ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ VIỆT LINH

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

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 1: PTS.TS. ĐINH THÀNH VIỆT

Phản biện 2: GS.TS. NGUYỄN HỒNG ANH

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ kỹ
thuật, chuyên ngành kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa Đà
Nẵng vào ngày 07 tháng 10 năm 2017.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:

hiệu quả nhất về kỹ thuật – kinh tế.
Hiện nay, tại ĐLNT thực hiện đầu tư lưới điện mới chỉ tập trung cho công tác giảm tổn thất điện năng,
chống quá tải lưới điện, công tác nâng cao ĐTCCCĐ chỉ thực hiện bằng các giải pháp quản lý vận hành,
nâng cao năng lực tay nghề của cán bộ nhân viên để rút ngắn thời gian thao tác, công tác.
Vì vậy, nhằm phục vụ cho mục tiêu trong thời gian tới cần đề xuất những phương án phục vụ các giải
pháp nâng cao ĐTCCCĐ cụ thể đối với từng tuyến trung áp, từng khu vực phụ tải nhằm giảm thời gian mất
điện, số lần mất điện và số khách hàng mất điện qua đó thay đổi trực tiếp đến các chỉ tiêu ĐTCCCĐ.
2. Mục tiêu nghiên cứu
- Đề tài nghiên cứu, tính toán đánh giá ĐTCCCĐ theo các chỉ tiêu được KHPC giao cho ĐLNT.
- Đánh giá, đề xuất các giải pháp cụ thể để nâng cao ĐTCCCĐ, ứng dụng công nghệ kỹ thuật trong
công tác quản lý vận hành (QLVH) lưới điện.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Lưới điện trung áp thuộc ĐLNT quản lý vận hành.
- Phạm vi nghiên cứu: Độ tin cậy lưới điện trung áp của TP Nha Trang, từ đó đề ra các giải pháp nhằm
nâng cao chất lượng cung cấp điện, đem lại hiệu quả về kỹ thuật cũng như kinh tế.
4. Phương pháp nghiên cứu
- Trên cơ sở lý thuyết về ĐTCCCĐ trong hệ thống điện, các chỉ tiêu được KHPC giao cho ĐLNT, đánh
giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện trung áp TP Nha Trang.


2

- Đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao ĐTCCCĐ, tính toán thực tế dựa trên chương trình Quản lý lưới
điện của EVNCPC, sử dụng phần mềm PowerWorld Simulator version 16 của hãng PTI để mô
phỏng lưới điện kiểm tra các phương án tách tải, kết lưới đảm bảo vận hành.
- Từ số liệu chi tiết độ tin cậy cung cấp điện thực hiện năm 2016, sử dụng các hàm trong Excel để tính
toán lại các chỉ tiêu độ tin cậy dự kiến năm 2017 dựa trên các sự kiện (sự cố hoặc bảo trì bảo dưỡng)
trong năm 2016.
5. Tên và bố cục đề tài
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết quả hướng đến thì đề tài được đặt tên là: “NGHIÊN

Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp, các trạm biến áp thuộc tuyến theo bảng sau:
Bảng 1.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV
TT

Xuất tuyến 22 kV

Trạm biến áp

Tổng chiều dài

Công suất

Số lượng

(km)

đặt (MVA)

1

471-E27

6,921

51

17,4

2


475-E27

26,762

50

18,007

6

476-E27

19,472

55

23,72

7

477-E27

17,274

62

20,61

8


485-E27

8,367

56

19,0725

123,696

581

212,155

Tổng cộng

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

TT

Xuất tuyến 35 kV

Trạm biến áp

Tổng chiều dài
(km)

Công suất

Số lượng


22,23

17,240

19

41,15

Tổng cộng

Tình hình phụ tải của một ngày đặc trưng tháng 05 năm 2017 theo bảng sau:
Bảng 1.3: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp
CÁC XUẤT TUYẾN TRUNG ÁP

Pmax

P19

Pmin

Sản lượng

(MW)

(MW)

(MW)

(kWh)

