Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối thành phố bảo lộc, tỉnh lâm đồng theo tiêu chuẩn IEEE 1366

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN NHẬT TÍN

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ BẢO LỘC,
TỈNH LÂM ĐỒNG THEO TIÊU CHUẨN IEEE 1366

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS. DƯƠNG MINH QUÂN

Đà Nẵng - Năm 2018


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số
liệu và kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố
trong bất kỳ công trình nào khác khác.
Tác giả luận văn

Nguyễn Nhật Tín


TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH
ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TİN CẬY LƯỚİ ĐİỆN PHÂN
PHỐİ THÀNH PHỐ BẢO LỘC THEO TİÊU CHUẨN IEEE 1366

Học viên: Nguyễn Nhật Tín - Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60520202 - Khóa: 2016-2018 - Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN
Tóm tắt - Hiện nay, phần lớn việc gián đoạn cung cấp điện cho khách hàng diễn ra
chủ yếu ở lưới điện phân phối. Với xu thế hiện nay trong thời điểm công nghiệp hóa
hiện đại hóa đất đước việc đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng thường xuyên và
liên tục là yêu cầu cấp bách. Do là thành phố thuộc tỉnh vùng cao có đặc điểm địa lý
cùng với sự phân bố dân cư chưa đồng đều và bán kính cung cấp điện lớn nên khả
năng cung cấp điện liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện của thành phố Bảo
Lộc còn nhiều hạn chế. Nghiên cứu đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung
cấp điện Thành phố Bảo Lộc nhằm áp dụng vào thực tế, vận dụng các thiết bị đóng
cắt hiện có, phối hợp với các thiết bị mới nhằm tối ưu hóa trong thao tác và giảm
thời gian mất điện công tác hoặc sự cố trên lưới điện. Qua tìm hiểu, khảo sát thực tế
lưới điện, các số liệu quản lý kỹ thuật tại đơn vị, tác giả đã tóm tắt, thống kê, đề xuất
các phương án đối với từng phụ tải riêng biệt để có thể áp dụng được trong thực tế
quản lý vận hành của hệ thống.
Từ khóa - Độ tin cậy cung cấp điện; thiết bị đóng cắt; đèn báo sự cố có tin nhắn;phụ
tải; lưới điện phân phối.

PROPOSED ADVANCED CAPACITY DEVELOPMENT SOLUTIONS
ARE LOCATED IN THE CERTIFICATE OF THE IEEE 1366
STANDARD
Abstract - Currently, most of the power supply disruptions occur mainly in the
distribution grid. With the current trend in industrialization and modernization of the
land, it is urgent to supply electricity to customers regularly and continuously.
Therefore, it is an upland province with geographical characteristics. With the
uneven distribution of population and the large electricity supply radius, the limited
supply of electricity and the quality of Bao Loc's electricity supply are still limited.
Proposal in solutions for increasing Bao Loc city’s electric service reliability in
regard with real life situation, utilizing the current circuit breaker (or switchgear)
equipment along with new equipment and indicating lamp in order to optimize the

operation and reduce the blackout time as well as incident on the electric power
network. Through researching and examining the actual electric power network
together with divisional technical data, the author summarized, summed up and
proposed distinct solutions to each load to apply in actual electric system operation.
Key words - Service reliability; circuit breaker (or switchgear); fault location
indicator with message; load; Distribution grid.


MỤC LỤC
TRANG PHỤ BÌA
LỜI CAM ĐOAN
TRANG TÓM TẮT TIẾNG ANH
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU ................................................................................................................................... 1
1. Lý do lựa chọn đề tài ................................................................................................ 1
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ............................................................................ 2
3. Phương pháp nghiên cứu .......................................................................................... 2
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài: ................................................................ 2
5. Tên luận văn ............................................................................................................. 2
Chương 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ............. 3
1.1. Tổng quan về LĐPP. ............................................................................................. 3
1.1.1. Định nghĩa và phân loại. ................................................................................. 3
1.1.2. Phần tử của LĐPP. .......................................................................................... 4
1.2. Tổng quan về ĐTC. ............................................................................................... 5
1.2.1. Các khái niệm về ĐTC. .................................................................................. 5
1.2.2. ĐTC của phần tử ............................................................................................. 5
1.2.2.1. Phần tử không phục hồi ........................................................................... 6

1.2.2.2. Đối với phần tử có phục hồi ................................................................... 10
1.3. Yếu tố ảnh hưởng đến ĐTC của lưới điện .......................................................... 12
1.4. Các nguyên nhân làm giảm ĐTC. ....................................................................... 14
1.5. Các số liệu thống kê về các nguyên nhân sự cố. ................................................. 14
1.6. Các chỉ tiêu đánh giá ĐTC LĐPP theo tiêu chuẩn IEEE 1366 ........................... 16
1.6.1. Các chỉ số đánh giá ĐTC về mặt mất điện kéo dài....................................... 16
1.6.2. Các chỉ số đánh giá ĐTC về mặt mất điện thoáng qua................................. 18
1.7. Kết luận ............................................................................................................... 18
Chương 2: ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ
BẢO LỘC................................................................................................................................ 19
2.1. Tổng quan về lưới điện TP Bảo Lộc ................................................................... 19
2.1.1. Đặc điểm tự nhiên, kinh tế TP Bảo Lộc ....................................................... 19
2.1.1.1. Đặc điểm tự nhiên xã hội ....................................................................... 19
2.1.1.2. Đặc điểm kinh tế .................................................................................... 19
2.1.2. Tình hình thực hiện kế hoạch sản xuất kinh doanh ĐLBL trong năm 2016 20


2.1.3. Đặc điểm lưới điện........................................................................................ 21
2.1.3.1. Đường dây 22kV .................................................................................... 22
2.1.3.2. Trạm biến áp .......................................................................................... 24
2.1.3.3. Đường dây hạ thế ................................................................................... 24
2.1.4. Các thiết bị bảo vệ đầu phát tuyến và thiết bị đóng cắt trên các phân
đoạn. ........................................................................................................................ 25
2.1.4.1. Dao cách ly – DS, LTD:......................................................................... 25
2.1.4.2. Cầu chì tự rơi –LBFCO, FCO: ............................................................... 26
2.1.4.3. Dao cắt có tải, RCL ................................................................................ 27
2.2. ĐTC lưới điện TP Bảo Lộc ................................................................................. 29
2.2.1. Hiện trạng của lưới phân phối ảnh hưởng đến ĐTC .................................... 29
2.2.2. Cơ sở tính toán ĐTC tại PCLĐ..................................................................... 30
2.3. Tính toán ĐTC tại ĐL Bảo Lộc........................................................................... 33

