Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và giải pháp cải thiện độ tin cậy của điện lực Sông Hinh-Phú Yên

Nội dung text: Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và giải pháp cải thiện độ tin cậy của điện lực Sông Hinh-Phú Yên

1. ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN VÀ GIẢI PHÁP CẢI THIỆN ĐỘ TIN CẬY CỦA ĐIỆN LỰC SÔNG HINH-PHÚ YÊN Nguyễn Như Sơn Trường Đại học Sư Phạm Kỹ Thuật Thành Phố Hồ Chí Minh Tóm tắt Để nâng cao độ tin cậy và tính liên tục cung cấp điện cũng như dự phòng hợp lý, bài Luận văn khảo sát độ tin cậy cung cấp điện báo nàytập trung chủ yếu vào nghiên cứu của hệ thống điện Sông Hinh dựa trên các chỉ số tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối, độ tin cậy của IEEE 1336 bằng phần mềm từ các kết quả tính toán được đưa ra các giải PSS/Adept. Trên cơ sở đó, tác giả đề xuất và so pháp cung cấp điện đối với phụ tải. Vì thế trong sánh một số giải pháp kỹ thuật nhằm nâng cao độ bài báo này tác giả sẽ trình bày phương pháp tin cậy cung cấp điện của lưới điện Sông Hinh, đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và giải pháp bao gồm bổ sung thiết bị phân đoạn, thay thế thiết cải thiện độ tin cậy của điện lực Sông Hinh- bị phân đoạn có chất lượng tốt hơn, thay đổi các Phú Yên dựa vào cơ sở lí thuyết tính toán độ khóa điện mở hiện hữu, sử dụng các nguồn điện tin cậy chất lượng năng và phần mềm phân tán. PSS/ADEPT từ số liệu sự cố cụ thể của Điện Kết quả tính toán cho thấy các phương Lực Sông Hinh -Phú Yên. pháp đề xuất đã góp phần cải thiện độ tin cậy 2. CÁC CHỈ SỐ TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY cung cấp điện của lưới điện Sông Hinh. TRONG MẠNG PHÂN PHỐI HÌNH TIA 2.1. SAIFI (Tần suất mất điện trung bình hệ Abstract thống) The thesis evaluate reliability electric SAIFI cho biết thông tin về tần suất trung power system Song Hinh based on reliability bình các lần mất điện duy trì trên mỗi khách index of IEEE 1336 standard by software PSS / hàng của một vùng cho trước. Adept. On this basis, the authors propose and compare a number of technical solutions to 2.1 improve the reliability of the Song Hinh distribution network, including installation + : Tổng số khách hàng bị mất điện. additional protection equipment, replacement + : Tổng số khách hàng có điện. protection equipment with quality better, selection the switchs to open and use the distribution power + : Cường độ sự cố plant. + : Số lượng hách hàng tại nút i Calculation results show that the proposed 2.2. SAIDI (Thời gian mất điện trung bình method has helped improve the reliability of the của hệ thống) Song Hinh distribution network. Cho biết thời gian trung bình của mất điện duy trì. 1.ĐẶT VẤN ĐỀ 2.2 Điện năng có vai trò hết sức quan trọng trong công cuộc công nghiệp hóa và phát + : Thời gian khách hàng bị mất điện. triển kinh tế xã hội của đất nước. Do đó + : Tổng số khách hàng có điện. ngành điện cần phải được phát triển mạnh để đáp ứng được nhu cầu ngày càng cao về điện + : Số lượng hách hàng tại nút i năng của đất nước. Việc giải quyết đúng đắn 2.3. CAIFI (Tần suất mất điện của khách vấn đề kinh tế - kỹ thuật từ thiết kế cũng như hàng) vận hành nhà máy điện, hệ thống điện và lưới điện phải đặc biệt quan tâm một cách Cho biết tần suất trung bình của các lần triệt để. Để đảm bảo có được các phương án mất điện duy trì đã sẩy ra đối với khách hàng. dự phòng hợp lý và tối ưu trong chế độ làm việc bình thường cũng như xảy ra sự cố. 2.3 + : Tổng số khách hàng bị mất điện. 1
2. + : Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng mất Các khu vực còn lại có suất sự cố nằm điện. trong lân cận giới hạn cho phép của EVN. Trong đó, suất sự cố thoáng qua trên đường dây trung 2.4. CAIDI (Thời gian mất điện trung bình thế 12 lần/100km, của khách hàng) 890kVA Thể hiện thời gian phục hồi của mất điện KV10 8.755km FCO 704 duy trì. KV1 KV3 KV6 KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 MC 477 MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA XT 477/SHo 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km 2.4 KV11 LBS+FCO FCO 102 LTD 105 FCO 701 XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 702 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA KV4 KV8 555kVA 50 kVA + : Tổng thời gian khách hàng bị mất 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km KV12 điện. KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 104 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV13 + : Tổng số khách hàng bị mất điện. KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km Đối với khách hàng thực sự trải qua mất Hình 3.1. Sơ đồ khối hệ thống lưới điện điện duy trì, chỉ số này nói lên tổng thời gian Sông Hinh trung bình không được cấp điện. Đây là thông số hỗn hợp của CAIDI và được chấp nhận tính Sử dụng phần mềm PSS/Adept để tính bằng số khách hàng nhân với số lần mất điện toán các thông số của lưới điện hiện hữu như được đếm chỉ một lần. sau: Chỉ số này dùng để theo dõi số lượng n khách - Tổn thất công suất: 832.7 + j 856.8 kVA hàng mất điện kéo dài và mất điện thoáng qua - Tần suất ngừng cung cấp điện trung bình của hệ của một tập các khách hàng riêng biệt. mục đích thống (SAIFI): 4.14 của nó là giúp nhận biết những khó khan của - Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của khách hàng mà không thể thấy được khi sử dụng hệ thống (SAIDI): 1.59 chỉ số trung bình. - Tần suất mất điện trung bình của khách hàng 3. HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN (CAIFI): 4.14 3.1.Sơ đồ khối lưới điện Sông Hinh-Phú Yên - Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của Khu vực Ealy và Eabar (KV13), được khách hàng (CAIDI): 0.38 phân đoạn bằng thiết bị phân đoạn 705, trong - Giả thiết mỗi khách hàng có công suất đặt 3kW, năm 2012, số lần xảy ra sự cố vĩnh cửu trên khu số khách hàng có thể bị ngừng cung cấp điện là vực này là 5 lần/45.177 km đường dây, tương 14,235 khách hàng. ứng với suất sự cố vĩnh cửu 0.11 lần/km và thời gian sửa chữa là 2.0 giờ cho một lần sự cố. Bảng 3.1: Kết quả tổng hợp độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện hiện tại của Sông Hinh –Phú Yên 2
3. 3.2. CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN phướng án chia khu vực này thành 4 khu vực CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN nhỏ sử dụng các thiết bị phân đoạn là LBS có SÔNG HINH kèm FCO để có thể đóng cắt phụ tải và cách ly các khu vực nhỏ này ra khỏi hệ thống khi có sự 3.2.1. Phương án 1: Bổ sung thiết bị phân cố xảy ra trên các khu vực này. đoạn 890kVA Dựa vào số lượng thiết bị phân đoạn được KV10 8.755km đặt trên lưới điện Sông Hinh, tác giả chia hệ FCO 704 KV1 KV3 KV6 KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 MC 477 thống thành 15 khu vực (hình 3.3). Mỗi khu vực MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA XT 477/SHo 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km có chiều dài trung bình từ 5-15 km và công suất KV11 LBS+FCO FCO 102 LTD 105 FCO 701 lớn nhất trung bình 500kVA, ngoại trừ khu vực XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 