từ chương trình CMIS (Hệ thống Thơng tin Quản
lý Khách hàng) từ đó khi thiết lập các nội dung đóng cắt, nhập thời gian mất điện thì
chương trình tính toán được các chỉ tiêu ĐTCCCĐ tương ứng.
Giao diện của chương trình theo như hình sau:

Hình 1.5: Chương trình tính tốn độ tin cậy OMS
Để có dữ liệu phục vụ tính tốn ĐTCCCĐ thì nhân viên vận hành phải theo dõi,
kiểm tra các công tác, sự cố trên lưới điện từ đó nhập số liệu về thời gian mất điện,
khu vực mất điện vào chương trình có thể tính tốn hiệu quả nhất.
Theo quy định của EVNCPC thì sau thời gian cơng tác ít nhất 24h hoặc sau sự cố
ít nhất 2h việc nhập liệu này phải được thực hiện, định kỳ hằng tháng chương trình sẽ
tổng hợp xuất các báo cáo nhằm phục vụ theo dõi các chỉ tiêu ĐTCCCĐ của Điện lực.
Những năm 2014 – 2015: do chương trình mới đưa vào vận hành nên các số liệu
ĐTCCCĐ còn chưa được giám sát kỹ, còn nhiều sai lệch. Tuy nhiên từ năm 2016 đến

nay, theo chỉ đạo của EVNCPC cũng như QBPC các dữ liệu đã được cập nhật tương
đối đầy đủ, qua đó đánh giá hiệu quả được các chỉ tiêu ĐTCCCĐ.


15

Từ dữ liệu xuất ra từ chương trình OMS (Phụ lục: Bảng chi tiết thông tin mất
điện trong năm 2017), ta có thơng tin chi tiết về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ của từng các
tuyến trung áp, cụ thể như sau:
a) Tuyến 471-110kV Văn Hóa
Bảng 1.12: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 471-110kV Văn Hóa
Đến Recloser
472 Quảng Lộc

Sau Recloser 472
Quảng Lộc đến
L274 Vĩnh Phú

5.103

2.585

5.863.347

1.088.285

SAIDI

100,12

18,58

6.951.632
118,71

Số KH mất điện lâu dài

35.721

2.587

38.308

0,61

0,04

0,65

10.206

5.170

15.376

0,17

0,09

Phân đoạn

Số KH
Tổng thời gian mất điện lâu dài

SAIFI
Số KH mất điện thoáng qua
MAIFI

Tổng

7.688

0,26

b) Tuyến 473-110kV Văn Hóa
Bảng 1.13: Chi tiết ĐTCCCĐ của tuyến 473-110kV Văn Hóa
Đến CD
198-4
Quảng Thủy

Sau CD 198-4
Quảng Thủy
đến L274
Vĩnh Phú

1.254

3.891

2.022

137

7.304

1.442.100

9.546.900

430.686

325.375

11.745.061

SAIDI

24,63

163,02

7,35

5,56

200,56

Số KH mất
điện lâu dài

3.762

54.450

4.044

548

62.804

0,06

0,93

0,07

0,01

1,07

6.270

19.455

10.110

685

36.520

0,11

0,33

0,17

0,01

0,62

Phân đoạn

Số KH
Tổng thời gian
mất điện lâu
dài

SAIFI
Số KH mất
điện thoáng
qua
MAIFI

NR sau
L2-4
Quảng
Minh

NR Quảng
Sơn 3,4

Tổng