1

LỜI CẢM ƠN

Luận văn đƣợc hoàn thành tại Trƣờng Đại học Điện lực dƣới sự

hƣớng dẫn của Tiến sỹ Nguyễn Anh Tuấn.

Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành, sâu sắc tới Tiến sỹ Nguyễn

Anh Tuấn, ngƣời đã luôn quan tâm, động viên và tận tình hƣớng dẫn tôi

trong quá trình thực hiện luận văn này.

Tôi cũng xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, Khoa Đào tạo sau đại

học, các Thầy giáo, Cô giáo của Trƣờng Đại học Điện lực, Viện Năng Lƣợng

đã giúp đỡ và tạo điều kiện thuận lợi cho tôi trong suốt quá trình học tập,

nghiên cứu và hoàn thiện luận văn này.

Tôi cũng xin trân trọng cảm ơn Ban lãnh đạo Tổng Công ty Điện lực

miền Nam – Công ty Thí nghiệm điện miền Nam, cùng các đồng nghiệp và

gia đình đã tạo điều kiện, động viên, hỗ trợ tôi trong quá trình học tập và

nghiên cứu.

Thành phố Hồ Chí Minh, ngày 30 tháng 7 năm 2015

Học viên

Phan Nam Thanh

2

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn là công trình nghiên cứu của riêng tôi

dƣới sự hƣớng dẫn của Tiến sỹ Nguyễn Anh Tuấn. Tôi cũng xin cam đoan

rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện luận văn này đã đƣợc cảm ơn và các

thông tin trích dẫn trong luận văn này đã đƣợc chỉ rõ nguồn gốc.

Tác giả

Phan Nam Thanh

3

MỤC LỤC

Trang

LỜI CẢM ƠN ............................................................................................................. 1

LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... 2

DANH MỤC BẢNG VÀ HÌNH VẼ ........................................................................... 6

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT ......................................................................... 7

MỞ ĐẦU ..................................................................................................................... 8

Chƣơng 1 ................................................................................................................... 11

CƠ SỞ LÝ LUẬN VỀ CÔNG TÁC THÍ NGHIỆM CHẨN ĐOÁN NGĂN NGỪA

SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI. ................................................................. 11

1.1 Khái niệm cơ bản ................................................................................................ 11

1.1.1 Lƣới điện phân phối ...................................................................................... 11

1.1.2 Chất lƣợng điện năng lƣới phân phối ............................................................ 11

1.1.3 Một số thiết bị chủ yếu trong lƣới phân phối ................................................ 12

1.1.3.1 Máy Biến áp lực ...................................................................................... 12

1.1.3.2 Máy cắt .................................................................................................... 13

1.1.3.3 Cáp lực ..................................................................................................... 13

1.1.3.4 Dao cách ly thƣờng .................................................................................. 14

1.1.3.5 Dao cách ly tự động ................................................................................. 14

1.1.3.6 Cầu dao phụ tải ........................................................................................ 14

1.1.4 Độ tin cậy ...................................................................................................... 15

1.1.5 Bảo dƣỡng định kỳ ........................................................................................ 17

1.1.6 Sự cố tiềm ẩn ................................................................................................. 19

1.1.6.1. Các dạng sự cố tiềm ẩn trong Cáp lực .................................................... 19

1.1.6.2. Các dạng sự cố tiềm ẩn trong MBA ....................................................... 19

1.1.7 Thí nghiệm chẩn đoán ................................................................................... 20

1.2 Cơ sở lý luận thực tiễn của công tác ngăn ngừa sự cố ........................................ 20

1.2.1 Ý nghĩa, mục đích ......................................................................................... 20

1.2.2 Thực tiễn áp dụng tại Việt nam ..................................................................... 21

1.2.3 Thực tiễn đã áp dụng trên thế giới................................................................. 24

1.3 Kết luận chƣơng 1 ............................................................................................... 26

Chƣơng 2 ................................................................................................................... 27

PHÂN TÍCH THỰC TRẠNG CÔNG TÁC THÍ NGHIỆM CHẨN ĐOÁN NGĂN

NGỪA SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ..................................................... 27

2.1 Đặc điểm lƣới điện phân phối ............................................................................. 27

2.2 Hiện trạng thiết bị................................................................................................ 28

2.2.1 Đặc điểm ........................................................................................................ 28

2.2.2 Chế độ vận hành ............................................................................................ 29

2.2.3 Chế độ bảo dƣỡng định kỳ ............................................................................ 33

2.3 Hiện trạng về công tác thí nghiệm ...................................................................... 34

2.3.1 Năng lực thí nghiệm ...................................................................................... 35

2.3.1.1 Năng lực thí nghiệm các hạng mục thông thƣờng: ................................. 36

4

2.3.1.2 Năng lực thí nghiệm chẩn đoán: .............................................................. 40

2.3.2 Nghiên cứu các phƣơng pháp thí nghiệm chẩn đoán .................................... 41

2.3.2.1 Kỹ thuật đo phóng điện cục bộ (PD): ...................................................... 41

2.3.2.2 Kỹ thuật phân tích độ ẩm cách điện rắn: ................................................. 43

2.3.2.3 Kỹ thuật phân tích đáp ứng tần số: .......................................................... 44

2.3.2.4 Phƣơng pháp thí nghiệm điện áp xoay chiều tăng cao tần số rất thấp .... 45

2.3.3 Các quy định về thí nghiệm định kỳ ............................................................. 46

2.4 Yêu cầu phụ tải và các chỉ tiêu tin cậy cung cấp điện ....................................... 47

2.4.1 Yêu cầu phụ tải .............................................................................................. 47

2.4.1.1 Chất lƣợng điện năng lƣới điện phân phối .............................................. 47

2.4.1.2 Thử nghiệm để đƣa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối ................... 48

2.4.1.3 Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối ................................. 49

2.4.1.4 Thay thế thiết bị tại điểm đấu nối ............................................................ 50

2.4.2 Các chỉ tiêu tin cậy cung cấp điện ................................................................. 50

2.5 Kết luận chƣơng 2 ............................................................................................ 55

Chƣơng 3 ................................................................................................................... 56

ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRONG CÔNG TÁC THÍ

NGHIỆM CHẨN ĐOÁN NGĂN NGỪA SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

3.1 Giải pháp đầu tƣ thiết bị ...................................................................................... 56

3.1.1 Đầu tƣ mới ..................................................................................................... 56

3.1.1.1 Thiết bị chính cho lƣới điện phân phối: .................................................. 56

3.1.1.2 Thiết bị thí nghiệm chẩn đoán ................................................................. 56

3.1.2 Đầu tƣ phát triển mở rộng ............................................................................. 60

3.2 Giải pháp Thí nghiệm chẩn đoán ........................................................................ 61

3.2.1 Thí nghiệm thiết bị chính ................................................................................. 61

3.2.1.1 Máy Biến Áp: .......................................................................................... 61

3.2.1.2 Hệ thống GIS: .......................................................................................... 63

3.2.2 Thí nghiệm các thiết bị phụ trợ ..................................................................... 64

3.2.2.1 Cáp lực: .................................................................................................... 64

3.2.2.2 Tủ hợp bộ và các thiết bị đóng cắt: ......................................................... 65

3.3 Giải pháp quản lý ................................................................................................ 65

3.3.1 Công tác Tổ chức .......................................................................................... 65

3.3.2 Công tác quản lý vận hành ............................................................................ 67

3.3.3 Công tác Đào tạo ........................................................................................... 67

3.3.4 Phân cấp quản lý............................................................................................ 69

3.3.4.1 Tập đoàn điện lực .................................................................................... 69

3.3.4.2 Các Tổng công ty điện lực ....................................................................... 70

3.3.4.3 Đơn vị quản lý vận hành .......................................................................... 70

3.3.4.4 Đơn vị thí nghiệm .................................................................................... 70

3.4 Kết luận chƣơng 3: .............................................................................................. 71

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .................................................................................. 73

TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................................... 75

PHỤ LỤC .................................................................................................................. 77

5

Phụ lục 1 .................................................................................................................... 77

Các kết quả nâng cao độ tin cậy mà Công ty Điện lực Singapore đạt đƣợc khi áp

dụng bảo dƣỡng phòng ngừa ..................................................................................... 77

Phụ lục 2 .................................................................................................................... 79

Bảng thống kê số lƣợng chủng loại các MBA 110kV đang vận hành trên lƣới do

Tổng Công ty Điện lực miền Nam quản lý ............................................................... 79

Phụ lục 3……………………………………………………………………………80

Bảng thống kê thiết bị thí nghiệm………………………………………………….80

Phụ lục 4……………………………………………………………………………90

Các tiêu chuẩn hiện hành: TCVN, IEC,……………………………………………90

Phụ lục 5……………………………………………………………………………91

Giới thiệu các phƣơng pháp chẩn đoán…………………………………………….91

Phụ lục 6…………………………………………………………………………..117

Các tiêu chuẩn đánh giá thiết bị chẩn đoán……………………………………….117

Phụ lục 7…………………………………………………………………………..124

Các kết quả chẩn đoán đạt đƣợc…………………………………………………..124

6

DANH MỤC BẢNG VÀ HÌNH VẼ

Trang

Bảng 1 - Số lƣợng hƣ hỏng trong các năm 2012, 2013, 2014 theo Nhà sản

xuất, tính tỉ lệ hƣ hỏng so với vận hành trên lƣới.

30

Bảng 2 - Thống kê các dạng hƣ hỏng MBA trong các năm vừa qua: hƣ hỏng

do có sự cố ngắn mạch ngoài lƣới, tự hƣ hỏng.

31

Bảng 3 - Thống kê dạng hƣ hỏng cuộn dây: hƣ hỏng cuộn 110kV và/hoặc

22kV, hƣ hỏng cuộn tam giác và dạng khác.

31

Bảng 4 - Thống kê sự cố lƣới điện ngầm 22kV từ 2012 đến Quí 1/2015 32

Bảng 5 - Số liệu độ tin cậy cung cấp điện của Tổng Công ty Điện Lực miền

Nam

55

Bảng 6 - Các thiết bị thí nghiệm chẩn đoán cần đầu tƣ 57

Hình 1 - Giải pháp đo và định vị PD bằng phƣơng pháp kết hợp sóng âm với

sóng siêu cao tần.

62

Hình 2 - Phƣơng pháp kết hợp thí nghiệm và chẩn đoán cáp 64

7

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT

Viết tắt Giải nghĩa

HTĐ Hệ thống điện

LPP Lƣới điện phân phối

CCĐ Cung cấp điện

MBA Máy biến áp

DCL Dao cách ly

DCLTĐ Dao cách ly tự động

CDPT Cầu dao phụ tải

IEEE Institute of Electrical and Electronic Engineers

XLPE cross-linked polyethylene

DGA Dissolved Gas Analysis

PD Partial discharge

UHF Ultra High Frequency

SFRA Sweep Frequency Response Analysis

DFR Dielectric Frequency Response

VLF Very Low Frequency

GIS Gas Insulated Substation

GST Ground Speciment Test (Sơ đồ đo có nối đất)

UST Unground Speciment Test (Sơ đồ đo không nối đất)

CNSX Công Nghệ Sàn Xuất

TTĐĐ HTĐ Trung Tâm Điều độ Hệ thống điện

IRC Isothermal Relaxation Current (dòng phục hồi đẳng nhiệt)

RVM Return voltage measurements (Đo điện áp rơi)

HFCT Hight Frequency Current Transfomer

8

MỞ ĐẦU

1. Tính cấp thiết của đề tài

Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện

năng đến các hộ tiêu thụ, trong đó phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lƣợng điện

năng theo quy định và có độ tin cậy cung cấp điện hợp lý. Độ tin cậy cung cấp

điện là một trong những chỉ tiêu quan trọng nhất phải tính đến khi quy hoạch,

thiết kế và vận hành hệ thống điện, đảm bảo hệ thống điện đƣợc phát triển tối

ƣu và vận hành đạt hiệu quả kinh tế cao nhất.

Hệ thống điện Việt Nam trải dài từ Bắc đến Nam theo điều kiện địa hình

đất nƣớc, khí hậu nhiệt đới nóng ẩm, mƣa bão nhiều gây ra nhiều sự cố cho việc

vận hành hệ thống điện. Trong những năm qua, hệ thống điện Việt Nam có sự tăng

trƣởng vƣợt bậc về quy mô công suất, các thiết bị phân phối điện phát triển mạnh,

đã đặt ra những vấn đề cấp thiết về việc đảm bảo độ tin cậy của hệ thống điện. Độ

tin cậy cung cấp điện kém, thƣờng xuyên xảy ra sự cố, hỏng hóc…Vì vậy, cần

đƣợc quan tâm tính toán, phát triển lĩnh vực thí nghiệm chẩn đoán, đề xuất các

biện pháp giảm sự cố, nâng cao độ tin cậy đảm bảo các tiêu chuẩn điện năng theo

quy định.

Thiết bị điện trong lƣới điện đang vận hành bình thƣờng, vẫn có thể tiềm

ẩn các hƣ hỏng mà các thử nghiệm thông thƣờng (routine test) không thể phát hiện

đƣợc. Các hƣ hỏng tiềm ẩn này có thể bất ngờ tạo nên một sự cố lớn gây hƣ hỏng

thiết bị, ảnh hƣởng đến độ tin cậy cung cấp điện, gây thiệt hại lớn về kinh tế do

gián đoạn truyền tải và phân phối. Thí nghiệm chẩn đoán hƣ hỏng thiết bị điện

đóng vai trò quan trọng trong lĩnh vực thí nghiệm cao áp. Với dữ liệu đo đƣợc, có

thể đánh giá đƣợc chính xác tình trạng của cách điện trong các thiết bị nhƣ: Cáp

lực, tủ hợp bộ, máy biến áp…Tuy nhiên, hiện nay tại Việt nam, lĩnh vực này chƣa

đƣợc phát triển mạnh. Vì vậy, việc nghiên cứu, tìm hiểu và đề xuất một số giải

pháp kết hợp hữu hiệu nhƣ: Phƣơng pháp phân tích hàm lƣợng khí hóa tan trong

dầu, Phƣơng pháp đo phóng điện cục bộ, phƣơng pháp phân tích đáp ứng tần số,

cũng nhƣ các giải pháp nâng cao năng lực thí nghiệm chẩn đoán là thật sự cần

9

thiết.

