Tính toán đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối khu vực huyện tư nghĩa tỉnh quảng ngãi

..

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HỒNG HẢI

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

LUẬN VĂN THẠC SĨ ĐIỆN KỸ THUẬT

Đà Nẵng, năm 2018


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN HỒNG HẢI

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

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ ĐIỆN KỸ THUẬT

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. LÊ THỊ TỊNH MINH

Đà Nẵng, năm 2018


LỜI CẢM ƠN
Tôi xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong khoa điện trường Đại học Bách
khoa – Đại học Đà Nẵng đã khơng ngại khó khăn giảng dạy cung cấp cho tơi các kiến
thức bổ ích q báu là kiến thức nền tảng, dẫn dắt để tôi thực hiện luận văn này.
Tôi xin chân thành cám ơn Giảng viên hướng dẫn khoa học Tiến sĩLê Thị
Tịnh Minh đã ln ln nhiệt tình chỉ bảo, hướng dẫn cho tơi nhiều vấn đề khoa học
chuyên sâu về lĩnh vực nghiên cứu và ln ln động viên, khích lệ về tinh thần để
tạo ra một môi trường nghiên cứu sáng tạo trong suốt quá trình thực hiện luận văn.
Một lần nữa xin trân trọng cám ơn các thầy, cô!

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

NGUYỄN HOÀNG HẢI


LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng cá nhân tơi, tơi có
trích dẫn một số tài liệu chuyên ngành điện và một số tài liệu do các nhà xuất bản ban
hành.
Các số liệu, kết quả trình bày trong luận văn là trung thực và chƣa từng đƣợc ai
công bố trong bất kỳ công trình nghiên cứu nào khác.
TÁC GIẢ

NGUYỄN HỒNG HẢI

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ............................................................................................................. .
MỤC LỤC ........................................................................................................................ .
DANH MỤC CÁC BẢNG ............................................................................................... .
DANH MỤC CÁC HÌNH ................................................................................................ .
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT ............................................................................... .
MỞ ĐẦU ......................................................................................................................... 1
1.Lý do chọn đề tài: ......................................................................................................... 1
2.Mục tiêu nghiên cứu: .................................................................................................... 1
3.Đối tƣợng và phạm vị nghiên cứu: ............................................................................... 1
4.Phƣơng pháp nghiên cứu: ............................................................................................. 1
5.Ý nghĩa khoa học và thực tiễn ...................................................................................... 1
6.Tên và bố cục đề tài: ..................................................................................................... 2
CHƢƠNG 1-TỔNG QUAN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN TƢ NGHĨA ............. 3
1.1.Đặc điểm lƣới điện phân phối huyện Tƣ Nghĩa ........................................................ 3
1.1.1.Vị trí địa lý, đặt điểm tƣ nhiên. .............................................................................. 3
1.1.2.Sơ đồ nguyên lý lƣới điện: ..................................................................................... 3
1.1.3.Khốilƣợng lƣới điện: .............................................................................................. 3
1.1.4.Kết cấu lƣới điện: ................................................................................................... 4
1.2.Phƣơng thức vận hành cơ bản ................................................................................... 4
1.3.Độ tin cậy của lƣới điện phân phối khu vực huyện Tƣ Nghĩa .................................. 5
1.3.1. Độ tin cậy lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa trong những năm gần đây .......................... 5
1.3.2. Các nguyên nhân ảnh hƣởng đến độ tin cậy trên lƣới điện khu vực: .................... 5
1.4.Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy...................................................... 7
1.4.1.Đối với đƣờng dây trung áp: .................................................................................. 7
1.4.2.Đối với các TBA phụ tải: ....................................................................................... 9
1.4.3.Đối với các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp: .................................. 9
1.4.4.Đối với đƣờng dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng: ...................................... 9
1.5.Nhƣợc điểm các giải pháp đang áp dụng để nâng cao độ tin cậy: .......................... 10
CHƢƠNG 2- CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY ............................ 12

2.1.Khái niệm về độ tin cậy [1]. .................................................................................... 12
2.1.2. Độ tin cậy của hệ thống. ...................................................................................... 12


2.1.3. Độ tin cậy của phần tử. ........................................................................................ 12
2.1.3.1. Phần tử không phục hồi .................................................................................... 12
2.1.4. Độ tin cậy của phần tử phục hồi trong một số trƣờng hợp: ................................. 17
2.1.5. Các giá trị, r và U .............................................................................................. 19
2.2.Phƣơng pháp tính tốn và đánh giá độ tin cậy lƣới điện. ........................................ 20
2.2.1.Các chỉ số hệ thống đểđánh giá độ tin cậy cung cấp điện lƣới điện phân phối
(System Indices) [2]. ..................................................................................................... 20
2.2.2.Chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lƣới điện phân phối [5]. ...................... 20
Các công thức đánh giá độ tin cậy cung cấp điện lƣới điện phân phối theo EVN. ....... 20
2.3.Các bƣớc tính tốn chỉ tiêu SAIDI, SAIFI cho lƣới điện. ....................................... 21
2.3.1.1. Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT: ................................................................. 21
2.3.1.2. Giới thiệu Module DRA độ tin cậy trong chƣơng trình PSS/ADEPT: ............ 22
2.3.1.3. Tính tốn cƣờng độ hỏng hóc và thời gian sữa chữa cho từng thiết bị ............ 22
2.3.2.1. Tính tốn thời gian bảo trì bảo dƣỡng. ............................................................. 23
2.3.2.2. Tổng thời gian mất điện do BTBD đƣờng dây: ............................................... 24
2.3.2.3. Tổng thời gian mất điện do bảo trì bảo dƣỡng trạm biến áp: ........................... 25
CHƢƠNG3- TÍNH TỐN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG
CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LƢỚI ĐIỆN KHU VỰC HUYỆN TƢ
NGHĨA .......................................................................................................................... 27
3.1.Tiến trình tốn độ tin cậy lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa. ............................................. 27
3.2.Tính tốn chỉ số SAIDI, SAIFI cho lƣới điện hiện trạng huyện Tƣ Nghĩa: ............ 28
3.3.1Tính độ tin cậy lƣới điện do sự cố: ........................................................................ 28
3.3.2.Tính độ tin cậy lƣới điện do bảo trì bảo dƣỡng lƣới điện hiện trạng huyện Tƣ
Nghĩa: .......................................................................................................................... 33
3.3.2.1. Thống kê thời gian bảo trì, bảo dƣỡng: ............................................................ 33
3.3.2.2. Tính thời gian bảo trì, bảo dƣỡng thiết bị: ....................................................... 33