2.3.1. Các phần mềm có thể áp dụng để tính toán đánh giá ĐTC trong lưới điện
phân phối tại PCLĐ. ............................................................................................... 33
2.3.1.1. Phần mềm PSS/ADEPT ......................................................................... 33
2.3.1.2. Phần mềm quản lý vận hành lưới điện ................................................... 34
2.3.2. Tính toán ĐTC cung cấp điện do mất điện công tác lưới điện trung hạ thế . 41
2.4. Kết luận ............................................................................................................... 46
Chương 3: CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
LƯỚI ĐIỆN THÀNH PHỐ BẢO LỘC .............................................................................. 47
3.1. Phân đoạn đường dây và kết nối liên lạc ............................................................. 47
3.1.1. Bổ sung thiết bị bảo vệ và phân đoạn đường dây ......................................... 47
3.1.2. Nối tuyến, cung cấp điện trung tâm thành phố ............................................. 50
3.2. Hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố thông minh ...................................................... 53
3.2.1. Nguyên lý làm việc ....................................................................................... 54
3.2.2. Thiết bị cảnh báo sự số thông minh của EMT Hàn Quốc (kiểu: FI-2001VI) ........................................................................................................................... 56
3.2.3. Thông số kỹ thuật cơ bản. ............................................................................. 57
3.2.4. Lựa chọn VT lắp đặt hệ thống cảnh báo sự cố thông minh kết hợp điều
chuyển VT lắp đặt một số thiết bị bảo vệ nhánh rẽ chưa phù hợp ......................... 57
3.3. Tính toán ĐTC sau khi thực hiện giải pháp ........................................................ 63
3.3.1. ĐTC sau khi thực hiện các giải pháp ............................................................ 63
3.3.2. Phân tích kinh tế ........................................................................................... 70
3.4. Tăng cường cách điện đường dây ....................................................................... 71
3.5. Công nghệ sửa chữa hotline ................................................................................ 74
3.6. Ứng dụng SCADA .............................................................................................. 75


3.7. Các giải pháp khác............................................................................................... 76
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .............................................................................................. 78
TÀI LIỆU THAM KHẢO ..................................................................................................... 79
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN


DANH MỤC CÁC TỪ VİẾT TẮT
Độ tin cậy

ĐTC

Lưới điện phân phối

LĐPP

Hệ thống điện

HTĐ

Bảo dưỡng định kỳ

BDĐK

Thành phố

TP

Công ty Điện lực Lâm Đồng

PCLĐ

Điện lực

ĐL

Recloser

RCL

Dao cách ly

DCL

Vị trí

VT


DANH MỤC CÁC BẢNG
Số hiệu

Tên bảng

Trang

2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
2.7.

Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kv
Tổng hợp số lượng DCL
Tổng hợp số lượng FCO, LBFCO
Tổng hợp số lượng RCL
Tổng hợp số lượng LBS
Chỉ tiêu kế hoạch ĐTC năm 2017 của PCLĐ
Chi tiết các nguyên nhân mất điện
Các nguyên nhân mất điện được loại trừ trong tính toán
ĐTC
ĐTC cung cấp điện do công tác lưới điện trung hạ áp
Sự kiện mất điện năm 2017 xuất ra từ chương trình OMS
Tổng hợp nguyên nhân mất điện do công tác lưới điện trung
hạ thế năm 2017
Tổng hợp sự kiện mất điện ID 84 theo của từng tuyến
đường dây
Kết quả tính toán ĐTC cung cấp điện do sự cố lưới điện
trung hạ áp năm 2017
Nguyên nhân cắt điện sự cố lưới điện trung hạ thế
Số lượng khách hàng theo từng phân đoạn đường dây
Sự kiện mất điện các đoạn đường dây liên quan đến giải
pháp thực hiện
Nội dung công tác của các sự kiện mất điện
Tổng hợp khách hàng không bị mất điện sau khi thực hiện
giải pháp
Kết Quả ĐTC sau giải pháp
So sánh kết quả ĐTC trước và sau khi thực hiện giải pháp
Tổng hợp thiết bị đề xuất lắp đặt sau giải pháp
Ước vốn đầu tư thiết bị theo giải pháp

24
26
26
27
28
32
37

2.8.
2.9.
2.10.
2.11.
2.12.
2.13.
2.14.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
3.7.
3.8.

40
41
42
43
44
45

45
63
64
65
66
69
69
70
70


DANH MỤC HÌNH

Số hiệu
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
2.7.
2.8.
2.9.
2.10.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.

3.7.
3.8.
3.9.
3.10.
3.11.
3.12.
3.13.
3.14.
3.15.
3.16.
3.17.
3.18.
3.19.
3.20.
3.21.
3.22.
3.23.
3.24.

Tên hình
Sơ đồ mặt bằng lưới điện TP Bảo Lộc
Dao Cách Ly (DCL)
Cầu chì tự rơi
Recloser và tủ điều khiển
Dao cắt có tải tiếp điểm kín (LBS)
Giao diện chính phần mềm PSS/ADEPT
Giao diện chương trình quản lý lưới điện
Sơ đồ vận hành LĐPP TP Bảo Lộc
Sơ đồ khối chương trình tính độ tin cậy
Giao diện xuất kết quả chạy tính toán độ tin cậy

VT mạch kép tuyến 472-474
Nhánh rẽ 472/137
Nhánh rẽ 472/123
Nhánh Rẽ 472/160
Nhánh rẽ 474/268
Nhánh rẽ 476/49
Nhánh rẽ 476/115
Nối Tuyến Trạm 110kv Bảo Lâm
Nối Tuyến ngã ba lộc sơn
Nối Tuyến phạm ngọc thạch – đào duy từ:
Nối tuyến 474-480
Sơ đồ nguyên lý cấp điện khách hàng trung tâm thành phố
Thiết bị cảnh báo sự số
Sơ đồ giới thiệu nguyên lý làm việc thiết bị cảnh báo sự cố
Sơ đồ mô phỏng VT khi lắp đặt thiết bị cảnh báo sự cố
Sơ đồ nguyên lý báo đèn dò tìm VT sự cố
Sơ đồ mô phỏng hoạt động hệ thống thiết bị cảnh báo sự cố
thông minh EMT
Lắp bộ cảnh báo sự cố trên cột
VT nhánh rẽ 472/73
VT nhánh rẽ 472/94
VT nhánh rẽ 472/123
VT nhánh rẽ 472/137
VT nhánh rẽ 472/290
VT 472/40

Trang
22
25
27

28
29
33
35
35
36
41
48
48
49
49
50
50
50
51
51
52
52
53
54
54
55
55
56
57
58
58
58
59
59

60


Số hiệu

Tên hình

Trang

3.25.
3.26.
3.27.
3.28.
3.29.
3.30.
3.31.
3.32.

