ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

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
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

Người hướng dẫn khoa học: TS. TRẦN VINH TỊNH

Phản biện 1: TS. ĐOÀN ANH TUẤN

Phản biện 2: TS. NGUYỄN LƢƠNG MINH

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



2
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 đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu chính như
sau:
+ Tính toán độ tin cậy cho lưới điện phân phối huyện Mộ
Đức theo các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối.
+ Đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới
điện phân phối huyện Mộ Đức.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là tính toán độ tin cậy và 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 huyện
Mộ Đức.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu
- Trên cơ sở lý thuyết tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối
và các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE
1366:
+ Xây dựng sơ đồ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ
Đức.
+ Tính toán thời gian mất điện do các phần tử lưới điện bị
sự cố, do bảo trì bảo dưỡng và đấu nối lưới điện.
+ Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366.
+ Đánh giá độ tin cậy tính toán so với kết quả thực hiện và
mục tiêu thực hiện đến năm 2020.
+ Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân
phối huyện Mộ Đức.

1.1.2. Độ tin cậy của các phần tử phục hồi
1.1.3. Độ tin cậy lưới phân phối hình tia
- Cường độ hỏng hóc của toàn lưới phân phối trong 1
năm là:
λSC = λ0.L

0 : Suất sự cố (vụ/km.năm).

(1.1)

L: Độ dài lưới phân phối (km).
- Cường độ ngừng điện tổng của lưới phân phối là:

 ND   SC   CT

(1.2)

λCT : Cường độ ngừng điện công tác.
λSC : Cường độ ngừng điện sự cố.
- Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là:

TNDSC  SC.TSC

(1.3)

TSC : Thời gian sửa chữa sự cố.
- Thời gian ngừng điện công tác là:

TNDCT  CT.TCT


Phương pháp này xây dựng mối quan hệ trực tiếp giữa
ĐTC của hệ thống với ĐTC của các PT đã biết thông qua việc lập sơ
đồ ĐTC, áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole và lý
thuyết xác suất các tập hợp để tính toán ĐTC. Sơ đồ ĐTC bao gồm
nút và nhánh tạo thành mạng lưới nối liền nút nguồn và nút tải của sơ
đồ. Trạng thái hỏng của hệ thống là khi nút nguồn bị tách rời với nút
tải do hỏng hóc

1.2.2. Phương pháp không gian trạng thái
Phương pháp này áp dụng quá trình Markov để tính xác
suất trạng thái và tần suất trạng thái. Quá trình Markov là mô hình
toán học diễn tả quá trình ngẫu nhiên trong đó PT hoặc HT liên tiếp
chuyển từ trạng thái này qua trạng thái khác và thỏa mãn điều kiện:
Nếu HT đang ở trạng thái nào đó thì sự chuyển trạng thái tiếp theo
xảy ra tại các thời điểm ngẫu nhiên và chỉ phụ thuộc vào trạng thái
đương thời chứ không phụ thuộc vào quá khứ của quá trình. Đối với
hệ thống điện sự chuyển trạng thái xảy ra khi hỏng hóc hay phục hồi
các PT. Giả thiết thời gian làm việc và thời gian phục hồi các PT có


6
phân bố mũ, thì thời gian HT ở các trạng thái cũng phân bố mũ và
cường độ chuyển trạng thái bằng hằng số và không phụ thuộc vào
thời gian.
1.3. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lƣới phân phối

1.3.1. Các thông số chính:
1.3.2. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu
 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống
(SAIFI)

SAIDI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp
điện vĩnh cửu bao nhiêu giờ trong thời kỳ báo cáo (thưòng là trong
một năm).
SAIDI

=

Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống

Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính toán:
SAIDI 

r N
i

NC

i



TI
NC

1.3.3. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện thoáng qua

(1-27)

(1-28)


