ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN NGỌC VIỆT

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH
- TỈNH QUẢNG BÌNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 8520201

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN TẤN VINH

Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 2: TS. VŨ PHAN HUẤN

Luận văn được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ
kỹ thuật điện họp tại Trường Đại học Bách khoa vào ngày 27 tháng 10 năm
2018.


- Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện hiện trạng
- Đề xuất giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy làm việc của lưới điện Điện lực
Quảng Trạch – tỉnh Quảng Bình.
- Đề tài s xây dựng chương trình tính toán, tận dụng d liệu cấu tr c LPP có
sẵn trong chương trình PSS/ D PT để tính toán cho mô hình thực tế lưới điện phân
phối do Điện lực Quảng Trạch quản lý vận hành, để tìm ra các giải pháp đáp ứng
đồng thời các mục tiêu trên.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
4. Phương pháp nghiên cứu
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
6. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần Mở đầu và Kết luận kiến nghị, luận văn gồm 4 chương:
Chương 1: T ng quan về độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối và lưới
điện phân phối Điện lực Quảng Trạch – tỉnh Quảng Bình.
Chương 2: Các phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối
Chương 3: Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cho lưới điện phân phối Điện lực
Quảng Trạch bằng phần mềm PSS/ D PT.


2

Chương 4: Các Giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện
Quảng Trạch.
Kết luận và kiến nghị
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN VÀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH - TỈNH QUẢNG BÌNH
1.1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY
1.1.1 Định nghĩa
Độ tin cậy là xác suất làm việc tốt của một thiết bị trong một chu kỳ dưới các


1.2. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH – TỈNH QUẢNG
BÌNH
1.2.1. Giới thiệu chung lưới điện trên địa bàn Điện lực Quảng Trạch quản lý
Địa bàn quản lý của Điện lực Quảng Trạch là huyện Quảng Trạch và thị xã Ba
Đồn, tỉnh Quảng Bình. Địa hình Quảng Trạch, Ba Đồn khá đa dạng và phức tạp, bị
chia cắt mạnh bởi các khối n i và sông suối chằng chịt.
1.2.2. Đặc điểm
- Lưới điện phân phối Điện lực Quảng Trạch chủ yếu là lưới hình tia, và một số
xuất tuyến khép vòng nhưng vận hành hở trải dài phân bố qua nhiều địa hình ( 35%
miền n i, 65% trung du) phần lớn được tiếp nhận từ lưới điện trung áp nông thôn.
Thông số kỹ thuật chính của các xuất tuyến trung áp 22kV, các trạm biến áp
thuộc tuyến theo bảng sau:
Bảng 1.1. Khối lượng lưới điện 22kV Điện lực Quảng Trạch quản lý
TT

Xuất tuyến

Tổng
chiều dài
(km)

1

471 Ba Đồn

2

Loại dây


55,197

3,485

51

8.881,5

3

475 Ba Đồn

32,390

28,128

4,262

51

11.410

4

477 Ba Đồn

13,278

12,496


16

2.120

7

473 Roòn

4,937

4,937

0

9

3.170

8

474 Roòn

15,176

15,176

0

14


11

472 Hòn La

2,335

1,588

0,747

2

790

12

474 Hòn La

5,195

4,95

0,242

5

1.390

13


33.71

354

161.477,5

Tổng cộng

1.2.3. Đánh giá chung độ tin cậy cung cấp điện của Điện lực Quảng Trạch


4

Chỉ tiêu Tổng Công ty Điện lực miền Trung giao cho các công ty điện lực
thành viên theo lộ trình đến năm 2020
Bảng 1.2: Kế hoạch EVN CPC giao cho Công ty Điện lực Quảng Bình đến năm 2020
Kế hoạch giao độ tin cậy của QBPC đến năm 2020
Kế hoạch
năm
2017
So với KH
năm 2016
(%)
2018
So với KH
năm
2017(%)
2019
So với KH
năm