Luận văn: “Nghiên cứu đề xuất một số giải pháp trong công tác thí nghiệm

chẩn đoán ngăn ngừa sự cố cho lƣới điện phân phối” đƣợc thực hiện nhằm giải

quyết các vấn đề nêu trên, có thể áp dụng trực tiếp cho lƣới điện phân phối phía

Nam nói riêng và cả nƣớc nói chung.

Trong luận văn, phƣơng pháp chủ yếu đƣợc áp dụng là phân tích số liệu,

đánh giá độ tin cậy lƣới điện phân phối, đặc điểm các thiết bị chính trên lƣới điện

hiện nay để đề ra giải pháp ngăn ngừa sự cố.

2. Mục đích nghiên cứu

Trên cơ sở nghiên cứu lý thuyết kết hợp cùng thực tiễn, có thể đề xuất các

giải pháp triển khai đầu tƣ, tổ chức, đào tạo và sử dụng các thiết bị chẩn đoán vào

công tác ngăn ngừa sự cố lƣới điện phân phối.

Đề xuất giải pháp tổ chức đào tạo nâng cao trình độ chuyên môn cho các

nhân viên thuộc các đơn vị thí nghiệm và sửa chữa thiết bị điện. Phát triển nguồn

nhân lực thí nghiệm, sửa chữa điện, đáp ứng tốt yêu cầu công việc, làm chủ thiết

bị, đặc biệt là thiết bị công nghệ mới, tập trung chú trọng khâu nguồn lực đầu vào

và đào tạo tại chỗ làm nền tảng, cơ sở để củng cố phát triển nâng cao năng lực lao

động. Nâng cao chất lƣợng công tác thí nghiệm chẩn đoán, bảo đảm sự chủ động,

xử lý nhanh sự cố và tình trạng bất thƣờng trên lƣới điện phân phối đáp ứng yêu

cầu vận hành tin cậy lƣới điện trong điều kiện thị trƣờng điện cạnh tranh sắp tới.

3. Đối tƣợng nghiên cứu

Lƣới điện phân phối (các cáp lực phân phối cấp điện áp trung áp, tủ hợp

bộ, các máy biến áp phân phối,…). Sự ảnh hƣởng của các đƣờng cáp lực và máy

biến áp đến độ tin cậy cung cấp điện của lƣới điện phân phối và các hộ phụ tải.

4. Phạm vi nghiên cứu

Tình trạng một số thiết bị chính trên lƣới điện phân phối và công tác thí

nghiệm chẩn đoán tại Tổng Công ty Điện Lực miền Nam.

5. Phƣơng pháp nghiên cứu

Nghiên cứu lý thuyết về lƣới phân phối, thực tiễn về năng lực thí nghiệm

10

chẩn đoán trong và ngoài nƣớc, các phƣơng pháp nghiên cứu và tính toán độ tin

cậy.

- Phƣơng pháp khảo sát thực tế, thu thập dữ liệu;

- Phân tích, xử lý số liệu;

- Đánh giá thông qua số liệu thực tiễn;

- Tính toán, phân tích phƣơng án/ giải pháp

- Tham khảo ý kiến, kinh nghiệm của các chuyên gia về lĩnh vực chẩn

đoán.

6. Bố cục luận văn

Các nội dung chính đƣợc trình bày theo các chƣơng sau:

Mở đầu

Chƣơng 1. Các khái niệm cơ bản và cơ sở lý luận về công tác ngăn ngừa

sự cố.

Chƣơng 2. Phân tích hiện trạng lƣới điện phân phối

Chƣơng 3. Đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy trong công tác thí

nghiệm chẩn đoán ngăn ngừa sự cố cho lƣới điện phân phối.

Kết luận chung và kiến nghị

Danh sách các tài liệu tham khảo

11

Chƣơng 1

CƠ SỞ LÝ LUẬN VỀ CÔNG TÁC THÍ NGHIỆM CHẨN ĐOÁN

NGĂN NGỪA SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI.

1.1 Khái niệm cơ bản

1.1.1 Lƣới điện phân phối

Nguồn cấp điện chính cho LPP hiện nay là từ các thanh cái phía hạ áp của

các trạm biến áp trung gian, ngoài ra trong LPP còn có các nguồn điện đƣợc huy

động hoặc dự phòng là các trạm phát diesel, trạm phát điện năng lƣợng tái tạo…

Tùy thuộc vào yêu cầu của hệ thống điện, mỗi nguồn điện khác nhau đều có ảnh

hƣởng nhất định đến độ tin cậy của hệ thống điện.

Lƣới phân phối đƣợc chia thành 2 phần gồm lƣới phân phối trung áp và

lƣới phân phối hạ áp, với các dạng sơ đồ cơ bản là sơ đồ hình tia và sơ đồ mạch

vòng – vận hành hở. Qua nhiều thời kỳ lịch sử, lƣới phân phối trung áp ở Việt

Nam tồn tại khá nhiều cấp điện áp: 35kV, 22kV, 10kV, 6kV, một số nơi sử dụng

cấp điện áp 15kV, kèm theo đó là khối lƣợng rất lớn các thiết bị điện, trong đó có

thiết bị phân đoạn với các cấp điện áp tƣơng ứng trên lƣới điện. [1, 2]

1.1.2 Chất lƣợng điện năng lƣới phân phối

Chất lƣợng điện năng bao gồm các chỉ tiêu tần số, điện áp, sóng hài, cân

bằng pha, mức điện áp nhấp nháy,… Với lƣới điện phân phối tập trung vào chỉ

tiêu chất lƣợng điện áp, sóng hài, cân bằng pha, mức điện áp nhấp nháy.

Cùng với sự phát triển mạnh của nền kinh tế, đặc biệt là ngành điện các phụ

tải không ngừng tăng lên, các thiết bị hiện đại đòi hỏi hiệu năng cao và yêu cầu

ngày càng khắt khe đối với tiêu chuẩn cung cấp điện. Vấn đề chất lƣợng điện

năng càng trở nên quan trọng đối với các đơn vị điện lực lẫn khách hàng tiêu thụ

điện. Yêu cầu đặt ra khi thiết kế, vận hành lƣới điện phân phối là làm thế nào để

cung cấp năng lƣợng điện đến khách hàng liên tục, tin cậy, chất lƣợng và đảm bảo

tính kinh tế. Các yêu cầu đó thể hiện trong các tiêu chuẩn cụ thể là: chất lƣợng

điện năng, độ tin cậy cung cấp điện.

12

Trong vận hành, lƣới phân phối đƣợc đánh giá thƣờng xuyên dựa trên công

tác theo dõi thông số, số liệu vận hành, kinh doanh điện năng từ đầu lộ xuất tuyến

đến các nút phụ tải. Trên cơ sở số liệu thu thập đƣợc, thực hiện tính toán lƣới điện,

đề ra các biện pháp làm tăng chất lƣợng làm việc của lƣới phân phối hoặc kịp thời

sửa chữa cải tạo lƣới sao cho các chỉ số tính toán không vƣợt quá giá trị cho phép.

Các tiêu chuẩn chất lƣợng còn dùng để đánh giá hiệu quả của hệ thống quản lý

vận hành lƣới phân phối nhƣ: tổ chức sửa chữa định kỳ, bảo quản thiết bị, khắc

phục sự cố, dự phòng thiết bị… [5]

1.1.3 Một số thiết bị chủ yếu trong lƣới phân phối

1.1.3.1 Máy Biến áp lực

Máy biến áp là một thiết bị điện từ tĩnh, làm việc trên nguyên lý cảm ứng

điện từ, biến đổi điện áp xoay chiều từ cấp này sang cấp khác với tần số không

đổi, để phù hợp cho việc truyền tải hoặc phân phối. Máy biến áp thƣờng dùng

trong LPP hiện nay là MBA hai cuộn dây.

Qua thực tế Vận hành, nguyên nhân chính gây nên hƣ hỏng ở các máy biến

áp trên lƣới điện đƣợc thống kê và phân loại nhƣ sau :

- Do quá trình sản xuất (chƣa hoàn thiện ở khâu thiết kế, các vấn đề liên

quan đến công nghệ chế tạo, các vấn đề liên quan đến vật liệu,…).

- Do quá trình vận chuyển, bảo quản và vận hành (các vấn đề về vận

chuyển, bảo quản và lắp đặt; bảo dƣỡng không đúng quy định, quá tải thƣờng

xuyên, chế độ làm mát chƣa phù hợp; ảnh hƣởng của dòng ngắn mạch do sự cố

các phát tuyến trung thế, ảnh hƣởng của các quá điện áp trên lƣới).

Thử nghiệm máy biến áp sẽ phải tuân thủ theo khuyến cáo của nhà sản xuất

và tiêu chuẩn công nghiệp. Thử nghiệm định kỳ nằm trong kế hoạch bảo dƣỡng

phòng ngừa bao gồm: Kiểm tra cách điện, thử nghiệm tgδ, quét hồng ngoại cho

các đầu cực sứ xuyên, chụp sóng bộ đổi nấc, phân tích hàm lƣợng khí hòa tan

trong dầu,... Căn cứ vào kết quả phân tích hàm lƣợng khí hóa tan trong dầu, đề

xuất một số thử nghiệm theo tiêu chuẩn công nghiệp đối với các cuộn dây chính

và lõi từ. [1, 6]

13

1.1.3.2 Máy cắt

Máy cắt điện là thiết bị đóng cắt cả trong chế độ bình thƣờng và sự cố.

Do yêu cầu tự động hoá nâng cao độ tin cậy và ổn định lƣới điện phân phối,

khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa phát triển hoàn thiện hơn thì việc lắp đặt

máy cắt hoặc các thiết bị có khả năng điều khiển từ xa và khả năng đóng cắt có tải

là một xu hƣớng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo sự liên tục cung

cấp điện và ổn định hệ thống điện. Bên cạnh tính ƣu việt đó, việc sự cố máy cắt

làm ảnh hƣởng đến độ tin cậy cũng có thể xảy ra, cần phải có kế hoạch bảo dƣỡng

ngăn ngừa thích hợp.

Hầu hết việc bảo dƣỡng máy cắt ngoại trừ quét hồng ngoại đều đƣợc ngắt

điện trƣớc khi thực hiện. Các thiết bị đóng cắt đƣợc thử nghiệm theo các khuyến

nghị của nhà sản xuất và tiêu chuẩn công nghiệp. thử nghiệm điện trở tiếp xúc và

phân tích chuyển động đƣợc khuyến nghị nhiều cho các máy cắt đang vận hành

theo 1 lịch trình định trƣớc để giám sát cơ cấu truyền động. Kiểm tra độ ẩm khí

SF6 trong máy cắt cũng đƣợc thực hiện theo định kỳ. Các đồng hồ đo và áp lực kế

đƣợc cân chỉnh hàng năm. Hƣớng dẫn của nhà sản xuất đƣợc thực hiện nghiêm túc

trong thử nghiệm điện áp AC đối với buồng cắt chân không để tránh bức xạ tia

X,... [1, 7]

1.1.3.3 Cáp lực

Cáp lực là thiết bị truyền dẫn điện trong LPP, đƣợc sử dụng với tiêu chí

ngầm hóa, tăng mỹ quan đô thị.

Cáp điện thƣờng đƣợc sử dụng là loại cách điện rắn hoặc dầu. Cáp đƣợc thử

nghiệm theo các khuyến nghị của nhà sản xuất và tiêu chuẩn công nghiệp.Trong

trƣờng hợp các mạch điện quan trọng, các thử nghiệm bảo dƣỡng định kỳ là cần

thiết để đánh giá sự giảm tuổi thọ của cáp do điều kiện vận hành hoặc môi trƣờng.

Khi thực hiện đúng thử nghiệm bảo trì có thể phát hiện cáp bị lỗi mà không làm

tăng nhanh quá trình phá hỏng cáp.

Các dạng hƣ hỏng có thể gặp ở cáp ngầm bao gồm: chạm đất một pha, ngắn

mạch nhiều pha, đứt lõi dẫn dòng, ngắn mạch chập chờn và các dạng hƣ hỏng

14

phức tạp là tổ hợp của các dạng hƣ hỏng trên.

Việc nghiên cứu về những hƣ hỏng và phát triển các phƣơng pháp xác định,

dò tìm sự cố chính xác của cáp ngầm đang đƣợc áp dụng. Những kỹ thuật dò tìm

hƣ hỏng tại chỗ và các phƣơng pháp xác định sự cố chính xác đã đƣợc phát triển

đối với hệ thống phân phối trên không. Tuy nhiên, công nghệ xác định và dò tìm

hƣ hỏng đối với hệ thống cáp ngầm vẫn đang trong giai đoạn phát triển. [1, 2]

1.1.3.4 Dao cách ly thƣờng

Dao cách ly thƣờng có ƣu điểm là giá thành rẻ, phù hợp với lƣới điện trên

không, tuy nhiên có nhƣợc điểm là không đóng cắt có tải đƣợc và không điều

khiển từ xa đƣợc. Quy trình thao tác DCL mất nhiều thời gian do phải thao tác

máy cắt đầu nguồn, khi xảy ra sự cố quá trình thao tác đóng cắt máy cắt, DCL

thƣờng lặp lại nhiều lần dẫn đến giảm tuổi thọ của thiết bị và giảm độ tin cậy cung

cấp điện.

1.1.3.5 Dao cách ly tự động

DCLTĐ khác với DCL thƣờng ở chỗ có thể điều khiển từ xa, khi xảy ra sự

cố bằng thao tác đóng cắt từ xa có thể xác định và cách ly phân đoạn sự cố, ƣu

điểm này của DCLTĐ giúp đơn vị Quản lý Vận hành giảm thời gian tìm kiếm xác

định sự cố và thời gian gián đoạn cung cấp điện.

1.1.3.6 Cầu dao phụ tải

CDPT là thiết bị đóng cắt có tải đƣợc sử dụng tƣơng đối phổ biến hiện nay

ở các khu vực các đô thị có lƣới điện phân phối trung áp ngầm. CDPT có thể đóng

cắt có tải nên khi thao tác không cần phải cắt điện, tránh hiện tƣợng mất điện

không cần thiết của các phụ tải khi phải đổi nguồn, san tải hoặc cắt điện một phần

lƣới điện để thao tác.

