ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HOÀNG HẢI
TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP
NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU
VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA, TỈNH QUẢNG NGÃI

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

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. LÊ THỊ TỊNH MINH

Phản biện 1: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 2: TS. LÊ HỮU HÙNG

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 30 tháng6 năm 2018.

* Có thể tìm hiểu luận văn tại:
- Trung tâm Học liệu, Đại học Đà Nẵng tại Trường Đại học Bách khoa

đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối.
 Phạm vi nghiên cứu của đề tài là lưới điện phân phối khu
vực huyện Tư Nghĩa.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu:

Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module
(DRA) phần mềm PSS/ADEPT:

Tính toán độ tin cậy lưới điện do bảo trì bảo dưỡng
bằng phần mềm Excel.


2

Tính toán đánh giá kết quả lưới điện hiện trạng.

Đề xuất phương án cải tạo lưới điện hiện trạng.

Tính toán đánh giá kết quả lưới điện cải tạo.

So sánh kết quả, đánh giá hiệu quả phương án.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
 Đáp ứng yêu cầu của khách hàng khu vực huyện Tư Nghĩa
về:

Chất lượng điện năng.

Độ tin cậy cung cấp điện.
 Đánh giá được độ tin cậy của lưới điện khu vực huyện Tư
Nghĩa.

TBA phụ tải: 197 trạm, với tổng dung lượng 38.811,5 kVA.
+ Ngành điện: 173 trạm/175MBA/32.851,5kVA.
+ Khách hàng: 24 trạm/ 24 MBA/5.960,0 kVA.

Đường dây 22kV: 235,87 km.

Đường 0,4kV: 155,4 km.
1.2.
Phƣơng thức vận hành cơ bản
2.1.1 Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến:
Tất cả các xuất tuyến 22kV hiện nay vận hành hình tia, tuy
nhiên một số xuất tuyến có liên kết vòng nhằmcó khảnăng chuyển
phương thức vận hànhkhi sửa chữa, bảo dưỡng, cụ thể:
 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 479/E16.1 liên lạc
bằng liên lạc LL Nghĩa Hà (thường mở);
 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 473/E16.3 liên lạc
bằng liên lạc LL Nghĩa Thương 2 (thường mở);
2.1.2 Các vị trí phân đoạn giữa các xuất tuyến:
 Xuất tuyến 477/E16.1 gồm PĐ La Hà
 Xuất tuyến 479/E16.1 gồm trạm cắt RCPĐNghĩa Hòa,
RC PĐ Nghĩa Dõng.
 Xuất tuyến 473/E16.3 gồm trạm cắt RC PĐ Sông Vệ.
 Xuất tuyến 475/E16.3 (phần đầu xuất tuyến)
 Xuất tuyến 475/E16.5 (phần đầu xuất tuyến)


4
Xuất tuyến 479/E16.5 gồm trạm cắt RC PĐ Nghĩa



(lần)

Maifi
(lần)

Saidi
(phút)

Saifi
(lần)

2015

1,2

268

3,5

7,9

1072

15,8

9,1

1340

19,3


464,3

11

5,3

625

13,3

Sự cố 0,4-35kV

Tổng

BTBD 0,4-35kV

Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017
Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện khu vực
huyện Tư Nghĩa năm trước giảm so với năm sau, tuy nhiên vẫn còn
khá cao so với mục tiêu đặt ra đến năm 2020, cụ thể EVNCPC định
hướng giảm các chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI):
•
Năm 2020: SAIDI
trọng lớn hơn nhiều so với do chế độ sự cố, chiếm khoảng 70%-80%
chỉ tiêu độ tin cậy thực hiện hàng năm, như vậy với các giải pháp
hiện nay có nhiều nhược điểm như sau:

Chỉ giải quyết được vấn đề giảm suất sự cố do hư hỏng
thiết bị, trong khi chỉ tiêu độ tin cậy do sự cố chỉ chiếm phần nhỏ
trong tổng số độ tin cậy thực hiện, nên khi thực hiện giải pháp nói
trên thì độ tin cậy giảm không nhiều.

Chưa quan tâm đến vấn đề phân đoạn sự cố, nhằm tìm
ra sự cố và sử lý sự cố nhanh nhất, đảm bảo thời gian và số khách
hàng bị mất điện là thấp nhất.