3.3.2.3. Xây dựng bảng tính Excel cho lƣới điện hiện trạng ......................................... 34
3.3.2.4. Tính tốn độ tin cậy bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện hiện trạng bằng bảng tính
Excel. .......................................................................................................................... 34
3.3.2.5. Kết quả độ tin cậy lƣới điện do bảo trì bảo dƣỡng lƣới điện hiện trạng (tính
bằng Excel): ................................................................................................................... 34
3.3.3.Độ tin cậy lƣới điện hiện trạng huyện Tƣ Nghĩa:................................................. 34
3.3.Đánh giá lƣới điện hiện trạng: ................................................................................. 35
3.4.Đề xuất phƣơng án cải tạo lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa: ........................................... 35


3.4.1.Phân đoạn lại cho trục chính các xuất tuyến: ....................................................... 35
3.4.2.Bổ sung FCO cho các nhánh rẽ ............................................................................ 36
3.4.3.Bổ sung mạch vịng cho xuất tuyến XT475/E16.5:.............................................. 36
3.4.4.Tính tốn độ tin cậy do sự cốcủa lƣới điện cải tạo huyện Tƣ Nghĩa: .................. 37
3.4.5.Tính độ tin cậy do bảo trì bảo dƣỡnglƣới điện Tƣ Nghĩa sau cải tạo: ................. 39
3.4.5.1. Xây dựng bảng tính Excel cho lƣới điện sau cải tạo. ....................................... 39
3.4.5.2. Tính tốn độ tin cậy bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện sau cải tạo bằng bảng tính
Excel. .......................................................................................................................... 39
3.4.5.3. Kết quả độ tin cậy do bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện Tƣ Nghĩa sau cải tạo: ...... 39
3.4.6.Tính độ tin cậy lƣới điện tổng hợp sau cải tạo: .................................................... 39
3.5.So sánh chỉ tiêu độ tin cậy của lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa ...................................... 40
3.6.Phân tích hiệu quả kinh tế. ...................................................................................... 41
KẾT LUẬN CHUNG .................................................................................................... 45
KIẾN NGHỊ ................................................................................................................... 46
PHỤ LỤC .


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017 ......................................................... 5
Bảng 3.1: Khối lƣợng lƣới điện tỉnh Quảng Ngãi ......................................................... 28

Bảng: 3.2 Bảng cƣờng độ hỏng hóc và thời giản sửa chữa thiết bị ............................... 29
Bảng 3.3: Bảng độ tin cậy lƣới điện do sự cố lƣới điện hiện trạng ............................... 33
Bảng 3.4: Bảng thời gian BTBD thiết bị ....................................................................... 34
Bảng 3.5: Bảng độ tin cậy lƣới điện do BTBD lƣới điện hiện trạng ............................. 34
Bảng 3.6: Bảng Độ tin cậy lƣới điện tổng hợp lƣới điện hiện trạng ............................. 34
Bảng 3.7: Bảng giải pháp phân đoạn và bổ sung mạch vòng ........................................ 35
Bảng 3.8: Bảng vị trí phân đoạn .................................................................................... 36
Bảng 3.9: Bảng các nhánh rẽ bổ sung FCO .................................................................. 36
Bảng 3.10: Bảng vị trí bổ sung mạch vòng ................................................................... 36
Bảng 3.11: Bảng độ tin cậy lƣới điện do sự cố lƣới điện cải tạo .................................. 38
Bảng 3.12: Bảng độ tin cậy lƣới điện do bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện sau cải tạo ....... 39
Bảng 3.13: Bảng độ tin cậy lƣới điện tổng hợp lƣới điện cải tạo .................................. 39


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.1: Sơ đồ ngun lý lƣới điện hiện trạng .............................................................. 3
Hình 2.1: Độ tin cậy biến thiên trong khoảng thời gian 0 đến 1 ................................... 13
Hình 2.2: Luật phân bố mũ độ tin cậy ........................................................................... 14
Hình 2.3: Thời điểm xảy ra sự cố và thời gian sửa chữa sự cố ..................................... 15
Hình 2.4: Quá trình Markov theo graph trạng thái, trong đó phần tử có 2 trạng thái ... 17
Hình: 2.5: Quá trình Markov đối với sơ đồ trạng thái ................................................... 18
Hình 2.6: Quan hệ hỏng hóc theo thời gian ................................................................... 19
Hình 3.1: Sơ đồ lƣới XT477/E16.1 ............................................................................... 29
Hình 3.2: Sơ đồ lƣới XT477/E16.1 ............................................................................... 29
Hình 3.3: Sơ đồ lƣới XT473/E16.3 ............................................................................... 29
Hình 3.4: Sơ đồ lƣới XT475/E16.3 ............................................................................... 29
Hình 3.5: Sơ đồ lƣới XT475/E16.5 ............................................................................... 30
Hình 3.6: Sơ đồ lƣới XT475/E16.5 ............................................................................... 30
Hình 3.7: Thẻ Switch Properties thiết bi ....................................................................... 30
Hình 3.8: Nhập số liệu đầu vào DRA Switch ................................................................ 31

Hình 3.9: Thẻ Line Properties ....................................................................................... 31
Hình 3.10: Nhập số liệu đầu vào DRA Line ................................................................. 32
Hình 3.11: Thẻ Static Load Properties .......................................................................... 32
Hình 3.12: Nhập số liệu đầu vào DRA Load ................................................................ 33
Hình 3.13: Sơ đồ nguyên lý lƣới điện sau cải tạo ......................................................... 37
Hình 3.14: Sơ đồ lƣới XT477/E16.1 ............................................................................. 37
Hình 3.15: Sơ đồ lƣới XT477/E16.1 ............................................................................. 37
Hình 3.16: Sơ đồ lƣới XT473/E16.3 ............................................................................. 37
Hình 3.17: Sơ đồ lƣới XT475/E16.3 ............................................................................. 37
Hình 3.18: Sơ đồ lƣới XT475/E16.5 ............................................................................. 38
Hình 3.19: Sơ đồ lƣới XT475/E16.5 ............................................................................. 38
Hình3.20: Đồ thị chỉ tiêu Saidi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu .................................... 40
Hình3.21: Đồ thị chỉ tiêu Saifi hiện trạng, cải tạo và mục tiêu ..................................... 40


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT
ATM: Áp tô mát
BTBD: Bảo trị, bảo dƣỡng
BTLT: Bê tơng ly tâm
EVN: Tập đồn Điện lực Việt Nam
FCO: Cầu chì tự rơi.
LBFCO: Cầu chì cắt có tải
LA: Chống sét van
LBFCO: Cầu chì tự rơi có tải
QLVH: Quản lý vận hành
LL: Liên lạc
MBA: Máy biến áp
PĐ: Phân đoạn
RC: Máy cắt tự đóng lặp lại
TBA: Trạm biến áp