4

B. Xuất tuyến 22kV

1.316.610

- Tuyến 471-E27

4,8

4,8

2,6

- Tuyến 472-E27

4,9

4,9

2,7

- Tuyến 473-E27

6,5

6,5

3,3


5,4

- Tuyến 478-E27

5,0

5,0

1,7

- Tuyến 479-E27

4,8

4,8

3,6

- Tuyến 484-E27

5,7

5,7

3,5

- Tuyến 485-E27

5,1


476 477

478

479

484

485

3

1

0

0

0

0

0

1

1

0


0

0

0

0

0

0

0

1

2

2

0

0

0

0

0


3

473

1

0

474

0

2

1

475

0

0

0

0

476

0


0

0

0

0

479

1

0

0

0

0

0

0

0

484

1


0

0

0

2

Tổng

6

6

3

5

2

2

2

1

1

6



12

Chức năng
LTD
4

Liên

Phân

Nhánh

lạc

đoạn

rẽ

20

38

21

Tổng

69

Với số lượng dao cách ly như trên thì hiện nay đã đáp ứng đứng phần nào nhu cầu vận hành, quản lý,


479

484

485

Trục chính

2

1

0

1

0

0

0

0

1

0

0

Dao cắt có tải LBS
Loại

Tuyến

Chức năng
Thao tác bù

Hở

Kín

Phân đoạn

Nhánh rẽ

471

1

1

0

1

1

0


3

3

1

3

1

1

475

1

1

1

1

0

0

476

0


0

0

0

2

479

1

1

0

1

0

1

484

4

1

1


0

1

372

0

0

0

0

0

0

374

2

1

2

0

0


471

472

473

474

475

Trục chính

2

1

0

0

4

Nhánh rẽ

2

2

3


15

4

1

0

1

3

1

22

Bảng 1.9: Tổng hợp RMU 35kV
Vị trí lắp đặt

Tuyến 35kV
371

372

374

Tổng

Phân đoạn



474

475

476

477

478

479

484

485

372

1

1

3

3

5

2


476

477

479

484

Số lượng

1

2

2

2

1

1

Tổng
09

1.3. KẾT LUẬN
Qua thực tế tình hình lưới điện và phụ tải của khu vực Trung tâm TP Nha Trang thì nhận thấy được
tầm quan trọng của việc nâng cao ĐTCCCĐ đảm bảo việc cấp điện liên tục ổn định cho các khách hàng
nhằm phục vụ các nhu cầu sinh hoạt, sản xuất, kinh doanh hướng tới phát triển kinh tế xã hội của TP Nha

2.3. TÌNH HÌNH THỰC HIỆN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
2.3.1. Tình hình sự cố
Bảng 2.1: Thống kê sự cố từ năm 2014 đến năm 2016

Nguyên
nhân

Chất

Hành

lượng

lang

thiết bị

tuyến

Sương

Quá

Sét

tải HA

đánh

muối,

88

Năm 2015

41

24

16

4

2

9

4

100

Năm 2016

52

31

22

11



Sự cố 0,4-35kV

dung
Chỉ
tiêu

MAIFI

SAIDI

Tổng

BTBD 0,4-35kV
SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

SAIDI

SAIFI

2014


9,044

0,254

1340

12,299

2016

0,168

124,611

3,203

0,22

828,932

6,54

0,388

954

9,743

Bảng 2.4: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ
Nội dung


2015

38,58

8,57

26,47

61,42

91,43

73,53

2016

43,30

13,07

32,87

56,70

86,93

67,13

Có thể thấy rằng công tác bảo trì bảo dưỡng chiếm tỷ lệ lớn trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ vì vậy việc


0,226

0,068

473

3.147

69,589

0,781

0,138

474

3.977

125,142

0,924

0,011

475

13.277

139,893


0,177

-

479

8.005

87,911

1,266

-

484

2.053

44,699

0,430

-

485

3.468

86,372


0,002

-

Tổng

61.494

958,856

10,115

0,387

Từ bảng trên ta thấy: các tuyến 474, 475, 476, 477, 479, 484-E27 có chỉ tiêu SAIDI rất lớn, vậy để
giảm chỉ tiêu SAIDI của toàn ĐLNT thì cần phải tập trung đề xuất các phương án tại tuyến này.