Điểm hạn chế của CDPT là không kết hợp đƣợc với các điểu khiển từ xa,

các thiết bị bảo vệ thời gian thao tác cô lập sự cố lâu do phải thao tác tại chỗ. Tuy

nhiên với ƣu điểm có khả năng đóng cắt có tải, giá thành thấp, trong các trƣờng

hợp ngừng điện theo kế hoạch, CDPT có ƣu điểm hơn hẳn so với các thiết bị nhƣ

15

DCL thƣờng, CDPT nhờ khả năng đóng cắt có tải nên đƣợc sử dụng rộng rãi ở các

khu vực có mật độ phụ tải cao.

1.1.4 Độ tin cậy

Độ tin cậy cung cấp điện của lƣới điện phân phối đƣợc hiểu là khả năng của

hệ thống cung cấp đầy đủ và liên tục điện năng cho hộ tiêu thụ, với chất lƣợng

điện năng (điện áp và tần số) đảm bảo (đúng quy định).

Một số công ty Điện lực ở các nƣớc đã xây dựng các chỉ số chất lƣợng để

theo dõi độ tin cậy vận hành của hệ thống. Các chỉ số chất lƣợng này có thể dùng

để so sánh chất lƣợng phục vụ giữa các công ty, giữa các đơn vị trong cùng công

ty hay dùng để so sánh trực tiếp chất lƣợng trƣớc và sau cải tạo của một xuất tuyến

hay của cả một hệ thống. Tổ chức IEEE của Mỹ đã xây dựng một số chỉ tiêu để

đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, cụ thể nhƣ sau :

- Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện kéo dài:

1. Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của hệ thống (System Average Interruption

Frequency Index - SAIFI): Chỉ tiêu này cung cấp thông tin về số lần mất điện

trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.

2. Chỉ tiêu thời gian mất điện trung bình của hệ thống (System Average

Interruption Duration Index - SAIDI): Chỉ tiêu này cung cấp thông tin về thời gian

(phút hoặc giờ) mất điện trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong

một năm.

3. Chỉ tiêu thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average

Interruption Duration Index - CAIDI): Chỉ tiêu này thể hiện thời gian trung bình

cần để phục hồi cung cấp điện cho khách hàng trong một lần mất điện (vĩnh cửu).

4. Chỉ tiêu tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Total

Average Interruption Duration Index - CTAIDI): Đối với khách hàng thực tế đã

mất điện, chỉ tiêu này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông

báo bị mất điện. Chỉ tiêu này đƣợc tính toán nhƣ chỉ tiêu CAIDI, trừ việc khách

hàng bị mất điện nhiều lần chỉ đƣợc tính một lần.

5. Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average

16

Interruption Frequency Index - CAIFI): Chỉ tiêu này thể hiện số lần mất điện trung

bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.

6. Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service Availability Index

ASAI): Chỉ tiêu này thể hiện thời gian trung bình (thƣờng tính bằng %) mà khách

hàng đƣợc cung cấp điện trong vòng một năm. Đƣợc định nghĩa là tỉ số giữa tổng

số giờ của khách hàng đƣợc cung cấp trong năm và tổng số giờ khách hàng yêu

cầu (số giờ khách hàng yêu cầu = 24giờ/ngày * 365 ngày = 8760 giờ ).

7. Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của hệ thống (Average System Interruption

Frequency Index - ASIFI) về mặt phụ tải: Đƣợc định nghĩa là tỉ số giữa tổng số

công suất (kVA) bị gián đoạn trên tổng số công suất (kVA) đƣợc cung cấp. Đây là

chỉ tiêu quan trọng đối với các khu vực cấp điện chủ yếu cho ngành công, thƣơng

nghiệp. Chỉ tiêu này cũng đƣợc sử dụng bởi các công ty không có hệ thống theo

dõi khách hàng.

8. Chỉ tiêu thời gian trung bình mất điện của hệ thống (Average System

Interruption Duration Index - ASIDI) về mặt phụ tải: Đƣợc định nghĩa là tỉ số giữa

tổng điện năng không cung cấp đƣợc (do bị gián đoạn cung cấp điện) trên tổng số

công suất (kVA) đƣợc cung cấp.

9. Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customers Experiencing

Multiple Interruptions - CEMIn): Chỉ tiêu này để theo dõi số sự kiện (n) những lần

mất điện đối với một khách hàng nào đó. Mục đích là xác định sự phiền toái cho

khách hàng mà giá trị trung bình không thấy đƣợc.

- Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện thoáng qua:

1. Chỉ tiêu tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ thống (Momentary

Average Interruption Frequency Index - MAIFI): Chỉ tiêu này cung cấp thông tin

về số lần mất điện thoáng qua trung bình của một khách hàng (trong một khu vực)

trong một năm.

2. Chỉ tiêu tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ thống (Momentary

Average Interruption event Frequency Index - MAIFIE): Chỉ tiêu này cung cấp

thông tin về con số trung bình của các sự kiện mất điện thoáng qua của một khách

17

hàng (trong một khu vực) trong một năm.

3. Chỉ tiêu tần suất mất điện (thoáng qua và kéo dài) trung bình của khách hàng

(Customers Experiencing Multiple Sustained Interruptions and Momentary

Interruptions events-CEMSMIn): Chỉ tiêu này để theo dõi số sự kiện (n) những lần

mất điện thoáng qua và kéo dài đối với một khách hàng nào đó. Mục đích là xác

định sự phiền toái cho khách hàng mà giá trị trung bình không thấy đƣợc.

- Một số chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện khác:

1. Chỉ tiêu độ không sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service Unavailability

Index - ASUI);

2. Chỉ tiêu điện năng không cung cấp (Energy Not supplied Index - ENS);

3. Chỉ tiêu điện năng không cung cấp trung bình (Average Energy Not supplied

Index - AENS). [4]

Phần lớn các nƣớc trên thếi giới đang áp dụng các chỉ tiêu SAIFI, SAIDI,

CAIFI, CAIDI để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện. Hiện nay, Việt Nam đang

triển khai áp dụng các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI để đánh giá độ tin cậy cung

cấp điện.

1.1.5 Bảo dƣỡng định kỳ

Bảo dƣỡng thƣờng xuyên là những hoạt động theo một lịch trình dự kiến

theo thời gian hoặc các chỉ số trên đồng hồ dựa trên chiến lƣợc bảo dƣỡng phòng

ngừa hay dự đoán. Ví dụ nhƣ: kiểm tra bên ngoài, quét hồng ngoại, vệ sinh, kiểm

tra chức năng, đo số lần vận hành, dầu bôi trơn, thử nghiệm dầu,...

Thử nghiệm Bảo dƣỡng - Các hoạt động có liên quan đến việc sử dụng các

thiết bị thử nghiệm để đánh giá tình trạng ở trạng thái ngƣng vận hành (off-line).

Những hoạt động này có thể dự đoán, để lên kế hoạch và ngân sách. Chúng có thể

đƣợc thực hiện vào một thời gian hoặc dựa vào chỉ số đồng hồ đo, nhƣng có thể

đƣợc thực hiện trùng với việc dừng thiết bị theo lịch trình. Vì các hoạt động này có

thể dự đoán đƣợc, nên ngƣời ta xem chúng là "bảo dƣỡng định kỳ" hay "bảo

dƣỡng phòng ngừa".

Các chế độ bảo dƣỡng có thể phân loại nhƣ sau:

18

1-Bảo dƣỡng và kiểm tra khi cần:

Với chế độ hoạt động này việc kiểm tra và bảo dƣỡng thiết bị đƣợc tiến

hành không thƣờng xuyên hoặc định kỳ theo lịch trình. Các nguy cơ hƣ hỏng

thƣờng đƣợc sửa chữa kịp thời. Tuy vậy không có quy định chặt chẽ các khâu cần

phải bảo dƣỡng một cách tỉ mỉ cũng nhƣ không có kế hoạch bảo dƣỡng chi tiết.

Chế độ hoạt động này cũng chỉ áp dụng cho các cơ sở nhỏ, ít quan trọng về kinh tế

và kỹ thuật.

2-Bảo dƣỡng dự phòng theo kế hoạch:

Hoạt động bảo dƣỡng thiết bị đƣợc tiến hành thƣờng xuyên theo một lịch

trình chặt chẽ sau một khoảng thời gian hoặc sau một số chu trình làm việc của

thiết bị. Quy trình và thủ tục bảo dƣỡng dựa trên các chỉ dẫn của nhà chế tạo hoặc

các tiêu chuẩn kỹ thuật công nghệ. Công tác bảo dƣỡng hoàn toàn có tính chất

định kỳ, tuy vậy không có ƣu tiên đối với một thiết bị hoặc một bộ phận nào. Hình

thức hoạt động bảo dƣỡng này thƣờng đƣợc áp dụng cho các cơ sở lớn có ý nghĩa

quan trọng về kỹ thuật và kinh tế.

3-Bảo dƣỡng đặt trọng tâm vào nâng cao độ tin cậy của thiết bị:

Đây là hình thức hoạt động bảo dƣỡng tích cực nhất và khoa học nhất. Quy

trình và thủ tục bảo dƣỡng dự phòng đƣợc xây dựng một cách chi tiết căn cứ vào

các dữ liệu thống kê xác suất xảy ra hƣ hỏng và tuổi thọ của thiết bị nhằm duy trì

hoạt động thƣờng xuyên và đảm bảo năng xuất hoạt động cao của thiết bị. Trong

quá trình làm việc liên tục cập nhật các thông tin mới nhất về đối tƣợng cần bảo

dƣỡng cũng nhƣ các thủ tục và quy trình, quy phạm mới nhằm phản ánh kinh

nghiệm vận hành và bảo dƣỡng tiên tiến nhất vì nó cải thiện sự làm việc an toàn,

tin cậy, nâng cao năng suất hoạt động, giảm chi phí vận hành, bảo dƣỡng vì nó chỉ

chú trọng đến các chi tiết, bộ phận quan trọng nhất, có xác suất hƣ hỏng nhiều nhất

mà không thực hiện bảo dƣỡng, kiểm tra thử nghiệm tràn lan. Chƣơng trình bảo

dƣỡng dự phòng và thử nghiệm đặt trọng tâm vào vào việc nâng cao độ tin cậy của

thiết bị cũng nhƣ đƣa ra các dự báo về tình trạng thiết bị và hƣớng dẫn biện pháp

xử lý tình huống. Để đi đến các quyết định bảo dƣỡng và thử nghiệm ngƣời ta tiến

19

hành đo đạc thƣờng xuyên các thông số kỹ thuật của thiết bị. [6, 20]

1.1.6 Sự cố tiềm ẩn

Sự cố tiềm ẩn trong thiết bị điện đƣợc định nghĩa là các hƣ hỏng ngấm

ngầm của cách điện trong quá trình vận hành, làm ảnh hƣởng đến tuổi thọ lâu dài

của thiết bị. Trong quá trình tích tụ, các hƣ hỏng này có thể gây ra sự cố lớn cho

thiết bị và hệ thống điện. Các sự cố tiềm ẩn gây sự cố nghiêm trọng, thƣờng xảy ra

trong Cáp lực và Máy biến áp.

1.1.6.1. Các dạng sự cố tiềm ẩn trong Cáp lực

Sự cố tiềm ẩn đã hình thành một phạm trù con của hƣ hỏng đối với hệ

thống cáp lực. Những hƣ hỏng này có nguyên nhân do lão hoá cách điện từ khâu

chế tạo đến thi công, lắp đặt trƣớc khi dẫn đến hƣ hỏng nặng nề.

Hƣ hỏng cách điện là một hiện tƣợng không thể tránh khỏi trong hệ thống

cáp ngầm và dẫn tới nguyên nhân gây ra sự cố. Lão hoá sinh ra do tác động của

một vài yếu tố riêng biệt nhƣ nhiệt, điện, cơ khí và môi trƣờng.

Dƣới các điều kiện thông thƣờng, các ứng suất điện là những yếu tố lão hoá

dễ nhận thấy nhất đó là hƣ hỏng của cáp qua phóng điện cục bộ và trầm trọng hơn

với các quá trình tạo cây nƣớc. Bên trong điện môi đƣợc đùn ép chất hữu cơ và

đặc biệt là đối với cáp XLPE, đa số hƣ hỏng của cáp có liên quan tới sự hoạt động

của cây nƣớc. Sơ đồ lộ trình sự hƣ hỏng trong cách điện trung áp với một vài loại

nguy hiểm đƣợc xem giống nhƣ phát triển một mô hình cây nƣớc. Hiện tƣợng

đánh thủng đầu tiên này tiến hành trong sự hình thành cây điện hoặc cây nƣớc

dƣới điện áp DC, AC và điện áp xung. Nguyên nhân ban đầu của sơ đồ cây trong

các điện môi khô là phóng điện cục bộ bên dƣới các ứng suất điện áp cao và độ ẩm

dƣới các ứng suất điện áp thấp hơn. Mặt khác, không phải tất cả hiện tƣợng suy

giảm là liên quan đến các ứng suất điện. Cáp điện có thể hƣ hỏng bên trong dƣới

các điều kiện khác thông thƣờng qua sự đánh thủng cách điện với nguyên nhân do

lão hoá vì nhiệt. [17]

1.1.6.2. Các dạng sự cố tiềm ẩn trong MBA

Sự cố trong MBA có thể phân loại thành các nhóm sau: vầng quang hay

20

phóng điện cục bộ, quá nhiệt, hồ quang. Mức năng lƣợng xuất hiện do các sự cố

này xếp theo thứ tự từ cao đến thấp nhƣ sau: hồ quang quá nhiệt vầng

quang. Những sự cố trên có thể do một hoặc nhiều trong các nguyên nhân sau:

ngắn mạch các vòng dây; hở mạch cuộn dây; xê dịch hoặc biến dạng cuộn dây; xê

dịch hoặc biến dạng các dây dẫn (các dây, thanh dẫn nối từ các cuộn dây đến các

đầu nối ở sứ, bộ điều áp dƣới tải,...); lỏng các đầu nối tại các đầu sứ, đầu dây dẫn,

các đầu bọc đấu dây; nƣớc tự do hoặc độ ẩm quá mức trong dầu; các hạt kim loại

xuất hiện trong dầu; lỏng mối nối các tấm chắn vầng quang; lỏng vòng siết, đệm,

dây nối đất lõi, các chỗ định vị; sự cố đánh thủng; quá tải; hƣ hỏng các bulông

cách điện; rỉ sét hoặc hƣ hỏng khác trên lõi; hƣ hỏng các đai bó quanh vỏ máy; kẹt

tuần hoàn dầu; khuyết tật hệ thống làm mát,...[6]