702 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA KV4 KV8 555kVA 50 kVA Ealy và Eabar (KV13) có chiều dài 45.177 km 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km KV12 với công suất lớn nhất 2764.5 kVA. Hơn nữa đây KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 104 KV13 là khu vực có suất sự cố cao hơn các khu vực 690kVA 505kVA 1357.5 kVA 610 kVA KV5 14.582km KV9 10.505km 21.65 km 5.508 km khác với λ = 0.11 lần/km mà nguyên nhân chính PD1 PD2 do đường dây quá dài và lượng phụ tải lớn và PD3 460 kVA 247 kVA được phân bố trải dài trên suốt tuyến dây. 9.914 km 8.555 km 890kVA Hình 3.3. Phương án 1: Lắp đặt thêm 3 thiết bị KV10 8.755km phân đoạn trên khu vực 13 FCO 704 KV1 KV3 KV6 KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 MC 477 MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA Sử dụng phần mềm PSS/Adept, tính toán XT 477/SHo 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km lại độ tin cậy cung cấp điện của phương án này KV11 LBS+FCO FCO 102 LTD 105 FCO 701 XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 như sau: 702 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA KV4 KV8 555kVA 50 kVA 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km KV12 KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 104 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV13 KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km Hình 3.2. Vị trí khu vực EABAR và EALY Căn cứ vào chiều dài tuyến dây và khu vực địa lý của khu vực 13, tác giả đề xuất Bảng 3.2: kết quả tổng hợp độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện sử dụng phương án cải tạo lắp thêm 3 thiết bị phân đoạn 3
4. Bảng 3.3: So sánh kết quả Phương án 1 3.2.2.Phương án 2: Thay thế thiết bị phân đoạn với lưới điện hiện tại 890kVA KV10 Hiện hữu Phương án 1 8.755km FCO 704 KV1 KV3 KV6 KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 Khách hàng phục vụ 3,436 3,436 MC 477 MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA XT 477/SHo 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km Khách hàng bị ngắt KV11 LBS+FCO 14,235 11,540 FCO 102 LTD 105 FCO 701 điện XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 702 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA KV4 KV8 555kVA 50 kVA SAIFI 4.14 3.36 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km KV12 KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 104 SAIDI 1.59 1.75 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV13 KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km CAIFI 4.14 3.36 Hình 3.4. Vị trí khu vực EABAR và EALY CAIDI 0.38 0.52 Xét khu vực 13(hình 3.5), thiết bị phân Nhận xét: Sau khi lắp đặt thêm 3 thiết bị đoạn là LTD là loại dao cách ly trên đường dây. phân đoạn trên khu vực 13, suất sự cố ngừng điện Khi có sự cố xảy ra thiết bị này không cắt được trung bình của hệ thống và của khách hàng giảm sự cố để cô lập tuyến dây dẫn đến ảnh hưởng 0.78 lần, số khách hàng bị ngừng cung cấp điện đến các vùng khác. Do khu vực 13 có chiều dài giảm 2,695 khách hàng. Thời gian mất điện trung tuyến dây lớn nên có thể thay thế thiết bị này bình của khách hàng có tăng lên 0.14. Tuy nhiên bằng máy cắt phụ tải hoặc LBS có kèm FCO. xét cả hệ thống thì phương án đề xuất đã cải thiện Nếu phương án này được triển khai độ tin cậy đáng kể độ tin cậy của lưới điện hiện hữu. của hệ thống sẽ là: Bảng 3.4: kết quả tổng hợp độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện sử dụng phương án thay thế thiết bị phân đoạn LTD 705 Bảng 3.5: So sánh kết