9

Ngoài ra cũng phải có các phương án cho các tuyến 22kV còn lại để dự phòng thực hiện trong thời
gian tiếp theo đảm bảo phù hợp với các giai đoạn phát triển của phụ tải, riêng các tuyến 35kV do các chỉ tiêu
ĐTCCCĐ đang ở mức thấp nên thì việc thực hiện các giải pháp chưa cần thiết vào thời điểm hiện nay.
Các tuyến 22kV có số lượng khách hàng nhiều do đó các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ phải được
đặc biệt chú trọng, phải phân vùng các phụ tải giảm bớt ảnh hưởng của việc mất điện ngoài vùng công tác
hoặc sự cố bằng cách lắp đặt thêm các thiết bị đóng cắt, kết nối mạch vòng để nâng cao năng lực cấp điện
2.3.5. Kế hoạch năm 2017
Bảng 2.6: Mục tiêu độ tin cậy năm 2017 so với năm 2016
Nội dung


0,23

834

6,9

0,39

958

10,1

0,19

70

3,3

0,24

620

4,5

0,43

690

7,8

0,06

2.4. KẾT LUẬN
Căn cứ theo quy định của EVN, các chỉ tiêu của EVNCPC giao cho KHPC cũng như ĐLNT thì các
chỉ tiêu ĐTCCCĐ mới chỉ quan tâm đến các số liệu như: SAIDI, SAIFI, MAIFI. Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ của
tuyến trung áp khu vực trung tâm TP Nha Trang bị ảnh hưởng nhiều bởi các tuyến có số khách hàng lớn, khu
vực phụ tải tập trung vì vậy để nâng cao ĐTCCCĐ thì giải pháp áp dụng với các tuyến này phải được đặt lên
hàng đầu. Từ nhiệm vụ được giao trong năm 2017 thấy được thách thức không nhỏ trong thời gian tới, yêu
cầu đặt ra với các giải pháp nâng cao ĐTCCCĐ là phải nhanh chóng và chính xác nhất.


10

CHƯƠNG 3: NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
3.1. PHÂN ĐOẠN VÀ KẾT NỐI LIÊN LẠC
Nguyên tắc lập các phương án, giải pháp căn cứ theo:
Số lượng khách hàng của các phân đoạn, các nhánh rẽ.
Số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các phân đoạn và nhánh rẽ.
Khả năng kết nối liên lạc, dự phòng cấp điện của các phân đoạn và nhánh rẽ.
Vị trí thường xuyên có thao tác, công tác trên lưới điện mà phải thực hiện tháo, đấu lèo hoặc đóng
cắt các thiết bị phân đoạn.
Quy hoạch giao thông, các khu dân cư của TP Nha Trang
Các thiết bị đóng cắt lựa chọn để lắp đặt mới như Recloser chọn kiểu Schneider U-series, LBS kín
của hãng JinKwang (Hàn Quốc), cả 2 thiết bị này đều có giao thức IEC101 và IEC104 đảm bảo thuận lợi
trong việc kết nối lưới điện thông minh, điều khiển từ xa (SCADA).
3.1.1. Bổ sung thiết bị để phân đoạn

Hình 3.1: Vị trí 471-E27/19 và 471-E27/43

Hình 3.2: Vị trí 374-472-E27/31 (472); 472-E27/41-1 và 472-E27/41-11

Hình 3.13: Vị trí 372-E27/69
3.1.2. Xây dựng mới đường dây liên lạc:

Hình 3.14: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-479-E27

Hình 3.15: Sơ đồ nguyên lý mạch liên lạc 475-477-E27


14

3.1.3. Mô phỏng hệ thống điện
2
Thực tế trong vận hành đối với dây dẫn trục chính bằng nhôm tiết diện 185mm thì dòng tải có thể đạt tới
hơn 14 MW, tuy nhiên để đảm bảo ổn định của hệ thống, giảm thiểu các nguy cơ sự cố có thể xảy ra do quá
tải: ta giả thiết trong chương trình PowerWorld tải lớn nhất mà dây dẫn dẫn trục chính của các tuyến trung áp
có thể vận hành được là 10,8 MW (~14 MVA).