4.77

3.77

930

8.48

82%

72%

95%

100%

64%

90%

82%

65%

92%

3.36

97


93%

2.79

66

3.17

0.03

343

3.99

2.82

409

7.16

83%

68%

93%

100%

64%


91%

100%

70%

79%

85%

70%

84%

Ghi chú

Kết quả thực hiện độ tin cậy năm 2015-2018 của Điện lực Quảng Trạch như
sau:
Bảng 1.3: Thực hiện độ tin cậy của Điện lực Quảng Trạch năm 2015- 2018
Bảng thực hiện chỉ tiêu ĐTCCCĐ Điện lực Quảng Trạch
Năm 2015

Năm 2016

Năm 2017

Chế độ
tính
Các chỉ tiêu ĐVT
toán


5.99

4.127

3.84

4.235

2.79

2.632

2.64

SAIDI

Phút

2497.27

2024.15

1384.53

1558.98

945.119

777.25


5.85

4.127

3.797

4.235

2.75

2.632

2.605

SAIDI

Phút

275.554

269.13

145.516

142.983

122.18

93.62


0.14

0

0.04

0

0.04

0

0.034

SAIDI

Phút

2221.72

1755.02

1239.01

1416

822.939

683.63

BQĐ

LK tháng 6/2018


5

Từ năm 2015 đến năm 2018: 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 chưa n định, các chỉ số độ tin cậy
chưa đạt mục tiêu của Công ty Điện lực Quảng Bình giao.
Nhận xét: Số liệu thống kê cho thấy các chỉ số S IDI, S IFI, M IFI cao, thời
gian mất điện nhiều do nhiều nguyên nhân chủ quan cũng như khách quan. Do vậy
việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là điều hết sức quan trong trong thời điểm
hiện nay.
Tùy theo điều kiện cụ thể, người ta đưa ra các chỉ tiêu và yêu cầu về độ tin cậy
cung cấp điện liên quan đến khách hàng. Để đánh giá được độ tin cậy của lưới điện
phân phối, đề tài nghiên cứu phương pháp đánh giá và các biện pháp để nâng cao độ
tin cậy lưới điện phân phối.
Mục tiêu của đề tài là xây dựng chương trình nghiên cứu, áp dụng phần mềm
PSS/ D PT để tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện hiện trạng thông qua
các chỉ số S IFI, S IDI, C IDI. Từ đó đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao độ tin
cậy làm việc của lưới điện phân phối.
CHƯƠNG 2
CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI
2.1. KHÁI NIỆM VỀ TRẠNG THÁI HỎNG VÀ HÓC CỦA HỆ THỐNG
ĐIỆN
2.1.1. Trạng thái của phần tử
Phần tử (PT) của hệ thống điện có thể ở nh ng trạng thái khác nhau trong

- Cửa sổ View: bao gồm các thông tin cho các ứng dụng, đồ họa và 3
cửa s chính để thiết kế và phân tích một sơ đồ mạch diện (xem hình ….).
+ Diagram View: là cửa s chính trong ứng dụng của PSS/ D PT.
+ Equipment List View : Các chức năng trong cửa sổ này được trình bày
một cách trật tự và dễ hiểu khi sử dụng.
+ Progress View: Hiển thị các thông báo khi chương trình thực hiện.
+ Report Preview: Hiển thị các kết quả sau khi phân tính và tính toán một
bài toán cụ thể, từ đây ta có thể in ấn các kết quả này một cách dễ dàng thông qua
File\Print.
- Thanh trạng thái (StatusBar): để hiển thị thông tin trạng thái của chương
trình khi PSS/ D PT đang tính toán.
- Thanh menu chính (Main Menu): gồm các hàm chức năng trong
PSS/ADEPT.
- Thanh công cụ (ToolBar): cung cấp công cụ giúp cho việc v sơ đồ mạch
điện thực hiện nhanh chóng và dễ dàng.
2.3.5.2 Dữ liệu phục vụ tính toán:

- Sơ đồ nguyên lý lưới điện khu vực Điện lực Quảng Trạch.
Các sơ đồ vận hành lưới điện được v và cập nhập phù hợp với các tuyến
đường dây trung thế: Sơ đồ nguyên lý 1 sợi, sơ đồ vận hành, các phương thức vận
hành…
- Số liệu tính toán: gồm số liệu Quản lý Kỹ thuật và kinh doanh của các tuyến
dây n i, cáp ngầm trung thế và trạm biến áp, cụ thể là:
Thông số quản lý kỹ thuật của đường dây và thiết bị như: Tiết diện, khoảng
cách chiều dài, thông số dây dẫn, máy biến áp, thiết bị bảo vệ đóng cắt, tụ bù, máy
điều áp,…
Thông số vận hành, đo đạc định kỳ của đơn vị: Các thông số vận hành dòng,
áp, cos , công suất,…
Thông số kinh doanh (tính đến hết 30/6/2018): Điện năng tiêu thụ của từng phụ
tải, số khách hàng sử dụng điện trên đường dây.

, RP, SWT,

PSS, M , S ; thông số các n t tải: Pi, Qi,
số lượng khách hàng tại n t i

Tính toán các chỉ tiêu: S IFI, S IDI, C IFI, C IDI

Xuất ra kết quả tính toán

Bảng 2.1: Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm PSS/ADEPT
CHƯƠNG 3
TÍNH TOÁN CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH BẰNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT
Để đánh giá thực trạng độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện hiện trạng, trong
chương này s tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn I
-1366 gồm
S IFI, S IDI, C IDI bằng cách sử dụng module DR trong phần mềm
PSS/ADEPT.
3.1. DỮ LIỆU TÍNH TOÁN
Để tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối bằng phần mềm PSS/ D PT
cần có nh ng d liệu đầu vào sau:
3.1.1. Sơ đồ lưới điện
Sơ đồ các xuất tuyến của lưới điện phân phối được lấy từ các file d liệu sơ đồ


8

trong phần mềm PSS/ D PT do Điện lực Quảng Trạch và Công ty Điện lực Quảng
Bình xây dựng và quản lý.
Bảng 3.1: Thống kê số lượng thiết bị trên lưới điện Điện lực Quảng Trạch

Để tính các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện phân phối do sự cố, trong phần
mềm PSS/ D PT cần phải nhập các thông số sau:
λ (lần/năm): Cường độ sự cố (Sustained failure rate per year, λ) của các
phần tử: đối với đường dây cường độ sự cố có đơn vị là 1/km.năm, đối với các thiết
bi thì cường độ sự cố có đơn vị là 1/năm;
RP (giờ): Thời gian sửa ch a sự cố trung bình của các phần tử (Mean
time to repair, RP): đơn vị tính là h;
PSS (%): Thời gian đ i nối của các thiết bị đóng cắt (Mean time to
Switch, SWT): đơn vị tính là giờ
Mλ (lần/năm): Xác suất làm việc tin cậy của thiết bị đóng cắt
(Probability of successful switching, PSS);
Sλ (lần/năm): Cường độ sự cố thoáng qua của các phần tử (Momentary
failure rate per year, Mλ).
3.1.3. Thông số độ tin cậy của các phần tử bảo trì bảo dưỡng
Bảng 3.2: Thông số độ tin cậy của các phần tử trên LĐPP do sự cố
TT
1
2
3
4
5

Tên
thiết
bị
λ
RP
PSS
Mλ
Sλ

1.20
100
100
0.00

0.00580
1.65
100
100
0.00

0.00486
1.00
100
100
0.00

0.15873
0.60
100
100
0.00

0.08600
2.00
0
0
0.00

0.12080

0
1000
0
0
4 Mλ Lần/Năm 1000
1000
0
0
1000
0
0
5 Sλ
Lần/Năm 0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.92


9

3.2. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 471 BA ĐỒN
3.2.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 471 Ba Đồn do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 14,674km, cấp điện cho 3.684
khách hàng, gồm 20 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên xuất
tuyến có sử dụng 01 REC.
3.2.2. Kết quả tính toán

tuyến có sử dụng 02 REC.
3.3.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.5: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 473 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT473 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
2.83
79.2
2.83
0.47
BQĐK
5.71
519
6.78
1.51
T ng cộng
8.54
598.2
9.61
1.98
3.4. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 475 Ba Đồn
3.4.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 475 Ba Đồn do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh

399

5.15
7.13

1.22
1.7

3.5. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 477+478 Ba Đồn
3.5.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ
thanh cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 31,223km, cấp điện cho
14.898 khách hàng, gồm 41 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên
xuất tuyến có sử dụng 04 REC.
3.5.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.7: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT475 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
3.47
98.4
3.47
0.47

2.66
0.58
BQĐK
5.09
466.8
5.09
1.53
T ng cộng
7.75
559.8
7.75
2.11
3.7. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 473 Văn Hóa
3.7.1. Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 473 Văn Hóa do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 44,834km, cấp điện cho 39.086
khách hàng, gồm 32 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắt, ngoài ra trên xuất
tuyến có sử dụng 05 LBS và 01 R C.


11

3.7.2. Kết quả tính toán
Bảng 3.9: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 473 Văn Hóa
SAIFI
SAIDI
CAIFI
XT473 VANHOA
(lần)
(phút)

XT472 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
0.51
22.2
1
0.73
BQĐK
1.36
193.2
1.36
2.37
T ng cộng
1.87
215.4
2.36
3.1
3.9. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 474 Hòn La
Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 474 Hòn La do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh
cái C41 trạm 110kV Ba Đồn. T ng chiều dài tuyến là 5,195km, cấp điện cho 4.95
khách hàng, gồm 05 trạm biến áp. Đầu xuất tuyến có máy cắ.
Bảng 3.11: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 474 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI

Bảng 3.12: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 476 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
XT476 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
Sự cố
1.28
39.6
1.28
BQĐK
3
421.8
3
T ng cộng
4.28
461.4
4.28

CAIDI
(phút)
0.52
2.34
2.86

3.11. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY XUẤT TUYẾN 478 Hòn La
Dữ liệu đầu vào
Xuất tuyến 478 Hòn La do Điện lực Quảng Trạch quản lý, nhận điện từ thanh

Bảng 3.14: Kết quả tính toán độ tin cậy cho các xuất tuyến
SAIFI
CAIFI
CAIDI
Tên xuất tuyến
SAIDI (phút)
(lần)
(lần)
(phút)
XT 471 BADON 4.81
573
5.04
3.37
XT 473 BADON 8.54
598.2
9.61
1.98
XT 475 BADON 6.85
399
7.13
1.7
XT
477+478
10.49
991.2
10.49
2.59
BADON
XT
471

13

Dựa vào định nghĩa của các chỉ tiêu độ tin cậy theo bộ tiêu chuẩn I
-1366,
có thể tính các chỉ tiêu S IFI, S IDI, C IFI, C IDI cho toàn lưới phân phối của
Điện lực Quảng Trạch như sau:
Bảng 3.15: Kết quả tính toán độ tin cậy hiện trạng cho toàn lưới phân phối
CAIDI
SAIFI
SAIDI (phút) CAIFI
(phút)
Sự cố
2.79
81.26
2.80
0.49
BQĐK

6.12

574.64

6.35

1.64

Tổng cộng

8.90


Kết luận:
Trong chương này đã trình bày kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu
chuẩn I
1366 cho các xuất tuyến bằng cách sử dụng phần mềm PSS/ D PT.
Việc tính toán tương đối thuận lợi nhờ sử dụng các file sơ đồ lưới điện do Điện lực
đang quản lý vận hành. Kết quả tính toán phù hợp với thực trạng hiện nay, các chỉ
tiêu độ tin cậy còn thấp so với chỉ tiêu của Công ty Điện lực Quảng Bình giao cho
Điện lực Quảng Trạch. Vì vậy cần nghiên cứu đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao
độ tin cậy cho lưới điện.