Chưa quan tâm đến vấn đề kết lưới, để lưới điện vận
hành linh hoạt hơn, nhằm giảm thời gian và số khách hàng bị mất
điện.
CHƢƠNG 2- CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN
CẬY
2.1. Khái niệm về độ tin cậy
2.1.1. Định nghĩa
2.1.2. Độ tin cậy của hệ thống.
2.1.3. Độ tin cậy của phần tử.
2.1.3.1. Phần tử không phục hồi
2.1.3.2. Phần tử phục hồi:
2.1.4. Độ tin cậy của phần tử phục hồi trong một số trường hợp.
2.1.4.1. Sửa chữa sự cố
2.1.4.2. Sửa chữa sự cố, và sữa chữa định kỳ
2.1.5. Tính toán , r và U
2.2. Phƣơng pháp tính toán và đánh giá độ tinh cậy lƣới điện.



(2.36)
Trong đó:

Ti: Thời gian mất điện lần thứ i kéo dài trên 5 phút trong
năm;

Ni: Số khách hàng sử dụng điện bị mất điện lần thứ i
trong năm;

n: số lần mất điện kéo dài trên 5 phút trong năm;

K: Tổng số Khách hàng sử dụng điện trong năm.
c)
MAIFI (Tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ
thống)


7
(3.37)
Trong đó:

K: Tổng số khách hàng sử dụng điện trong quý j.

Mj: Tổng số lần mất điện khách hàng ≤ 5 phút của quý j
trong một khu vực được tính theo công thức:
∑
(3.38)

Li: Số khách hàng sử dụng điện bị mất điện thoáng qua

2.3.1.2.

Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT:

Giới thiệu Module (DRA) độ tin cậy trong chương trình
PSS/ADEPT:


2.3.1.3.

8
Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sữa chữa cho

từng thiết bị
 Tính toán cường độ hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự
cố.

Cường độ hỏng hóc vĩnh cữu được tính toán như sau:
(2.39)





Trong đó:
Avc: Tổng số lần sự cố vĩnh cữu trong thời gian thống kê
B: Tổng số thiết bị hiện có trên lưới điện
N: Số năm thống kê
Cường độ hỏng hóc thoáng qua được tính toán như sau:
(2.40)

 TTBA: Tổng thời gian công tác BTBD tất cả các TBA được
thống kê.
 S: Tổng số công tác BTBD thống kê.
 Thời gian BTBD1km đương dây 22kV được tính toán như sau:
(2.44)
Trong đó:
 TĐZ: Tổng thời gian công tác BTBD đường dâyđược thống kê.
 L: Tổng số km đường dây công tác BTBD đường dây thống kê.
 Thời gian BTBD1 khách hàng hạ áp được tính toán như sau:
(2.45)
Trong đó:
 THA: Tổng thời gian khách hàng mất điện hạ áp do BTBD
thống kê.
 K: Tổng số khách hàng mất điện hạ áp do BTBD thống kê.
Tổng thời gian mất điện do BTBD đường dây:
 Tổng thời gian thực hiện BTBD:

2.3.2.2.

đ


∑ ∑

đ

đ

Tổng thời gian chuyển phương thức:
∑

1km đường dây

tptđz : Thời gian mất điện bình quân do 1 lần chuyển
phương thức vận hành.

2.3.2.3.

Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dưỡng trạm biến

áp:


Tổng thời gian do thí nghiệm định kỳ TBA: (3 năm 1 lần)
đ



(2.49)

Tổng thời gian do các công tác khác (nâng dung lượng, hoán
đổi TBA.v.v...): (10% tổng số trạm)
(2.50)

Tổng thời gian do bảo dưỡng hạ áp: (8% tổng khách hàng)
(2.51)
 Tổng thời gian do TNĐK công tơ: 5 năm 1 lần (1pha); 2
năm 1 lần (3 pha)
(2.52)
đ
đ

Tổng khách hàng mất điện do bảo trì bảo dưỡng cả lưới điện:
đ
đ



∑ ∑

đ

(2.55)
Trong đó:

nđz: Tổng số khách bị mất điện do BTBD đường dây.