1.1.7 Thí nghiệm chẩn đoán

Thí nghiệm chẩn Đoán là các hoạt động có liên quan đến sử dụng các thiết

bị thử nghiệm để đánh giá tình trạng thiết bị đang vận hành, sau khi xảy ra những

sự kiện bất thƣờng nhƣ sự cố, hỏa hoạn hoặc thiết bị đang trong tình trạng báo lỗi /

sửa chữa / thay thế hoặc thiết bị nghi ngờ hƣ hỏng cần đƣa ra bảo dƣỡng. Những

hoạt động này không thể dự đoán đƣợc, cũng không thể lên kế hoạch bảo dƣỡng

đƣợc bởi vì chúng phải đƣợc sửa chữa sau khi sự cố mất điện bắt buộc. Mỗi tổ

chức phải dự phòng ngân sách cho những tình huống này. Một số ví dụ nhƣ: thử

nghiệm điện áp xoay chiều tăng cao AC, thử nghiệm dòng điện một chiều cao áp,

đo lƣờng phóng điện cục bộ, phân tích đáp ứng tần số quét, thử nghiệm từ hóa lõi

từ, phân tích độ ẩm trong cách điện rắn, tỷ số vòng dây và lõi từ. [6]

Thí nghiệm chẩn đoán hƣ hỏng thiết bị điện đóng vai trò quan trọng trong

lĩnh vực thí nghiệm cao áp. Với dữ liệu đo đƣợc, có thể đánh giá đƣợc chính xác

tình trạng của cách điện trong các thiết bị nhƣ: Cáp lực, máy phát, máy biến áp…

1.2 Cơ sở lý luận thực tiễn của công tác ngăn ngừa sự cố

1.2.1 Ý nghĩa, mục đích

Trong quá trình vận hành lƣới điện phân phối, các thiết bị điện quan trọng

nhƣ: máy biến áp lực, cáp lực, thiết bị đóng cắt,…luôn luôn tiềm ẩn các sự cố. Sự

21

cố về điện không những gây tổn thất cho ngành điện mà gây tổn thất rất lớn cho

nền kinh tế. Việc chẩn đoán sớm các hƣ hỏng tiềm ẩn để đƣa ra biện pháp khắc

phục trƣớc khi sự cố xảy ra mang ý nghĩa rất lớn về mặt kỹ thuật lẫn kinh tế, đảm

bảo hệ thống vận hành an toàn và tránh thiệt hại về kinh tế.

Các tiêu chí quan trọng trong việc quản lý vận hành hệ thống điện là đảm

bảo cung cấp điện một cách an toàn, liên tục, chất lƣợng điện năng cao và kinh tế

cho các phụ tải. Trong quá trình Vận hành, việc sử dụng các hệ thống điều khiển,

giám sát ,bảo vệ phù hợp là một trong những vấn đề đã và đang đƣợc quan tâm.

Ngoài các phƣơng pháp bảo vệ trong hệ thống điện thông thƣờng hiện nay, việc

ứng dụng các phƣơng pháp chẩn đoán nhƣ: phân tích hàm lƣợng khí hòa tan

(Dissolved Gas Analysis) trong dầu cách điện, phân tích phóng điện cục bộ

(Partial discharge), Phân tích đáp ứng tấn số quét (Sweep Frequency Response

Analysis),… là một trong những giải pháp triển vọng trong giám sát và phát hiện

các sự cố tiềm ẩn trong hệ thống trƣớc khi nó xảy ra. Hơn nữa, nhờ vào sự phát

triển của các lĩnh vực kỹ thuật khác nhƣ: Điện tử viễn thông, khoa học máy tính và

xử lý tín hiệu, thí nghiệm chẩn đoán ngày càng dễ tiếp cận hơn, hiệu quả hơn và

có độ tin cậy cao hơn. Các phƣơng pháp chẩn đoán nêu trên, có khả năng phát hiện

các dấu hiệu tiềm ẩn của sự cố trong hệ thống một cách hữu hiệu và sớm nhất.

Công tác Thí nghiệm chẩn đoán nếu đƣợc áp dụng rộng rãi và duy trì

thƣờng xuyên kết hợp với việc giám sát thiết bị chặt chẽ, sẽ giúp đơn vị Quản lý

Vận hành chủ động sửa chữa, ngăn ngừa sự cố, tránh mất điện ngoài dự kiến, đảm

bảo độ tin cậy, liên tục cung cấp điện.

1.2.2 Thực tiễn áp dụng tại Việt nam

Tại Tập đoàn Điện lực Việt nam, việc quản lý và đánh giá chất lƣợng Thiết

bị điện đang vận hành trên hệ thống vẫn chỉ quy định áp dụng các hạng mục thí

nghiệm thông thƣờng (routine test) cho máy biến áp.

Tuy nhiên, nếu theo các hạng mục trên, đôi khi chƣa đủ cơ sở để đánh giá

tình trạng lão hóa cách điện và các hƣ hỏng tiềm ẩn bên trong MBA. Điều này dẫn

đến có thể xảy ra các hƣ hỏng nặng nề ngoài ý muốn.

22

Công cụ hiệu quả đã đƣợc sử dụng phổ biến trên thế giới và bƣớc đầu áp

dụng tại Việt Nam để phân tích, chẩn đoán hƣ hỏng máy biến áp lực trong vận

hành là phân tích hàm lƣợng khí hòa tan trong dầu cách điện. Đối với Tập đoàn

Điện lực Việt nam, công tác này chủ yếu đƣợc tiến hành ở 3 Công ty thí nghiệm

điện trực thuộc các Tổng công ty điện lực miến Bắc, miến Trung và miền Nam.

Đối với máy biến áp lực, trong quá trình vận hành, nhất là trong những năm

đầu mới đƣa vào hệ thống điện, việc phát hiện sớm những khuyết tật càng có ý

nghĩa về lợi ích kinh tế, kết quả phân tích hàm lƣợng khí hòa tan là thông số kỹ

thuật ràng buộc trách nhiệm của nhà sản xuất với khách hàng.

Vào năm 2009, lần đầu tiên tại Viêt Nam, một máy biến áp công suất lớn

150MVA (01 pha) tại trạm biến áp 500kV Đà Nẵng, nhờ phƣơng pháp phân tích

hàm lƣợng khí hòa tan, đã chẩn đoán sớm và đƣa ra khỏi vận hành từ lƣới điện

(tổng công suất 03 pha 450MVA), đơn vị cung cấp đã chấp nhận chuyển MBA

trên về nhà chế tạo để sửa chữa trong thời gian bảo hành thiết bị.

Ngƣời ta ví công việc chẩn đoán nhƣ là một môn nghệ thuật hơn là môn

khoa học thuần túy. Công việc chẩn đoán này tƣơng tự nhƣ một bác sĩ y khoa chẩn

đoán bệnh nhân trên những số liệu xét nghiệm. Nếu chỉ dựa vào các lý thuyết thì

dễ dẫn đến sai lầm trong chẩn đoán và có thể gây nên hậu quả lớn về kinh tế (đƣa

ra khỏi vận hành các thiết bị không hƣ hỏng). Và ngƣợc lại, đối với các MBA có

hƣ hỏng tiềm ẩn cần khắc phục sớm, nếu không đựợc sửa chữa kịp thời sẽ tiến

triển thành các hƣ hỏng nặng hơn. Trong thực tế, điều này đã xảy ra khi tranh luận

kết quả đánh giá tình trạng Máy biến áp trên giữa chuyên gia nhà chế tạo (Pháp)

và các kỹ sƣ Việt Nam. Có thời điểm, vì chỉ dựa trên 02 kết quả thí nghiệm ở 02

lần kế tiếp, chuyên gia nƣớc ngoài kết luận máy biến áp trên vận hành bình

thƣờng. Tuy nhiên, đối với các kỹ sƣ Việt Nam, dựa trên kinh nghiệm theo dõi và

phân tích chẩn đoán lý thuyết đã cảnh báo sự bất thƣờng có thể tìm thấy đựợc của

Máy biến áp trên (chú ý tại thời điểm chẩn đoán, máy biến áp đang vận hành trên

lƣới 500kV), thuyết phục đƣợc nhà chế tạo phải thực hiện kiểm tra bên trong thiết

bị để tìm ra hƣ hỏng. Với những cơ sở khoa học và sự kết hợp chặc chẽ giữa lý

23

thuyết và kinh nghiệm, khi Nhà chế tạo thiết bị thực hiện kiểm tra bên trong máy

biến áp thực tế đã tìm ra hƣ hỏng đang tiến triển (do lỗi của nhà chế tạo) và đối tác

đã chấp nhận chuyển máy biến áp trên về nhà sản xuất để sửa chữa.

Việc làm này rất có ý nghĩa, khẳng định đƣợc độ tin cậy của việc áp dụng

công nghệ mới trong chẩn đoán và bảo dƣỡng thiết bị của đội ngũ cán bộ kỹ thuật

tại các Công ty Thí nghiệm điện ở Việt Nam.

Gần đây, trong năm 2012, bằng công cụ DGA, Công ty Thí nghiệm điện

miền Nam đã phát hiện sớm tình trạng bất thƣờng ở 02 máy biến áp 110kV -

63MVA tại trạm biến áp Mỹ Xuân A và 110kV-63MVA tại trạm biến áp 110kV

Bàu Bèo, qua đó giúp Công ty Lƣới điện cao thế miền Nam lên phƣơng án xử lý

kịp thời. Hiện nay 02 máy biến áp này đã đựợc sữa chữa và vận hành ổn định.

Công việc chẩn đoán dựa trên nhiều phƣơng pháp khác nhau, có phƣơng

pháp đã đƣợc chuẩn hóa nhƣ IEC 60599, phƣơng pháp chẩn đoán dựa vào tam

giác Duval, phƣơng pháp sử dụng đồ thị trực quan nhƣ công nghệ chẩn đoán Nhật

Bản, phƣơng pháp chẩn đoán theo tiêu chuẩn Liên bang Nga РД 153-34.0-46.302-

00… Việc chẩn đoán phát hiện hƣ hỏng sớm không chỉ dựa vào số liệu hiện tại,

mà là một quá trình theo dõi, tiên lƣợng trên những số liệu khoa học, là kết quả

đúc kết kinh nghiệm trong quá trình làm việc lâu dài, học tập kinh nghiệm trên thế

giới và áp dụng vào thực tế với từng đối tƣợng cụ thể.

Phân tích khí hòa tan trong dầu cách điện thực sự là một công cụ có giá trị

kinh tế rất cao, có hiệu quả trong công tác quản lý và vận hành thiết bị điện ngâm

dầu, đây là công cụ đựợc sử dụng hầu hết ở tất cả các nƣớc trên thế giới. Tuy

nhiên, dầu là môi trƣờng trung gian để phát hiện hƣ hỏng tiềm ẩn, nên khi nhận

biết đƣợc dấu hiệu bất thƣờng qua dầu thì hƣ hỏng đã ở mức độ nặng. Hơn nữa,

kết quả phân tích dầu lại phụ thuộc nhiều vào kỹ thuật lấy mẫu và bảo quản mẫu.

Do vậy, hiện nay vẫn còn nhiều tranh cãi, dẫn đến nghi ngờ kết quả phân tích chẩn

đoán, làm chậm thời gian đƣa thiết bị ra bảo dƣỡng, sửa chữa.

Hiện nay, các công ty Điện lực và Truyền tải trong nƣớc đã bƣớc đầu trang

bị một số thiết bị chẩn đoán online sử dụng phƣơng pháp phát hiện Phóng điện cục

24

bộ bằng sóng âm để theo dõi tình trạng làm việc của Máy Biến Áp. Tổng Công ty

Truyền tải điện Quốc Gia đã đƣa một số hạng mục thí nghiệm chẩn đoán vào quy

định thí nghiệm nghiệm thu và thí nghiệm định kỳ nhƣ:

- Phân tích độ ẩm trong cách điện cứng.

- Phân tích DGA trong dầu cách điện.

1.2.3 Thực tiễn đã áp dụng trên thế giới

Trong những năm gần đây, các nƣớc tiên tiến trên thế giới đã sử dụng hệ

thống chẩn đoán trực tuyến để dò tìm, phân tích và giám sát liên tục tín hiệu phóng

điện cục bộ xảy ra trong các thiết bị điện nhƣ: tủ hợp bộ, đầu cáp, MBA, trạm GIS.

Công nghệ độc đáo và hiệu quả của thiết bị là dò tìm điểm xuất hiện PD bằng cách

dò tìm cả tín hiệu âm thanh và dòng điện sử dụng hai loại đầu dò siêu âm và biến

dòng cao tần (HFCT). Dựa vào đồ thị dạng sóng âm tần có thể xác định đƣợc kiểu,

loại nguồn phát sinh sóng âm tần do cơ khí, do phóng điện cục bộ hay do nguồn

nhiễu từ bên ngoài thiết bị cảm ứng đến.

Hiện nay, trên thế giới đang phát triển các công nghệ chẩn đoán (nhƣ

Partial Discharge, Sweep Frequency Respond Analysis, Dielectric Frequency

Reesponse,...) cho thiết bị trung – cao áp. Đây là một số giải pháp hiệu quả bổ

sung trong quá trình vận hành của hệ thống điện, giúp phân tích nguồn gốc phát

sinh phóng điện cục bộ xảy ra bên trong thiết bị điện, các biến dạng về cơ khí

trong đó:

- PD: đƣa ra các chẩn đoán và cảnh báo khi các xung phóng điện cục bộ có

khuynh hƣớng phát triển đến một mức độ nguy hiểm có thể gây ra sự cố nghiêm

trọng, dựa vào đó ngƣời quản lý vận hành có thể sớm đƣa ra các kế hoạch và biện

pháp xử lý, khắc phục ngăn ngừa sự cố xảy ra.

- Phân tích đáp ứng tần số SFRA: đánh giá sự nguyên vẹn cơ khí của cấu

trúc lõi từ, cuộn dây và gông từ trong các máy biến áp bằng cách đo các chức năng

dịch chuyển điện của chúng với một dải tần rộng. Phƣơng pháp này thực hiện bằng

cách đƣa một tín hiệu điện áp thấp với tần số thay đổi vào một đầu của cuộn dây

MBA và đo tín hiệu đáp ứng trên đầu dây khác. Điều này đƣợc tiến hành trên tất

25

cả các cuộn dây co thể tiếp cận đƣợc theo nhƣ hƣớng dẫn. Sự so sánh giữa các tín

hiệu dầu vào và đầu ra tạo nên một đáp ứng tần số co thể đƣợc so sánh với các dữ

liệu thu nhận đƣợc từ số liệu xuất xƣởng.