quả Phương án cải tiến với Nhận xét: So với phương án 1, các chỉ số lưới điện hiện tại độ tin cậy không tốt hơn nhưng so với lưới điện hiện hữu thì đã được cải thiện đáng kể, cụ thể Hiện Phương án Phương án làSố khách hàng bị mất điện đã giảm từ 14,235 hữu 1 2 xuống 11,712 khách hàng. Khách hàng phục 3,436 3,436 3,436 Tần suất ngừng điện của hệ thống đã giảm vụ từ 4.14 xuống còn 3.41 Khách hàng bị 14,235 11,540 11,712 Tuy nhiên thời gian mất điện trung bình ngắt điện của khách hàng lại tăng lên từ 0.38 đến 1.04 SAIFI 4.14 3.36 3.41 SAIDI 1.59 1.75 3.54 CAIFI 4.14 3.36 3.41 CAIDI 0.38 0.52 1.04 4
5. 3.2.3.Phương án 3: Kết hợp phương án 1 và LTD705 bằng thiết bị LBS + FCO thì các chỉ số phương án 2 độ tin cậy sẽ thay đổi như sau: 890kVA KV10 8.755km FCO 704 KV1 KV3 KV6 KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 MC 477 MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA XT 477/SHo 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km KV11 LBS+FCO FCO 102 LTD 105 FCO 701 XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 702 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA KV4 KV8 555kVA 50 kVA 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km KV12 KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 104 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV13 KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km Hình 3.5. Vị trí khu vực EABAR và EALY Nếu kết hợp cả hai phương án 1 và phương án 2, nghĩa là lắp đặt thêm 3 thiết bị phân đoạn và thay thế thiết bị phân đoạn Bảng 3.6: kết quả tổng hợp độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện sử dụng phương án thay thế thiết bị phân đoạn LTD 705 và lắp đặt thêm thiết bị phân đoạn Bảng 3.7: So sánh kết quả Phương án cải tiến với lưới điện hiện tại Như vậy, trong ba phương án đề xuất thì Hiện Phương Phương Phương phương án thứ ba có độ tin cậy cung cấp điện cao hữu án 1 án 2 án 3 nhất. Số khách hàng bị ngừng cấp điện giảm từ 14,235 xuống 10,284 khách hàng. Tần suất ngừng Khách cấp điện trung bình của hệ thống và khách hàng hàng phục 3,436 3,436 3,436 3,436 giảm đáng kể từ 4.14 xuống 2.99. vụ Khách hàng bị 14,235 11,540 11,712 10,284 ngắt điện SAIFI 4.14 3.36 3.41 2.99 SAIDI 1.59 1.75 3.54 2.73 CAIFI 4.14 3.36 3.41 2.99 CAIDI 0.38 0.52 1.04 0.91 5
6. 3.2.4.Phương án 4: Chọn lại vị trí khóa mở Từ cấu trúc này ta thấy có thể chuyển khóa mở từ DS 100-7 sang khóa LBS 103 hoặc Trong lưới điện phân phối thường có cấu DS 101 trúc mạch vòng nhưng được vận hành hở. Việc thay đổi cấu trúc của lưới có thể làm thay đổi 3.2.4.1.Khóa mở LBS 103 các thông số kỹ thuật của lưới 890kVA KV10 8.755km 890kVA KV10 8.755km FCO 704 KV1 KV3 KV6 Khóa mở KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 MC 477 Khóa mở FCO 704 MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA KV1 KV3 KV6 KV7 XT 477/SHo DS 101 LBS 103 DS 100-7 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km MC 477 MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA XT 477/SHo KV11 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km LBS+FCO FCO 102 LTD 105 FCO 701 KV11 XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 LBS+FCO FCO 701 702 106 FCO 102 LTD 105 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA XT 471/A20 LBS+FCO FCO 703 KV4 KV8 555kVA 50 kVA 702 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA KV4 KV8 555kVA 50 kVA 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km KV12 KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 KV12 104 KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 