2.1.1. Tổng quan:
Nguồn cấp điện chính cho lưới điện phân phối (LPP) hiện
nay là từ các thanh cái phía hạ áp của các trạm 110 kV, nguồn điện
này được lấy từ lưới truyền tải Quốc gia.
Ngoài ra trong LPP còn có các nguồn điện dự phòng và
nguồn hỗ trợ là các trạm phát diesel hoặc các trạm phát thủy điện
nhỏ. Tùy thuộc vào yêu cầu của hệ thống điện, tính toán kinh tế hoặc
tình trạng vận hành thực tế mà các nguồn điện này được huy động
hoặc dự phòng thích hợp.
Phụ tải của lưới LPP đa dạng và phức tạp, các phụ tải sinh
hoạt và dịch vụ, tiểu thủ công nghiệp đa phần cùng trong một hộ phụ
tải và hệ số đồng thời thấp.
Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện,
thực nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm biến áp trung gian
(hoặc trạm khu vực, nhà máy điện) trực tiếp đến các hộ phụ tải.
 Lưới phân phối gồm 2 phần:
- Lưới phân phối trung áp có điện áp 6kV, 10kV, 15kV,
22 kV, 35kV phân phối điện cho các trạm phân phối trung áp/hạ áp
và các phụ tải lớn trung áp.
- Lưới hạ áp có cấp điện áp 0,4kV và 0,22kV cấp điện
cho các phụ tải hạ áp 380/220V.
 Các dạng sơ đồ cơ bản của lưới phân phối:
- Mạng hình tia:
- Mạng vòng:
Mặc dù lưới phân phối được thiết kế và xây dựng theo mạch


9
vòng kín có dự phòng để tăng độ tin cậy cung cấp điện, nhưng trong

-

Nhấp nháy điện áp.

-

Dòng ngắn mạch và thời gian loại trừ sự cố.

-

Chế độ nối đất.

-

Hệ số sự cố chạm đất.

 Tiêu chuẩn độ tin cậy: Các chỉ tiêu độ tin cậy.
 Tiêu chuẩn tổn thất điện năng: Bao gồm tổn thất kỹ thuật và tổn
thất phi kỹ thuật.

2.1.3. Đặc điểm xã hội huyện Mộ Đức
Nền kinh tế của Huyện chủ yếu hầu hết là nông nghiệp; công
nghiệp và dịch vụ ít phát triển; các cụm công nghiệp trên địa bàn chỉ


10
hoạt động có giới hạn (điện cấp cho công nghiệp chiếm tỷ trọng 8,3
%, dịch vụ 4,9%, ánh sáng sịnh hoạt 84,0 %....). Hàng năm bão, lũ
thường xuyên xảy ra, ảnh hưởng nhiều đến việc cấp điện. . .


chiều

Dây

Dây

dài

trần

bọc

(km)

(km)

(km)

26,731

22,492

4,239

20

4,157

35,192



473/T12

32,363

23,852

8,511

39

5,8

4

472/E16.2

11,484

10,377

1,107

10

2,695

5

471/T3


28,435

11,53

40

7,565

180,889

139,555

41,334

180

30,717

Tổng cộng

Tình hình phụ tải đặc trưng tháng 04 năm 2018 theo bảng sau
(lấy trên chương trình DSPM của đơn vị):
2.2. Phƣơng thức vận hành cơ bản của lƣới điện phân phối
huyện Mộ Đức
Căn cứ hồ sơ quản lý kỹ thuật của ĐLMĐ thì mạng lưới điện
của tất cả các tuyến trung áp được vận hành cơ bản như sau:
- Tuyến 471/E16.3:
+ Cấp điện cho xuất tuyến 471/T12 cũ và cấp điện đến
trạm cắt T12. Từ trạm cắt T12 có 02 xuất tuyến 472/T12 và xuất

Chém

Chém

đứng

ngang

7

0

0

LTD
10

Liên

Phân

lạc

đoạn

2

13

Nhánh Tổng

13
1) Đối với đường dây:
2) Đối với trạm biến áp:
3) Đối với công tác cắt điện để bảo dưỡng, sửa chữa:

2.3.3. Tình hình thực hiện độ tin cậy từ 2014 đến nay của ĐLMĐ
Bảng 2.8: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2017
Nội

Sự cố 0,4-35kV

Tổng

BTBD 0,4-35kV

dung
Chỉ
MAIFI

SAIDI

SAIFI

MAIFI

2014

6,188

255,4


SAIDI

SAIFI

458,7

10,53

9,07

714

13,84

0,692

584,136

6,993

2,34

875,75

9,76

3,62

0,54


MAIFI

2014

69,5

35,7

23,9

2015

69,1

33,3

2016

78,9

2017

100

SAIDI SAIFI MAIFI

SAIDI

SAIFI


63,9

68,32

2.4. Tính toán xác xuất hỏng hóc của từng phần tử trên lƣới
phân phối

2.4.1. Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện
2.4.2. Tính toán xác xuất hỏng hóc bằng phần mềm Excel