VT 474/105 nhánh rẽ một tháng năm
VT 474/122 nhánh rẽ nguyễn trung trực
VT 474/137
VT nhánh 474/153
VT nhánh rẽ 474/204
VT phân đoạn 474/214
VT 476/89
Tuyến 478
Lưới điện sử dụng phương pháp ốp đà để chống sự cố do rắn
bò, chim đậu.
Ống bọc cách điện trung áp
Nắp chụp sứ đỡ

Chụp cách điện FCO,LBFCO
Chụp cách điện MBA
Chụp cách điện kẹp quai
Chụp cách điện LA
Máng bọc các điện đường dây
Vệ sinh công nghiệp bằng nước áp lực cao
Thi công sửa chữa hotline

61
61
61
62
62
62
63
63

3.33.
3.34.
3.35.
3.36.
3.37.
3.38.
3.39.
3.40.
3.41.
3.42.

72
72

73
73
73
73
73
73
74
75


1
MỞ ĐẦU
Điện năng có vai trò hết sức quan trọng trong công cuộc công nghiệp hóa
và phát triển kinh tế xã hội của đất nước. Do đó ngành điện cần phải được phát triển
mạnh để đáp ứng được nhu cầu ngày càng cao về điện năng của đất nước. Việc giải
quyết đúng đắn vấn đề kinh tế - kỹ thuật từ thiết kế cũng như vận hành nhà máy
điện, hệ thống điện và lưới điện phải được đặc biệt quan tâm để đảm bảo cho có
được các phương án dự phòng hợp lý và tối ưu trong chế độ làm việc bình thường
cũng như xảy ra sự cố.
Đối với hệ thống điện, đầu tư cho LĐPP là không lớn so với tổng đầu tư
của nguồn điện và lưới điện truyền tải, nhưng LĐPP đóng góp phần lớn nhất sự mất
điện của khách hàng. Theo thống kê có khoảng trên 60% thời gian mất điện của
khách hàng do LĐPP, mà chủ yếu tập trung ở LĐPP trung áp.
Để nhằm nâng cao chất lượng phục vụ cho các hộ tiêu thụ thì tổ chức IEEE
(Institute of Electrical and Electronic Engineers) của Mỹ đã xây dựng bộ tiêu chuẩn
(IEEE 1366) để đánh giá ĐTC cung cấp điện, bao gồm: các chỉ số đánh giá về mặt
mất điện kéo dài (SAIDI, SAIFI, CAIDI,SAIDI, SAIFI, CAIDI, CAIFI, CTAIDI,
ASAI, ASIDI, ASIFI, CEMIn) và các chỉ số đánh giá về mặt mất điện thoáng qua
(MAIFI, MAIFIE, CEMSMIn).
Dựa trên các chỉ tiêu của IEEE 1366 và cấu trúc lưới điện Việt Nam, Bộ

Công Thương đã xây dựng về quy định thực hiện các chỉ tiêu quản lý kỹ thuật hệ
thống điện để áp dụng tại các đơn vị với mục đích tăng cường nâng cao chất lượng
công tác quản lý kỹ thuật, hướng tới phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đồng
thời phù hợp với những quy định mới. Các chỉ tiêu về ĐTC được áp dụng cho
LĐPP Việt Nam ban hành theo thông tư số: 39 /2015/TT-BCT ngày 25 tháng 11
năm 2015, cụ thể là:
SAIDI (System Average Interruption Duration Index) là chỉ số về thời
gian mất điện trung bình của LĐPP.- SAIFI (System Average Interruption
Frequency Index) là chỉ số về số lần mất điện trung bình của LĐPP.
SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) là chỉ số về số lần
mất điện trung bình của LĐPP.
MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index ) là chỉ số về
số lần mất điện thoáng qua trung bình của LĐPP.
1. Lý do lựa chọn đề tài
Do đặc điểm địa lý cùng với sự phân bố dân cư chưa đồng đều nên LĐPP
TP Bảo Lộc tỉnh Lâm Đồng có bán kính cung cấp điện lớn nên khả năng cung cấp
điện liện tục cũng như chất lượng cung cấp điện của thành phố còn nhiều hạn chế.
Với yêu cầu cung cấp điện ngày càng cao, việc nghiên cứu đánh giá cụ thể


2
ĐTC của LĐPP thành phố Bảo Lộc dựa trên các số liệu thực tế vận hành, để từ đó
đưa ra các giải pháp phù hợp nhằm nâng cao ĐTC của LĐPP, đáp ứng yêu cầu ngày
càng cao về cung cấp điện là rất cần thiết.
Vì vậy tôi đã chọn đề tài “ Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới
điện phân phối thành phố Bảo Lộc theo tiêu chuẩn IEEE 1366” là nội dung
nghiên cứu cho luận văn tốt nghiệp của mình nhằm góp phần nâng cao ĐTC cung
cấp điện cho lưới điện thành phố nói riêng và cho PCLĐ nói chung.
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Là LĐPP TP Bảo Lộc.

Phạm vi nghiên cứu: Tập trung nghiên cứu ĐTC của LĐPP TP Bảo Lộc
theo 03 chỉ tiêu (SAIDI, SAIFI, MAIFI) từ đó đưa ra giải pháp nhằm nâng cao ĐTC
cung cấp điện của lưới điện phân phối thành phố Bảo Lộc.
3. Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu lý thuyết ĐTC LĐPP.
Nghiên cứu, áp dụng các phần mềm vận hành sơ đồ lưới điện và phần mềm
tính toán phân tích lưới điện phân phối PSS/ADEPT.
Thu thập số liệu và tính toán ĐTC cho các xuất tuyến của lưới điện hiện
trạng. Từ đó lựa chọn giải pháp phù hợp để nâng cao ĐTC LĐPP TP Bảo Lộc.
4. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài:
Ý nghĩa khoa học: Tìm hiểu về lý thuyết phân bố công suất, ĐTC cung cấp
điện trong LĐPP.
Ý nghĩa thực tiễn: Góp phần tích cực trong vấn đề nâng cao tăng ĐTC
LĐPP TP Bảo Lộc, giúp ích trong công tác vận hành lưới điện, định hướng thiết kế
cải tạo và phát triển LĐPP.