TNĐK: Thí nghiệm định kỳ


TÍNH TỐN, ĐÁNH GIÁ VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA,
TỈNH QUẢNG NGÃI
Học viên: Nguyễn Hoàng Hải Chuyên ngành: Điện kỹ thuật
Mã số:

Khóa:K34- Trƣờng Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Cùng với tiến trình ngành Điện chuyển dần sang hoạt động theo cơ chế thị
trƣờng, khách hàng ngày càng quan tâm và đòi hỏi nhiều hơn về chất lƣợng điện
năng cũng nhƣ độ tin cậy cung cấp điện.Hiện nay, lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa
đã thực hiện nhiều giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy,tuy nhiên, hầu hết các giải
pháp chƣa mang lại hiệu quả cao. Đề tài tiến hành tính tốn, đánh giá và đƣa ra các
giải pháp nhằm đạt mục tiêu độ tin cậy cung cấp điện theo định hƣớng đến năm 2020
của ngành Điện.Độ tin cậy trong lƣới điện bao gồm 2 thành phần: độ tin cậy do sự cố
và độ tin cậy do bão trì bão dƣỡng. Đề tài sẽ tính tốn độ tin cậy cung cấp điện do sự
cố bằng Module (DRA) trong chƣơng trình PSS/ADEPT và độ tin cậy cung cấp điện
do bảo trì, bảo dƣỡng bằng phần mềm Excel cho lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa.Từ đó, đề
tài phân tích, đánh giá, và đƣa ra giải pháp cải tạo lƣới điện để nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện cho các xuất tuyến cần thiết. Để đánh giá hiệu quả của giải pháp, các
chỉ tiêu độ tin cậy (SAIFI, SAIDI)từ lƣới điện hiện trạng, lƣới điện cải tạo và mục
tiêu định hƣớng đƣợc so sánh với nhau.
Từ khóa – độ tin cậy lƣới điện, phân đoạn, mạch vòng, lƣới điện huyên Tƣ Nghĩa.

CALCULATION, ASSESSMENT AND SUGGESTIONS FOR ENHANCING
RESOURCES ELECTRICITY RELIEF DISTRIBUTION OF TU NGHIA
DISTRICT,QUANG NGAI PROVINCE

Abstract –Nowadays, with the developping of electricalmarket, the customers have
demanded higher qualitiesand reliability of power supply. Currently, it has been
implemented many solutions to improve the reliability forTu Nghia grid,however,
most of solutions have not brought a high efficiency. This project would be
calculated, evaluated and proposed a solution to achive the reliability targets at 2020.
The reability of grid are normally given by 2 components: the reability due to faults
and the reability from grid maintenance situation.In this project, the reliability due to
fault is calculated by Module (DRA) in the PSS/ADEPT program and the reliability
from maintenance services is given by the real statistic Excel data of Tu Nghia
Grid.By analyzing and evaluating the results, a refiguration network solution for
higher reliability of Tƣ Nghia grid is proposed. To evaluate the effectiveness of this
solution, the project compares the reabilities createria (SAIFI, SAIDI)of the actual
Tƣ Nghia grid with its refiguration grid and the objective of reabilities createria in
2020.
Key words –reliability, feeder segmentation,loop network, Tu Nghia grid.


1
MỞ ĐẦU
Lý do chọn đề tài:
Cùng với tiến trình ngành Điện chuyển dần sang hoạt động theo cơ chế thị
trƣờng, khách hàng khu vực huyện Tƣ Nghĩa ngày càng quan tâm và đòi hỏi cao hơn
về chất lƣợng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện.
Hiện nay các chỉ tiêu độ tin cậy trên lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa còn khá
cao so với mục tiêu đặt ra đến năm 2020, cụ thể EVNCPC định hƣớng giảm các chỉ số
độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI) nhƣ sau:
1.

•
Chỉ số năm sau giảm ít nhất 10 - 30% so với năm trƣớc

•
Năm 2020: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73 lần/KH.năm, MAIFI
<2,15 lần/KH.năm
Để đáp ứng nhu cầu sử dụng điện chất lƣợng, tin cậy ngày càng cao của khách
hàng vàđạt đƣợc mục tiêu đến năm 2020 theo định hƣớng của Tổng công ty Điện lực
miền Trung; cần phải tính tốn, đánh giá độ tin cậy lƣới điện hiện trạng khu vực huyện
Tƣ Nghĩa, từ đó đề xuất những giải pháp hợp lý về mặt kinh tế, kỹ thuật để nâng cao
độ tin cậy cung cấp điện.
Mục tiêu nghiên cứu:
 Tính độ tin cậy của lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa.
 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lƣới điện phân phối khu vực huyện
Tƣ Nghĩa.
3. Đối tƣợng và phạm vị nghiên cứu:
 Đối tƣợng nghiên cứu của đề tài là tính tốn độ tin cậy và đề xuất các giải
pháp nâng cao độ tin cậy lƣới điện phân phối.
 Phạm vi nghiên cứu của đề tài là lƣới điện phân phối khu vực huyện Tƣ
Nghĩa.
4. Phƣơng pháp nghiên cứu:

Tính toán độ tin cậy lƣới điện do sự cố bằng Module (DRA) phần mềm
PSS/ADEPT:

Tính tốn độ tin cậy lƣới điện do bảo trì bảo dƣỡng bằng phần mềm
Excel.

Tính tốn đánh giá kết quả lƣới điện hiện trạng.

Đề xuất phƣơng án cải tạo lƣới điện hiện trạng.

Tính tốn đánh giá kết quả lƣới điện cải tạo.


So sánh kết quả, đánh giá hiệu quả phƣơng án.
5. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn
 Đáp ứng yêu cầu của khách hàng khu vực huyện Tƣ Nghĩa về:

Chất lƣợng điện năng.

Độ tin cậy cung cấp điện.
 Đánh giá đƣợc độ tin cậy của lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa.
 Đề xuất những giải pháp hợp lý nhất về mặt kinh tế, kỹ thuật, vận hành
2.


