Tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối điện lực sơn tịnh

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
………………………………………………….

VÕ THÀNH TÍN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2018


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
………………………………………………….

VÕ THÀNH TÍN

TÍNH TOÁN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số:

60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

HƢỚNG DẪN KHOA HỌC:
1. TS LÊ THỊ TỊNH MINH
2. TS PHAN ĐÌNH CHUNG

Đà Nẵng - Năm 2018


CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các kết quả trong luận văn là trung thực và chƣa đƣợc công bố trong bất kỳ công
trình nào.
Tác giả luận văn

VÕ THÀNH TÍN


LỜI CẢM ƠN
Tôi xin bảy tỏ lòng kính trọng và lời cảm ơn sâu sắc đến TS Phan Đình Chung và
TS Lê Thị Tịnh Minh, những ngƣời Thầy, Cô, ngƣời hƣớng dẫn khoa học đã thƣờng
xuyên hƣớng dẫn, tận tình giúp đỡ tôi trong suốt quá trình thực hiện luận văn.
Xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, các Thầy, Cô giáo Trƣờng Đại học Bách
khoa Đà Nẵng, Trƣờng Đại học Phạm Văn Đồng đã giảng dạy, giúp đỡ tôi trong quá
trình học tập và nghiên cứu.
Tôi xin trân trọng cảm ơn tất cả.
Tác giả luận văn

VÕ THÀNH TÍN

MỤC LỤC
CAM ĐOAN......................................................................................................................
LỜI CẢM ƠN ....................................................................................................................
MỤC LỤC .........................................................................................................................
CÁC TỪ VIẾT TẮT SỬ DỤNG TRONG LUẬN VĂN ..................................................
I. Lý do chọn đề tài: ...........................................................................................................
II. Mục tiêu nghiên cứu: ....................................................................................................
III. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu: ..............................................................................
IV. Phƣơng pháp nghiên cứu: ............................................................................................
V. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn ......................................................................................
VI. Dàn ý nội dung chính: Căn cứ mục tiêu nghiên cứu, phƣơng pháp nghiên cứu, luận
văn đƣợc bố cục gồm 4 chƣơng.........................................................................................
Chƣơng 1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ............. 5
ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH ................................................................................................... 5
1.1. Đặc điểm của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh ............................................. 5
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên xã hội: ..................................................................................... 5
1.1.2. Đặc điểm của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh: ......................................... 5
1.2. Thực trạng về các chỉ tiêu độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh .. 7
1.2.1. Tổng hợp sự cố và độ tin cậy thực tế trong từ năm 2013 đến năm 2017 của lƣới
điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh và các Điện lực lân cận có địa hình tƣơng đồng ...... 7
1.2.2. Thiệt hại kinh tế do ảnh hƣởng của độ tin cậy hiện trạng: .................................... 8
1.2.3. Độ tin cậy của một số nƣớc trên thế giới: ........................................................... 10
Chƣơng 2 CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN .............................................................................................................................. 15
2.1. Khái niệm về độ tin cậy 2: ................................................................................... 15
2.1.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của lƣới điện phân phối theo tiêu chuẩn ......... 22
2.2. Các phƣơng pháp đánh giá độ tin cậy của lƣới điện phân phối  3 :..................... 25
2.2.1. Phƣơng pháp cấu trúc nối tiếp - song song: ........................................................ 26
2.2.2. Phƣơng pháp không gian trạng thái:.................................................................... 27
2.3.3. Phƣơng pháp cây hỏng hóc ................................................................................. 28

2.3.4. Phƣơng pháp Monte - Carlo ................................................................................ 28
2.2. Xây dựng bài toán tính toán độ tin cậy trên lƣới điện phân phối: .......................... 29
Chƣơng 3TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI30
ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH HIỆN TRẠNG ....................................................................... 30
3.1. Tính toán độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng: ........ 30


3.1.1. Thu thập số liệu các phần tử trên lƣới điện: ........................................................ 30
3.1.2. Tính toán xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố bằng excel: ........... 35
3.1.3. Tính toán độ tin cậy sự cố trên các xuất tuyến của lƣới điện phân phối Điện lực
Sơn Tịnh hiện trạng: ...................................................................................................... 36
3.2. Đánh giá chung độ tin cậy sự cố của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh hiện
trạng: .............................................................................................................................. 49
Chƣơng 4 CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH ...................................................................................... 50
4.1. Các nguyên tắc đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy: .......................................... 50
4.2. Giải pháp thay thế hoặc bổ sung thiết bị phân đoạn trên lƣới điện: ....................... 50
4.4. Khối lƣợng đầu tƣ xây dựng để thực hiện giải pháp: ............................................. 55
4.5. Tính toán hiệu quả về ĐTC của giải pháp: ............................................................. 55
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ ....................................................................................... 61
TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................. 62


CÁC TỪ VIẾT TẮT SỬ DỤNG TRONG LUẬN VĂN
ĐD:
TBA:
TBĐC:
XT:
PĐ:
NR:

TT:
ĐL:
ĐLST:
QNPC:
EVNCPC:
KCN:
CCN-LN:
FCO:
CSV:
MBA:
MC:
RC:
DCL:
DCLPT:
LTD:
DCPT:
ĐTC:
CCĐ:
SC:
BTBD:
SCTX:
TNĐK:
SCL:

Đƣờng dây
Trạm biến áp
Thiết bị đóng cắt.
Xuất tuyến
Phân đoạn
Nhánh rẽ

Thông tƣ
Điện lực
Điện lực Sơn Tịnh
Công ty Điện lực Quảng Ngãi
Tổng Công ty Điện lực miền Trung.
Khu công nghiệp
Cụm Công nghiệp – Làng nghề
Cầu chì tự rơi
Chống sét van
Máy biến áp
Máy cắt
Recloser
Dao cách ly
Dao cách ly phụ tải
Dao cách ly đƣờng dây
Dao cắt phụ tải
Độ tin cậy
Cung cấp điện
Sự cố
Bảo trì, bảo dƣỡng
Sửa chữa thƣờng xuyên
Thí nghiệm định kỳ.
Sửa chữa lớn


DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 2.1: Hàm phân bố Q(t) ............................................................................................. 16
Hình 2.2: Hàm mật độ phân phối xác suất, hàm phân bố và đƣờng cong quan hệ của
cƣờng độ hỏng hóc theo thời gian .................................................................................... 18