104 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV13 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km KV13 KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km Hình 3.6. Cấu hình hiện hữu của lưới điện Sông Hinh với khóa mở DS 100-7 Hình 3.7. Khóa mở LBS 103 Khi mở khóa LBS 103, tổn thất công suất của lưới điện là 661.7 + j 624.2 kVA và các chỉ số tin cậy được cho ở bảng dưới. Bảng 3.8: Các chỉ số độ tin cậy khi chuyển khóa mở sang LBS 103 3.2.4.2.Khóa mở DS 101 Bảng 3.9: Các chỉ số độ tin cậy khi chuyển khóa 890kVA mở sang DS 101 KV10 8.755km Bảng 3.10: So sánh kết quả Phương án cải tiến với FCO 704 KV1 KV3 Khóa mở KV6 KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 MC 477 lưới điện hiện tại MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA XT 477/SHo 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km Hiện hữu Khóa mở Khóa mở KV11 LBS+FCO 103 101 FCO 102 LTD 105 FCO 701 XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 702 Tổn thất công 832.7 + j 661.7 + j 963.6 + j 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA KV4 KV8 555kVA 50 kVA 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km suất (kVA) 856.8 624.2 1,038.5 KV12 Khách hàng KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 3,436 3,436 3,436 104 phục vụ 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV13 KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km Khách hàng bị 14,235 16,849 21,746 ngắt điện SAIFI 4.14 4.9 6.33 Hình 3.8. Khóa mở DS 101 SAIDI 1.59 2.05 2.18 CAIFI 4.14 4.9 6.33 Khi mở khóa DS 101, tổn thất công suất của lưới CAIDI 0.38 0.42 0.34 điện là 963.6 + j 1,038.5 kVA và các chỉ số tin cậy được cho ở bảng 3.11. 6
7. Nhận xét: So với cấu trúc lưới hiện hữu chất lượng điện năng và góp phần nâng cao độ thì việc thay đổi khóa điện từ DS100-7 lần lượt tin cậy cung cấp điện. sang các khóa 103 và khóa 101 sẽ làm cho độ tin Giả sử tại khu vực 5 sử dụng máy phát cậy cung cấp điện của hệ thống giảm. Tuy nhiên phân tán cung cấp điện cho toàn bộ khu vực 5. khi mở khóa điện 103 ta thu được cấu trúc lưới Đây là khu vực có cường độ sự cố cao là nguyên có tổn thất công suất bé nhất. Ngoài ra theo nhân dẫn đến thời gian mất điện trung bình của thống kê của Điện lực Sông Hinh thì hầu hết các khách hàng tăng lên. sự cố xảy ra trên lưới điện thường xảy ra vào các 890kVA tháng mùa mưa với nguyên nhân chủ yếu là do KV10 8.755km cây cối đổ ngã vào đường dây. FCO 704 KV1 KV3 Khóa mở KV6 KV7 DS 101 LBS 103 DS 100-7 MC 477 MC 471 506kVA 520kVA 3000kVA 1175kVA 546.5kVA XT 477/SHo Như vậy, việc thay đổi khóa điện nên 10.057km 8.755km 4.184km 8.92km 17.204km KV11 LBS+FCO được vào mùa khô khi sự cố ít xảy ra trên đường FCO 102 LTD 105 FCO 701 XT 471/A20 106 LBS+FCO FCO 703 702 560kVA 560kVA 210kVA 301.5kVA dây. Điều này sẽ giảm được đáng kể tổn thất KV4 KV8 555kVA 50 kVA 6.725km 14.56km 3.457km 2.002km 10.172km 12.344km công suất. Ngược lại vào mùa mưa bão, ta nên KV12 KV2 LBS+FCO LTD 107 LTD 705 KV14 KV15 chuyển khóa mở về cấu trúc hiện hữu. 104 690kVA 505kVA 2674.5 kVA KV13 KV5 14.582km KV9 10.505km 45.177 km 3.2.5.Phương án 5: Sử dụng thủy điện nhỏ Hiện nay trên địa bàn huyện Sông Hinh DG có một số dự án thủy điện nhỏ đang được xây dựng, trong tương lai việc đưa vào vận hành các Hình 3.9. Sử dụng máy phát phân tán DG trạm thủy điện nhỏ đặc biệt cung cấp cho các vùng hẻo lánh sẽ góp phần đáng kể vào cải thiện Bảng 3.11: Các chỉ số độ tin cậy khi đưa vào vận hành các máy phát phân tán Có thể thấy rằng khi sử dụng các máy phát phân tán cho khu vực 5, thời gian mất điện trung của hệ thống giảm đáng kể từ 1.59 xuống 0.82 và thời gian mất điện trung bình của khách hàng sử dụng điện được cải thiện đáng kể từ 0.38 xuống 0.09 7