2
•
Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020 đạt: SAIDI<400
phút/KH.năm, SAIFI <8,73 lần/KH.năm, MAIFI <2,15 lần/KH.năm [3].
6. Tên và bố cục đề tài:
Căn cứ vào mục tiêu nghiên cứu, đề tài đƣợc đặt tên:
“TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI
ĐIỆN PHÂN PHỐI KHU VỰC HUYỆN TƢ NGHĨA”
Bố cục của đề tài gồm 4 chƣơng:


Chƣơng 1: Tổng quan lƣới điện phân phối huyện Tƣ Nghĩa



Chƣơng 2: Các phƣơng pháp tính tốn độ tin cậy


Chƣơng 3: Tính tốn, đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy
cung cấp điện cho lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa


3
CHƢƠNG 1-TỔNG QUAN LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN TƢ NGHĨA
1.1. Đặc điểm lƣới điện phân phối huyện Tƣ Nghĩa
1.1.1. Vị trí địa lý, đặt điểm tư nhiên.

Huyện Tƣ Nghĩa có diện tích 227,8 km2, hơn 180.000 dân với mật độ hơn
790 ngƣời/1 km2 thuộc tỉnh Quãng Ngãi. Lƣới điện Điện lực Tƣ Nghĩa nằm ở khu vực
địa bàn huyện Tƣ Nghĩa gồm 16 xã và 2 thị trấn (03 xã Nghĩa Hà, Nghĩa Phú, Nghĩa
Anxác nhập vào thành phố Quảng Ngãi, nhƣng lƣới điện vẫn nằm trong khu vực quản
lý của huyện Tƣ Nghĩa),trong đó thực hiện bán lẻ ở 4 xã và 2 thị trấn (Nghĩa Thọ,
Nghĩa Sơn, Nghĩa Thuận, thị trấn La Hà, thị trấn Sông vệ thuộc huyện Tƣ Nghĩa và xã
Nghĩa Phú thuộc thành phố Quảng Ngãi) và bán tổng cho Công ty cổ phần Điện Tƣ
Nghĩa 12 xã còn lại (Nghĩa Điền, Nghĩa Kỳ, Nghĩa Thắng, Nghĩa Lâm, Nghĩa Thƣơng,
Nghĩa Mỹ, Nghĩa Trung, Nghĩa Phƣơng, Nghĩa Hiệp, Nghĩa Hoà, Nghĩa Hà, Nghĩa
An).Tuy nhiên, do khu vực quản lý rộng, với đặc thù về địa hình trải dài từ Đông sang
Tây (từ Nghĩa An lên Nghĩa Lâm) với chiều dài khoảng hơn 30 km nên khó khăn
trong việc quản lý vận hành và kinh doanh điện năng.
1.1.2. Sơ đồ nguyên lý lưới điện:
THANH CAÏI C41/E16.1

THANH CAÏI C41/E16.3
XT473/E16.3

XT479/E16.1

THANH CẠI C41-E16.5
XT475/E16.5

XT479/E16.5

14 - 15

LL

XT475/E16.3

55

56

NR Nghéa Phỉång 1

C/XLPE/DSTA/PVC-3x240
0,198

XT477/E16.1

kWh
3x5A

NR Båm nỉåïc sảch
cáúp 1 Tỉ Nghéa

PĐ
Nghĩa

Dõng

06 - 07

(50 - 51)

kWh
3x5A

NR Nghéa Âi?ưn 6
NR Ha?nh Thuáûn 6

RC

Nghĩa Hà

NR BTS Nghéa Âi?ön

08 (20)

07 (21)

01

24 - 25

La Hà 1

PĐ
Nghĩa

Hòa

RC

PĐ

RC

PĐ Nghĩa Hiệp
74 - 75

06 (43)

07 (44)

01

02

NR Båm Go?Su

RC

59 - 60

PĐ
Nghĩa
Thuận

NR Nghéa Thà?ng 14

NR gaûch tuy nen Phụ Âi?ưn
08 (57)

09 (58)

NR Nghéa Thà?ng 12

101 - 102

LL
05 (84)

06 (85)

05

08 (120)

09 (121)

Nghĩa
Thƣơng

Hình1.1: Sơ đồ nguyên lý lưới điện hiện trạng
1.1.3. Khốilượng lưới điện:

TBA phụ tải: 197 trạm, với tổng dung lƣợng 38.811,5 kVA.
+ Ngành điện: 173 trạm/175MBA/32.851,5kVA.
+ Khách hàng: 24 trạm/ 24 MBA/5.960,0 kVA.

4

Đƣờng dây 22kV: 235,87 km.

Đƣờng 0,4kV: 155,4 km.
1.1.4. Kết cấu lưới điện:

Lƣới điện vận hành ở các cấp điện áp 22 kV, 0.4 kV,0.23 kV.Trong giai
đoạn từ 2003 – 2005,phầnlớn lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa đã đƣợc đầu tƣ sửa chữa, cải
tạo, nâng cấp lần lƣợt thông qua các chƣơng trình cải tạo và sửa chữa lớn(Dự án
ADB), cũng nhƣ các chƣơng trình đầu tƣ xây dựng mới lƣới điện hàng năm.

Lƣới điện trung áp vận hành cấp 22kV đƣợc đấu nối từ các TBA 110kV
khu vực, với kết cấu chủ yếu là cột bê tông (phần lớn là cột bê tơng ly tâm), xà mạ
kẽm nhúng nóng, cách điện đứng 24kV (sứ đứng đứng, cách điện polyme), cách điện
treo 24kV (sứ bát thủy tinh, cách điện polyme), dây dẫn phần lớn là dây dẫn nhôm
AC, AC/XLPE, đồng trần M (tiết diện 25mm2 đến 185mm2).

Kết cấu trạm biến áp phần lớn đƣợc xây dựng theo kiểu đặt ngoài trời,
MBA đƣợc đặt trên 2 thanh xà chữ U gá lắp trên cột BTLT và một số ít đặt trong nhà,
sơ đồ đấu điện chính gồm:

Sơđồ điện phía cao áp :
 Dùng sơđồ khối đƣờng dây - máy biến áp.
 Dây dẫn từ đƣờng dây đến MBA dùng dây dẫn 12,7/24KV.
 Sử dụng lại 01 bộ FCO 24kV dùng để bảo vệ q tải, ngắn mạch và đóng
cắt khi khơng tải.
 Sử dụng lại 01 bộ LA 18kV dùng để bảo vệ quá điện áp khí quyển.


Sơđồ điện phía hạ áp :
 Dùng sơ đồ một hệ thống thanh cái đặt trong tủ điện 400V, trong đó có gắn
các thiết bị để bảo vệ, thao tác đóng cắt và đo đếm sau :
 Sử dụng cáp hạ thế từ máy biến áp đến áp tô mát tổng dùng loại cáp bọc
cách điện CXV - 600V.