5. Tên luận văn
Căn cứ và mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu, đề tài được đặt tên như sau:

“ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN
PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ BẢO LỘC THEO TIÊU CHUẨN IEEE
1366”


3

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1. Tổng quan về LĐPP.
1.1.1. Định nghĩa và phân loại.
LĐPP điện là một bộ phận của hệ thống điện làm nhiệm vụ phân phối điện

năng từ các trạm trung gian, các trạm khu vực hay thanh cái của nhà máy điện cấp
điện cho phụ tải.
Nhiệm vụ của LĐPP là cấp điện cho phụ tải đảm bảo chất lượng điện năng
và ĐTC cung cấp điện trong giới hạn cho phép. Tuy nhiên do điều kiện kinh tế và
kỹ thuật, ĐTC của LĐPP cao hay thấp phụ thuộc vào yêu cầu của phụ tải và chất
lượng của LĐPP.
LĐPP gồm LĐPP trung áp và LĐPP hạ áp. Cấp điện áp thường dùng trong
LĐPP trung áp là 6, 10, 15, 22 và 35kV. Cấp điện áp thường dùng trong LĐPP hạ
áp là 380/220V hay 220/110V.
LĐPP có tầm quan trọng cũng như có ảnh hưởng lớn đến chỉ tiêu kinh tế,
kỹ thuật của hệ thống điện như:
Trực tiếp cấp điện và đảm bảo chất lượng điện năng cho phụ tải (chủ yếu
là điện áp).
Giữ vai trò rất quan trọng trong đảm bảo ĐTC cung cấp điện cho phụ tải.
Tỷ lệ điện năng bị mất (điện năng mất/tổng điện năng phân phối) do ngừng điện
được thống kê như sau:
 Do ngừng điện lưới 110kV trở lên : (0,1 - 0,3)x10-4.
 Do sự cố lưới điện trung áp : 4,5x10-4.
 Do ngừng điện kế hoạch lưới trung áp: 2,5x10-4.
 Do sự cố lưới điện hạ áp
: 2,0x10-4.
 Do ngừng điện kế hoạch lưới hạ áp : 2,0x10-4.
Điện năng bị mất do sự cố và ngừng điện kế hoạch trong LĐPP chiếm 98%.
Ngừng điện (sự cố hay kế hoạch) trên lưới phân trung áp có ảnh hưởng rất lớn đến
các hoạt động kinh tế xã hội.
Chi phí đầu tư xây dựng LĐPP chiếm tỷ lệ lớn khoảng 50% của hệ thống
điện (35% cho nguồn điện, 15% cho lưới hệ thống và lưới truyền tải).
Tổn thất điện năng trong LĐPP lớn gấp 2-3 lần lưới truyền tải và chiếm
(65-70)% tổn thất toàn hệ thống.
LĐPP gần với người sử dụng điện do đó vấn đề an toàn điện cũng rất

quan trọng.
Người ta thường phân loại lưới trung áp theo 3 dạng:
Theo đối tượng và địa bàn phục vụ:
 LĐPP thành phố.
 LĐPP nông thôn.
 LĐPP xí nghiệp.


4
Theo thiết bị dẫn điện:
 LĐPP trên không.
 LĐPP cáp ngầm.
Theo cấu trúc hình dáng:
 LĐPP hở (hình tia) có phân đoạn, không phân đoạn.
 LĐPP kín vận hành hở.
 Hệ thống phân phối điện.
Tóm lại, do tầm quan trọng nên LĐPP được quan tâm nhiều nhất trong quy
hoạch cũng như vận hành. Các tiến bộ khoa học thường được áp dụng vào việc điều
khiển vận hành LĐPP trung áp. Sự quan tâm đến LĐPP trung áp còn được thể hiện
trong tỷ lệ rất lớn các công trình nghiên cứu khoa học được công bố trên các tạp chí
khoa học.
1.1.2. Phần tử của LĐPP.
Các phần tử của LĐPP bao gồm:
Máy biến áp trung gian và máy biến áp phân phối.
Thiết bị dẫn điện: Đường dây điện (dây dẫn và phụ kiện).
Thiết bị đóng cắt và bảo vệ: Máy cắt, DCL, cầu chì, chống sét van, áp tô
mát, hệ thống bảo vệ rơ le, giảm dòng ngắn mạch.
Thiết bị điều chỉnh điện áp: Thiết bị điều áp dưới tải, thiết bị thay đổi đầu
phân áp ngoài tải, tụ bù ngang, tụ bù dọc, thiết bị đối xứng hóa, thiết bị lọc sóng hài
bậc cao.

Thiết bị đo lường: Công tơ đo điện năng tác dụng, điện năng phản kháng,
đồng hồ đo điện áp và dòng điện, thiết bị truyền thông tin đo lường...
Thiết bị giảm tổn thất điện năng: Tụ bù.
Thiết bị nâng cao ĐTC: Thiết bị tự động đóng lại, thiết bị tự đóng nguồn
dự trữ, máy cắt hoặc DCL phân đoạn, các khớp nối dễ tháo trên đường dây, kháng
điện hạn chế ngắn mạch,...
Thiết bị điều khiển từ xa hoặc tự động: Máy tính điện tử, thiết bị đo xa,
thiết bị truyền, thu và xử lý thông tin, thiết bị điều khiển xa, thiết bị thực hiện,...
Mỗi phần tử trên lưới điện đều có các thông số đặc trưng (công suất, điện
áp định mức, tiết diện dây dẫn, điện kháng, điện dung, dòng điện cho phép, tần số
định mức, khả năng đóng cắt, ...) được chọn trên cơ sở tính toán kỹ thuật.
Những phần tử có dòng công suất đi qua (máy biến áp, dây dẫn, thiết bị
đóng cắt, máy biến dòng, tụ bù, ...) thì thông số của chúng ảnh hưởng trực tiếp đến
thông số chế độ (điện áp, dòng điện, công suất) nên được dùng để tính toán chế độ
làm việc của LĐPP.
Nói chung các phần tử chỉ có 2 trạng thái: Làm việc và không làm việc.
Một số ít phần tử có nhiều trạng thái như: Hệ thống điều áp, tụ bù có điều khiển,
mỗi trạng thái ứng với một khả năng làm việc.