Hình 2.3: Trục thời gian mô tả các khoảng thời gian làm việc an toàn và thời gian sửa
chữa sự cố của các phần tử lƣới điện................................................................................ 19
Hình 2.4: Quá trình Markov theo graph trạng thái, trong đó phần tử có 2 trạng thái ...... 21
Hình 2.5: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp ............................................................... 26
Hình 2.6: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song ........................................................... 27
Hình 2.7: Phân chia bài toán ĐTC theo cấu trúc .............................................................. 29
Hình 3.1: Giao diện phần mềm PSS/ADEPT ................................................................... 37
Hình 3.2 Sơ đồ áp dụng triển khai PSS/ADEPT .............................................................. 38
Hình 3.3: Thẻ DRA .......................................................................................................... 39
Hình 3.4: Vẽ sơ đồ lƣới điện đơn giản ............................................................................. 39
Hình 3.5: Thẻ Switch Properties thiết bị .......................................................................... 40
Hình 3.6: Nhập số liệu đầu vào DRA Switch ................................................................... 40
Hình 3.7: Thẻ Line Properties .......................................................................................... 41
Hình 3.8: Nhập số liệu đầu vào DRA Line ...................................................................... 42
Hình 3.9: Thẻ Static Load Properties ............................................................................... 42
Hình 3.10: Nhập số liệu đầu vào DRA Load ................................................................... 43
Hình 3.11: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 470/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 44
Hình 3.12: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 471/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 45
Hình 3.13: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 472/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 45
Hình 3.14: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 473/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 46
Hình 3.15: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 474/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 46
Hình 3.16: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 475/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 47
Hình 3.17: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 476/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 47

Hình 3.18: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 478/E17.2 hiện trạng
.......................................................................................................................................... 48
Hình 4.1 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 470/E17.2 sau áp dụng giải pháp ........................ 54
Hình 4.2 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 474/E17.2 sau áp dụng giải pháp ....................... 54
Hình 4.3 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 475/E17.2 sau áp dụng giải pháp ....................... 54
Hình 4.4 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 478/E17.2 sau áp dụng giải pháp ....................... 55
Hình 4.6: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 470/E17.2 sau áp dụng
giải pháp ........................................................................................................................... 56
Hình 4.7: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 474/E17.2 sau áp dụng
giải pháp ........................................................................................................................... 56
Hình 4.8: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 475/E17.2 sau áp dụng
giải pháp ........................................................................................................................... 57
Hình 4.9: Giao diện Module DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 478/E17.2 sau áp dụng
giải pháp ........................................................................................................................... 57


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 0.1: Kế hoạch giao các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020 ................. 1
cho Công ty Điện lực Quảng Ngãi: .................................................................................... 1
Bảng 0.2: Tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy – Điện lực Sơn Tịnh ........................... 2
Năm 2013-2017 .................................................................................................................. 2
Bảng 0.3: Chỉ tiêu thực hiện độ tin cậy – Điện lực Sơn Tịnh – Năm 2018 ....................... 3
Bảng 1.1: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp ............................................. 6
Bảng 1.2. Điện lực Sơn Tịnh .............................................................................................. 7
Bảng 1.3. Điện lực Bình Sơn .............................................................................................. 7
Bảng 1.4. Điện lực Tƣ Nghĩa ............................................................................................. 7
Bảng 1.5. Điện lực Mộ Đức ............................................................................................... 8
Bảng 1.6. Điện lực Đức Phổ ............................................................................................... 8

Bảng 1.7: Mức đền bù thiệt hại cho khách hàng bị mất điện tại Canada ........................... 9
Bảng 1.8: Độ tin cậy cung cấp điện tại Philippin ............................................................. 10
Bảng 1.9: Độ tin cậy cung cấp điện tại Úc ....................................................................... 10
Bảng 1.10: Độ tin cậy cung cấp điện tại Bang Indiana, Mỹ............................................. 10
Bảng 3.1: Các số liệu cần phải thu thập ........................................................................... 30
Bảng 3.2: Thống kê và phân loại sự cố trên lƣới điện thuộc Công ty Điện lực Quảng
Ngãi từ năm 2012-2017 .................................................................................................... 31
Bảng 3.3: Tổng hợp thời gian sự cố trên lƣới điện thuộc Công ty điện lực Quảng Ngãi từ
năm 2012-2017 ................................................................................................................. 33
Bảng 3.4: Số lƣợng từng phần tử trên lƣới điện tỉnh Quảng Ngãi ................................... 35
Bảng 3.5: Kết quả tính toán xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố .............. 36
Bảng 3.6: Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố của lƣới điện phân phối Điện
lực Sơn Tịnh hiện trạng .................................................................................................... 48
Bảng 4.1: Tổng hợp số lƣợng mạch vòng, phân đoạn hiện trạng và đề xuất thay thế, bổ
sung mạch vòng liên lạc và thiết bị phân đoạn của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh
.......................................................................................................................................... 51
Bảng 4.2: Tổng hợp vị trí các PĐ hiện trạng và sau cải tạo của lƣới điện phân phối ...... 51
Điện lực Sơn Tịnh ............................................................................................................ 51
Bảng 4.3 Bổ sung FCO tại các vị trí nhánh rẽ. ................................................................. 53
Bảng 4.4. Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố sau áp dụng giải pháp: ........... 58
Bảng 4.5: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTC sự cố trƣớc và sau áp dụng giải pháp .................. 58
Bảng 5.5. Chi phí đầu tƣ của việc áp dụng giải pháp ....................................................... 60


1
MỞ ĐẦU
I. Lý do chọn đề tài:
Do đặc điểm địa lý cũng nhƣ sự phân bố dân cƣ của tỉnh Quảng Ngãi nói chung, huyện
Sơn Tịnh nói riêng là trãi dài từ miền núi đến vùng biển nên đặc điểm của lƣới điện phân
phối 22kV đƣợc phân bố trên diện rộng, đi qua nhiều địa hình phức tạp có nhiều cây cối, bán

kính cấp điện lớn, và một số xuất tuyến trung áp chƣa có kết nối mạch vòng, kết cấu lƣới
điện chƣa phù hợp … vì vậy số lần mất điện nhiều, thời gian mất điện lớn, thời gian xử lý sự
cố kéo dài.
Theo xu thế hội nhập thế giới, yêu cầu đảm bảo chất lƣợng cung cấp điện đối với các
công ty Điện lực ngày càng nghiêm ngặt, ngoài các yêu cầu về điện áp, tần số còn yêu cầu
về cấp điện an toàn và liên tục, nhất là các khách hàng đầu tƣ nƣớc ngoài.
Nhằm đảm bảo yêu cầu cung cấp điện an toàn và liên tục cho các nhu cầu về điện, Bộ
Công Thƣơng đã ban hành Thông tƣ số 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 về Quy định Hệ
thống điện phân phối trong đó có quy định về độ tin cậy của lƣớiđiện phân phối bao gồm:
- Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lƣới điện phân phối SAIDI
- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lƣới điện phân phối SAIFI
- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lƣới điện phân phối MAIFI
Ngày 18/11/2015 Bộ Công Thƣơng đã ban hành lại Thông tƣ số 39/2019/TT-BCT thay
thế cho Thông tƣ 32/2010 quy định cách tính các chỉ số độ tin cậy.
Ngày 25/12/2015 Tổng Công ty Điện lực miền Trung đã có Quyết định số 9027/QĐEVNCPC về việc giao chỉ tiêu sản xuất kinh doanh và năng suất lao động 2016-2020 cụ thể
nhƣ bảng 0.1.
Bảng 0.1: Kế hoạch giao các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020
cho Công ty Điện lực Quảng Ngãi:
Sự cố