- Phân tích độ ẩm trong cách điện rắn bằng dáp ứng tần số trong điện môi

DFR: Phép đo theo miền thời gian và tần số đƣợc sử dụng khoảng một thập niên

gần đây trên thế giới. Hiện nay, một thiết bị mới phối hợp những ƣu điểm của cả

hai miền đo này để có phép đo nhanh một cách đặc biệt ở tần số thấp. Phƣơng

pháp này áp dụng một thuật toán phân tích nâng cao, không chỉ tính toán hàm

lƣợng ẩm mà còn cho biết thêm về các sản phẩm có tính dẫn điện sinh ra trong quá

trình lão hóa khác của cách điện.

Một trong những giải pháp đang đƣợc sử dụng khá phổ biến trên thế giới

hiện nay mà ngành Điện Việt Nam cần nghiên cứu áp dụng là Hệ thống giám sát

và chẩn đoán kỹ thuật liên tục trạng thái MBA.

Các công ty điện lực trên thế giới đang áp dụng các phƣơng pháp thử

nghiệm chẩn đoán, nhằm giảm bớt các chi phí về vòng đời của hệ thống thiết bị

phân phối đƣợc chẩn đoán, mà vẫn đáp ứng đƣợc các yêu cầu về độ tin cậy, môi

trƣờng và kinh tế.

Tại Malaysia, các Công ty điện lực đã đƣa các phƣơng pháp chẩn đoán và

chẩn đoán nâng cáo vào quy trình bảo dƣỡng định kỳ nhƣ:

- Thử nghiệm chất lƣơng dầu (Oil Quality Tests),

- Phân tích khí hòa tan (Dissolved Gas Analysis),

- Phân tích hàm lƣợng Furfural (Furfural Analysis),

- Phân tích đáp ứng tần số (Frequency Response Analysis),

- Thử nghiệm phóng điện cục bộ (Partial Discharge tset).

Công ty Điện lực Singapore đã áp dụng công nghệ giám sát, chẩn đoán để

đƣa vào quy định điều kiện cần đƣa thiết bị phân phối ra bảo dƣỡng định kỳ, nâng

cao độ tin cậy cung cấp điện.

Các kết quả mà Công ty Điện lực Singapore đạt đƣợc khi áp dụng chế độ

bảo dƣỡng phòng ngừa đƣợc thể hiện trong Phụ lục 1. [6, 7, 15, 18]

26

1.3 Kết luận chƣơng 1

Chƣơng 1 đã nêu các khái niệm cơ bản về lƣới điện phân phối, chất lƣợng

điện năng, độ tin cậy và các thiết bị chủ yếu trong lƣới điện phân phối. Bên cạnh

đó, chƣơng này còn đƣa ra các khái niệm liên quan đến bảo dƣỡng định kỳ, thí

nghiệm chẩn đoán, nhằm phát hiện sớm các sự cố tiềm ẩn trong thiết bị phân

phối. Nêu ra các cơ sở lý luận thực tiễn của công tác ngăn ngừa sự cố, thực tiễn

áp dụng tại Việt nam và các nƣớc trên thế giới, chƣơng 1 là tiền đề để phân tích

hiện trạng lƣới điện phân phối sẽ đƣợc đề cập trong chƣơng 2.

27

Chƣơng 2

PHÂN TÍCH THỰC TRẠNG CÔNG TÁC THÍ NGHIỆM CHẨN ĐOÁN

NGĂN NGỪA SỰ CỐ CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.1 Đặc điểm lƣới điện phân phối

Đặc điểm chính của lƣới phân phối là cung cấp điện trực tiếp đến ngƣời sử

dụng. Để đảm bảo chất lƣợng điện năng cho phụ tải thì việc nghiên cứu, thiết kế

lƣới điện phân phối là hết sức quan trọng.

Lƣới phân phối trung áp có điện áp 6kV, 10kV, 15kV, 22kV, 35kV, 110kV

phân phối điện cho các trạm phân phối trung/ hạ áp, lƣới điện 220/380V cấp điện

cho các phụ tải hạ áp.

Khi thiết kế lắp đặt lƣới điện phân phối phải đảm bảo các chỉ tiêu sau:

- An toàn cho lƣới điện và cho con ngƣời.

- Chi phí xây dựng lƣới điện là kinh tế nhất.

- Đảm bảo ít gây ra mất điện nhất, bằng các biện pháp cụ thể nhƣ có thể có

nhiều nguồn cung cấp, có đƣờng dây dự phòng, có nguồn thay thế nhƣ máy phát

…

- Lƣới điện phân phối vận hành dễ dàng, linh hoạt và phù hợp với việc phát

triển lƣới điện trong tƣơng lai.

- Đảm bảo chất lƣợng điện năng cao nhất về ổn định tần số và ổn định

điện áp. Độ biến thiên điện áp cho phép là ± 5% Uđm.

- Đảm bảo chi phí bảo trì, bảo dƣỡng là nhỏ nhất.

Khi phát triển lƣới điện phân phối, đặc biệt là ở Thành phố, có mật độ phụ

tải cao, đòi hỏi độ tin cậy cao; ngoài các đƣờng dây trên không, ngƣời ta còn xây

dựng nhiều tuyến cáp ngầm đƣợc lắp đặt chôn dƣới đất để đảm bảo mỹ quan, an

toàn.

Tùy theo yêu cầu, hệ thống lƣới phân phối đƣợc thiết kế sao cho đảm bảo

đƣợc các chỉ tiêu ở mức thích hợp. Khi sự cố xảy ra, các thiết bị bảo vệ phải có

khả năng loại trừ sự cố nhanh, tin cậy để tránh thiệt hại và sự cố lan rộng. Đồng

thời cũng phải có các thiết bị tự động đóng lại đƣờng dây đã cắt do sự cố nhằm

28

khôi phục hoạt động của hệ thống khi chỉ có sự cố thoáng qua. Do đó ngƣời thiết

kế phải chọn ra giải pháp hợp lý nhất để đáp ứng đƣợc các yêu cầu chính của lƣới

điện phân phối.

2.2 Hiện trạng thiết bị

2.2.1 Đặc điểm

Tùy theo mật độ phụ tải, yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện, trình độ quản

lý, đặc điểm kinh tế - kỹ thuật của mỗi nƣớc mà lƣới điện phân phối trung áp có

thể có các cấu trúc, sơ đồ khác nhau. Theo thực tế quản lý - vận hành ở nƣớc ta

hiện nay, có thể chia lƣới điện phân phối trung áp thành 2 dạng sơ đồ nhƣ sau:

Lưới điện phân phối trung áp nông thôn

Các vùng nông thôn thƣờng có phụ tải bé, phân tán, yêu cầu về độ tin cậy

cung cấp điện không cao và việc xây dựng lại thƣờng có mặt bằng (không gian )

rộng rãi nên thƣờng chủ yếu sử dụng đƣờng dây trên không. Đƣờng dây trên

không có ƣu điểm là vốn đầu tƣ bé, thuận tiện dễ dàng trong việc đấu nối cũng

nhƣ phát hiện và loại trừ sự cố so với đƣờng dây cáp. Vì các phụ tải LPP nông

thôn không đòi hỏi độ tin cậy CCĐ cao, nên trong trƣờng hợp này LPP thƣờng có

dạng sơ đồ hình tia và khi sự cố phụ tải có thể bị mất điện trong một thời gian nhất

định để cách ly và loại trừ sự cố.

Trong sơ đồ hình tia, từ trạm nguồn có nhiều trục chính đi ra cấp điện cho

từng nhóm trạm phân phối. Đầu các trục chính tại các trạm biến áp có các máy cắt

có trang bị tự động đóng lặp lại và điều khiển từ xa. Vì đƣờng dây trên không

thƣờng khá dài nên ngoài máy cắt đầu nguồn, các trục chính còn có thể đƣợc phân

đoạn bằng các máy cắt phân đoạn hoặc dao cắt phụ tải, dao cách ly để nâng cao độ

tin cậy của LPP. Các thiết bị phân đoạn cũng có thể đƣợc trang bị tự động đóng

nguồn dự trữ và điều khiển từ xa. Giữa các trục chính của một trạm nguồn hoặc

của các trạm nguồn khác nhau có thể đƣợc nối liên thông để dự phòng khi cần

thiết. Các máy cắt hoặc dao cách ly liên lạc thƣờng mở trong chế độ làm việc bình

thƣờng (lƣới phân phối vận hành hở). Dây dẫn của các đƣờng trục chính đƣợc

kiểm tra theo điều kiện sự cố để có thể tải điện dự phòng cho các trạm khác khi sự

29

cố.

Lưới phân phối trung áp thành phố, xí nghiệp:

Các thành phố, xí nghiệp công nghiệp thƣờng có mật độ phụ tải lớn và có

yêu cầu cao về độ tin cậy CCĐ, mặt khác do yêu cầu về mỹ quan và an toàn nên

lƣới điện trung áp thƣờng là cáp ngầm. Nhƣợc điểm của cáp ngầm là đắt tiền và

khó khăn phức tạp trong việc lắp đặt cũng nhƣ phát hiện và loại trừ sự cố, lƣới

điện lúc này thƣờng có dạng kín (vận hành hở) đƣợc cung cấp từ một nguồn (trạm

trung gian) khác. Cũng có khi nhiều trạm biến áp phụ tải đƣợc dùng chung một

đƣờng dây dự phòng hoặc các trạm gần nhau có sự liên lạc dự phòng cho nhau (ở

phía cao hay hạ áp). Với các phụ tải có yêu cầu độ tin cậy CCĐ cao hơn thì có thể

đƣợc CCĐ bằng trạm có 2 máy biến áp theo 2 đƣờng dây song song từ hai nguồn

độc lập. Để tăng cƣờng độ tin cậy CCĐ thƣờng sử dụng các thiết bị mới có các

tính năng cao nhƣ các thiết bị tự động đóng lặp lại (recloser) điều khiển từ xa với

sự trợ giúp của máy tính điện tử.

2.2.2 Chế độ vận hành

Nhìn chung chế độ vận hành Hệ thống điện ở Việt Nam hiện nay, lƣới

truyền tải luôn phải vận hành quá tải ở nhiều khu vực miền Bắc và các vùng trọng

điểm khu vực miền Nam. Tình trạng quá tải của hệ thống điện truyền tải vẫn diễn

ra do nhiều công trình lƣới điện, nguồn điện không đạt tiến độ đề ra, khiến lƣới

truyền tải luôn phải vận hành đầy tải. Một số thời điểm còn quá tải ở khu vực miền

Bắc và miền Nam. Việc truyền tải cao trên các đƣờng dây 500kV Bắc-Nam cũng

gây khó khăn trong công tác vận hành, dẫn đến nguy cơ sự cố và tổn thất điện

năng tăng cao. Trong khi đó, chất lƣợng thiết bị lƣới điện và Trạm biến áp của

nhiều hãng khác nhau, không đồng bộ dẫn đến khó khăn trong thao tác, sửa chữa,

thay thế. Chƣa kể nhiều thiết bị, công trình đƣa vào vận hành trên 20 năm nhƣ các

trạm biến áp 500 kV Hà Tĩnh, Phú Lâm, Pleiku, Đà Nẵng, Hoà Bình, đƣờng dây

500 kV Bắc – Nam mạch 1 đã xuống cấp, chất lƣợng vận hành không tin cậy.

Tại 21 tỉnh, thành phía Nam trong khu vực quản lý của Tổng Công ty Điện

Lực miền Nam, còn nhiều nơi lƣới điện xung yếu chƣa đƣợc khắc phục triệt để.

30

Thậm chí lƣới điện ở Bình Dƣơng, Bình Thuận, Bà Rịa-Vũng Tàu, Đồng Nai và

Long An đang hoạt động trong tình trạng đầy quá tải. Trong khi đó, tiến độ thực

hiện các trạm và đƣờng dây 220kV chậm cùng với một số trạm đang trong tình

trạng đầy tải đã tạo sự căng thẳng trong việc đảm bảo cung cấp điện cho khách

hàng tại một số khu vực.

Qua thực trạng vận hành lƣới điện phân phối miền Nam từ năm 2012 đến

2014, đã thống kê đƣợc các chủng loại (tham khảo thêm ở Phụ lục 2), các dạng sự

cố xảy ra trong máy biến áp tại 142 trạm 110 kV và sự cố cáp trung thế nhƣ sau:

- Sự cố xảy ra trong máy biến áp:

Bảng 1 - Số lƣợng hƣ hỏng trong các năm 2012, 2013, 2014 theo Nhà sản xuất,

tính tỉ lệ hƣ hỏng so với vận hành trên lƣới.

S

T

T

Nhà Sản

xuất

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Năm 2012 đến 2014 Số MBA theo

dung lƣợng

Số MBA theo

dung lƣợng

Số MBA theo

dung lƣợng

2

5

4

0

6

3

Tổ

ng

2

5

4

0

6

3

Tổ

ng

2

5

4

0

6

3

Tổ

ng

Tổ

ng

số h

ƣ h

ỏn

g

tron

g 3

nă

m

số m

áy

đa

ng

vậ

n h

àn

h trê

n lƣ

ới

Tỷ

lệ hƣ

hỏ

ng

(%)

1 EMC - 2 1 3 1 2 4 7 - - 3 3 13 57 22.81

2 ABB 1 - - 1 - 1 - 1 - - - - 4 70 5.71

3 Đông Anh - 3 - 3 - - 1 1 - 1 2 3 7 45 15.56

4 Gec

Alsthom - 1 - 1 - - - - - - - - 1 11 9.09

5 Vinatakaoka - - - - - - - - - 1 - 1 1 19 5.26

6 Tira - Thai - - - - - - - - - 1 - 1 1 31 3.23

7 CNSX khác 35

Tổng 1 6 1 8 1 3 5 9 - 3 5 8 25 268 9.33

31

Bảng 2 - Thống kê các dạng hƣ hỏng MBA trong các năm vừa qua: hƣ hỏng do có

sự cố ngắn mạch ngoài lƣới, tự hƣ hỏng.