14
Bảng 2.13: Xác xuất hỏng hóc
Cƣờng độ
Tên thiết bị

hỏng hóc vĩnh
cữu (λvc)

Cƣờng độ
hỏng hóc

Thời gian

thoáng

sửa chữa(r)

qua(λtq)


2,4

Cầu chì

0,0053

0

1,2

Dao cách ly
0,0035
0
1,85
2.4.3. Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp
Bảng 2.14: Thống kê ĐTC các xuất tuyến hiện trạng từ OMS
Số
Tên xuất tuyến

Khách
hàng

Tổng thời
gian mất

Số KH mất

điện lâu


2,629

XT 474/E16.2

9129

1 757 748

17 425

195,55

1,909

Tổng cộng

38 165

15 345 945

102 497

402,09

2,686


15
Chƣơng 3- CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

Thiết lập thông số mạng lƣới
Program, network settings

Tạo sơ đồ
Creating diagrams

Chạy bài toán phân tích
Power System Analysis

BÁO CÁO
Reports, diagrams
Hình 3.1: Chu trình triển khai phần mềm PSS/ADEPT

3.1.3. Tính toán độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện hiện trạng
bằng phần mềm PSS/Adept 5.0:
Bảng 3.1: Số liệu tính toán ĐTC do sự cố lưới điện hiện trạng từ PSS
Tên xuất

Số

tuyến

khách hàng

XT 471/E16.3

SAIDI

SAIFI



17

3.1.4. Đề xuất phương án
3.1.4.1 Phân đoạn và kết nối liên lạc
3.1.4.2 Bổ sung thiết bị để phân đoạn
Căn cứ tình hình thực tế lưới điện, tình hình phân bổ phụ tải,
chế độ vận hành, số lượng thiết bị đóng cắt hiện có của các tuyến
trung áp thì các giải pháp phân đoạn lưới điện cụ thể như sau:
a) Tuyến 471/E16.3: Theo số lượng khách hàng ở các phân đoạn
trong xuất tuyên, ta có các giải pháp như sau:
- Sau 471/E16.3:
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100200 A tại các NR Đức Hiệp 2, NR Dự trữ Đức Hiệp. Lắp bổ sung 01
bộ LBFCO tại rẽ Đức Nhuận 2.
- Sau Recloser 472/T12:
+ Vị trí NR Đức Chánh 4: Thay thế DCPT bằng Recloser vì NR
này gần đầu nguồn trục chính. Phía sau NR Đức Chánh 4 có 07 TBA
phụ tải, tổng cộng có 1048 khách hàng. Đoạn đường dây cuối NR đi
qua khu vực nuôi tôm ven biển trên cát, bị nhiểm mặn.
+ Vị trí NR Đức Thắng 3: Chuyển DCPT từ NR Đức Chánh 4 đến
lắp tại NR Đức Thắng 3 là phù hợp. Vì đây là vị trí thường xuyên
tháo lèo để phục vụ công tác, sau NR có 05 TBA phụ tải, tổng cộng
có 876 khách hàng
+ Vị trí PĐ Đức Lợi: Lắp bổ sung 01 Recloser vì Phía sau PĐ có
05 TBA phụ tải, tổng cộng có 2112 khách hàng. Đoạn đường dây
cuối NR đi qua khu vực ven biển, bị nhiểm mặn.
- Sau Recloser 473/T12:
+ Vị trí LTD Đức Hiệp: Lắp bổ sung 01 Recloser. Vị trí này
thuận tiện cho công tác lắp đặt, phân đoạn được khách hàng. Số