5
Một số phần tử có thể thay đổi trạng thái trong khi mang điện (dưới tải)
như: Máy cắt, áp tô mát, các thiết bị điều chỉnh dưới tải. Một số khác có thể thay
đổi khi cắt điện như: DCL, đầu phân áp cố định. Máy biến áp và đường dây nhờ các
máy cắt có thể thay đổi trạng thái dưới tải.
Nhờ các thiết bị phân đoạn, đường dây điện được chia thành nhiều phần tử
của hệ thống điện.
Không phải lúc nào các phần tử của LĐPP cũng tham gia vận hành, một số
phần tử có thể nghỉ vì lý do sự cố hoặc lý do kỹ thuật, kinh tế khác. Ví dụ tụ bù có
thể bị cắt lúc phụ tải thấp để giữ điện áp, một số phần tử lưới không làm việc để

LĐPP vận hành hở theo điều kiện tổn thất công suất nhỏ nhất.
1.2. Tổng quan về ĐTC.
1.2.1. Các khái niệm về ĐTC.
ĐTC là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử) hoàn thành nhiệm vụ
chức năng cho trước, duy trì được giá trị các thông số làm việc đã được thiết lập
trong một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm
việc nhất định.
ĐTC luôn gắn với việc hoàn thành một nhiệm vụ cụ thể trong một khoảng
thời gian nhất định và trong một hoàn cảnh nhất định. Ta thấy xác suất là một đại
lượng thống kê nên đối với hệ thống (hay phần tử) không phục hồi, ĐTC là khái
niệm có tính thống kê từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ của hệ thống (hay
phần tử). Còn đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi như hệ thống điện và các
phần tử của nó, khái niệm khoảng thời gian xác định không có ý nghĩa bắt buộc nữa
vì hệ thống làm việc liên tục. Do đó ĐTC được đo bởi một đại lượng thích hợp hơn
đó là độ sẵn sàng.
Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng
hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ.
Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất
kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian
hoạt động.
Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống
hoặc phần tử ở trạng thái hỏng.
Vậy Đối với phần tử không phục hồi ta chỉ xét đến sự kiện sự cố xảy ra lần
đầu tiên. Ở phần tử có phục hồi phải xét quá trình xảy ra và sửa chữa sự cố. Sau khi
sửa chữa giả thiết trạng thái thiết bị như mới. Trong quá trình vận hành mỗi phần tử
ở một trong hai trạng thái: làm việc hoặc sự cố (ở tình trạng sửa chữa).
1.2.2. ĐTC của phần tử
ĐTC của phần tử có ý nghĩa quyết định ĐTC của hệ thống. Các khái niệm
cơ bản về ĐTC của phần tử cũng đúng cho hệ thống. Do đó nghiên cứu kỹ những

6
khái niệm cơ bản về ĐTC của phần tử là điều rất cần thiết. Ở đây sẽ xét cụ thể ĐTC
của phần tử phục hồi và phần tử không phục hồi.
1.2.2.1. Phần tử không phục hồi
Phần tử không phục hồi chỉ làm việc cho đến lần hỏng đầu tiên. Thời gian
làm việc của phần tử từ lúc bắt đầu hoạt động cho đến khi hỏng hay còn gọi là thời
gian phục vụ (là đại lượng ngẫu nhiên), vì thời điểm hỏng của phần tử là ngẫu nhiên
không biết trước.
a. Thời gian vận hành an toàn .
Giả sử ở thời điểm t = 0 phần tử bắt đầu làm việc và đến thời điểm t =
phần tử bị sự cố, khoảng thời gian t =

được gọi là thời gian làm việc an toàn của

phần tử. là một đại lượng ngẫu nhiên có thể nhận mọi giá trị trong khoảng 0
.
Giả thiết trong khoảng thời gian khảo sát t, phần tử xảy ra sự cố với xác
suất Q(t). Khi đó ta có hàm phân bố:
Q(t) = P { < t}

(1.1)

Nghĩa là phần tử bị sự cố trong khoảng thời gian t vì P{ < t} là xác suất
phần tử làm việc an toàn trong khoảng thời gian

nhỏ hơn khoảng thời gian khảo

sát t. Giả thiết Q(t) liên tục và tồn tại một hàm mật độ xác suất q(t) được xác định
theo biểu thức sau:

dQ(t)
dt

q(t)

q(t) = lim
Δt

1
P(t
Δt
0

(1.2)

τ

t Δt)

(1.3)

Từ đó ta có:

t
Q(t)

q(t) dt

(1.4)

0
Q(0) = 0 ; Q(

) =1

b. ĐTC của phần tử
Bên cạnh hàm phân phối Q(t) mô tả xác xuất sự cố của phần tử, thường sử
dụng hàm P(t) để mô tả ĐTC của phần tử theo định nghĩa:
P(t) = 1-Q(t) = P( > t)

(1.5)

Như vậy P(t) là xác suất để phần tử vận hành an toàn trong khoảng thời
gian t, vì thời gian làm việc an toàn của phần tử > t
Từ (1.5) và (1.6) ta có:


7
P(t)

q(t)dt
t

P ' (t)

Từ đó ta có : Q(

(1.6)

q(t)

) =1 ; P(

) = 0.

Đồ thị xác suất P(t) và Q(t) được vẽ trên hình (1.1)

(

1.7)

Hình 1.1 Đồ thị xác suất
c. Cường độ sự cố (t)
(t) là một trong những khái niệm cơ bản quan trọng khi nghiên cứu ĐTC.
Với t đủ nhỏ thì (t). (t) chính là xác suất để phần tử đã phục vụ đến thời điểm t
sẽ bị sự cố trong khoảng thời gian t tiếp theo. Hay nói cách khác đó là số lần sự cố
trong một đơn vị thời gian trong khoảng thời gian t.
λ(t) = lim
Δt

P(t <

1
P(t τ
Δt
0

t Δt)/τ

t)

(1.7)

t+ t / > t ): Là xác suất để phần tử bị sự cố trong khoảng thời gian từ

t đến (t+ t) với điều kiện phần tử đó đã làm việc tốt đến thời điểm t.
Gọi A là sự kiện phần tử bị sự cố trong khoảng thời gian từ t đến t.
B là sự kiện phần tử đã làm việc tốt đến thời điểm t.
Theo lý thuyết xác suất, xác suất giao giữa 2 sự kiện A và B là: P(A B) =
P(A).P(B/A) = P(B).P(A/B)
Hay là :