Lƣới điện trung áp vận hành cấp 0,4kV; 0,23kV đƣợc đấu nối từ các TBA
22/0,4 (0,23)kV, với kết cấu 3 pha 4 dây hoặc 1 pha 2 dây, chủ yếu là cột bê tông
(phần lớn là cột bê tơng ly tâm), xà mạ kẽm nhúng nóng, cách điện đứng 600V (sứ
đứng trục chỉ),dây dẫn phần lớn là dây dẫn nhơm bọc văn xoắn ABC, một số ít, nhơm
bọc AV và dây đồng bọcCV (tiết diện 25mm2 đến 185mm2).
1.2. Phƣơng thức vận hành cơ bản
2.1.1 Các vị trí liên lạc giữa các xuất tuyến:
Tất cả các xuất tuyến 22kV hiện nay vận hành hình tia, tuy nhiên một số xuất
tuyến có liên kết vịng nhằmchuyển phƣơng thức vận hànhkhi sửa chữa, bảo dƣỡng, cụ
thể:
 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 479/E16.1 liên lạc bằng liên lạc LL
Nghĩa Hà (thƣờng mở);


5
 Xuất tuyến 477/E16.1 và Xuất tuyến 473/E16.3 liên lạc bằng liên lạc LL
Nghĩa Thƣơng 2 (thƣờng mở);
2.1.2 Các vị trí phân đoạn giữa các xuất tuyến:
 Xuất tuyến 477/E16.1 gồm PĐ La Hà
 Xuất tuyến 479/E16.1 gồm trạm cắt RCPĐNghĩa Hòa, RC PĐ Nghĩa Dõng.
 Xuất tuyến 473/E16.3 gồm trạm cắt RC PĐ Sông Vệ.
 Xuất tuyến 475/E16.3 (phần đầu xuất tuyến)
 Xuất tuyến 475/E16.5 (phần đầu xuất tuyến)

 Xuất tuyến 479/E16.5 gồm trạm cắt RC PĐ Nghĩa Thuận.
1.3. Độ tin cậy của lƣới điện phân phối khu vực huyện Tƣ Nghĩa
Khu vực các xã phía Tây nhƣ Nghĩa Thọ, Nghĩa Sơn, Nghĩa Thắng, Nghĩa Lâm
là khu vực có mật độ giông sét cao và thƣờng xuyên xảy ra gió lốc gây sự cố lƣới điện.
Khu vực các xã Nghĩa Trung, Nghĩa Hiệp, Nghĩa Hà, Nghĩa Hoà nằm ở vùng thấp
trũng nên bị cơ lập vào mƣa lũ. Ngồi ra, trên lƣới điện hiện nay vẫn còn một số nhánh
rẽ chƣa đƣợc cải tạo; một số vật tƣ, thiết bị kém chất lƣợng và không đồng bộ nhƣ:
máy biến áp đã vận hành quá lâu; chống sét van xuất xứ Trung Quốc, dây bọc trung áp
sử dụng dây AEV nhƣng phụ kiện khôngđồng bộ; sứ cách điện đứng, cách điện chuỗi;
khóa néo dây; kẹp đấu nối vận hành lâu năm chƣa đƣợc thay thế. Vì vậy việc quản lý
vận hành lƣới điện gặp nhiều khó khăn. Trong những năm gần đây do diễn biến thời
tiết thất thƣờng, mƣa bão thƣờng xuyên xảy ra, cộng với mật độ giông sét tăng cao,
khiến cho lƣới điện thƣờng bị sự cố mất điện trên diện rộng, thời gian khôi phục kéo
dài.
1.3.1. Độ tin cậy lưới điện huyện Tư Nghĩa trong những năm gần đây
Bảng 1.1: Độ tin cậy thực hiện từ năm 2015-2017
Nội
Sự cố 0,4-35kV
BTBD 0,4-35kV
Tổng
dung
Chỉ MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI
tiêu
(lần) (phút) (lần)
(lần)
(phút) (lần)
(lần) (phút) (lần)
2015

1,2

268

3,5

7,9

1072

15,8

9,1

1340

19,3

2016

1,2

205,6

3,3

6,1

745,4

13,9

7,3

951

17,2

2017

0,8

160,7

2,3

4,5

464,3

11

5,3

625

13,3

Nhìn chung các chỉ tiêu độ tin cậy trên lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa năm
trƣớc giảm so với năm sau, tuy nhiên vẫn còn khá cao so với mục tiêu đặt ra đến năm
2020, cụ thể EVNCPC định hƣớng giảm các chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI):

•
Năm 2020: SAIDI<400 phút/KH.năm, SAIFI <8,73 lần/KH.năm, MAIFI
<2,15 lần/KH.năm
1.3.2. Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện khu vực:
1.3.2.1. Do sự cố trên lưới điện:


6
Sự cố do ngun nhân khách quan:

a)






Giơng sét, lốc xốy, bão lụt.
Dân chặt cây ngã đỗ vào đƣờng dây.
Chuột, rắn bò lên trên đƣờng dây gây ngắn mạch.
Vật tƣ, thiết bị kém chất lƣợng; thiết bị hết tuổi thọ.
Xe cơ giới va vào cột điện.

b)

Sự cố do nguyên nhân chủ quan:



Sự cố đƣờng dây trung áp:


Cây trong và ngoài hành lang va quệt, ngã đổ vào đƣờng dây gây ngắn
mạch nhảy máy cắt, đứt chì.

Tiếp xúc lèo khơng tốt, dẫn đến phóng điện, gây ngắn mạch nhiều pha.

Khoảng cách pha - đất khơng đảm bảo dẫn đến phóng điện khi có chim,
chuột, rắn chạm vào.

Cách điện đƣờng dây bị hỏng, nhiểm bẩn không phát hiện và vệ sinh kịp
thời dẫn đến phóng điện gây sự cố.

Đƣờng dây có kết cấu dây trần cịn nhiều mối nối bằng kẹp cáp nhơm và
đƣờng dây có kết cấu dây bọc tại các vị trí rẽ nhánh cịn sử dụng kẹp răng cách điện,
thƣờng xuyên bị môve gây sự cố.

Một số đoạn dây dẫn liên lạc giữa các xuất tuyến có tiết diện dây dẫn nhỏ
khi đóng liên lạc gây quá tải dây dẫn.


Sự cố các TBA phụ tải:


Máy biến áp 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 có màu trắng trong thƣờng xuất hiện tình trạng rạng nứt lớp cách điện khi tiếp
xúc với ánh nắng mặt trời tại đoạn cáp phải bóc lớp cách điện bên ngồi nên dễ gây

phóng điện, dẫn đến ngắn mạch cáp khi trời có mƣa hoặc ẩm ƣớt.