Nhà sản

xuất

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Dạng hƣ hỏng Dạng hƣ hỏng Dạng hƣ hỏng

sự cố ngắn

mạch ngoài

lƣới

tự hƣ hỏng.

sự cố ngắn

mạch ngoài

lƣới

tự hƣ hỏng.

sự cố ngắn

mạch ngoài

lƣới

tự hƣ hỏng.

2

5

4

0

6

3

2

5

4

0

6

3

2

5

4

0

6

3

2

5

4

0

6

3

2

5

4

0

6

3

2

5

4

0

6

3

EMC

2

1 1

4

3

3

ABB

1

Đông Anh

3

1

1 2

Gec

Alsthom 1

Vinatakaoka

1

Tira - Thai

1

Tổng

0 5 0 1 1 1 1 0 4 0 3 1 0 3 5 0 0 0

5 3 5 4 8 0

8 9 8

Bảng 3 - Thống kê dạng hƣ hỏng cuộn dây: hƣ hỏng cuộn 110kV và/hoặc 22kV,

hƣ hỏng cuộn tam giác và dạng khác.

Nhà sản

xuất

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Hỏng

cuộn

dây

Khác Hƣ hỏng

cuộn Khác

Hỏng

cuộn

dây

khác

22

kV

tam

giá

c

Bộ

đổ

i nấ

c

Ch

ập

vò

ng

dâ

y trụ

ph

a

11

0 k

V

22

kV

Ta

m g

iác

Bộ

đổ

i nấ

c

Ch

ập

vò

ng

dâ

y trụ

ph

a

Rcđ

thấ

p

22

kV

Ta

m g

iác

Bộ

đổ

i nấ

c

Mạ

ch từ

Ch

ập

vò

ng

dâ

y trụ

ph

a

Hỏ

ng

Rcđ

cuộ

n d

ây

EMC 1 1

1 1

3

2

1

1

1

ABB

1

1

Đông Anh 1 2

1

1

1

2

32

Nhà sản

xuất

Năm 2012 Năm 2013 Năm 2014

Hỏng

cuộn

dây

Khác Hƣ hỏng

cuộn Khác

Hỏng

cuộn

dây

khác

22

kV

tam

giá

c

Bộ

đổ

i nấ

c

Ch

ập

vò

ng

dâ

y trụ

ph

a

11

0 k

V

22

kV

Ta

m g

iác

Bộ

đổ

i nấ

c

Ch

ập

vò

ng

dâ

y trụ

ph

a

Rcđ

thấ

p

22

kV

Ta

m g

iác

Bộ

đổ

i nấ

c

Mạ

ch từ

Ch

ập

vò

ng

dâ

y trụ

ph

a

Hỏ

ng

Rcđ

cuộ

n d

ây

Gec

Alsthom 1

Vinatakaoka

1

Tira - Thai

1

Tổng 2 3 2 1 2 0 3 1 2 1 0 3 1 1 2 1

8 9 8

- Sự cố xảy ra trên cáp ngầm trung thế:

Bảng 4 - Thống kê sự cố lƣới điện ngầm 22kV từ 2012 đến Quí 1/2015

Đơnvị Quí

1/2012

Năm

2012

Quí

1/2013

Năm

2013

Quí

1/2014

Năm

2014

Quí

1/2015

Năm

2015

Tổng

(vụ)

Bến tre

2

1 3

Bình phƣớc 2 3 1 1 1 1 1 1 6

Đồng nai 3 18 3 10 4 17 6 7 52

Hậu giang

0

Kiên giang

0

Bạc liêu

0

Bình thuận

4

1

5

Cần thơ

2 2 9

6 1 2 19

Đồng tháp 2 2 1 2 1 1 1 0 5

Long an 3 8

3 1 4 1 1 16

Ninh thuận

0

Lâm đồng

1 7

1

8

33

Đơnvị Quí

1/2012

Năm

2012

Quí

1/2013

Năm

2013

Quí

1/2014

Năm

2014

Quí

1/2015

Năm

2015

Tổng

(vụ)

Sóc trăng

1

1

Vũng tàu

2

1

3

An giang

1 1 1 1

2

Bình

dƣơng 1 4 3 6 3 5 9 9 24

Tây ninh

3

1

1 5

Trà vinh

0

Vĩnh long

0

Cà mau

1

1

Tiền giang

2

1

1 1 4

Tổng (vụ) 11 49 12 43 11 39 20 23 154

2.2.3 Chế độ bảo dƣỡng định kỳ

Chế độ bảo dƣỡng định kỳ lƣới điện phân phối ở nƣớc ta hiện nay đƣợc quy

định thực hiện một năm một lần, do các Công ty điện lực, các Công ty Lƣới điện

Cao Thế trực thuộc Tổng Công ty Điện Lực thực hiện.

Đối với các đƣờng dây và trạm Biến áp 110 kV, 22 kV do các Công ty Điện

lực quản lý, hoạt động bảo dƣỡng thiết bị đƣợc tiến hành thƣờng xuyên theo một

lịch trình nhất định sau một khoảng thời gian vận hành hoặc sau một số chu trình

làm việc của thiết bị. Quy trình và thủ tục bảo dƣỡng dựa trên các chỉ dẫn của nhà

chế tạo hoặc các tiêu chuẩn kỹ thuật công nghệ. Công tác bảo dƣỡng có tính chất

định kỳ, không ƣu tiên đối với một thiết bị hoặc một bộ phận nào.

Từ trƣớc đến nay, các trạm 22 kV do Khách hàng quản lý, việc bảo dƣỡng

định kỳ vẫn chƣa đƣợc quan tâm đúng mức. Các thiết bị thƣờng làm việc liên tục,

các bộ phận bị xuống cấp chỉ đƣợc sửa chữa hoặc thay thế khi ảnh hƣởng xuống

cấp không thể chấp nhận đƣợc, điều này đồng nghĩa với sự cố hƣ hỏng thiết bị.

34

2.3 Hiện trạng về công tác thí nghiệm

Trong công tác quản lý vận hành lƣới điện trong thời gian qua, các Công ty

Thí nghiệm điện trực thuộc các Tổng công ty Điện lực ba miền đã cố gắng hoàn

thành tốt các nhiệm vụ đƣợc giao do có những thế mạnh sau:

- Các Công ty Thí nghiệm điện tập trung đầy đủ lực lƣợng mạnh có kiến

thức chuyên sâu, vì vậy trong công tác thí nghiệm nghiêm thu mới và thí nghiệm

định kỳ đƣợc chỉ đạo triển khai nhanh chóng và xử lý kịp thời, hiệu quả.

- Công tác thí nghiệm, đƣợc phân công cho các phòng (phân xƣởng) thí

nghiệm, thƣờng xuyên nghiệm thu các công trình mới và đƣợc chuyển giao, cập

nhật các công nghệ mới vì vậy có thể phục vụ công tác thí nghiệm chuyên sâu.

- Mô hình quản lý hiện nay của Công ty Thí nghiệm điện miền Nam phân

ra các phòng chuyên trách (nhƣ Phòng Thí nghiệm Rơle-Tự Động, phòng Thí

nghiệm Cao áp, phòng Thí nghiệm Hóa Dầu, phòng Thí nghiệm Đo Lƣờng,...) vì

vậy Công ty nắm rõ thiết bị hơn, đào tạo ra các chuyên gia giỏi về từng lĩnh vực

chuyên ngành. Trong đó, phòng Thí nghiệm Hóa dầu, phòng Thí nghiệm Cao áp là

hai đơn vị tiên phong và là tiền đề để tham gia lĩnh vực Thí nghiệm Chẩn đoán

đang hình thành và phát triển

Do giải quyết các công việc liên quan đến lƣới điện phân phối, trạm biến áp

trực tiếp tại hiện trƣờng nên các Công ty Thí nghiệm điện nắm bắt rõ tình hình

thiết bị thực tế, giúp cho giải quyết công việc đƣợc nhanh chóng. Đặc biệt, các

công trình cải tạo mở rộng sơ đồ nhất thứ, nhị thứ đƣợc các Công ty này thực hiện,

đã góp phần giảm đƣợc thời gian nghiên cứu, chủ động trong phƣơng thức cắt điện

và triển khai công việc nhanh chóng.

Tuy vậy, với cơ sở hạ tầng về trang thiết bị cũng nhƣ nhân lực hiện nay của

các Công ty Thí nghiệm, hoạt động thí nghiệm điện nói chung và thí nghiệm chẩn

đoán nói riêng gặp phải những khó khăn sau đây:

- Trong những năm gần đây ngoài công tác phục vụ cho quản lý vận hành

nhƣ thí nghiệm định kỳ, xử lý sự cố, các Công ty thí nghiệm còn tham gia một số

công trình thí nghiệm lắp đặt hiệu chỉnh các công trình đầu tƣ mới, cải tạo, mở

35

rộng, vì vậy nhân lực và các dụng cụ thiết bị dàn trải do có số lƣợng hạn chế đã

ảnh hƣởng đến chất lƣợng, tiến độ giải quyết công việc nói chung và thí nghiệm

chẩn đoán nói riêng.

- Trang thiết bị thí nghiệm hiện tại, chỉ thực hiện đƣợc các hạng mục thử

nghiệm thông thƣờng theo quy định hiện hành, chƣa có các thiết bị thí nghiệm

chẩn đoán, ngoại trừ thiết bị DGA cho dầu Máy Biến Áp.

- Do lĩnh vực chẩn đoán là lĩnh vực mới, thiết bị chƣa đƣợc trang bị đầy đủ,

các thí nghiệm viên chƣa đƣợc trải nghiệm thực tế, nên khả năng phân tích kết quả

chẩn đoán còn nhiều hạn chế.

Với những lý do nêu trên, việc đầu tƣ nâng cấp và nâng cao năng lực thí

nghiệm, để phát triển lĩnh vực thí nghiệm chẩn đoán là cấp thiết và phải triển khai

thực hiện ngay.

2.3.1 Năng lực thí nghiệm

Công tác thí nghiệm hiệu chỉnh nói chung và công tác thí nghiệm hiệu

chỉnh đƣa vào vận hành các công trình điện thuộc hệ thống điện Quốc gia là một

công tác phức tạp đòi hỏi ngƣời thực hiện phải có chuyên môn kỹ thuật cao,

chuyên sâu, kinh nghiệm nhiều năm công tác về lĩnh vực này. Đây là công đoạn

cuối cùng của công tác thí nghiệm hiệu chỉnh, việc thí nghiệm này nhằm đánh giá

chất lƣợng thiết bị (đối với từng thiết bị, từng hạng mục công trình cũng nhƣ sự

kết nối đồng bộ toàn hệ thống - việc này rất quan trọng nhất là khi thiết bị do nhiều

nhà sản xuất cung cấp thông qua nhà thầu thƣơng mại) và đánh giá chất lƣợng lắp

máy góp phần nâng cao tuổi thọ thiết bị, tuổi thọ công trình đồng thời đảm bảo các

Nhà máy khi đấu nối vào lƣới điện Quốc gia hoạt động an toàn, các thông số vận

hành đạt đúng theo qui định đấu nối của Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam.

Việc thí nghiệm này đƣợc ràng buộc bởi “Khối lƣợng và tiêu chuẩn thiết bị

điện”, “Qui trình quy phạm kỹ thuật của Ngành điện”, “Tiêu chuẩn của các nhà

chế tạo”, “ Tiêu chuẩn thí nghiệm hiệu chỉnh thiết bị điện của Quốc tế -

IEC”…(phụ lục 1). Công tác thí nghiệm này tƣơng tự nhƣ làm dịch vụ kiểm tra

chất lƣợng sản phẩm thiết bị điện, tuy nhiên không phải chỉ kiểm tra đơn thuần mà

36

còn cài đặt, hiệu chỉnh đồng bộ thiết bị, sơ đồ đấu nối theo đúng thiết kế ban đầu

hoặc đề nghị điều chỉnh thiết kế cho phù hợp với thiết bị và điều kiện lắp đặt thực

tế theo đúng qui trình, qui phạm của Ngành điện. Tất cả các thử nghiệm đƣợc thực

hiện trong các điều kiện gần giống với điều kiện vận hành bình thƣờng.

Công tác thí nghiệm hiệu chỉnh đƣa vào vận hành này, hiện nay, các Chủ

đầu tƣ thƣờng gộp vào gói thầu lắp đặt hoặc cung cấp thiết bị, thƣờng là các nhà

thầu thƣơng mại hoặc nhà thầu lắp đặt vừa là nhà thầu thí nghiệm nên không đảm

bảo tính khách quan của công tác thí nghiệm cũng nhƣ không đảm bảo cho hệ

thống hoạt động ổn định, lâu dài và tin cậy.

2.3.1.1 Năng lực thí nghiệm các hạng mục thông thƣờng:

a. Các hạng mục thí nghiệm:

Các hạng mục thí nghiệm thông thƣờng bao gồm:

Chống sét van :

- Đo điện trở cách điện

- Đo dòng rò

- Đo Điện áp chọc thủng (Breakdown Voltage) đối với cấp điện áp ≤

24kV.

Dao cách ly :

- Đo điện trở cách điện

- Kiểm tra cơ cấu truyền động

- Đo điện trở tiếp xúc

- Thử nghiệm chịu đựng điện áp xoay chiều tăng cao tần số công nghiệp

(chỉ áp dụng đối với cấp điện áp ≤ 24kV).

Máy cắt SF6 :

- Đo điện trở cách điện

- Kiểm tra cơ cấu truyền động

- Đo điện trở tiếp xúc

- Đo thời gian đóng - cắt

- Kiểm tra chu trình đóng mở (O-CO) cho máy cắt 110kV

37

- Đo độ ẩm khí SF6 ( cho máy cắt 110kV )

- Thử nghiệm chịu đựng điện áp xoay chiều tăng cao tần số công nghiệp

(áp dụng đối với cấp điện áp ≤ 24kV).