Bảo trì bảo dƣỡng

Sự cố + bảo trì bảo
dƣỡng

MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI
(lần) (phút) (lần)
(lần) (phút) (lần)
(lần) (phút) (lần)
Kế

hoạch
2015
Kế
hoạch
2016
(So với
KH năm
2015 %)
Kế
hoạch

5,0

480

8,8

0,25

1000

5,20

5,25

1480

14,0

4,3

260

6,9

0,08

770

4,5

4,38

1030

11,4

86

54

78

32

77

87

83

70

81

3,53

174

5,87

0,07

608

4,05

3,6

782

9,92


2
2017
(So với
KH năm
2016 %)
Kế

hoạch
2018
(So với
KH năm
2017 %)
Kế
hoạch
2019
(So với
KH năm
2018 %)
Kế
hoạch
2020
(So với
KH năm
2019 %)

82

67

85

88

79

90

82

76

87

3,17

113

5,16

0,07

438

3,81

3,24

551

8,97

90

65

88

100

72

94

90

70

90

2,63

71

4,39

0,06

307

3,62

2,69

378

8,01

83

63

85

86

70

95

83

69

89

2,24

46

3,86

0,06

230

3,36

2,3

276

7,22

85

65

88

100

75

93

86

73

90

Hiện nay các chỉ tiêu độ tin cậy của lƣới điện Điện lực Sơn Tịnh còn khá cao, thể hiện
ở Bảng 0.2 sau:
Bảng 0.2: Tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy – Điện lực Sơn Tịnh
Năm 2013-2017
Năm
2013

2014
2015
2016
2017

Sự cố 0,4-35kV
SAIFI
9,892
10,898
6,95
5,438
3,889

CTBTBD 0,4-35kV

SAIDI MAIFI SAIFI
677,956 10,22 9,292
444,422 4,314 6,523
277,245 3,889 4,709
182,44 4,558 1,855
117,531 1,608 2,698

SAIDI
1527,873
859,954
1054,451
273,659
405,937

MAIFI

1,086
0,328
0
0
0

Lý do khác
SAIFI SAIDI MAIFI
1,718 469,004
0
0.524 59,181
0.508
1,728 130,827 0,114
1,093 50,492
0,182
0
0
0


3
3000
SAIDI SC

2675

SAIDI BTBD
2500

SAIDI KHÁC

SAIDI TH

2000
1528

1463

1354

1500

1054
850

1000
678
469
500

507

444
277
59

131

274
182
50

523

406
118

0

0
2013

2014

2015

2016

2017

Để đáp ứng theo chỉ tiêu đề ra, Điện lực Sơn Tịnh đã thực hiện đƣợc chỉ tiêu độ tin cậy
từ năm 2013-2017 nhƣ bảng 0.2. Từ bảng số liệu này, ta thấy hiện nay độ tin cậy của lƣới
điện thuộc Điện lực Sơn Tịnh còn thấp.
Để thực hiện cung cấp điện đảm bảo chất lƣợng điện năng, an toàn và liên tục; cũng nhƣ
đáp ứng đƣợc chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của Công ty Điện lực Quảng Ngãi đã giao
cho Điện lực Sơn Tịnh thực hiện nhƣ bảng 0.3, Điện lực Sơn Tịnh phải có các giải pháp
mang tính thực thi để đạt đƣợc các chỉ tiêu này.
Bảng 0.3: Chỉ tiêu thực hiện độ tin cậy – Điện lực Sơn Tịnh – Năm 2018
Sự cố
BTBD
Tổng

SAIFI SAIDI MAIFI SAIFI SAIDI MAIFI SAIFI SAIDI MAIFI
1 QNPC 5,16 113,00
3,17
3,81 438,00
0,07
8,97 551,00
3,24
2
ST
4,128
102
3,01
3,43
416
0,07
7,56 518,00
3,08
Vì vậy việc tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lƣới điện phân
phối Điện lực Sơn Tịnh là vô cùng cấp thiết.
II. Mục tiêu nghiên cứu:
 Tính toán độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng.
 Đánh giá độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh hiện trạng (theo kết
quả tính toán)
 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn
Tịnh.
 Tính toán độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh sau áp dụng giải
pháp.
 Đánh giá hiệu quả của các giải pháp đề xuất.

TT Đơn vị

4
III. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu:
 Đối tƣợng nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy của lƣới điện phân phối.
 Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy sự cố của lƣới điện phân phối Điện lực
Sơn Tịnh.
IV. Phƣơng pháp nghiên cứu:
- Xây dựng sơ đồ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh.
 Thống kê và tính toán các phần tử lƣới điện bị sự cố.
 Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy sự cố.
 Đánh giá kết quả tính toán độ tin cậy sự cố tính toán so với kết quả thực hiện và mục
tiêu thực hiện ĐTC đến năm 2020 của Điện lực Sơn Tịnh.
 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy sự cố của lƣới điện phân phối Điện lực
Sơn Tịnh.
V. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
- Trƣớc những yêu cầu ngày càng cao về cung cấp điện đảm bảo chất lƣợng, an toàn và
liên tục, việc tính toán độ tin cậy cung cấp điện và xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của
lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh là yêu cầu rất cần thiết đối với thực tế hiện nay.
- Từ kết quả tính toán của đề tài, đánh giá đƣợc độ tin cậy sự cố cung cấp điện của lƣới
điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh nhằm định lượng đƣợc tính liên tục cung cấp điện, từ đó
đề xuất những giải pháp hợp lý nhất về mặt kinh tế, kỹ thuật, cũng nhƣ quản lý vận hành;
đảm bảo độ tin cậy của lƣới điện ngày càng đƣợc nâng cao, đáp ứng nhu cầu phát triển
chung của xã hội.
VI. Dàn ý nội dung chính: Căn cứ mục tiêu nghiên cứu, phƣơng pháp nghiên cứu, luận văn
đƣợc bố cục gồm 4 chƣơng
Phần mở đầu
- Lý do chọn đề tài:
- Mục tiêu nghiên cứu:
- Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu:

- Phƣơng pháp nghiên cứu:
- Ý nghĩa khoa học và thực tiễn.
Chƣơng 1: Tổng quan về độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh.
Chƣơng 2: Các phƣơng pháp tính toán độ tin cậy trong hệ thống điện.
Chƣơng 3: Tính toán, đánh giá độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh
hiện trạng.
Chƣơng 4: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn
Tịnh.
Kết luận và kiến nghị