P(A/B) =

P(A B)
P(B)

Vì B A nên A B = A
P(A/B) =

P(A)
P(B)


8
Như vậy ta có:
P(t <

t+ t/ > t ) =

P(t τ t Δt)
P(τ t)

1 P(t τ t Δt)
.
Δt
P(τ t)
0

λ(t) lim
Δt
λ(t) lim
Δt

1
.P(t
Δt

τ

1
t Δt).
P(τ t)

0

(t) =

q(t)
q(t)

P(t) 1 Q(t)

(1.8)

Công thức (1.9) cho ta quan hệ giữa 4 đại lượng: Cường độ sự cố (t), hàm
mật độ q(t), hàm phân bố Q(t), và ĐTC P(t).
Theo (1.7) ta đã có :
P’(t) = - q(t) = -

(t).P(t) => dP(t)
dt

λ(t).P(t)

dP(t)
λ(t).dt
P(t)
t dP(t)
t
λ(t).dt lnP(t) lnP(0) lnP(t).
P(t)
0
0
Vì lnP(0) = 0 (do P(0) = 1)

t

λ(t)dt

(1.9)

P(t) e 0

Đây là công thức cơ bản cho phép tính được ĐTC của phần tử không phục
hồi khi đã biết cường độ sự cố, còn cường độ sự cố này được xác định nhờ phương
pháp thống kê quá trình sự cố của phần tử trong quá khứ.
Đối với HTĐ thường sử dụng điều kiện:
= hằng số

(t) =

P(t) = e- t

Do đó:

Q(t) = 1-e- t
q(t) =

.e- t

Một trong những lĩnh vực cần quan tâm khi nghiên cứu ĐTC của phần tử
(hoặc của hệ) là xác định quan hệ của cường độ sự cố

theo thời gian.


9
Theo nhiều số liệu thống kê thấy rằng quan hệ của cường độ sự cố với thời
gian thường có dạng như hình vẽ sau:

Hình 1.2 Đường cong cường độ sự cố
Đường cong cường độ sự cố được chia làm 3 giai đoạn (hình 1.2a).
Giai đoạn I: Mô tả giai đoạn chạy thử của phần tử. Những sự cố ở giai
đọan này thường do chế tạo, vận chuyển. Tuy giá trị (t) ở giai đoạn này cao nhưng
thời gian kéo dài nhỏ. Nhờ chế tạo và nghiệm thu có chất lượng, giá trị cường độ sự
cố trong giai đoạn này có thể giảm nhiều.
Giai đoạn II: Mô tả giai đoạn sử dụng bình thường của phần tử. Đây cũng
là giai đoạn chủ yếu của tuổi thọ phần tử. Ở giai đoạn này, các sự cố thường xảy ra
ngẫu nhiên, đột ngột do nhiều nguyên nhân khác nhau, vì vậy thường giả thiết
cường độ sự cố bằng hằng số.
Giai đoạn III: Mô tả giai đoạn làm việc của phần tử khi đã già cỗi. Khi
này những sự cố thường xảy ra ngẫu nhiên còn do tính tất yếu của hiện tượng thoái
hoá, già cỗi. Giá trị cường độ sự cố trong giai đoạn này là hàm tăng theo thời gian
(xảy ra sự cố khi t tiến đến vô cùng).
Đối với các phần tử phục hồi như ở hệ thống điện, các phần tử này có các
bộ phận luôn bị già hóa nên (t) luôn là hàm tăng nên phải áp dụng các biện pháp
bảo dưỡng định kỳ để phục hồi ĐTC của phần tử. Sau khi bảo dưỡng định kỳ, phần
tử lại có ĐTC như ban đầu. Bảo dưỡng định kỳ làm cho cường độ sự cố có giá trị
quanh một giá trị trung bình

tb

(h 1.2b).

Khi xét khoảng thời gian dài ta có thể xem:
(t) =

tb

= const để tính toán ĐTC.

Tổng quát có thể hình dung quan hệ (t) theo thời gian như là sự hợp thành
của hai quá trình mâu thuẫn (1) và (2) diễn ra đối với phần tử (hình 1.2a).


10
Quá trình biểu diễn bằng đường (1) trên hình vẽ mô tả các kết quả điều
khiển, quản lý, sửa chữa phần tử, nhằm mục đích làm giảm cường độ sự cố, kéo dài
tuổi thọ cho phần tử.
Quá trình biểu diễn bằng đường (2) trên hình vẽ mô tả kết quả tác động của
ngoại cảnh đến phần tử, dẫn đến làm tăng cường độ sự cố lên, giảm tuổi thọ và làm
tan rã phần tử.
d. Thời gian trung bình làm việc an toàn của phần tử Tlv
Tlv được định nghĩa là giá trị trung bình của thời gian làm việc an toàn dựa
trên số liệu thống kê về

của nhiều phần tử cùng loại, nghĩa là Tlv là kỳ vọng toán

của đại lượng ngẫu nhiên :

T
lv

E[τ[

d
P(t)dt
dt
0
t

0
T
lv

Nếu (t) =

T
lv

0

tdP(t)
0

P(t).t 0

P(t)dt

P(t)dt
0
(1.11)

0

= const thì P(t) = e -

e λt dt

(1.10)

0

P ' (t)tdt

T
lv

t.q(t)dt

1
e λt d( λt)
λ0

t

(phân bố mũ)

1 λt
e
0
λ

1
λ

T
lv

(1.12)

Khi đó ĐTC của phần tử không phục hồi có dạng:

t
P(t) = e

T
lv

(1.13)

1.2.2.2. Đối với phần tử có phục hồi
Vì đặc biệt trong hệ thống điện phần lớn các phần tử là phục hồi, nên ta tiếp
tục xét một số đặc trưng ĐTC của phần tử có phục hồi.
Đối với những phần tử có phục hồi, trong thời gian sử dụng, khi bị sự cố sẽ
được sửa chữa và phần tử được phục hồi. Trong một số trường hợp để đơn giản
thường giả thiết là sau khi phục hồi phần tử có ĐTC bằng khi chưa xảy ra sự cố.
Những kết luận ở mục trên ta đã xét đều đúng với phần tử có phục hồi khi sự làm
việc của nó trong khoảng thời gian đến lần sự cố đầu tiên. Nhưng khi xét sau lần
phục hồi đầu tiên sẽ phải dùng những mô hình khác.
Những chỉ tiêu cơ bản về ĐTC của phần tử phục hồi:
a. Thông số dòng sự cố


11
Thời điểm xảy ra sự cố và thời gian sửa chữa sự cố tương ứng đều là những
đại lượng ngẫu nhiên, có thể mô tả trên trục thời gian như hình vẽ sau.
T3

T2

T1

1

2

T4

3

Hình 1.3: Trục thời gian thông số dòng sự cố
Trong đó:
T1,T2,T3,T4,... biểu thị các khoảng thời gian làm việc an toàn của các phần
tử giữa các lần sự cố xảy ra.
1, 2, 3,...là

thời gian sửa chữa sự cố tương ứng.