Ntba: Tổng số khách bị mất điện do BTBD trạm biến áp.
Độ tin cậy tính toán:
(2.56)
(2.57)

CHƢƠNG 3- TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC
GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
CHO LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA
3.1. Phƣơng pháp tính toán độ tin cậy lƣới điện.
Như các bước tính toán độ tin cậy trên lưới điện nêu raở
chương 2, độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa được tính toán đánh
giá quacác bước sau:
 Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố bằng Module DRA
củaphần mềm PSS/ADEPT:



Thống kê thời gian bão trì bão dưỡng

Tính thời gian bão trì, bão dưỡng thiết bị

Xây dựng bản tính Excel cho sơ đồ phân đoạn cho từng
xuất tuyến (bao gồm số liệu chiều dài tuyến trục chính, nhánh rẽ, số
TBA, số thiết bị đóng cắt và số khách hàng của nhánh rẽ, phân đoạn.

Để tính toàncác thông số thời gian bảo trì bảo dưỡng (r)
cho các thiết bị trên mỗi xuất tuyến, ta lấy số liệu thống kê trên phần
mềm OMS [4] (phần mền tính toán độ tin cậy) lưới điện Tư Nghĩa từ


13
năm 2014 – 2017 (để phù hợp thời gian sửa chữa thực tế của huyện
Tư Nghĩa, vị trí địa lý lưới điện có ảnh hưởng đến thời gian sửa
chữa).

Nhập các thông số thời gian bảo trì, bảo dưỡng trung
bình cho 1km đường dây, 1 trạm biến áp, 1 thiết bị đóng cắt; số
khách hàng của các TBA của phân đoạn; phân đoạn được nối vòng.

Tính toán Excel cho các xuất tuyến.
 Tính toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa hiện trạng.
 Phân tích, đánh giá các chỉ số độ tin cậy và từ đó đề xuất giải
pháp cải tạo lưới điện huyện Tư Nghĩa.
 Tính toán độ tin cậy lưới điện huyện Tư nghĩa sau cải tạo.
 So sánh chỉ số độ tin cậy lưới điện hiện trạng trước cải tạo,
sau cải tạo và mục tiêu độ tin cậy.

Càu chì tự rơi
Cái
9586
Thời gian thu thập
Năm
6


14
b)
Thống kê sự cố trên lưới điện: phụ lục 01
c)
Thống kê thời gian sửa chữa.
Thời gian sửa chữa khi có sự cố ta thống kê ở phần mềm OMS
khu vực Điện lực Tư Nghĩa được thống kê như: phụ lục 02.
3.3.1.2.
Tính cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị.
Căn cứ vào số liệu thống kê ở mục 3.3.1.1 và các công thức
tính toán từ 2.39 đến 2.42 ở chương 2 ta tính toán được như sau:
Bảng: 3.2 Bảng cường độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị
Cƣờng độ
Cƣờng độ
Thời
hỏng hóc
hỏng hóc
Tên thiết bị
gian sửa
vĩnh cữu
thoáng
chữa(r)

XT477/E16.1

Hình 3.2: Sơ đồ lưới
XT477/E16.1


15
Hình 3.3: Sơ đồ lưới
XT473/E16.3

Hình
3.4:
XT475/E16.3

Hình 3.5: Sơ đồ lưới
XT475/E16.5

3.3.1.4.

Sơ

đồ

lưới

Hình 3.6: Sơ đồ lưới
XT475/E16.5

Nhập số liệu cho các thiết bị và phụ tảiModul DRA:


2
3
4
5
6

16
13.731
6.885
2.112
9.997
3.212
44.564

479/E16.1
5,9
225,6
473/E16.3
0,94
78
475/E16.3
0,67
51,6
475/E16.5
4,74
166,8
479/E16.5
6,27
109,8
Toàn Điện

10% toàn lưới
dưỡng hạ áp
Thí nghiệm định
3
1 Trạm
63,5
3 năm 1 lần
kỳ TBA
Bảo trì, bảo
4
1 Trạm
164,2
10% tổng số trạm
dưỡng TBA
5 năm 1 lần
Thay công tơ định
5
1 c. Tơ
15
(1pha); 2 năm 1
kỳ
lần (3 pha)
3.3.2.3. Xây dựng bảng tính Excel cho lưới điện hiện trạng
Xây dựng bảng tính Excel theo kết cấu phân đoạn cho từng
xuất tuyến (bao gồm số liệu chiều dài tuyến trục chính, nhánh rẽ, số


17
TBA, số thiết bị đóng cắt và số khách hàng của nhánh rẽ, phân đoạn
và tính toán theo công thức từ 2.46 đến 2.57 ở chương 2 ta có bảng

3.3.3.