5
Chƣơng 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
ĐIỆN LỰC SƠN TỊNH
1.1. Đặc điểm của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh
1.1.1. Đặc điểm tự nhiên xã hội:
Lƣới điện phân phối thuộc Điện lực Sơn Tịnh đƣợc trải dài ở nhiều khu vực gồm: 11
xã thuộc huyện Sơn Tịnh; 01 phƣờng và 09 xã thuộc thành phố Quảng Ngãi; 03 xã miền núi
Trà Bùi, Trà Tân thuộc huyện Trà Bồng; xã Sơn Nham thuộc huyện Sơn Hà; trong đó có 03
khu phụ tải tập trung gồm Khu Công nghiệp (KCN) Tịnh Phong, KCN VSIP Quảng Ngãi và
Cụm Công nghiệp - Làng nghề (CCN-LN) Tịnh Ấn Tây.
1.1.2. Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh:
- Lƣới điện của Điện lực Sơn Tịnh nhƣ phụ lục 1 là lƣới điện phân phối mạng kín, vận
hành hở.
- Quy mô lƣới điện:
+ Đƣờng dây trung áp: 413 km, gồm 08 xuất tuyến 22KV đƣợc cấp điện qua 01 TBA
110kV Tịnh Phong (E17.2).
+ Trạm biến áp phân phối: 423 trạm biến áp với tổng dung lƣợng 119,512MVA.
+ Đƣờng dây hạ áp: 152 km.

+ Tụ bù trung áp: 08 cụm với tổng dung lƣợng 2700 kVAr. Tụ bù hạ áp: 148 cụm với
tổng dung lƣợng 15270 kVAr, trong đó tài sản khách hàng 51 cụm với dung lƣợng 11090
kVAr.
+ Thiết bị đóng cắt gồm :11 recloser trong đó khách hàng 03 recloser, 21 dao cắt phụ
tải ngành điện.
+ Sản lƣợng điện thƣơng phẩm của Điện lực Sơn Tịnh năm 2017 là 205,17 triệu kWh,
chiếm 20,27% tổng sản lƣợng toàn Công ty Điện lực Quảng Ngãi (1012 triệu kWh). Phụ tải
điện của Điện lực Sơn Tịnh gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt, công nghiệp xây dựng,
thƣơng nghiệp, khách sạn, nhà hàng, nông nghiệp… với tổng số 54.837 khách hàng (trong
đó có 24.113 khách hàng của Điện lực Sơn Tịnh, còn lại là khách hàng của Công ty Cổ phần
Điện và Môi trƣờng Sơn Tịnh).
- Các vị trí liên lạc (LL) giữa các xuất tuyến (XT): Gồm 14 LL, vị trí cụ thể:
+ LL thị trấn Sơn Tịnh (DCL): Giữa XT 470/E17.2 và XT 476/E17.2.
+ LL Tịnh Phong 2 (LTD): Giữa XT 471/E17.2 và XT 473/E17.2.
+ LL Tịnh Phong 2 (Sơ đồ: PĐ Tịnh Phong 2-LTD): Giữa XT 472/E17.2 và XT
478/E17.1.
+ LL Tịnh Phong 1 (FCO): Giữa XT 473/E17.2 và XT 474/E17.2.
+ LL Tịnh Bình (LTD): Giữa XT 474/E17.2 và XT 470/E17.2.
+ LL Tịnh Trà (LTD): Giữa XT 474/E17.2 và XT 478/E17.1.
+ LL Tịnh Sơn (FCO): Giữa XT 474/E17.2 và XT 470/E17.2.
+ LL Tịnh Phong (RC): Giữa XT 474/E17.2 và XT 473/E17.2.
+ LL thị trấn Sơn Tịnh 1 (DCPT): Giữa XT 474/E17.2 và XT 476/E17.2.


6
+ LL Tịnh Thiện (Sơ đồ: NR Tịnh Thiện - FCO): Giữa XT 475/E17.2 và XT 478/E17.2.
+ LL Tịnh Hòa (Sơ đồ: PĐ Tịnh Hòa - DCPT): Giữa XT 475/E17.2 và XT 478/E17.2.
+ LL Bắc Trà Khúc (DCPT): Giữa XT 476/E17.2 và XT 475/E16.1.
+ LL Tịnh Hòa (DCPT): Giữa XT 478/E17.2 và XT 472/E17.1
+ LL Bình Tân (LBFCO): Giữa XT 478/E17.2 và XT 472/E17.1.

Bảng 1.1: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp
Tuyến

470/E17.2

0

470/E17.2
471/E17.2
472/E17.2
473/E17.2
474/E17.2
475/E17.2
476/E17.2
478/E17.2
472/E17.1
478/E17.1
475/E16.1

Tổng

471/E17.2

0
0
0
2
0
1
0

0
0
0
3

0
1
0
0
0
0
0
0
0
1

472/E17.2 473/E17.2 474/E17.2

0
0
0
0
0
0
0
0
1
0
1

0
1
0
2
0
0
0
0
0
0
3

2
0
0
2
0
1
0
0
1
0
6

475/E17.2

476/E17.2

478/E17.2

472/E17.1

478/E17.1

475/E16.1

0
0
0
0
0

1
0
0
0
1
0

0
0
0
0
0
2
0

0
0
0

0
0
0
0
2

0
0
1
0
1
0
0
0
0

0
0
0
0
0
0
1
0
0
0

0
2
0

0
0
2

0
0
0
1
3

- Các vị trí phân đoạn (PĐ) xuất tuyến: Gồm 14 PĐ
+ XT 470/E17.2: 04 phân đoạn.
+ XT 474/E17.2: 05 phân đoạn.
+ XT 475/E17.2: 02 phân đoạn.
+ XT 476/E17.2: 01 phân đoạn.
+ XT 478/E17.2: 02 phân đoạn.
Vị trí cụ thể:
+ RC 471 - PĐ Tịnh Hà: XT 470/E17.2.
+ DCPT - PĐ Tịnh Sơn: XT 470/E17.2.
+ DCPT - PĐ Tịnh Giang 1: XT 470/E17.2.
+ FCO – PĐ Tịnh Giang 2: XT 470/E17.2.
+ LTD – PĐ Tịnh Phong 1: XT 474/E17.2.
+ DCPT – PĐ Tịnh Phong: XT 474/E17.2.
+ DCPT – PĐ Tịnh Bình: XT 474/E17.2.
+ FCO – PĐ Tịnh Trà: XT 474/E17.2.
+ FCO – PĐ Tịnh Hiệp: XT 474/E17.2.
+ RC 471 - PĐ Tịnh An: XT 475/E17.2.
+ DCPT – PĐ Tịnh Khê: XT 475/E17.2.
+ DCPT – 400: XT 476/E17.2.
+ RC 471 - PĐ Tịnh Thiện: XT 478/E17.2.

+ DCPT – PĐ Tịnh Hòa 1: XT 478/E17.2.