14

CHƯƠNG 4
CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH
4.1. PHÂN TÍCH CÁC NGUYÊN NHÂN ẢNH HƯỞNG ĐẾN ĐỘ TIN CẬY
CỦA LƯỚI ĐIỆN HUYỆN QUẢNG TRẠCH:
4.1.1 Yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện:
• Độ tin cậy của lưới điện:
• Cấu tr c lưới điện:
• Công tác t chức quản lý và vận hành:
• Ảnh hưởng môi trường bên ngoài:
• Yếu tố con người:
4.1.2. Nguyên nhân sự cố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện phân phối
Điện lực Quảng Trạch:
- Sự cố hành lang tuyến công tác phát quang chưa triệt để nên khi có gió lốc
cây quẹt vào đường dây gây sự cố.
- Do sự cố thiết bị(FCO,LBFCO,L ,TU,TI…).
- N chì thiết bị phân đoạn bật vượt cấp.

4.2.2.1 Giới thiệu giải pháp
Nh ng sự gián đoạn cung cấp điện là lý do của việc nghiên cứu, đánh giá độ tin
cậy của lưới điện. Nghiên cứu độ tin cậy của lưới điện nói chung và lưới phân phối
nói riêng phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố. Theo I
, một trong nh ng yếu tố ảnh
hưởng đến quá trình nghiên cứu độ tin cậy của lưới phân phối đó là:
4.2.2.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:
- Giải pháp này mang lại hiệu quả cao, khai thác được các phương thức vận hành
linh hoạt của lưới điện mà hầu như không mất chi phí đầu tư tiền vốn vào lưới điện.
- Với sự trợ gi p của các phần mềm tính toán phân tích lưới điện "mạnh" về tính
năng để tính toán, phân tích nên công việc tiến hành thuận lợi.
Nhược điểm:
- Phương thức vận hành lưới điện phụ thuộc vào phương thức vận hành ngày của
Trung tâm điều độ hệ thống điện Miền trung. Hơn n a, phụ tải trên lưới thường
xuyên thay đ i do đó khi áp dụng giải pháp này thì phải tiến hành liên tục và kéo dài
từ năm này sang năm khác.
- Mỗi lần thay đ i phương thức kết lưới cơ bản gây khó khăn cho công tác quản
lý, vận hành lưới điện.
- Trong tính toán xem độ tin cậy của nguồn là tuyệt đối.
4.2.3 Giải pháp đồng bộ hóa trên thiết bị:
4.2.3.1 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 hoán chuyển vị trí
các thiết bị đóng cắt trên lưới, nhằm đồng bộ hoá 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, công nghệ tự động hoá lưới điện.
4.2.3.2 Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp có một số ưu, nhược điểm như sau:

4.2.5.1. Giới thiệu giải pháp
Hệ thống tự động hoá lưới điện phân phối (D S) cung cấp chức năng điều khiển
và giám sát từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động (Sectionalizer), phối hợp gi a
các điểm phân đoạn trên lưới điện phân phối, nhờ đó cô lập được phân đoạn sự cố,
khôi phục việc cung ứng điện cho phần còn lại của hệ thống không bị sự cố.
4.2.5.2. Đánh giá khả năng ứng dụng của giải pháp
Giải pháp ứng dụng hệ thống D S có một số ưu, nhược điểm như sau:
Ưu điểm:
- R t ngắn được thời gian mất điện do đó giảm được thiệt hại về doanh thu do
ngừng cung cấp điện.
- Thuận lợi trong công tác quản lý và vận hành.
- Ứng dụng nh ng thành tựu khoa học công nghệ mới, khai thác triệt để tính năng
của thiết bị. Giảm được chi phí tiền lương do giảm được một số nhân lực phục vụ
công tác vận hành đường dây và trạm.
Nhược điểm:
- Phải đầu tư đồng bộ với chi phí đầu tư lớn. Cần có sự tính toán quy hoạch, thiết
kế ngay từ ban đầu cho một xuất tuyến hay một khu vực. Trong khi đó lưới điện phân
phối nói chung và lưới điện phân phối khu vực Điện lực Quảng Trạch nói riêng lại
phát triển chắp vá theo từng giai đoạn. Sự làm việc tin cậy của các thiết bị công nghệ
SPS, VS, FDR là vấn đề cần được tính toán và quan tâm vì nó ảnh hưởng lớn đến độ
tin cậy của lưới điện.