SAIFI

SAIDI

(lần)

(phút)

8.068
13.731
6.885
2.112
9.997
3.771
44.564

1,03
1,10
0,97
0,94
1,06
0,90
1,03

402,4
323,6
255,6
228,9

610,6
549,2
333,6


18
1,6
280,5
4
475/E16.3
2.112
5,8
532,1
5
475/E16.5
9.997
7,2
388,1
6
479/E16.5
3.771
5,95
496,1
Toàn Điện lực
44.564
3.3. Đánh giá lƣới điện hiện trạng:
Căn cứ vào bảng tính toán độ tin cậy lưới điện hiện trạng, ta
nhận thấy chỉ tiêu Saidi còn cao hơn so với mục tiêu 400 phút, trong
đó các xuất tuyến 477/E16.1, 479/E16.1, 475/E16.5 có chỉ số Saidi
khá cao, vì vậy cần tập trung vào cải tạo lại các xuất tuyến này.

479/E16.1 13.731
475/E16.5 9.997
Tổng cộng
44.564

Chiều Tổng
dài
chiều
trục
dài
chính (km)
(km)
13,96
34,4
14,3
30,3
21
69,2

Hiện trạng
Mạch
vòng
1
1
0

Bảng 3.8: Bảng vị trí phân đoạn

Phƣơng án
đề xuất


475/E16.5

3.4.2.

19
Vị trí PĐ hiện trạng
MC
LBS
01 PĐ La
Hà
43 PĐ
Nghĩa Hòa
Cột 85

Vị trí PĐ cải tạo
MC
LBS
Cột 51 (bổ
01 PĐ La
sung)
Hà
43 PĐ Nghĩa
Cột 141
Hòa
(bổ sung)
Cột 64 (dịch
chuyển MC từ
cột 85), 126
(bổ sung)

Nghĩa Mỹ 5; Nghĩa Mỹ 4
475/E16.3
Nghĩa Kỳ 16; Nghĩa Thắng 1; Nghĩa Thắng 5;
475/E16.5
Nghĩa Thắng 10
Nghĩa Điền 3
479/E16.5
Vị trí bổ sung mạch vòng :
Bảng 3.10: Bảng vị trí bổ sung mạch vòng

TT

Xuất tuyến

Vị trí và xuất tuyến liên lạc


1

3.4.4.

20
Mạch vòng đấu nối XT470/E17.2 (Điện lực Sơn
Tịnh quản lý); vị trí liên lạc cột 186 XT475 – Cột
475/E16.5
35 NR Tịnh Minh 1 (chiều dài tuyến 1,2km); bổ
sung LBS liên lạc
Độ tin cậy do sự cố sau cải tạo:

3.4.4.1. Sơ đồ nguyên lý sau cải tạo:

SAIDI

(lần)

(phút)

1
2
3
4
5
6

477/E16.1
8,068
5,26
141,6
479/E16.1
13,731
5,54
202,8
473/E16.3
6,885
0,94
68,4
475/E16.3
2,112
0,54
42,6
475/E16.5

sau cải tạo
SAIFI
SAIDI
TT
Xuất tuyến
Số khách hàng
(lần)
(phút)
1
8.068
1,39
275,1
477/E16.1
2
13.731
1,16
216,2
479/E16.1
3
6.885
0,95
236,8
473/E16.3
4
2.112
0,98
190,2
475/E16.3
5
9.997

6,7
416,7
2
479/E16.1
13.731
6,7
419,0
3
473/E16.3
6.885
1,9
305,2
4
475/E16.3
2.112
1,5
232,8
5
475/E16.5
9.997
5,4
446,7


6

23
3.771
44.564


Mục tiêu

Hình3.19: Đồ thị chỉ tiêu Saidi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu

3.5.2.

Chỉ tiêu saifi:

Chỉ tiêu Saifi
10

8,73

8
6

5,95

5,46

Hiện trạng

Cải tạo

Saifi

4
2
0
Mục tiêu