2
0
0
4

0
0
2

0
2

1


7
1.2. Thực trạng về các chỉ tiêu độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh
1.2.1. Tổng hợp sự cố và độ tin cậy thực tế trong từ năm 2013 đến năm 2017 của lưới điện
phân phối Điện lực Sơn Tịnh và các Điện lực lân cận có địa hình tương đồng
Thống kê và phân loại sự cố của lƣới điện Điện lực Sơn Tịnh từ năm 2013-2017 và
một số Điện lực có địa hình tƣơng đồng nhƣ Điện lực Sơn Tịnh nhƣ Bảng 1.2 đến Bảng 1.6.
Bảng 1.2. Điện lực Sơn Tịnh
Số vụ sự cố
đƣờng dây
T
T

Năm

VC

TQ

Số
vụ
sự
cố
M
BA

Phân loại sự cố

(Không
rõ NN)

Vỡ
sứ

Hỏng
ống
ca tốt

Đứt Tụt
FCO CSV
dây lèo

Đứt
chì
1

pha

Đứt
chì
2 pha

Đứt
chì
3 pha

Cây

1

2013

66

81

4

45

11

0

11

16

1

2

18

38

8

1

2

2014

78

96

8

45

13

3

11

22

2

0

20

56

9

1

3

2015

12

14

1

1

0

4

1

1

1

4

12

1

2

4

2016

36

45

9

0

13

12

5

5

2

15

29

4

5

5

2017

14

18

0

0

11

3

0

6

2

2

6

1

1

Bảng 1.3. Điện lực Bình Sơn
Số vụ sự cố
đƣờng dây
T
T

Năm
VC

TQ

Phân loại sự cố
Số vụ
sự cố

MBA (Không
rõ NN)

Vỡ
sứ

Hỏng
ốngF
ca tốt

FCO CSV

Đứt
dây

Tụt
lèo

Đứt
chì
1 pha

Đứt
chì
2
pha

Đứt
chì
3

pha

Cây

1

2013

70

85

11

85

11

0

3

4

4

3

15

20

5

16

2

2014

74

90

13

90

13

0

11

4

3

9

15

21

3

8

3

2015

15

18

1

0

2

6

0

3

2

10

3

4

4

4

2016

37

45

6

2

13

6

4

5

4

18

19

6

11

5

2017

13

15

7

0

3

5

0

2

2

4

11

4

4

Đứt
chì
1 pha

Đứt
chì
2
pha

Đứt
chì
3
pha

Cây

Bảng 1.4. Điện lực Tư Nghĩa
Số vụ sự cố
đƣờng dây
T
T

Năm
VC

TQ

Phân loại sự cố
Số vụ
sự cố
MBA (Không
rõ NN)

Vỡ
sứ

Hỏng
Đứt Tụt
ống ca FCO CSV
dây lèo
tốt


8
1

2013

41

50

5

45

7

2

5

7

2

0

13

8

3

4

2

2014

78

96

8

45

13

3

11

22

2

0

20

56

9

1

3

2015

10

13

2

1

7

1

1

0

0

7

6

2

0

4

2016

17

21

1

0

3

3

5

0

0

19

7

1

1

5

2017

4

6

0

0

3

1

0

1

0

1

4

0

0

Bảng 1.5. Điện lực Mộ Đức
Số vụ sự cố
đƣờng dây
T

T

Năm
VC

TQ

Phân loại sự cố
Số vụ
sự cố
MBA (Không
rõ NN)

Vỡ
sứ

Hỏng
ống
ca tốt

Đứt Tụt
dây lèo

FCO CSV

Đứt
chì
1
pha

Đứt
chì
2
pha

Đứt
chì
3
pha

Cây

1

2013

5

7

1

3

3

0

1

0

0

1

1

1

0

3

2

2014

11

14

3

20

1

0

1

1

0

1

1

1

0

2

3

2015

3

4

1

0

2

1

1

0

0

2

0

1

1

4

2016

9

10

1

0

3

2

4

0

2

3

3

1

2

5

2017

3

3

3

0

1

1

0

0

0

1

4

2

0

Đứt
chì
2
pha

Đứt
chì
3
pha

Cây

Bảng 1.6. Điện lực Đức Phổ

TT

Năm

Số vụ sự
cố
đƣờng
dây

VC

TQ

Phân loại sự cố
Số vụ
sự cố
MBA

(Không
rõ NN)

Vỡ
sứ

Hỏng
ống
ca
tốt

FCO

CSV

Đứt
dây

Tụt
lèo

Đứt
chì
1
pha

1

2013

43

52

2

29

3

0

3

13

0

0

21

19

7

2

2

2014

48

59

1

22

12

3

3

18

1

0

25

16

8

0

3

2015

10

13

2

0

1

1

1

1

0

4

15

2

0

4

2016

25

31

0

0

2

3

3

1

0

17

24

4

2

5

2017

12

14

6

0

5

0

0

1

0

10

13

1

2

1.2.2. Thiệt hại kinh tế do ảnh hưởng của độ tin cậy hiện trạng:
- Thiệt hại với các Công ty Điện lực: Các thiệt hại bao gồm: Giảm lợi nhuận tƣơng
ứng với phần điện năng bị giảm do khách hàng bị ngừng cấp điện, tăng chi phí do phải sửa
chữa các hƣ hỏng lƣới điện. Ngoài ra còn các thiệt hại không tính toán đƣợc bao gồm: Sự
không hài lòng của khách hàng, ảnh hƣởng bất lợi đến kinh doanh và gây dƣ luận xã hội
không tốt về ngành Điện.


9
- Thiệt hại với khách hàng:
+ Với khách hàng là các doanh nghiệp sản xuất, các cơ sở kinh doanh dịch vụ có thể
tính toán bao gồm: Thiệt hại do dây chuyền sản xuất bị ngừng làm việc; một số thiết bị có

thể hƣ hỏng; sản phẩm bị thiếu hụt, hƣ hại do ngừng điện; chi phí sản xuất tăng cao do phải
trả lƣơng cho công nhân trong thời gian mất điện, do thiết bị sản xuất bị hƣ hại, chi phí bảo
dƣỡng tăng thêm.v.v...
+ Với khách hàng sinh hoạt, các cơ quan chính quyền, bệnh viện, trƣờng học, giao
thông công cộng .v.v...: Những thiệt hại khó tính toán đƣợc nhƣ sinh hoạt bị đảo lộn; các
hoạt động của cơ quan bị đình trệ; cản trở các hoạt động chính trị, văn hoá, xã hội đang diễn
ra; gián đoạn các hoạt động dịch vụ, vui chơi giải trí. Một số trƣờng hợp ngừng điện có thể
dẫn đến những hậu quả nghiêm trọng nhƣ: Mất trật tự xã hội, tai nạn giao thông v.v...
Một số nƣớc qui định mức đền bù thiệt hại cho khách hàng bị mất điện hay giá mất
điện cho từng loại phụ tải, giá mất điện do sự cố, giá mất điện theo kế hoạch v.v...
Tại Australia qui định đền bù cho khách hàng bị mất điện nhƣ sau:
- Khách hàng bị mất điện không có kế hoạch trên 20 h/năm: 100$.
- Khách hàng bị mất điện không có kế hoạch trên 30 h/năm: 150$.
- Khách hàng bị mất điện không có kế hoạch trên 60 h/năm: 300$.
Tại Pháp qui định giá mất điện chung ở lƣới phân phối là 14,5F/kWh, không phân
theo loại phụ tải.
Tại Canada giá mất điện đƣợc qui định phụ thuộc vào thời gian mất điện cụ thể hơn
nhƣ Bảng 1.6 (đơn vị: $/kWh).
Bảng 1.7: Mức đền bù thiệt hại cho khách hàng bị mất điện tại Canada
Thời gian mất điện
1 phút
20 phút
1 giờ
4 giờ
8 giờ