19
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100-200 A
tại các NR Đức Tân 3
c) Tuyến 474/E16.2: ta có giải pháp như sau:
+ Thay các FCO bằng LBFCO có dòng cắt định mức 100-200 A
tại các NR Đức Lân 1, NR Đức Lân 5, NR Đức Lân 6 , NR Đức Lân
7, NR Đức Phong 6, NR Đức Phong 9. Lắp bổ sung 01 bộ LBFCO
tại rẽ TT Mộ Đức 10.
+ Tại NR Đức Phong 2: Lắp bổ sung 01 Recloser. Vị trí này
thuận tiện cho công tác lắp đặt, phân đoạn được khách hàng. Số
khách hàng phía sau NR Đức phong 2 là 1631 KH.
+ Lắp bổ sung Recloser LL Đức Phong (cột 49) để phân đoạn
được sự cố sau NR Đức Phong và sau LL Đức Phong đồng thời
thuận lợi cho công tác quản lý vận hành.
3.1.3.2 Kết nối liên lạc:
Do đặc thù lưới điện khu vực ĐLMĐ là khu vực nông thôn,
tuyến trục chính đi dọc theo các tuyến đường liên xã, tiết diện dây
dẫn nhỏ dần về phía cuối nguồn, thường dùng dây nhôm trần lõi thép
AC-50 hoặc dây đồng trần M35 vì cuối nguồn là khu vực sát biển.
Khoảng cách kết nối giữa các tuyến đường dây khá xa (lớn hơn
1km). Khi xây dựng mạch liên lạc cần thiết phải cải tạo nâng tiết
diện dây dẫn ở 02 đoạn đường dây ở 02 xuất tuyến kết nối, đồng thời
phải lắp bổ sung các thiết bị đóng cắt như DCPT, DCL,… với chi
phí khá cao. Mặc khác, qua đăng ký kế hoạch kết nối mạch liên lạc ở
các xuất tuyến 22 kV có cải tạo các đoạn đường dây để nâng tiết
diện thì Tổng công ty Điện lực Miền trung không thống nhất phương
án.
Các trục chính kết nối giữa hai TBA 110 KV Mộ Đức và 110
kV Tư Nghĩa hiện đều có 02 mạch vận hành song song, đã được cải


8929

202,2

2,72

XT 474/E16.2

9129

113,4

1,66

Tổng cộng

38 165

179,066

2,256

3.2.2. Tính toán độ tin cây BTBD cho từng xuất tuyến 22 kV
Bảng 3.3: Số liệu tính toán ĐTC do BTBD lưới điện sau cải tạo từ
Excel
Số

Tổng thời


SAIDI

SAIFI

40.999

242,45

2,039

2.194.841

13.672

245,81

1,531

9129

1.284.618

15.087

140,72

1,653

38 165



I
471

211,8

198,6

13,2

2,52

2,32

0,2

472

239,4

202,2

37,2

2,87

2,72

0,15



3,06

2,04

1,02

472

321,34 245,81

75,53

2,63

1,53

1,10

474

192,55 140,72

51,83

1,91

1,65

0,26

LBFCO

LBFCO

lắp mới

thế FCO

471

4

0

1

8

472

1

1

2

6

474


Lợi nhuận
trong 1
năm (đ)

Đầu tƣ
(tr.đ)

471

6109374,4

33.928.323,46

1.174

472

1006559,8

5.589.915,47

398

474

1185192

6.581.946,84

602

a)

Hành lang tuyến và động vật xâm nhập

b) Tiếp xúc xấu trên lưới điện:
c) Chất lượng thiết bị
d) Chất lượng thi công:
e) Giông sét và quá điện áp


23
f) Các vấn đề khác
2. Các giải pháp áp dụng công nghệ mới:
3.3.3. Ứng dụng SCADA
3.3.4. Tối ưu hóa thao tác và công tác trên lưới điện
3.4. KẾT LUẬN
Theo “Bảng 3.4: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTCCCĐ trước và sau
giải pháp” thì sự thay đổi chỉ tiêu độ tin cậy của tất cả các tuyến thì
các giải pháp đề ra đã hoàn thành vượt chỉ tiêu yêu cầu, đảm bảo
nâng cao độ tin cậy của toàn khu vực Điện lực Mộ Đức. Việ lắp
thêm các thiết bị đóng cắt như Recloser, DCPT, thay đổi các vị trí
lắp Recloser, DCPT, lắp đặt bổ sung và thay thế các LBCO… sẽ
nâng cao được ĐTCCCĐ do đã hạn chế khu vực bị ảnh hưởng bởi
mất điện do sự cố hoặc công tác, việc nhanh chóng khôi phục cấp
điện lại cho các khu vực ngoài điểm sự cố cần phải thiết lập nhiều
hơn nữa mạng lưới điện thông minh có khả năng tự điều khiển khi
cần thiết.
Về tính kinh tế, các giải pháp yêu cầu vốn đầu tư tương đối
lớn,hiệu quả kinh tế không cao.Tuy nhiên, để đạt được mục tiêu
nâng cao ĐTCCCĐ, đáp ứng cung cấp chất lượng dịch vụ điện ngày