17

4.2.6 Giải pháp quản lý vận hành
- Tăng cường công tác kiểm tra định kỳ đường dây và trạm, nâng cao chất
lượng công tác thí nghiệm định kỳ thiết bị, t chức theo dõi lưu tr số liệu thí nghiệm
quá khứ để chẩn đoán tình trạng thiết bị.
4.3. ÁP DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC QUẢNG TRẠCH

2.38
238.2
2.38
1.67
T ng cộng
3.56
277.2
3.72
2.23
- Xuất tuyến 473 Ba Đồn: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch55, Switch56, Switch57, Switch58, Switch59, Switch60). Thay thế DCL 142-4
Đông Dương bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (L3 Bệnh
Viện, L257 Quảng Thạch, L4 Quảng Tiến) như các máy cắt vì có thể đóng cắt khi có
tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và
FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.18: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 473 Ba Đồn
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT473 BADON
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
2.12
63
2.26

(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
1.72
50.4
1.81
0.49
BQĐK
4.15
338.4
4.15
1.36
T ng cộng
5.87
388.8
5.96
1.85
- Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và
các đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch86, Switch88, Switch89). Thay thế DCL 11-4 Nhân Thọ, 96-4 Xuân Hòa 3,
79-4 Hưng Lộc, 3-4 Đông Tiến, 22-4 Chăn Nuôi, 1-4 Mũi Vích, 116-4 Quảng Long
bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (LD54 Quảng Xuân,
LD1 Quảng Tiến, LD6 Quảng Xuân, LD34 Huyện Ủy) như các máy cắt vì có thể
đóng cắt khi có tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm biến áp tác động hoàn toàn tin
cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.20: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 477+478 Ba Đồn
XT477+478
SAIFI



19

Bảng 3.21: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 471 Văn Hóa
SAIFI
SAIDI
CAIFI
XT471 VANHOA
(lần)
(phút)
(lần)
Sự cố
2.6
85.2
2.6
BQĐK
5.1
438
5.1
T ng cộng
7.7
523.2
7.7

CAIDI
(phút)
0.55
1.43
1.98

8.51
488.4
8.51
1.62
- Xuất tuyến 476 Hòn La: Đề xuất đặt các dao cách ly và FCO tai trục chính và các
đầu nhánh r , cụ thể Lắp FCO tại đầu các nhánh r ( trên sơ đồ PSS-ADEPT:
Switch12, Switch21, Switch40, Switch41, Switch42, Switch43). Thay thế DCL 1-4
Xử lý nước bằng LBFCO. Trong công tác cắt điện BQĐK xem các LBS (L1 Vũng
Chùa) như các máy cắt vì có thể đóng cắt khi có tải. Giả thiết tất cả FCO của các trạm
biến áp tác động hoàn toàn tin cậy khi sự cố, và FCO được dùng để cách ly máy biến
áp khi cần bảo quản sửa ch a.
Bảng 3.23: Kết quả tính toán độ tin cậy Xuất tuyến 476 Hòn La
SAIFI
SAIDI
CAIFI
CAIDI
XT476 HONLA
(lần)
(phút)
(lần)
(phút)
Sự cố
0.87
30.6
1.02
0.59
BQĐK
2.54
170.4
2.54

93
3.11
0.5
BQĐK
6.52
408
6.52
1.04
T ng cộng
9.63
501
9.63
1.54
Kết quả tính toán độ tin cậy các xuất tuyến sau khi đề xuất lắp các DCL
phân đoạn, FCO đầu nhánh rẽ, thay thế các DCL trục chính bằng LB FCO, xem
các LBS là MC khi tính toán ở chế độ BQĐK:
Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống sau khi áp dụng giải pháp:
Bảng 4.1: Các chỉ tiêu về độ tin cậy của các xuất tuyến sau khi áp dụng giải
pháp
Chỉ tiêu
471
BADON
473
BADON
475
BADON
477+478
BADON
471
VANHOA

BQĐK

SAIFI
(lần)
1.18
2.38
2.12
4.04
1.72
4.15
3.17
7.11
2.6
5.1
2.49
6.02
0.51
1.36
0.66
1.51
0.87
2.54
3.11
6.52