Công nghiệp Thƣơng mại Nông nghiệp Dân dụng
0,460
0,129
0,027

0,0004
1,332
1,014
0,155
0,044
2,990
2,951
0,245
0,143
8,899
10,922
1,027
2,235
18,156
28,020
2,134
6,778

Tại Việt Nam hiện nay chƣa có qui định về giá mất điện trong việc mua bán điện giữa
ngành Điện và khách hàng sử dụng điện. Tuy nhiên, trong tính toán thiết kế, phân tích hiệu
quả đầu tƣ các dự án lƣới điện phân phối, Tổng Công ty Điện lực miền Trung qui định chi
phí mất điện 1kWh do sự cố bằng 10 lần giá bán điện đối với khu vực nông thôn, miền núi
và 20 lần đối với khu vực đô thị, khu kinh tế [1]. Bộ Công nghiệp qui định giá trị thiệt hại do
ngừng cung cấp 1kWh điện bằng 15÷20 lần giá bán 1kWh điện trong phân tích kinh tế tài
chính đối với đầu tƣ các dự án nguồn điện [2].
Thiệt hại ngừng điện khách hàng là cơ sở rất quan trọng trong việc hoạch định chính
sách về độ tin cậy của các Cơ quan quản lý nhà nƣớc về điện. Khi các Công ty Điện lực
đang từng bƣớc đƣợc cổ phần hoá, hoạt động theo cơ chế thị trƣờng, việc nâng cao độ tin
cậy là bắt buộc theo các qui định ràng buộc định lƣợng về độ tin cậy cung cấp điện thì thiệt
hại ngừng điện khách hàng là vấn đề đáng quan tâm để đảm bảo hiệu quả về kinh tế trong

10
việc đầu tƣ.
1.2.3. Độ tin cậy của một số nước trên thế giới:
- Philippin [Công ty Truyền tải quốc gia - The National Transmission Corporation
(TransCo)]:
Bảng 1.8: Độ tin cậy cung cấp điện tại Philippin
Năm

SAIFI (lần/KH.năm)

SAIDI (giờ/KH.năm)

2003

0,98

1,47

2006
0,82
0,49
- Úc [Độ tin cậy và chất lượng cung cấp điện cho khách hàng tại New South Wale
của Cục Điều tiết và Giá cả New South Wale - Independent Pricing and Regulatory Tribunal
(IPART)]:
Bảng 1.9: Độ tin cậy cung cấp điện tại Úc
SAIFI (lần/KH.năm)

Năm

SAIDI (phút/KH.năm)

2002

2003

2004

2002

2003

2004

Trung tâm thành phố

0,16

0,17

0,1

48

106

10

Đô thị

0,97

1,09

1,14

93

109

123

Nông thôn

3,73

4,06

3,16

423

568

507

- Bang Indiana, Mỹ [Báo cáo độ tin cậy năm 2002 đến năm 2009 của Indiana Utility
Regulator Commission]:
Bảng 1.10: Độ tin cậy cung cấp điện tại Bang Indiana, Mỹ

Năm
SAIFI (lần/KH.năm)
SAIDI (phút/KH.năm)
CAIDI
(phút/KH.năm)

2002
1,15

2003
1,45

2004
1,24

2005
1,24

2006
1,4

2007
1,06

2008
1,11

2009
0,88

196

350

238

238

317

180

199

140

171

242

192

208

277

169

179

158

1.2.4. Đánh giá về độ tin cậy hiện trạng của lưới điện phân phối Điện lực Sơn Tịnh:
Trong những năm qua, kết quả việc thực hiện độ tin cậy của lƣới điện phân phối Điện
lực Sơn Tịnh – Từ năm 2013-2017 đƣợc thống kê nhƣ Bảng 0.2
Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lƣới điện Điện lực Sơn Tịnh có xu hƣớng giảm
dần theo từng năm, việc giảm này là do hàng năm chú trọng áp dụng các giải pháp nâng cao
độ tin cậy, tuy nhiên các chỉ tiêu độ tin cậy vẫn còn cao so với mục tiêu đặt ra đến năm 2020
và các giải pháp nân
g cao độ tin cậy đã áp dụng rất nhiều và tốn kém, vì vậy cần thiết phải có các giải pháp
hữu hiệu hơn để nâng cao độ tin cậy trong thời gian đến, cần tối ƣu hóa trong quản lý vận
hành, giảm thời gian cắt điện và khu vực cắt điện để công tác là yêu cầu cần thiết của việc
nâng cao ĐTC CCĐ.
1.2.5. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện:
Trong bài toán ĐTC các yếu tố đầu vào chính là các yếu tố ảnh hƣởng ĐTC hệ thống


11
điện:
- ĐTC của phần tử, bao gồm: Cƣờng độ hỏng hóc, thời gian phục hồi, sửa chữa định
kỳ, ngừng điện công tác.
- Cấu trúc của hệ thống.
- Khả năng thao tác và đổi nối trong sơ đồ (bằng tay hay tự động hóa). Hệ thống tổ
chức quản lý và vận hành. Công tác tổ chức và bố trí các biện pháp can thiệp khi sự cố.
- Ảnh hƣởng của môi trƣờng, bao gồm: Phụ tải và thời tiết, khí hậu.
- Yếu tố con ngƣời (trình độ nhân viên vận hành, yếu tố kỹ thuật, tự động hóa vận
hành).
Việc tính đến tất cả các yếu tố là rất phức tạp nên tùy theo từng phƣơng pháp tính mà
một số yếu tố đƣợc bỏ qua hoặc đơn giản hóa. Các giả thiết cũng khác nhau trong bài toán
về ĐTC phục vụ quy hoạch hay vận hành.