8. 4. KẾT LUẬN TÀI LIỆU THAM KHẢO Đề tài đã khảo sát lưới điện phân phối 1. PGS.TS Nguyễn Hoàng Việt (2011), Đánh giá Sông Hinh - Phú Yên, đánh giá độ tin cậy hiện độ tin cậy trong hệ thống điện, Nhà xuất bản Đại hữu của lưới điện dựa vào các số liệu thống kê Học Bách Khoa TP.Hồ Chí Minh. sự cố từ 2009-2012. 2. Billington R., Đánh giá độ tin cậy trong hệ Đề xuất một số phương án cải thiện độ tin thống điện (Reliability evaluation of cậy cung cấp điện của lưới, bao gồm: power system), Pitman Books, 1987-1999. Lắp đặt thêm các thiết bị phân đoạn tại 3. PGS.TS Trần Bách ( 2001), Lưới điện và hệ khu vực có chiều dài đường dây lớn. thống điện, tập 1, Nhà xuất bản khoa học Thay thế thiết bị phân đoạn bằng thiết bị và kỹ thuật, Hà Nội có độ tin cậy cao hơn, chức năng đa dạng hơn. 4. PGS.TS Trần Bách ( 2003), Lưới điện và hệ Kết hợp cả phương án lắp đặt thêm thiết thống điện, tập 2, Nhà xuất bản khoa học và kỹ bị phân đoạn trên tuyến dây dài và thay thế thiết thuật, Hà Nội bị phân đoạn tại đầu tuyến dây dài. 5. PGS.TS Trần Bách ( 2007), Giáo trình lưới Cả ba phương án trên đều cải thiện được điện, Nhà xuất bản giáo dục, Hà Nội các chỉ số độ tin cậy của lưới điện hiện hữu. 6. GS.TS.Trần Đình Long (1999), Quy hoạch Đề tài cũng đã đề xuất phương án tái cấu phát triển năng lượng và điện lực, Nhà xuất bản trúc lưới điện phân phối Sông Hinh dựa trên khoa học và kỹ thuật, Hà Nội hàm mục tiêu là độ tin cậy cung cấp điện và tổn 7. Bùi Ngọc Thư (2002), Mạng lưới phân phối thất công suất. Kết quả cho thấy việc thay đổi và cung cấp điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ khóa mở hiện hữu sang khóa mở mới (LBS-103) thuật, Hà Nội mặc dù độ tin cậy có giảm so với lưới điện hiện hữu, nhưng tổn thất công suất giảm 20.5 %. Xét 8. GS.TS Lã Văn Út (1999), Phân tích và điểu trên góc độ vận hành, hầu hết các sự cố xảy ra khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa trên đường dây lưới phân phối Sông Hinh đều học và kỹ thuật, Hà Nội xảy ra vào mùa mưa bão mà nguyên nhân chính 9. Báo cáo của Công ty điện lực Sông Hinh – là do cây cối ngã, đổ vào đường dây gây nên các Phú Yên năm 2009-2012 sự cố vĩnh cửu. Vì vậy, vào mùa mưa, có thể giữ nguyên khóa mở hiện hữu (DS 100-7) để giảm thiểu sự cố và vào mùa khô có thể chuyển sang khóa mở mới (LBS 103) để giảm tổn thất công suất. Ngoài ra đề tài cũng đề xuất phương án huy động các máy phát phân tán, đặc biệt là ở những khu vực xa xôi hẻo lánh có địa hình hiểm trở. Kết quả cho thấy độ tin cậy lưới điện cũng được cải thiện đáng kể đặc biệt là thời gian sự cố trung bình của hệ thống và của khách hàng giảm đáng kể. 8
9. BÀI BÁO KHOA HỌC THỰC HIỆN CÔNG BỐ THEO QUY CHẾ ĐÀO TẠO THẠC SỸ Bài báo khoa học của học viên có xác nhận và đề xuất cho đăng của Giảng viên hướng dẫn Bản tiếng Việt ©, TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT TP. HỒ CHÍ MINH và TÁC GIẢ Bản quyền tác phẩm đã được bảo hộ bởi Luật xuất bản và Luật Sở hữu trí tuệ Việt Nam. Nghiêm cấm mọi hình thức xuất bản, sao chụp, phát tán nội dung khi chưa có sự đồng ý của tác giả và Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật TP. Hồ Chí Minh. ĐỂ CÓ BÀI BÁO KHOA HỌC TỐT, CẦN CHUNG TAY BẢO VỆ TÁC QUYỀN! Thực hiện theo MTCL & KHTHMTCL Năm học 2016-2017 của Thư viện Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Tp. Hồ Chí Minh.