Định nghĩa thông số dòng sự cố:
1
ω(t) lim P(t τ t Δt)
Δt
Δt
0
Trong đó P(t <

(1.14)

t + t) là xác suất để phần tử xảy ra sự cố trong khoảng

thời gian t đến t + t.
So với cường độ sự cố, ở đây không đòi hỏi điều kiện phần tử phải làm việc
tốt từ đầu đến thời điểm t mà chỉ cần đến thời điểm t phần tử đang làm việc, điều
kiện này luôn luôn đúng vì phần tử là phục hồi.
Giả thiết xác suất của thời gian làm việc an toàn Tlv của phần tử có phân bố
mũ, với cường độ sự cố bằng const, khi đó khoảng thời gian giữa 2 lần sự cố liên
tiếp T1, T2... cũng có phân bố mũ và dòng sự cố tối giản. Vậy thông số của dòng sự
cố là: (t) =

(t) =

= const.

b. Thời gian trung bình giữa 2 lần sự cố Tlv
Là kỳ vọng toán của T1, T2,T3,... ,Tn. Với giả thiết T tuân theo luật phân bố mũ .
Tlv

1
= E(t) = λ

(1.15)

c. Thời gian trung bình sửa chữa sự cố TS
TS là kỳ vọng toán của 1, 2, 3... (thời gian sửa chữa sự cố)
Để đơn giản ta cũng xem xác suất của TS cũng tuân theo phân bố mũ. Khi
đó tương tự đối với xác suất làm việc an toàn của phần tử P(t) = e- t , ta có thể biểu
thị xác suất ở trong khoảng thời gian t phần tử đang ở trạng thái sự cố nghĩa là sửa
chữa chưa kết thúc. Xác suất đó có giá trị:
H(t)

Trong đó

e

μt

= 1/ TS là cường độ phục hồi sự cố [1/năm]

(1.16)


12
Từ đây có thể viết xác suất để sửa chữa được kết thúc trong khoảng thời
gian t đó là hàm xác suất:
G(t)

1 H(t)

μt

1 e

(1.17)

Và hàm mật độ phân bố xác suất là:
g(t)

dG(t)
dt

μt

μe

(1.18)

Nếu phần tử có tính sửa chữa cao thì TS càng nhỏ ( càng lớn) nghĩa là chỉ
sau một khoảng thời gian ngắn phần tử đã có thể khôi phục lại khả năng làm việc.
d. Hệ số sẵn sàng
Hệ số sẵn sàng A là phân lượng thời gian làm việc trên toàn bộ thời gian
khảo sát của phần tử:
Hệ số A có dạng:
A

Tlv
Tlv Ts

μ
μ λ

(1.19)

A chính là xác suất duy trì sao cho ở thời điểm khảo sát bất kỳ, phần tử ở
trạng thái làm việc (đôi khi còn gọi là xác suất làm việc của phần tử).
e. Hàm tin cậy của phần tử R(t)
Là xác suất để trong khoảng thời gian t khảo sát phần tử làm việc an toàn
với điều kiện ở thời điểm đầu (t = 0) của khoảng thời gian khảo sát đó, phần tử đã ở
trạng thái làm việc. Vậy R(t) là xác suất của giao 2 sự kiện:
Làm việc tốt tại t = 0

Tin cậy trong khoảng 0 đến t
Nên : R(t) = A. P(t)
=>

R(t)

A.e λt

(1.20)

1.3. Yếu tố ảnh hưởng đến ĐTC của lưới điện
ĐTC của các phần tử tạo nên lưới điện :
 Cường độ sự cố, thời gian sửa chữa và thời gian thao tác sự cố của các
phần tử trên lưới.
 Sửa chữa định kỳ: thí nghiệm định kỳ, sửa chữa thường xuyên, duy tu
bảo dưỡng, trung đại tu thiết bị.
 Chất lượng thiết bị phân phối: Ảnh hưởng trực tiếp đến cường độ hỏng
hóc của lưới phân phối. Các thiết bị đóng cắt như máy cắt điện, DCL…trước đây có
cường độ hỏng hóc và thời gian bảo dưỡng lớn. Ngày nay với công nghệ hiện đại
các thiết bị đóng cắt có độ bền cao, cường độ hỏng hóc nhỏ làm tăng đáng kể ĐTC
của lưới phân phối


13
 Khả năng thao tác và đổi nối của các thiết bị đóng cắt (tự động, bằng
tay). Mức độ hiện đại hóa của các thiết bị điều khiển và tự động hóa: Với các thiết
bị thế hệ cũ không có khả năng điều khiển từ xa, việc điều khiển lưới mất nhiều thời
gian do phải đi thao tác tại chỗ đặt thiết bị. Hiện nay áp dụng các thiết bị đo lường,
điều khiển từ xa và với sự trợ giúp của máy tính các chế độ vận hành được tính toán
tối ưu giúp cho việc điều khiển lưới điện nhanh chóng và hiệu quả, do đó ĐTC của