Các yếu tố ảnh hƣởng đến độ tin cậy trên lƣới điện có thể phân ra theo yếu tố khách
quan và yếu tố chủ quan nhƣ sau:
a) Yếu tố khách quan:
+ Sự cố do giông sét, bão lụt, đất sạt lỡ ...
+ Sự cố do cây ngã đỗ vào đƣờng dây.
+ Sự cố do động vật nhƣ: Chim, rắn bò lên đƣờng dây gây ngắn mạch.
+ Sự cố do các lý do khác: Xe cơ giới va vào cột điện...
b) Yếu tố chủ quan:
- Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu:
+ Một số xuất tuyến chƣa bố trí đầy đủ và tối ƣu thiết bị đóng cắt cho các phân đoạn,
nhánh rẽ, dẫn đến khi có sự cố hoặc sửa chữa, bảo dƣỡng lƣới điện có thể làm mất điện trên
diện rộng;
+ Do kết cấu lƣới điện chƣa tối ƣu nên việc phân đoạn tìm sự cố gặp khó khăn dẫn đến
thời gian khôi phục sự cố kéo dài.
- Sự cố trên đường dây trung áp (ĐDTA):
+ Cây trong và ngoài hành lang va quệt, ngã đổ vào đƣờng dây gây ngắn mạch nhảy
máy cắt, đứt chì.
+ Các tiếp xúc không tốt, dẫn đến phóng điện, gây ngắn mạch.
+ Sự cố do vật tƣ, thiết bị nhƣ: Cách điện, cầu chì tự rơi, dao cách ly đƣờng dây ... kém
chất lƣợng, già hóa.
- Sự cố các TBA phụ tải:
+ Máy biến áp (MBA) bị quá tải do phụ tải tăng đột biến hoặc quá tải dòng pha do lệch
pha MBA.
+ Cáp lực (tổng, xuất tuyến) của TBA sử dụng cáp có cách điện PVC hoặc XLPE bị hƣ
hỏng lớp cách điện gây phóng điện, dẫn đến ngắn mạch ...


12
+ Một số tủ điện không có thanh cái 0,4kV nên khi sử dụng cáp có tiết diện lớn hoặc có
nhiều mạch nhánh đấu trực tiếp vào áp tô mát (ATM) tổng thƣờng dẫn đến môve, làm hỏng

đầu cực ATM.
+ Các tiếp xúc ở thiết bị không tốt, dẫn đến phóng điện, gây ngắn mạch.
-Sự cố các thiết bị đóng cắt (TBĐC), cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:
+ Các ống catốt của cầu chì tự rơi (FCO) phân đoạn, nhánh rẽ của đƣờng dây và tại
TBA vận hành lâu ngày bị cong vênh gây môve má tiếp xúc; dây chì không phù hợp với phụ
tải gây sự cố đứt chì.
+ Các cơ cấu cơ khí của máy cắt (MC), dao cách ly phụ tải, dao cách ly, … thiếu sự
bảo dƣỡng bị rỉ sắt, gây bó kẹt không điều khiển đƣợc hoặc đóng không ăn, tiếp xúc xấu gây
sự cố.
+ Các cuộn dây điều khiển đóng cắt MC làm việc quá áp, quá tải gây cháy không điều
khiển đóng cắt máy cắt bằng điện đƣợc.
+ Các tụ bù, bộ điều khiển đóng cắt bù vận hành quá áp bị sự cố nổ tụ, cháy bộ điều
khiển.
- Sự cố đường dây hạ áp (ĐDHA):
+ Kẹp răng, mối nối bằng kẹp cáp do quá trình vận hành lâu dài dẫn đến move gây sự
cố.
+ Một số xuất tuyến do tốc độ phát triển phụ tải nhanh dẫn đến bị quá tải dây dẫn gây
sự cố.
+ Công tơ đo đếm (cầu dao, ATM, dây về công tơ, . . .) vận hành lâu năm bị hƣ hỏng
dẫn đến sự cố.
+ Phụ tải tăng cao, không thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp công suất sử
dụng, làm việc quá tải gây sự cố công tơ.
1.3. Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy:
1.3.1. Đối với đường dây trung áp:
- Thực hiện nghiêm túc công tác quản lý vận hành (QLVH) đúng theo Qui trình vận
hành, kiểm tra và bảo dƣỡng, sửa chữa. Trong đó đặc biệt quan tâm thực hiện việc kiểm tra
đêm lƣới điện tại các vị trí đấu lèo, rẽ nhánh, các vị trí lắp đặt thiết bị, nhằm sớm phát hiện
các hiện tƣợng bất thƣờng có khả năng dẫn đến sự cố.
- Tiến hành xử lý ngay các hiện tƣợng bất thƣờng trong quá trình kiểm tra (nếu có thể).
- Về hành lang an toàn lƣới điện (HLATLĐ): Rà soát, thống kê chuẩn xác các cây cao

ở trong và ngoài hành lang tuyến có khả năng ngã đổ vào đƣờng dây, tiến hành phát quang
hành lang tuyến.
- Thay các kẹp răng tại các vị trí rẽ nhánh đƣờng dây bọc tại các vị trí rẽ nhánh không
đảm bảo an toàn bằng các bộ đấu rẽ chuyên dùng.
- Thống kê các nhánh rẽ, trục chính có chất lƣợng dây dẫn kém, hoặc có nguy cơ quá
tải dây dẫn để đƣa vào kế hoạch xây dựng cơ bản và sửa chữa lớn trong năm.


13
- Thống kê các vị trí dây dẫn, sứ đỡ không đảm bảo khoảng cách an toàn gây phóng
điện, không đảm bảo khoảng cách pha - đất, lập phƣơng án sửa chữa thƣờng xuyên để xử lý
hàng quí.
- Khảo sát và đề xuất phƣơng án lắp đặt bổ sung hoặc thay thế các thiết bị phân đoạn,
xây dựng mạch liên lạc giữa các xuất tuyến trung áp nhằm vận hành linh hoạt khi bị sự cố.
- Lập kế hoạch và kết hợp với lịch cắt điện để thi công, thí nghiệm định kỳ, thực hiện
phân đoạn, đo cách điện đƣờng dây, cáp ngầm; vệ sinh cách điện nhất là khu vực miền biển,
nơi có nhiều bụi bẩn.
- Sau khi thi công xong các đấu nối đƣờng dây, nối dây dẫn phải đo điện trở tiếp xúc
của mối nối.
- Kiểm tra, thống kê các điểm xung yếu trên lƣới điện, lập phƣơng án sửa chữa thƣờng
xuyên và thi công trƣớc mùa mƣa bão.
- Lắp đặt chụp cách điện tại đầu sứ cách điện, các đầu cực thiết bị trên phần lƣới điện
thƣờng xuyên có chim, chuột, rắn gây sự cố.
1.3.2. Đối với các TBA phụ tải:
a) Thực hiện nghiêm túc công tác QLVH đúng theo Qui trình QLVH và bảo dƣỡng
TBA phân phối. Nâng cao chất lƣợng công tác kiểm tra ngày, đêm TBA. Trong đó đặc biệt
lƣu ý:
- Thƣờng xuyên theo dõi mức độ mang tải của các TBA phụ tải.
- Tiến hành sang pha các TBA bị lệch pha, có I0> 15% (Ia + Ib + Ic)/3. Đối với TBA
của khách hàng hƣớng dẫn khách hàng tiến hành sang pha và kiểm tra lại ngay sau khi khách