Một số tủ điện sử dụng loại khơng có thanh cái 0,4kV nên khi sử dụng cáp
có tiết diện lớn hoặc có nhiều mạch nhánh đấu trực tiếp vào ATM tổng thƣờng dẫn đến
môve, làm hỏng đầu cực Áptômát.

ATM bị hỏng bộ phận tác động, khi bị q dịng xuất tuyến ATM khơng tác
động dẫn đến gây sự cố.

ATM làm việc quá dòng định mức, quá tải gây sự cố.

Đầu cực MBA và đầu cực các thiết bị chƣa đƣợc lắp chụp cách điện thƣờng
bị rắn, chuột bò ngang làm ngắn mạch gây sự cố thiết bị.


Sự cố các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:

-

Các ống catốt của cầu chì tự rơi phân đoạn, nhánh rẽ của đƣờng dây và tại


7
TBA vận hành lâu ngày bị cong vênh gây môve má tiếp xúc; dây chì khơng phù hợp
với phụ tải gây sự cố đứt chì.
Các cơ cấu cơ khí của máy cắt, dao cách ly phụ tải, dao cách ly, … thiếu sự
bảo dƣỡng bị rỉ sắt, gây bó kẹt khơng điều khiển đƣợc hoặc đóng khơng 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 có nổ tụ, cháy
bộ điều khiển.

-



Sự cố đƣờng dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng:

Kẹp răng, mối nối bằng kẹp cáp do q trình thi cơng không đúng kỹ thuật
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, để làm việc quá tải gây sự cố công tơ.

-

1.3.2.2.

Do kết cấu lưới điện chưa tối ưu:

Lƣới điện hiện vẫn còn xuất tuyến chƣa có mạch vịng liên kết khi có sự cố
hoặc sửa chữa đầu xuất tuyến dẫn đến mất điện toàn xuất tuyến.

-

Một số xuất tuyến chƣa bố trí đầy đủ và tối ƣu thiết bị đóng cắt cho các
phân đoạn, nhánh rẽ, dẫn đếnkhi 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 kho
khăn dẫn đến thời gian khơi phục sự cố kéo dài.

-

1.3.2.3.

1.4.

Do sự bảo trì, bảo dưỡng lưới điện:

-

Thí nghiệm thiết bị đóng cắt, cụm bù, hệ đo đếm và trạm biến áp.

-

Về sinh cách điện và bảo dƣỡng lƣới điện.

-

Sửa chữa lƣới điện (thay dây dẫn, xà sứ phụ kiện, thiết bị ...) trên lƣới điện.

-

Đấu nối lƣới điện mới vào lƣới điện hiện trạng.

Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy

1.4.1. Đối với đường dây trung áp:

Thực hiện kiểm tra và bảo dƣỡng, sửa chữa các xuất tuyếnnhằm sớm phát
hiện các hiện tƣợng bất thƣờng có khả năng dẫn đến sự cố, đặc biệt quan tâm thực hiện


8
việc kiểm tra đêm tại các vị trí đấu lèo, rẽ nhánh, và các vị trí lắp đặt thiết bị.

Tiến hành xử lý ngay các hiện tƣợng bất thƣờng trong q trình kiểm tra
(nếu có thể). Đối với các trƣờng hợp không xử lý đƣợc tại chỗ, phải cập nhật vào sổ

ghi các tồn tại. Hàng tháng vào ngày cuối tháng tổng hợp tồn tại đề xuất đƣa vào kế
hoạch sửa chữa thƣờng xuyên hoặc sữa chửa lớn.

Về hành lang an tồn lƣới điện: rà sốt, thống kê chuẩn xác các cây cao ở
trong và ngồi hành lang tuyến có khả năng ngã đỗ vào đƣờng dây để tiến hành phát
quang theo nguyên tắc sau:
 Tuyên truyền, vận động nhân dân hiểu biết các nguy hại của việc vi phạm
hành lang lƣới điện cao áp an toàn lƣới điện cao áp, để tự nguyện cho phép thực hiện
việc đốn chặt, rong tỉa các cây có khả năng gây sự cố lƣới điện.
 Trong trƣờng hợp không thể thuyết phục đƣợc ngƣời dân cho phép thực
hiện việc đốn chặt cây thì lập phƣơng án giải phóng hành lang an tồn lƣới.
 Nếu khơng thực hiện đƣợc việc giải phóng hành lang an tồn lƣới thì lập
văn bản báo cáo với chính quyền địa phƣơng và các cơ quan chức năng nhờ can thiệp.
Lập thông báo đề nghị nhân dân khi thực hiện đón chặt cây ngồi hành lang tuyến có
khả năng ngã đỗ vào đƣờng dây phải thông báo cho Đội quản lý đƣờng dây và trạm
biết để phối hợp, hƣớng dẫn và có biện pháp an tồn.

Thay các kẹp răngtại các vị trí rẽ nhánh đƣờng dây bọc tại các vị trí rẽ
nhánh khơng đảm bảo an tồn bằng các bộ đấu rẽ chuyên dùng.

Thống kê các nhánh rẽ, đƣờng trục chính có chất lƣợng dây dẫn kém, hoặc
có nguy cơ quá tải dây dẫn đề xuất đƣa vào kế hoạch xây dựng cơ bản và sửa chữa lớn
trong năm.

Thống kê các vị trí dây dẫn, sứ đỡ khơng đảm bảo khoảng cách an tồn gây
phóng điện, khơng đảm bảo khoảng cách pha - đất, lập phƣơng án sửa chữa để xử lý.

Khảo sát và đề xuất phƣơng án lắp các thiết bị đóng cắt phân đoạn, thay
FCO bằng LBFCO cho các nhánh rẽ cho nhiều TBA và mạch vòng cho các xuất tuyến
trung áp, để vận hành linh hoạt khi bị sự cố.


Lập kế hoạch và kết hợp với lịch cắt điện để thi cơng, 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 cơng 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 và thi cơng trƣớc mùa mƣa bão.


Đề xuất lắp đặt thí điểm chụp cách điện đầu sứ cho các xuất tuyến nhánh rẽ


9
thƣờng xuyên có chim, chuột, rắn gây sự cố.
1.4.2. Đối với các TBA phụ tải:

Thực hiện bảo dƣỡng và nâng cao chất lƣợng công tác kiểm tra ngày,
đêm TBA phân phối. Một số nội dung cụ thể:
 Theo dõi mức độ mang tải của các TBA phụ tải. Hàng tháng, quí tổng
hợp các TBA đầy tải, quá tải và non tải (kể cả việc theo dõi mức độ mang tải của biến
dịng), lập phƣơng án phân tải hoặc hốn đổi MBA trong tháng, q kế tiếp (kể cả việc
hốn đổi hoặc thay thế biến dòng, ATM và cáp tổng).
 Tiến hành sang pha các TBA bị lệch pha, có I0> 15% (Ia + Ib + Ic)/3
ngay trong tuần kế tiếp. 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.