Máy biến điện áp :

- Đo điện trở cách điện

- Thí nghiệm tỉ số biến áp

- Kiểm tra cực tính

- Đo tổn hao không tải (không áp dụng cho biến điện áp kiểm tụ - CVT)

- Đo hệ số tổn hao điện môi (tgδ) và điện dung (nếu có)

- Thử nghiệm chịu đựng điện áp xoay chiều tăng cao tần số công nghiệp

(áp dụng đối với cấp điện áp ≤ 24kV)

Máy biến dòng điện :

- Đo điện trở cách điện

- Thí nghiệm tỉ số biến dòng

- Kiểm tra cực tính

- Kiểm tra đặc tính bão hòa (đặc tính từ hóa)

- Đo hệ số tổn hao điện môi (tgδ) cho cấp điện áp 110kV

- Thử nghiệm chịu đựng điện áp xoay chiều tăng cao tần số công nghiệp

(áp dụng đối với cấp điện áp ≤ 24kV)

Máy Biến áp lực :

- Đo điện trở cách điện và hệ số hấp thụ

- Đo điện trở một chiều cuộn dây (ở tất cả các vị trí)

- Đo tỉ số biến (ở tất cả các vị trí)

- Kiểm tra tổ đấu dây

- Đo tổn hao không tải

- Đo tổng trở ngắn mạch Uk Và tổn hao Pk

- Đo hệ số tổn hao điện môi của cuộn dây

- Đo hệ số tổn hao điện môi của sứ xuyên 110kV

- Kiểm tra biến dòng xuyên sứ

38

+ Điện trở cách điện

+ Tỉ số biến

+ Cực tính

+ Đặc tính bão hòa (đặc tính từ hóa)

- Thử nghiệm mẫu dầu cho bình dầu chính và bộ điều áp dƣới tải (OLTC)

+ Điện áp chọc thủng

+ Hệ số tổn hao điện môi (tgδ)

+ Hàm lƣợng ẩm

+ Hàm lƣợng PCB

+ Hàm lƣợng khí cháy

+ Chỉ số Acid

+ Điểm chớp cháy

+ Độ nhớt

+ Cặn lắng

+ Độ Acid hoặc bazơ

Thanh cái :

- Đo điện trở cách điện

- Thử nghiệm chịu đựng điện áp xoay chiều tăng cao tần số công nghiệp

(áp dụng đối với cấp điện áp ≤ 24kV)

b. Thiết bị thí nghiệm

Hiện nay các thiết bị thí nghiệm đƣợc trang bị tại các Công ty Thí nghiệm

Điện đều là các thiết bị hiện đại do các nƣớc Tây Âu sản xuất theo công nghệ tiên

tiến. Các hãng sản xuất có bề dày và uy tín lâu đời về mặt hàng đặc chủng này

nhƣ hãng VANGUARD, SCHLUMBERGER, OMICRON, PROGRAMMA,

Doble, v.v… Hằng năm các Công ty này đều liên hệ Tổng Cục Đo lƣờng Tiêu

chuẩn Chất lƣợng tiến hành công tác kiểm chuẩn cũng nhƣ có phƣơng án bổ sung

thiết bị thí nghiệm nhằm hiện đại hoá thiết bị để theo kịp sự phát triển của khoa

học công nghệ. Vì vậy thiết bị thí nghiệm hiện tại của đơn vị đảm bảo để có thể

thực hiện nhiều công trình cùng một lúc (phụ lục 3).

39

c. Nhân lực thực hiện

Nhân lực tại các Công ty Thí nghiệm Điện đa số là các kỹ sƣ, Cán sự đƣợc

đào tạo tại các trƣờng đại học và Cao đẳng. Các Công ty đã đảm nhận thực hiện

và hoàn thành xuất sắc nhiều công trình quy mô lớn nhƣ: thí nghiệm hiệu chỉnh

đƣa vào vận hành trạm biến áp 500kV, các trạm 220kV và 110kV thuộc khu vực

phân quyền quản lý ba miền. Các Công ty thí nghiệm điện trực thuộc các Tổng

Công ty điện lực có thiết bị thí nghiệm hiện đại, đội ngũ cán bộ công nhân kỹ thuật

có trình độ cao về chuyên ngành thí nghiệm điện.

Với kiến thức chuyên sâu và có nhiều kinh nghiệm trong lĩnh vực thí

nghiệm các thiết bị điện trên lƣới điện Quốc gia, nhân lực của các Công ty Thí

nghiệm điện có khả năng nghiên cứu và phát triển lĩnh vực thí nghiệm chẩn đoán,

nhằm theo dõi để phát hiện sớm các hƣ hỏng tiềm ẩn trong thiết bị điện đang hoạt

động trên lƣới.

d. Tổ chức công trƣờng :

Việc tổ chức, điều hành và bố trí nhân lực điều hành thực hiện công việc tại

công trình là một việc rất quan trọng.

Vì vậy các Công ty Thí nghiệm Điện đã bố trí nhân lực thực hiện tại công

trình và tại trụ sở nhƣ sau :

Tuỳ theo tình hình công việc và thời điểm thực hiện mà có thể bố trí nhiều

nhóm công tác thuộc các Phòng thí nghiệm Rơle, Cao áp, Điện kế và đo lƣờng để

có thể thực hiện cùng một lúc nhiều hạng mục công trình liên quan. Nhóm công

tác gồm 3 đến 6 ngƣời hoặc có thể lên đến 10 ngƣời. Các nhóm công tác này

thƣờng xuyên liên hệ chặt chẽ và trao đổi thông tin với các bộ phận theo dõi công

trình của Phòng Kỹ thuật, Kế hoạch tại Công ty, để kịp thời xử lý các tình huống

phát sinh khi cần thiết.

e. Nghiệm thu, bàn giao :

Khi công trình hoàn tất, các bên liên quan cử đại diện tham gia nghiệm thu,

đóng điện.

Các Công ty thí nghiệm chuẩn bị các hồ sơ, tài liệu liên quan để trình hội

40

đồng nghiệm thu và chuẩn bị nhân lực, phƣơng tiện phục vụ cho việc đóng điện và

xử lý sự cố (nếu có). Các số liệu thí nghiệm đƣợc lƣu giữ và thống kê thành hệ

thống, để phục vụ cho công tác theo dõi, dự báo, lập kế hoạch thí nghiệm và bảo

dƣỡng định kỳ.

2.3.1.2 Năng lực thí nghiệm chẩn đoán:

Hiện nay, tại Việt Nam, Công tác thí nghiệm chẩn đoán mới dừng lại ở giai

đoạn nghiên cứu tiếp cận công nghệ và tìm hiểu thiết bị. Phƣơng pháp chẩn đoán

chủ yếu đƣợc áp dụng hiện nay tại 3 Công ty Thí nghiệm miền Bắc, miền Trung

và miền Nam là phƣơng pháp phân tích khí hóa tan trong dầu Máy Biến Áp

(DGA), để đƣa ra cách báo về một số tình trạng bất thƣờng trong MBA nhƣ:

phóng điện cục bộ, phân hủy cellulose, quá nhiệt,…

Hiện nay, tại 3 Công ty Thí nghiệm điện có các thiết bị phục vụ lĩnh vực

chẩn đoán nhƣ sau:

Công ty Thí nghiệm điện miền Bắc:

- Máy phân tích khí hòa tan trong dầu

Công ty Thí nghiệm điện miền Trung:

- Máy phân tích khí hòa tan trong dầu

- Máy phân tích đáp ứng tần số quét (SFRA)

Công ty Thí nghiệm điện miền Nam:

- Máy phân tích khí hòa tan trong dầu

- Máy phân tích hàm lƣợng Fufural trong dầu

- Máy đo phóng điện cục bộ (PD)

Sở dĩ các thiết bị chẩn đoán còn hạn chế ở 3 Công ty trên là do hiện nay

chƣa có các quy định cụ thể về công tác thí nghiệm chẩn đoán, nên các Công ty

còn do dự trong việc đầu tƣ thiết bị và đào tạo nhân lực.

Nhìn chung, về lĩnh vực thí nghiệm chẩn đoán hiện nay tại nƣớc ta, còn

nghèo về thiết bị, hạn chế về chuyên môn, cần phải có các quy định khuyến khích

đầu tƣ và đẩy mạnh đào tạo chuyên sâu về lĩnh vực này.

41

2.3.2 Nghiên cứu các phƣơng pháp thí nghiệm chẩn đoán

2.3.2.1 Kỹ thuật đo phóng điện cục bộ (PD):

a. Vài nét về đo phóng điện cục bộ (PD):

- Phóng điện cục bộ trong các thiết bị điện cao áp thƣờng thể hiện ở các

dạng:

+ Phóng điện bề mặt,

+ Phóng điện do vết nứt, bọt khí, khuyết tật,

+ Sự không đồng nhất của điện môi,

+ Đốt nóng và phản ứng hóa học.

…

- Đo phóng điện cục bộ trong MBA là một phƣơng pháp đƣợc chấp nhận

(IEC 60270, Draft IEC 62478) để kiểm soát chất lƣợng của thiết bị khi xuất xƣởng

và khi vận hành.

b. Các phƣơng pháp để phát hiện PD

Phƣơng pháp truyền thống hiện nay đang áp dụng phổ biến là:

+ Đo theo tiêu chuẩn IEC 60270 băng thông 100 – 500 kHz dùng để phát

hiện, định lƣợng, theo dõi xu hƣớng phát triển PD.

+ Phát hiện hóa học: phân tích khí hòa tan trong dầu (DGA).

Các phƣơng pháp không truyền thống theo tiêu chuẩn Draft IEC 62478 (dự

kiến sẽ ban hành chính thức vào tháng 9 năm 2015) gồm có:

+ Phát hiện bằng phƣơng pháp đo lƣờng siêu cao tần – UHF

+ Phát hiện Âm thanh (Acoustic)

c. Nguyên lý thực hiện:

Phƣơng pháp PD theo tiêu chuẩn IEC 60270 :

+ Đo các xung dòng xuất hiện trong quá trình phóng điện cục bộ.

+ Phƣơng pháp này đo điện tích biểu kiến với giá trị đƣợc xác định bằng

pC.

+ Phƣơng pháp này đƣợc áp dụng cho thí nghiệm xuất xƣởng các thiết bị

cao áp và theo dõi PD định kỳ để xem xét xu hƣớng, tốc độ phát triển của PD.

42

Phƣơng pháp đo phóng điện cục bộ bằng sóng âm (PD Acoustic):

+ Hiện tƣợng phóng điện cục bộ sinh ra các sóng âm với biên độ rất bé và

tần số cao. Các song âm đó sẽ truyền qua các vật liệu cách điện (rắn, lỏng)

truyền tới vỏ thùng MBA rồi đến các sensor đƣợc bố trí thích hợp. Bằng việc di

chuyển vị trí các sensor kết nối với máy định vị PD Acoustic có thể định vị đƣợc

tƣơng đối chính xác các điểm phát sinh phóng điện cục bộ bên trong MBA.

Phƣơng pháp đo phóng điện cục bộ bằng UHF:

+ Sử dụng cảm biến siêu cao tần (UHF sensor) gắn vào van xả dầu của

MBA để lấy tín hiệu PD, kèm theo một bộ kích hoạt (trigger) trong quá trình đo.

+ Phƣơng pháp này đo độ lớn phóng điện cục bộ với giá trị đƣợc xác định

bằng mV.

Phƣơng pháp phân tích khí hòa tan trong dầu (DGA):

Trong quá trình vận hành MBA, dầu cách điện làm việc ở nhiệt độ cao,

trong cƣờng độ trƣờng điện từ cao, bị phân hủy và diễn ra theo cơ chế phá vỡ

mạch C-H và C-C tạo thành hydro nguyên tử và các radical hydrocarbon. Các sản

phẩm rất hoạt hóa vừa mới sinh ra này kết hợp với nhau hình thành khí H2, CH4,

C2H6… và hydrocarbon mới. Khi có các nguồn nhiệt lớn sinh ra trong MBA (quá

nhiệt mối nối, phóng điện cục bộ hoặc phóng hồ quang…) sự phân hủy diễn ra

mạnh hơn và sản sinh thêm khí C2H4 và C2H2 và thâm chí là cả carbon dạng hạt.

Ngâm trong dầu có giấy cách điện (cellulose) và các vật liệu cách điện rắn, do quá

trình phân hủy và sinh ra các khí CO2, CO. Do vậy khi thí nghiệm về hàm lƣợng

khí trong dầu cách điện sẽ giúp ngƣời quản lý vận hành chẩn đoán sớm tình trạng

vận hành MBA.

Kỹ thuật phân tích khí hòa tan trong dầu cách điện và theo dõi tốc độ sinh

khí cháy giúp ta phán đoán một cách chặt chẽ nguyên nhân nào khí sinh ra, đánh

giá độ hƣ hỏng trong MBA để có biện pháp khắc phục đảm bảo cho MBA vận

hành an toàn đạt hiệu quả kinh tế cao nhất trên lƣới điện.

Định vị phóng điện cục bộ trong MBA

Qua quá trình nghiên cứu ứng dụng thực tế đã chứng minh, phƣơng pháp

43

định vị phóng điện cục bộ chính xác nhất là kết hợp giữa nguyên lý PD acoustic

với PD UHF.

2.3.2.2 Kỹ thuật phân tích độ ẩm cách điện rắn:

a. Phƣơng pháp phân tích độ ẩm cách điện rắn

Ngày nay, với sự phát triển của công nghệ, ngƣời ta đã dần phát triển đƣợc

các phƣơng pháp thí nghiệm trên miền tần số, mà một trong số đó là phân tích đáp

ứng tgδ trên miền tần số, với dải tần đƣợc mở rộng trong khoảng 5 kHz xuống tận

0.1 mHz. Với phƣơng thức này, ta có thể phân tích rõ ràng một cách biệt lập độ ẩm

của dầu và giấy cách điện.

b. Phƣơng pháp đo và tiêu chuẩn đánh giá độ ẩm cách điện rắn

Đặc tuyến thu đƣợc từ phép đo sẽ đƣợc so sánh với đặc tuyến mẫu dựa trên

mô hình chuẩn, với ảnh hƣởng của nhiệt độ dầu, kích thƣớc hình học của MBA,

cũng nhƣ dẫn suất của dầu. Từ đó, phần mềm sẽ ƣớc lƣợng đƣợc hàm lƣợng ẩm

trong giấy cách điện bằng những thuật toán thông minh.

Hàm lƣợng ẩm này sau đó sẽ đƣợc tham chiếu với quy định trong tiêu chuẩn

IEC 60422 để đánh giá tình trạng ẩm ƣớt của cách điện rắn.

Phƣơng pháp phân tích độ ẩm cách điện rắn nên đƣợc dùng đến sau khi phát

hiện có bất thƣờng với phép đo tgδ, phân tích dầu cách điện và khí hòa tan. Sơ đồ

đo hoàn toàn giống với phép đo tgδ thông thƣờng.