lưới phân phối có thể tăng lên rất nhiều.
 Mặt khác các thiết bị tự động như tự động đóng lại, tự động đóng nguồn
dự phòng… có thể loại trừ ảnh hưởng của các sự cố thoáng qua hoặc kịp thời cấp
nguồn dự phòng, do đó giảm cường độ hỏng hóc của lưới điện.
Cấu trúc lưới điện:
 Hình dáng lưới điện (lưới hình tia, lưới kín, lưới kín vận hành hở...). Sơ
đồ kết dây lưới phân phối: Có ý nghĩa rất lớn đối với ĐTC của lưới vì nó ảnh hưởng
đến khả năng dự phòng khi sự cố hoặc bảo dưỡng đường dây, khả năng thay đổi
linh hoạt sơ đồ kết dây. Một sơ đồ lưới phân phối hợp lý và có khả năng kết nối linh
hoạt có thể giảm cường độ hỏng hóc và giảm thời gian mất điện cho phụ tải.
 Thời gian sửa chữa bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp phụ thuộc
nhiều vào kết cấu, nếu kết cấu hợp lý có thể làm giảm thời gian sửa chữa phục hồi
thiết bị do đó làm giảm thời gian mất điện cho các phụ tải.
Hệ thống tổ chức quản lý và vận hành:
 Tổ chức bố trí các đơn vị quản lý vận hành nhanh chóng tiếp cận để khắc
phục sự cố và tiến hành sửa chữa định kỳ.
 Dự phòng thiết bị.
 Cấu trúc và hoạt động của hệ thống điều khiển vận hành.
 Sách lược bảo quản định kỳ thiết bị.
Ảnh hưởng môi trường.
 Phụ tải điện.
 Thời tiết: Thời tiết bất thường như mưa, sét ảnh hưởng trực tiếp đến an
toàn vận hành đường dây và trạm biến áp: mất điện đường dây, hư hỏng cách điện
đường dây, hư hỏng trạm biến áp…Hàng năm số lần mất điện do sét đánh ở lưới
phân phối rất nhiều, nhất là ở vùng núi, vùng có mật độ sét cao.
 Môi trường: Môi trường ô nhiễm hoặc những vùng ven biển cũng ảnh
hưởng đến độ bền cách điện của các thiết bị phân phối, đường dây và trạm biến áp,
do đó có thể làm tăng cường độ hỏng hóc của lưới phân phối.
Yếu tố con người:
 Trình độ đội ngũ cán bộ, công nhân làm công tác vận hành và sửa chữa

sự cố: Thời gian tìm và xử lý sự cố phụ thuộc nhiều vào trình độ tổ chức và tay
nghề công nhântrong hệ thống quản lý vận hành lưới phân phối. Để giảm thời gian
sửa chữa phục hồi cần có phương pháp tổ chức khoa học và đội ngũ cán bộ công
nhân có tay nghề.


14

1.4. Các nguyên nhân làm giảm ĐTC.
ĐTC cung cấp điện bị giảm là do các nguyên nhân gây ra gián đoạn dịch vụ
bao gồm các nguyên nhân sau:
Do các nguyên nhân chưa biết hoặc chưa rõ ràng: Sự gián đoạn của khách
hàng là do không có nguyên nhân rõ ràng đã góp phần vào việc cắt điện.
Lịch trình mất điện: Sự gián đoạn của khách hàng là do ngắt điện ở một
thời gian biết trước với mục đích để bảo trì, bảo dưỡng hoặc sửa chữa nguồn điện.
Mất nguồn cung cấp: Sự gián đoạn của khách hàng là do các vấn đề trong
hệ thống điện cung cấp với số lượng lớn.
Hệ thống kết nối điện: Sự gián đoạn của khách hàng là do lỗi từ kết nối
điện tự do với các mạch năng lượng.
Do các nguyên nhân từ sét: Sự gián đoạn của khách hàng là do sét gây ra
hỏng ở hệ thống phân phối dẫn đến sự cố mất điện hoặc bị hỏng ở đèn điện.
Do các nguyên nhân từ thiết bị bảo vệ: Sự gián đoạn của khách hàng là do
lỗi của thiết bị đã được sử dụng trong một thời gian dài mà không được bảo trì, bảo
dưỡng thường xuyên liên tục.
Do thời tiết bất lợi: Sự gián đoạn của khách hàng là do các yếu tố về thời
tiết như mưa, băng, tuyết, gió, nhiệt độ khắc nghiệt, mưa lạnh, sương giá hoặc các
điều kiện bất lợi khác.
Do các yếu tố về con người: Sự gián đoạn của khách hàng là do sự kết nối
hoặc sự làm việc của các nhân viên với hệ thống điện.
Do các yếu tố ngoại cảnh khác: Sự gián đoạn của khách hàng là do sự

kiểm soát của các thành phần như động vật, xe cộ và các đối tượng khác.
1.5. Các số liệu thống kê về các nguyên nhân sự cố.
Nguyên nhân từ các loài động vật và thời tiết bất lợi cũng làm ảnh hưởng
đáng kể đến ĐTC cung cấp điện của lưới điện cụ thể như sau:
Động vật
Động vật là một trong những nguyên nhân lớn nhất gây ra cho sự gián đoạn
của khách hàng. Vấn đề và kỹ thuật giảm thiểu đa dạng như các loài động vật tham
gia, mô tả mối quan tâm cải thiện ĐTC và phổ biến chiến lược cho các lớp học của
động vật như: sóc, chuột, chim…
 Sóc.
Sóc là một mối quan tâm đáng tin cậy cho tất cả các hệ thống phân phối
trên không gần rừng khu vực. Sóc sẽ không leo lên cột điện mà chúng sẽ nhảy vào
từ những cây cối gần đó và nguyên nhân gây ra lỗi bằng cách chuyển tiếp các thiết
bị căn cứ với giai đoạn dây dẫn. Trong số hơn 365 loài trên khắp thế giới ĐTC mối
quan tâm chủ yếu là với nhũng con sóc màu xám và màu đỏ. Dưới đây là một số
hình ảnh lỗi do sóc.
 Chim.


15
Chim là nguyên nhân phổ biến nhất của các đứt gãy động vật trên hệ thống
truyền tải, trạm biến áp cách điện không khí. Các loại khác nhau của các loài chim
gây ra các lỗi khác nhau, có nhiều loại chim khác nhau như chim làm tổ, chim ăn
thịt, chim gõ kiến…Chim lồng thường làm tổ trên tháp lưới mắt cáo, cột, và trong
trạm biến áp. Vật liệu làm tổ có thể gây ra lỗi và phân chim có thể gây ô nhiễm chất
cách điện.
Thời tiết bất lợi chủ yếu là do mưa bão gây nên.
Cơn bão đã trở thành một chủ đề quan trọng đối với ĐTC phân phối điện.
Dưới đây là hình ảnh của hệ thống phân phối bị thiệt hại gây ra bởi cơn bão. Điều
này nhấn mạnh phạm vi thiệt hại mà cơn bão có thể không bao gồm hệ thống chi

phí thiệt hại, tổn thương hệ thống ngầm và lũ lụt.

Hình 1.4 Hệ thống phân phối điện bị Hình 1.5 Đường dây trên không bị thiệt
thiệt hại
hại

Hình 1.6 Trạm biến áp bị hư hỏng

Hình 1.7 Cột bê tông bị phá vỡ trong
cơn bão