Triển khai thực hiện việc bảo dƣỡng TBA phụ tải theo định kỳ 01 lần/3
tháng. 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. Tổng hợp, lập phƣơng án bổ
sung dầu cách điện và thay thế hạt hút ẩm dầu cách điện MBA.

Thực hiện thí nghiệm định kỳtrạm biến áp phân phối. Lập phƣơng án xử
lý ngay các tồn tại.

Lắp chụp cách điện đầu máy biến áp chống chim, chuột, rắn... làm ngắn
mạch và bảo vệ đầu cực ATM tại các TBA có nhiều xuất tuyến.


Thực hiện thí nghiệm chống sét van 1năm/lần.


Rà soát thống kê các tủ điện hạ áp tại các TBA phụ tải, bị hƣ hỏng,
khơng có bách niêm chì và lập phƣơng án sửa chữa.
1.4.3. Đối với các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:

bù hạ áp.

Thực hiệnbảo dƣỡng, sửa chữa các thiết bị đóng cắt, cụm bù trung áp, tủ


Lập kế hoạch và thực hiện thí nghiệm định kỳ các thiết bị đóng cắt, cụm
bù trung áp, tủ bù hạ áp đầy đủ các hạng mục và đảm bảo đúng thời gian qui định; lập
phƣơng án sửa chữa xử lý ngay các tồn tại sau.

Kiểm tra, thay các ống catốt bị cong vênh của FCO phân đoạn, nhánh rẻ

của đƣờng dây và tại TBA; thống kê, thay các dây chảy cho phù hợp với phụ tải.

Kiểm tra, điềuchỉnh điện áp vận hành lƣới điện đảm bảo giờ thấp điểm
điện áp khoảng (1,05  1,10)Uđm.
1.4.4. Đối với đường dây hạ áp và hệ thống đo đếm điện năng:


Tăng cƣờng việc tỉa, đốn chặt cây xanh dọc đƣờng dây 0,4kV.


10

Kiểm tra, phát hiện các xuất tuyến có khả năng đầy tải hoặc quá tải, đề
xuất lập phƣơng án sửa chữa để tách xuất tuyến hoặc đầu tƣ bổ sung dây dẫn.

Kiểm tra, thống kê các vị trí cơng tơ đo đếm (thùng công tơ, cầu dao,
áptômát, dây về công tơ, . . .) vận hành lâu năm bị hƣ hỏng và thực hiện sửa chữa theo
từng quý.

Rà roát, thống kê và triển khai thực hiện việc chuyển đấu nối các hộp
chia dây trên lƣới điện 0,4kV từ 03 pha sang 01 pha để chống trƣờng hợp cháy hỏng
thiết bị dùng điện của khách hàng do quá áp khi hỏng tiếp xúc dây trung tính.

Thực hiện kiểm định định kỳ, kiểm tra đột suất hệ thống đo đếm điện
năng để phát hiện các trƣờng hợp công tơ, TI, TU chạy khơng chính xác hoặc bị cháy,
hỏng, khơng 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.

1.5.

Nhƣợc điểm các giải pháp đang áp dụng để nâng cao độ tin cậy:
Qua kết quả thực hiện độ tin cậy khu vực lƣới điện huyện Tƣ Nghĩa năm 2017,
ta nhận thấy, độ tin cậy do chế độ bảo trì, bảo dƣỡng có tỉ trọng lớn hơn nhiều so với
do chế độ sự cố, chiếm khoảng 70%-80% chỉ tiêu độ tin cậy thực hiện hàng năm, nhƣ
vậy với các giải pháp hiện nay có nhiều nhƣợc điểm nhƣ sau:

Chỉ giải quyết đƣợc vấn đề giảm suất sự cố do hƣ hỏng thiết bị, trong khi
chỉ tiêu độ tin cậy do sự cố chỉ chiếm phần nhỏ trong tổng số độ tin cậy thực hiện, nên
khi thực hiện giải pháp nói trên thì độ tin cậy giảm khơng nhiều.

Chƣa quan tâm đến vấn đề phân đoạn sự cố, nhằm tìm ra sự cố và sử lý sự
cố nhanh nhất, đảm bảo thời gian và số khách hàng bị mất điện là thấp nhất.

Chƣa quan tâm đến vấn đề kết lƣới, để lƣới điện vận hành linh hoạt hơn,
nhằm giảm thời gian và số khách hàng bị mất điện.
Tóm tắt chƣơng 1

Khối lƣợng lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa tƣơng đối lớn, địa ban do
khu vực quản lý rộng, với đặc thù về địa hình trải dài từ Đông sang Tây (từ Nghĩa An
lên Nghĩa Lâm) với chiều dài khoảng hơn 30 km nên khó khăn trong việc quản lý vận
hành,nhiều khu vực có mật độ giơng sét cao và thƣờng xuyên xảy ra gió lốc, cho nên
số lần sự cố nhiều; thời gian mất điện khi thao tác trên lƣới điện, cũng nhƣ tìm kiếm
xử lý sự cố bị kéo dài do địa bàn rộng, dẫn đến độ tin cậy trong các năm gần đây còn
khá cao. Một vài yếu tố ảnh hƣởng đến độ tin cậy lƣới điệnkhu vực huyện Tƣ Nghĩa:
 Do sự cố trên lƣới điện: nguyên nhân do chủ quan và khách quan, nhƣng
chủ yếu là do hƣ hỏng thiết bị, hàng lang tuyến lƣới điện chƣa đảm bảo.
 Do kết cấu lƣới điện chƣa tối ƣu.

11
 Do bảo trì, bảo dƣỡng lƣới điện.

Các giải pháp hiện đang áp dụng trên lƣới điện khu vực huyện Tƣ Nghĩa
nhằm độ tin cậy lƣới điện, chủ yếu tập trung vào việc giảm sự cố do thiết bị, tuy nhiên
các giải pháp hiện áp dụng có nhiều nhƣợc điểm và mang lại hiệu quả thấp.


12
CHƢƠNG 2- CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY
2.1. Khái niệm về độ tin cậy [1].
2.1.1. Định nghĩa

Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành triệt để nhiệm
vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định.