Tuyến 473-E27:

- Việc bổ sung Recloser tại cột 473-E27/25-1 nhằm đảm bảo linh hoạt, rút ngắn thời gian thao tác, không
làm ảnh hưởng các phụ tải tuyến 473-E27. Trường hợp thao thao tác cắt CDPĐ tại cột 473-474-E27/25,
đóng điện tuyến 477-E27 cấp điện cho toàn bộ nhánh rẽ 473-E27/25-1.
- Tương tự, trường hợp tuyến 473-E27 cấp điện cho toàn bộ phụ tải tuyến 477-E27 qua nhánh rẽ 477E27/24-1.

Hình 3.16: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 473-E27
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 473-E27 cấp điện cho 477-E27

nguồn 484-E27

Tuyến 474-E27:
- Khi công tác từ E27 đến trước VT 473-474-E27/16 thì có thể thao tác ngay Recloser 474-E27 tại VT 473474-E27/16 để :
Đóng cầu dao liên lạc 474-484-E27/62: chuyển toàn bộ tuyến 474-E27 sau VT 473-474-E27/16 nhận
nguồn 484-E27, khi đó tình hình vận hành như sau:


15

Hình 3.17: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 474-E27 (2)
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 484-E27 cấp điện cho 474E27):
Bảng 3.2: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 473-474-E27/16 (2)



Tuyến

Mang tải
(%)

Đánh giá

Phương án xử lý

484-E27

105

Quá tải

Phương án xử lý

Quá tải

Chuyển PĐ sau LBS 484-E27/34
(2,44 MW) nhận nguồn từ 474-E27.


Tuyến 485-E27:

- Khi sự cố hoặc công tác từ E27 đến VT 485-E27/23 có thể thao tác ngay Recloser này để đóng cầu dao
liên lạc 371-484-485-E27/45; 484-485-E27/27-41 chuyển toàn bộ phụ tải sau VT 485-E27/23 nhận nguồn
từ tuyến 484-E27, tình trạng vận hành:

Hình 3.19: Mô phỏng tình trạng vận hành tuyến 485-E27
Tình trạng mang tải khi thay đổi phương thức cấp điện (chuyển tuyến 484-E27 cấp điện cho tuyến
485-E27):
Bảng 3.4: Tình hình mang tải khi thao tác Recloser 485-E27/23
Tuyến

Mang tải (%)

Đánh giá

Phương án xử lý

Chuyển PĐ sau LBS 485-E27/34 (4,02
MW) nhận nguồn từ 473-E27.
Như vậy, với giả thiết tải max mà dây dẫn có thể vận hành được là 10,8 MW (14MVA) thì hầu hết các
tuyến trung áp đều đảm bảo vận hành, chỉ có một vài trường hợp phải chuyển tải để ngăn ngừa chống quá tải.

Sau

Giảm

Trước

Sau

Giảm
0,028

471

36,331

15,865

20,465

0,267

0,125

0,142

0,096

0,068

472


0,138

0,122

0,016

474

125,142

97,383

27,759

0,924

0,603

0,321

0,011

0,011

-

475

139,893

1,219

0,817
1,159

0,415
0,061

0,053

0,053

-


17

478

43,993

25,313

18,680

0,177

0,118

0,059


20,322

24,377

0,430

0,195

0,235

-

-

-

485

86,372

50,664

35,708

1,587

0,845

0,742


4,852

-

0,058

0,058

-

0,006

-

0,006

374

0,844

-

-

0,002

-

-

được thời gian mất điện, số lần mất điện nên các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cũng sẽ thay đổi theo chiều hướng giảm
đảm bảo thực hiện đúng mục tiêu đề ra. Các thiết bị mới lắp đặt phải có tính đồng bộ với hệ thống lưới điện
hiện có, tránh trường hợp lắp quá nhiều loại thiết bị, chủng loại, cách vận hành khác nhau gây khó khăn cho
người thao tác, kéo dài thời gian thao tác, có khả năng mất an toàn cho lưới điện và con người.
3.2.2. Phân tích kinh tế
Bảng 3.6: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung
Tuyến