SAIDI
(phút)
39
238.2
63

2.49
6.02
1
1.36
1
1.51
1.02
2.54
3.11
6.52

CAIDI
(phút)
0.56
1.67
0.5
2.02
0.49
1.36
0.48
1.59
0.55
1.43
0.45
1.17
0.73
2.37
0.65
2.62
0.59

2.88
471
BADON
1.18
39
1.34
0.56
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
2.38
238.2
2.38
1.67
Sự cố
2.83
79.2
2.83
0.47
Hiện
trạng
BQĐK
5.71
519
6.78
1.51
473
BADON
2.12
63
2.26

1.36
Sự cố
3.47
98.4
3.47
0.47
Hiện
trạng
BQĐK
7.02
892.8
7.02
2.12
477+478
BADON
3.17
91.2
3.17
0.48
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
7.11
679.8
7.11
1.59
Sự cố
2.66
93
2.66
0.58

473
VANHOA Áp dụng Sự cố
2.49
67.8
2.49
0.45
giải pháp BQĐK
6.02
420.6
6.02
1.17
Sự cố
0.51
22.2
1
0.73
Hiện
trạng
BQĐK
1.36
193.2
1.36
2.37
472
0.51
22.2
1
0.73
Áp dụng Sự cố
HONLA

Sự cố
1.28
39.6
1.28
0.52


22

476
HONLA

478
HONLA

Toàn Điện
lực Quảng
Trạch

trạng
BQĐK
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
Sự cố
Hiện
trạng
BQĐK
Áp dụng Sự cố
giải pháp BQĐK
Sự cố

408
81.26
574.64
71.93
472.84

3
1.02
2.54
3.7
7.36
3.11
6.52
2.80
6.35
2.48
5.28

2.34
0.59
1.12
0.5
1.3
0.5
1.04
0.49
1.64
0.50
1.52



3

Chênh
lệch
(- giảm)

Chế độ tính toán
Sự cố
BQĐK
Tổng cộng
Sự cố
BQĐK
Tổng cộng
Sự cố
BQĐK
Tổng cộng

SAIFI
(lần)
2.79
6.12
8.90
2.43
3.96
6.39
-0.36
-2.15
-2.51


1.52
2.02
0.01
-0.11
-0.10

Nhận xét:
Để phấn đấu đạt được chỉ tiêu độ tin cậy do Công ty Điện lực Quảng Bình giao,
tác giả đề xuất áp dụng t ng hợp các giải pháp như đã đề xuất ở trên.
Sau khi áp dụng giải pháp, các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy như thời gian mất
điện trung bình của hệ thống S IDI, số lần mất điện trung bình của hệ thống S IFI,
số lần mất điện trung bình của khách hàng C IFI, thời gian mất điện trung bình của


23

khách hàng C IDI, lượng điện năng mất điện mđ đều giảm tức là độ tin cậy lưới
điện được cải thiện đáng kể so với hiện trạng trước khi thực hiện giải pháp.
Như vậy, các giải pháp đều nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho khách
hàng, đồng thời cũng đem lại hiệu quả kinh tế cho khách hàng và bản thân ngành điện
khi giảm được các chi phí thiệt hại do mất điện.
Kết luận
Trong chương này, tác giả đã ứng dụng phần mềm module DR của phần
mềm PSS/ D PT để phân tích đánh giá các chỉ tiêu độ tin cậy của các xuất tuyến
chính trên lưới điện phân phối 22 kV do Điện Lực Quảng Trạch quản lý vận hành
trên cơ sở số liệu thu thập hiện tại.
Do chỉ tiêu độ tin cậy thấp, nên từ phân tích các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin
cậy tác giả đã đề xuất một số giải pháp chính nhằm đạt được mục tiêu nâng cao độ tin
cậy do T ng Công ty Điện lực miền Trung đưa ra cho lưới điện Công ty Điện lực
Quảng Bình. Cũng bằng module DR của phần mềm PSS/ D PT tác giả đã phân