Đối với hệ thống (hay phần tử) không phục hồi, độ tin cậy có tính thống kê
từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ. Đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi nhƣ
hệ thống điện và các phần tử của nó, độ tin cậy đƣợc đo bởi một đại lƣợng thích hợp
hơn, đó là độ sẵn sàng vì khái niệm khoảng thời gian xác định khơng có ý nghĩa bắt
buộc khi hệ thống làm việc liên tục.

Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất
kỳ và đƣợc tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian
hoạt động.Ngƣợc lại với độ sẵn sàng là độ khơng sẵn sàng, nó là xác suất để hệ thống
hoặc phần tử ở trạng thái hỏng.

2.1.2. Độ tin cậy của hệ thống.
Hệ thống điện là một hệ thống phức tạp, gồm nhiều phần tử, các phần tử liên

kết với nhau theo những sơ đồ phức tạp. Hệ thống điện thƣờng nằm trên địa bàn rộng
của một quốc gia hay vùng lãnh thổ. Khi các phần tử của hệ thống hƣ hỏng có thể
dẫn đến ngừng cung cấp điện cho từng vùng hoặc toàn hệ thống.

2.1.3. Độ tin cậy của phần tử.
2.1.3.1.

Phần tử không phục hồi

Định nghĩa:

Độ tin cậy P(t) của phần tử là xác xuất để phần tử đó hồn thành triệt để
nhiệm vụ đƣợc giao (làm việc an toàn) suốt thời gian khảo sát nhất định t trong các
điều kiện vận hành nhất định.

Đối với những phần tử khơng phục hồi, sau khi hỏng hóc coi nhƣ bị loại bỏ
(ví dụ nhƣ nhừng 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 an tồn của phần tử khơng 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)
(2.1)

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.

Hàm mật độ phân bố của  là:

a)



(2.2)


13

Trong đó q(t).Δt là xác suất để thời gian làm việc an toàn  nằm trong
khoảng từ t đến (t+Δt) với Δt đủ nhỏ.

Theo lý thuyết xác suất, ta có các quan hệ sau:
∫

(2.3)

∫

(2.4)
(2.5)

Độ tin cậy P(t)phần tử không phục hồi:

Độ tin cậy p(t) của phần tử không phục hồi theo định nghĩa là:
P(t) = P(>t)
(2.6)

Đó là xác suất để thời gian phục hồi lớn hơn t, nghĩa là xác suất để phần tử
bị hỏng hóc ở sau thời điểm t khảo sát. Biểu thức trên chỉ ra rằng muốn vận hành an
tồn trong khoảng thời gian t thì giá trị của t phải không lớn hơn khoảng thời gian quy
định. Theo lý thuyết xác suất, ta có :

P(t) = l-Q(t)
(2.7)

b)

∫

(2.8)

P'(t) = -q(t)
(2.9)
Độ tin cậy biến thiên trong khoảng thời gian 0 đến 1, với điều kiện P(0) = 1 (ở
thời điểm ban đầu PT làm việc tốt) và P() = 0 (PT nhất định hỏng ở thời gian vô
cùng).
Q (t)
1

P (t0)

Q (t0)
0

t
t0

Hình 2.1: Độ tin cậy biến thiên trong khoảng thời gian 0 đến 1
Cường độ hỏng hóc(t)

Với Δt đủ nhỏ thì (t).Δt chính là xác suất để phần tử đã phục vụ đến thời
điểm t sẽ hỏng hóc trong khoảng thời gian Δt tiếp theo. Hay nói cách khác đi (t) là số

lần hỏng hóc trong một đơn vị thời gian trong khoảng thời gian Δt.

c)



<t+Δt/>t)

(2.10)

Với P(1 < t+Δt/> t) là xác suất có điều kiện, là xác suất để phần tử hƣ
hỏng trong khoảng thời gian từ t đến (t+ Δt) (gọi là sự kiện A) nếu phần tử đó đã làm
việc tốt đến thời điểm t (sự kiện B).


14

Phép tính đƣợc độ tin cậy của phần tử khơng phục hồi khi đã biết cƣờng độ
hỏng hóc, mà cƣờng độ hỏng hóc này xác định nhờ phƣơng pháp thống kê q trình
hỏng hóc của phần tử trong q khứ:
P(t) =




∫ 

(2.11)

Đối với HTĐ thƣờng sử dụng điều kiện:

(t) =  = hằng số


Do đó:
Luật phân bố mũ; biểu diễn nhƣ sau:
 (t)

Q (t), P (t)
1

0





Q (t)

P (t)
t

I
0

II

III
t

Hình 2.2: Luật phân bố mũ độ tin cậy

Theo nhiều số liệu thống kê quan hệ của cƣờng độ hỏng hóc theo thời gian
thƣờng có dạng nhƣ hình. Đƣờng cong cƣờng độ hỏng hóc đƣợc chia làm 3 miền:

Miền I: mơ tả thời kỳ “chạy thử”. Những hỏng hóc ở giai đọan này thƣờng
do lắp ráp, vận chuyển. Tuy giá trị ở giai đọan này cao nhƣng thời gian kéo dài ít và
cƣờng độ hỏng hóc giảm dần và nhờ chế tạo, nghiệm thu có chất lƣợng nên giá trị
cƣờng độ hỏng hóc ở giai đọan này có thể giảm nhiều.

Miền II:mơ tả đoạn sử dụng bình thƣờng, cùng là giai đọan chủ yếu của
tuổi thọ các phần tử. Ở giai đọan này, các sử cố thƣờng xảy ra ngẫu nhiên, đột ngột do
nhiều nguyên nhân khác nhau, vì vậy thƣờng giả thiết cƣờng độ hỏng hóc bằng hằng
số.

Miền III:mơ tả giai đoạn già cỗi của phần tử theo thời gian, cƣơng độ hỏng
hóc tăng dần (tất yếu là xảy ra sự cố khi t tiến đến vô cùng)

Đối với các phần tử phục hồi nhƣ ở HTĐ, do hiện tƣợng già hóa nên cƣờng
độ hỏng hóc ln ln là hàm tăng nên phải áp dụng các biện pháp bảo dƣỡng định kỳ
(BDĐK) để phục hồi ĐTC của các phần tử. Sau khi sửa chữa và bảo quản định kỳ,
phần tử lại có ĐTC xem nhƣ trở lại ban đầu, nên cƣờng độ hỏng hóc sẽ biến
thiênquanh giá trị trung bình. Vì vậy khi xét thời gian dài làm việc ta có thể xem (t) =
tb = const để tính tốn ĐTC.
Thời gian làm việc an tồn trung bình Tlv.

Tlv đƣợc 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 tốn của
đạilƣợng ngẫu nhiên .Vì đại lƣợng có hàm mật độ phân phối xác suất là q(t) nên:

d)