Re

LBS kín

DCL

471

2

0

2

472

1

2

0


2

477

1

0

0

478

1

0

1

479

2

1

1

484

1


19

07

13

Tính toán kinh tế đối với tuyến 471-E27 như sau:
Giá trị đầu tư của tuyến 471-E27 là:
ĐT471-E27 = 2 x 280 + 0 x 70 + 2 x 10 = 580 tr.đ
Trong đó:
Recloser : 280 tr.đ /1c; LBS kín : 70 tr.đ/1c; DCL : 10 tr.đ/1c,
Theo “Bảng 3.12: So sánh ĐTCCCĐ tuyến 471-E27 trước và sau giải pháp” thì tổng thời gian mất
điện giảm sau khi thực hiện giải pháp là:
T(-)471-E27 = 20,465 x 61.494 = 1.258.501 phút
Trong đó:


18

20,465 : SAIDI giảm;
61.494: tổng số khách hàng.
Trung bình 1 ngày sản lượng điện tiêu thụ: 1.529.140 kWh, vậy lợi nhuận thu được trong 1 năm của
61.494 khách hàng là:
LNĐLNT = 1.529.140 kWh x 365 ngày x 2.035 đ/kWh = 1.135.806.963.500 Đ
Tổng thời gian cấp điện trong 1 năm của 61.494 khách hàng:
TCN = 61.494 x 365 x 24 x 60 = 32.321.246.400 phút.
Lợi nhuận thu được trong 1 năm tương ứng với thời gian giảm là:




44,23

580

13,11

472

795.381

27,95

420

15,03

473

2.711.986

95,30

290

3,04

474

1.707.019


81,44

280

3,44

478

1.148.711

40,37

290

7,18

479

461.816

16,23

640

39,44

484

1.499.043


-

70

70,00

17.579.741

617,77

5.940

9,62

Tổng

Công tác nâng cao ĐTCCCĐ góp phần cải thiện chất lượng phục vụ khách hàng, đặc biệt với TP
Nha Trang tập trung rất nhiều phụ tải quan trọng, mang yếu tố chiến lược, đặc biệt quan trọng trong việc phát
triển kinh tế xã hội chính trị của TP nói chung cũng như tỉnh Khánh Hòa nói riêng vì vậy cần phải đầu tư
nhanh chóng để đạt hiệu quả nhanh nhất trong thời gian tới. Tuy nhiên để đảm bảo lợi nhuận sản xuất kinh
doanh, phải chia làm 3 giai đoạn đầu tư:
Giai đoạn 1: Thực hiện đầu tư với các tuyến 473,477,478, 484,485-E27.
Giai đoạn 2: Thực hiện đầu tư với các tuyến 471,472,474,475,476,479-E27
Giai đoạn 3: Thực hiện đầu tư với các tuyến 371,372-E27.


19

3.3. GIẢI PHÁP KHÁC
3.3.1. Giảm suất sự cố

lưới điện, tuy nhiên không lớn và trong tầm kiểm soát. Với thực tế lưới điện hiện có thì đảm bảo tất cả các
giải pháp đều không dẫn tới sự mất an toàn, ổn định của hệ thống.
Độ tin cậy cung cấp điện là một yêu cầu cấp thiết của hệ thống điện trong thời gian tới, do đó việc
thực hiện các giải pháp nhanh chóng và hiệu quả là một mục tiêu trên hết. Để đáp ứng được yêu cầu đó
không chỉ cần đầu tư về thiết bị còn phải nâng cao năng lực quản lý của con người, đây chính là giải pháp
quan trọng nhất trong công tác nâng cao ĐTCCCĐ và đảm bảo hiệu quả sản xuất kinh doanh.
Để mang tính thực tiễn cao hơn, phương án được đề xuất trong luận văn này cần được khảo sát cụ thể,
hiệu chỉnh phù hợp với tình trạng thiết bị điện, lưới điện hiện có.
Số liệu thu thập trong luận văn được tổng hợp từ trong vòng 03 năm gần nhất tuy nhiên do còn chưa
được áp dụng rộng rãi trong đơn vị nên các thông tin mất điện của khách hàng để tính toán chỉ chính xác 70
– 80%, vì vậy số liệu thực tế về các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cao hơn nhiều so với kết quả thực hiện thu thập được
trong chương trình OMS của CPC. Do điều kiện thời gian cũng như khả năng có hạn do đó nội dung luận
văn vẫn còn những mặt thiếu sót cần phải nghiên cứu khắc phục thêm.