hàng thực hiện xong việc sang pha.
- Tổng hợp các tồn tại sau kiểm tra định kỳ, lập phƣơng án và thực hiện sửa chữa
thƣờng xuyên theo từng quí.
b) Lập kế hoạch và triển khai thực hiện việc cắt điện để bảo dƣỡng TBA phụ tải định
kỳ. Chú trọng việc kiểm tra dầu cách điện và hạt hút ẩm MBA, nếu cần thiết tiến hành kiểm
tra cách điện, điện trở một chiều của MBA, bổ sung ngay dầu cách điện và thay thế hạt hút
ẩm.
- Lập kế hoạch và thực hiện TNĐK TBA hàng năm đầy đủ các hạng mục và đảm bảo
đúng thời gian qui định. Lập phƣơng án sửa chữa thƣờng xuyên (SCTX) xử lý ngay các tồn
tại sau TNĐK.
- Lắp đặt chụp cách điện đầu cực MBA tại một số TBA thƣờng xuyên bị ngắn mạch
đầu cực MBA (do chim, chuột, rắn …) và lắp chụp cách điện đầu cực ATM tại các TBA có
nhiều xuất tuyến.
- Lập kế hoạch và thực hiện thí nghiệm chống sét van theo đúng quy định.
- Rà soát thống kê các tủ điện hạ áp tại các TBA phụ tải bị hƣ hỏng và lập phƣơng án
SCTX để thực hiện.


14
1.3.3. Đối với các thiết bị đóng cắt (TBĐC), cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:
- Thực hiện nghiêm túc công tác QLVH đúng theo các Qui trình vận hành, bảo dƣỡng,
sửa chữa các TBĐC, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp.
- Lập kế hoạch và thực hiện thí nghiệm định kỳ (TNĐK) các TBĐC, cụm bù trung áp,
tủ bù hạ áp đầy đủ các hạng mục và đảm bảo đúng thời gian qui định; lập phƣơng án SCTX
xử lý ngay các tồn tại sau TNĐK.
- Kiểm tra, thay các ống catốt bị cong vênh của FCO phân đoạn, nhánh rẽ của đƣờng
dây và tại TBA; thống kê, thay các dây chì cho phù hợp với phụ tải.
- Kiểm tra, điều chỉnh điện áp vận hành lƣới điện đảm bảo giờ thấp điểm điện áp
khoảng (1,05 1,10)Uđm.
1.3.4. Đối với ĐDHA:

- Tăng cƣờng việc rong, tỉa, đốn chặt cây xanh dọc đƣờng dây 0,4kV.
- Kiểm tra, phát hiện các xuất tuyến có khả năng đầy tải hoặc quá tải, đề xuất lập
phƣơng án SCTX để tách xuất tuyến.
- Kiểm tra, thống kê các vị trí công tơ đo đếm (thùng công tơ, cầu dao, áptômát, dây
dẫn về công tơ, . . .) vận hành lâu năm bị hƣ hỏng và thực hiện sửa chữa theo từng quí.
- Thực hiện kiểm định định kỳ, kiểm tra đột xuất hệ thống đo đếm điện năng để phát
hiện các trƣờng hợp công tơ, TI, TU chạy không chính xác hoặc bị cháy, hỏng, không đảm
bảo an toàn vận hành để thay thế, sửa chữa kịp thời.
- Kiểm tra công suất sử dụng điện của các khách hàng để phát hiện các trƣờng hợp
công suất tăng cao, để thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp với công suất sử dụng.


15
Chƣơng 2
CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1. Khái niệm về độ tin cậy 2:
Độ tin cậy (ĐTC) là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật. Độ tin cậy của
phần tử (PT) hoặc của hệ thống (HT) là xác xuất để PT hay HT đó hoàn thành triệt để nhiệm
vụ đƣợc giao (làm việc an toàn) suốt thời gian khảo sát nhất định trong các điều kiện vận
hành nhất định.
ĐTC của PT hoặc cả HT đƣợc đánh giá một cách định lƣợng dựa trên 2 yếu tố cơ bản
là: Tính làm việc an toàn và tính sửa chữa đƣợc.
Nhiệm vụ của hệ thống điện (HTĐ) là sản xuất và truyền tải phân phối điện năng đến
các hộ tiêu thụ. Điện năng phải đảm bảo các chỉ tiêu chất lƣợng pháp định nhƣ điện áp, tần
số, và độ tin cậy hợp lý (ĐTC không phải là một chỉ tiêu pháp định, nhưng xu thế phải trở
thành một chỉ tiêu pháp định với mức độ hợp lý nào đó).
- Hệ thống điện và các phần tử:
+ Hệ thống điện là tập hợp những PT tƣơng tác trong một cấu trúc nhất định nhằm
thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất sự hoạt động cũng nhƣ sự
phát triển. Trong HTĐ các PT là máy phát điện, MBA, đƣờng dây …

HTĐ phải đƣợc phát triển một cách tối ƣu và vận hành với hiệu quả kinh tế cao nhất,
về mặt độ tin cậy, HTĐ là một hệ phức tạp. Vì vậy HTĐ thƣờng đƣợc quản lý phân cấp, để
có thể quản lý, điều khiển phát triển, cũng nhƣ vận hành một cách hiệu quả.
HTĐ là hệ thống phục hồi, các phần tử của nó có thể bị hỏng sau khi đƣợc phục hồi
và lại đƣa vào hoạt động.
+ Phần tử là một bộ phận tạo thành hệ thống mà trong quá trình nghiên cứu ĐTC
nhất định, nó đƣợc xem nhƣ là một tổng thể không chia cắt đƣợc (ví dụ nhƣ linh kiện, thiết
bị...) mà độ tin cậy cho trƣớc, hoặc dựa trên những số liệu thống kê.
Phần tử ở đây có thể hiểu theo một cách rộng rãi hơn. Bản thân PT cũng có thể cấu
trúc phức tạp, nếu xét riêng nó là một hệ thống.
Đa số PT của hệ thống là phần tử phục hồi. Tính phục hồi của PT thể hiện khả năng
ngăn ngừa phát triển và loại trừ sự cố nhờ bảo dƣỡng định kỳ (BDĐK) hoặc sửa chữa phục
hồi khi sự cố.
2.1.1. Độ tin cậy của các phần tử:
2.1.1.1. Phần tử không phục hồi:
Đốì với những phần tử không phục hồi, sau khi hỏng hóc coi nhƣ bị loại bỏ (ví dụ
nhƣ những linh kiện điện tử, tụ điện...), vì vậy ta chỉ quan tâm đến sự kiện xảy ra sự cố lần
đầu tiên. Thời gian làm việc (TGLV) an toàn của PT không phục hồi tính từ lúc bắt đầu hoạt
động cho đến lúc hỏng hóc (hay còn gọi là thời gian phục vụ (TGPV) là một đại lƣợng ngẫu
nhiên (ký hiệu là ) có hàm phân bố là Q(t):
Q(t) = P( ≤ t)
(1.1)
Trong đó P(≤ t) là xác suất để phần tử làm việc cho đến thời điểm  bất kỳ (nếu thời
điểm ban đầu bằng 0), nhỏ hơn hoặc bằng khoảng thời gian t, với t là biến số.