Đối với máy biến áp chƣa biết tình trạng ẩm hoặc máy biến áp còn mới, chọn

tần số dừng quét ở 0.01 mHz hoặc dừng khi thấy cực trị xuất hiện.

Đối với máy biến áp đã biết rõ tình trạng ẩm ƣớt nghiêm trọng, thƣờng chỉ

cần quét đến 1 mHz là đã có thể thấy đƣợc cực trị.

Sau khi thu đƣợc đặc tuyến, ngƣời phân tích sẽ tiến hành thao tác để phần

mềm tiến hành so sánh đặc tuyến đo đƣợc với đặc tuyến mẫu, ƣớc lƣợng ra hàm

lƣợng ẩm trong cách điện rắn để đánh giá.

44

2.3.2.3 Kỹ thuật phân tích đáp ứng tần số:

a. Phƣơng pháp phân tích đáp ứng tần số

Phƣơng pháp phân tích đáp ứng tần số về cơ bản là biến thể của các phép đo

không tải, ngắn mạch và tỉ số biến đƣợc thực hiện trên miền tần số.

Bằng cách đo tổng trở của mô hình trên miền tần số (tỉ số của điện áp ngõ ra

so với ngõ vào), ta có thể xác định đƣợc tình trạng cơ khí của máy biến áp.

b. Các đặc điểm nhận dạng đƣờng đặc tuyến đáp ứng tần số

Cũng giống nhƣ phƣơng pháp phân tích độ ẩm cách điện rắn, các vùng tần số

khác nhau cho các thông tin khác nhau về tình trạng cơ khí của máy biến áp, mà cụ

thể là mạch từ, cấu trúc hình học cũng nhƣ cách điện của các cuộn dây.

Thông thƣờng, các vùng phân tích đƣợc chia nhƣ sau:

- Mạch từ;

- Điện dung song song (giữa mạch từ và vỏ máy);

- Hỗ cảm giữa các cuộn dây;

- Điện dung giữa các vòng dây, các cuộn dây;

- Ảnh hƣởng của cách đấu dây.

c. Các phép đo và phƣơng pháp đánh giá đáp ứng tần số

Về cơ bản, ta chia phƣơng pháp phân tích đáp ứng tần số thành 2 nhóm phép

đo chính:

Phép đo end-to-end: Đo từ 1 phía, bao gồm

+ Đo tổng trở không tải (từ hóa):

+ Đo tổng trở ngắn mạch (cuộn dây):

Phép đo inter-winding: đƣợc chia thành 2 loại

+ Đo inter-winding dạng kháng

+ Đo inter-winding dạng dung

Tùy thuộc vào nhu cầu mà ngƣời ta định dạng các nhóm phép đo cho phù

hợp. Khuyến cáo của IEEE C57.149-2012 [14] có đề cập đến cả 4 phép đo, bao

gồm end-to-end không tải và ngắn mạch, inter-winding dạng kháng và dạng dung.

Tuy nhiên, để thực hiện toàn bộ các phép đo trên sẽ mất rất nhiều thời gian, đặc biệt

45

là với các máy biến áp có 3 cuộn dây trở lên (tổng cộng có đến 33 phép đo cho máy

biến áp 3 pha 3 cuộn dây).

Ngoài ra, để lấy thêm thông tin về cách điện giữa cuộn cao và cuộn hạ, ta có

thể tiến hành thêm phép đo inter-winding dạng dung. Phép đo inter-winding dạng

kháng chỉ để tham khảo và bổ trợ cho phép đo tỉ số biến.

Phƣơng pháp phân tích đáp ứng tần số nên đƣợc dùng đến sau khi phát hiện

có bất thƣờng với phép đo điện trở một chiều cuộn dây hoặc phép đo ngắn mạch.

Phƣơng pháp này có khả năng phát hiện đƣợc những hƣ hỏng cơ khí của gông từ và

các cuộn dây (xuống cấp vòng dây, lệch vị trí vòng dây, lệch gông từ…)

Trƣớc khi thực hiện phép đo, cần phải tiến hành khử từ dƣ của máy biến áp,

đặc biệt là sau khi thực hiện phép đo điện trở một chiều cuộn dây.

Thực hiện các phép đo end-to-end không tải và ngắn mạch.Nếu cần thêm dữ

liệu tham khảo, tiến hành thêm các phép đo inter-winding.

Sau khi thu đƣợc đặc tuyến, ngƣời phân tích sẽ tiến hành thao tác để phần

mềm tiến hành so sánh đặc tuyến đo đƣợc với các đặc tuyến có trong cơ sở dữ liệu

(của các lần đo trƣớc) hoặc đặc tuyến của cùng một phép đo trên các pha với nhau.

2.3.2.4 Phƣơng pháp thí nghiệm điện áp xoay chiều tăng cao tần số rất

thấp

VLF là phƣơng pháp thí nghiệm cáp trung thế rất phổ biến trên thế giới hiện

nay, điện áp thử nghiệm có thể lên đến 60kV đỉnh, có thể dùng sóng sine chuẩn (thử

chịu đựng, đo PD và tgδ cáp) hoặc sóng cosine vuông (thử chịu đựng, đo PD, đo

dòng rò DC).

Ƣu điểm của phƣơng pháp này là: nguồn gọn nhẹ, thuận tiện cho việc thí

nghiệm ngoài công trƣờng và hiện nay đã có tiêu chuẩn đề cập đến vấn đề thử VLF

(tiêu chuẩn IEEE 400.2)

Tuy nhiên phƣơng pháp VLF có một số hạn chế là : không kinh tế khi áp

dụng đối với cáp cao thế, thời gian thí nghiệm bị kéo dài (do tần số thấp).

a. Thí nghiệm phóng điện PD bằng VLF

Sử dụng VLF thí nghiệm PD cho hệ thống cáp lực có màn chắn bao gồm:

46

cáp, hộp nối cáp, đầu cáp. Đo phóng điện PD bằng VLF là loại thử nghiệm có thể

phát hiện, đo lƣờng, định vị PD v.v. từ đó đánh giá tình trạng cách điện của hệ

thống cáp.

b. Thí nghiệm đo tổn hao điện môi (tgδ) bằng VLF

Đo tổn hao điện môi sử dụng VLF thƣờng đo ở dải tần số 0,1Hz, điện áp thí

nghiệm đƣợc đặt vào các đầu cáp và toàn bộ thông số đo tổn hao điện môi đƣợc gửi

về bộ phận điều khiển và chẩn đoán, thiết bị sẽ chẩn đoán đƣa ra số đo tổn hao điện

môi tgδ.

Các kết quả đo đƣợc đƣợc so sánh với tiêu chuẩn kỹ thuật chung hoặc so với

số liệu cung cấp bởi nhà chế tạo hay so với số liệu đo đƣợc trƣớc đó, ngoài ra, cũng

có thể so với số liệu cáp khác cùng chủng loại đã thí nghiệm để xác định cáp đã cần

thay thế ngay hay có thể chờ đợi thêm một thời gian. Các kết quả thí nghiệm có thể

đƣợc sử dụng nhƣ là một chuẩn so sánh thí nghiệm lần sau.

Do tổn hao điện môi phụ thuộc vào nhiệt độ, do vậy giá trị đo của tgδ thƣờng

đƣợc quy đổi về nhiệt độ t = 20o C.

c. Thí nghiệm chịu đựng điện áp cao bằng VLF

Thiết bị thí nghiệm VLF phát ra điện áp AC có dạng sóng sin.

Thí nghiệm tiến hành nhƣ thí nghiệm điện áp tăng cao tần số công nghiệp

đang đƣợc sử dụng phổ biến hiện nay. [10]

Mô tả chi tiết các kỹ thuật thí nghiệm chẩn đoán vừa nêu tại mục 2.3.2 đƣợc

trình bày trong Phụ lục 5.

2.3.3 Các quy định về thí nghiệm định kỳ

Hiện nay, trong công tác thí nghiệm định kỳ lƣới điện phân phối chủ yếu căn

cứ các quy định sau:

Quy định về các hạng mục thí nghiệm thiết bị điện theo Công văn số

3075/EVN-KTLĐ ngày 14/7/2003 của EVN;

Thông tƣ 32/2010/TT-BCT - quy định về hệ thống điện phân phối

Tiêu chuẩn ngành về khối lƣợng và tiêu chuẩn thử nghiệm, nghiệm thu, bàn

giao các công trình điện (TCN-26-87).

47

Quy định 1258/QĐ-EVN SPC – quy định tổ chức công tác thí nghiệm định

kỳ các trạm 110 kV.

Các quy định này, chủ yếu chỉ quy định thí nghiệm định kỳ với các hạng

mục thí nghiệm thông thƣờng. Kết quả thí nghiệm đƣợc so sánh với số liệu xuất

xƣởng hoặc với kết quả thí nghiệm của đợt trƣớc kế cận. Các kết quả thí nghiệm

này chỉ phát hiện đƣợc bất thƣờng của thiết bị, khi có biểu hiện rõ rệt sai lệch so với

số liệu cho phép tƣơng ứng với từng hạng mục thử nghiệm, không phát hiện đƣợc

các hƣ hỏng nhỏ, tiềm ẩn trong thiết bị.

2.4 Yêu cầu phụ tải và các chỉ tiêu tin cậy cung cấp điện

Yêu cầu tổng quát đối với lƣới điện phân phối là: cung cấp điện năng cho

phụ tải với chất lƣợng điện năng đảm bảo, độ tin cậy cao, an toàn và đem lại cho

doanh nghiệp ngành điện lợi nhuận cao nhất trong toàn bộ thời gian vận hành. Đối

với lƣới điện không phát triển, đó là thời gian tuổi thọ kỹ thuật, sau thời gian này

đƣờng dây hay máy biến áp đƣợc thay mới. Đối với lƣới điện phát triển là thời gian

quy ƣớc 15, 20 năm. Lợi nhuận tối đa có thể đƣợc thể hiện qua giá thành tải điện

trung bình trong thời gian vận hành của lƣới điện là tối thiểu.

Chất lƣợng điện năng, độ tin cậy cung cấp điện và an toàn cho thiết bị phân

phối điện, ngƣời vận hành và ngƣời dùng điện đƣợc xem là các điều kiện kỹ thuật

bắt buộc phải đảm bảo. [2]

2.4.1 Yêu cầu phụ tải

2.4.1.1 Chất lƣợng điện năng lƣới điện phân phối

Chất lƣợng điện năng bao gồm các chỉ tiêu tần số, điện áp, sóng hài, cân

bằng pha, mức điện áp nhấp nháy,… Với lƣới điện phân phối tập trung vào chỉ tiêu

chất lƣợng điện áp, sóng hài, cân bằng pha, mức điện áp nhấp nháy.

Cùng với sự phát triển mạnh của nền kinh tế, đặc biệt là ngành điện các phụ

tải không ngừng tăng lên, các thiết bị hiện đại đòi hỏi hiệu năng cao và yêu cầu

ngày càng khắt khe đối với tiêu chuẩn cung cấp điện. Vấn đề chất lƣợng điện năng

càng trở nên quan trọng đối với các đơn vị điện lực lẫn khách hàng tiêu thụ điện.

Yêu cầu đặt ra khi thiết kế, vận hành lƣới điện phân phối là làm thế nào để cung cấp

48

năng lƣợng điện đến khách hàng liên tục, tin cậy, chất lƣợng và đảm bảo tính kinh

tế. Các yêu cầu đó thể hiện trong các tiêu chuẩn cụ thể là: chất lƣợng điện năng, độ

tin cậy cung cấp điện.

Trong vận hành, lƣới phân phối đƣợc đánh giá thƣờng xuyên dựa trên công

tác theo dõi thông số, số liệu vận hành, kinh doanh điện năng từ đầu lộ xuất tuyến

đến các nút phụ tải. Trên cơ sở số liệu thu thập đƣợc thực hiện tính toán lƣới điện,

đề ra các biện pháp làm tăng chất lƣợng làm việc của lƣới phân phối hoặc kịp thời

sửa chữa cải tạo lƣới, sao cho các chỉ số tính toán không vƣợt ra khỏi giá trị cho

phép. Các tiêu chuẩn chất lƣợng còn dùng để đánh giá hiệu quả của hệ thống quản

lý vận hành lƣới phân phối nhƣ: tổ chức sửa chữa định kỳ, bảo quản thiết bị, khắc

phục sự cố, dự phòng thiết bị…[1][4]

2.4.1.2 Thử nghiệm để đƣa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối

Trong thời gian thử nghiệm để đƣa vào vận hành các thiết bị sau điểm đấu

nối của khách hàng đề nghị đấu nối, khách hàng phải cử nhân viên vận hành trực và

thông báo danh sách nhân viên trực kèm theo số điện thoại, số fax cho Đơn vị phân

phối điện để phối hợp vận hành khi cần thiết.

Trong thời gian nghiệm thu chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối có trách

nhiệm phối hợp với Đơn vị phân phối điện để đảm bảo các thông số vận hành đáp

ứng các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối trong giới hạn cho phép quy định.

Kết thúc quá trình nghiệm thu chạy thử, khách hàng đề nghị đấu nối phải xác

nhận thông số vận hành thực tế tại điểm đấu nối của các thiết bị điện, đƣờng dây,

trạm biến áp và tổ máy phát điện. Trƣờng hợp các thông số vận hành tại điểm đấu

nối không đáp ứng đƣợc các yêu cầu kỹ thuật quy định, do lƣới điện hoặc thiết bị

điện của khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện có quyền tách nhà máy điện

hoặc lƣới điện của khách hàng ra khỏi hệ thống điện phân phối và yêu cầu khách

hàng tiến hành các biện pháp khắc phục.

Lƣới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối của khách

hàng đề nghị đấu nối chỉ đƣợc phép chính thức đƣa vào vận hành sau khi đã đƣợc

nghiệm thu chạy thử từng phần, toàn phần và đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật tại điểm

49

đấu nối theo quy định. Trong nghiệm thu chạy thử và vận hành chính thức, Khách

hàng sử dụng lƣới điện phân phối phải tuân thủ Quy trình điều độ hệ thống điện

quốc gia và các quy trình khác có liên quan. [5]

2.4.1.3 Kiểm tra và giám sát vận hành các thiết bị đấu nối

Khách hàng sử dụng lƣới điện phân phối có trách nhiệm vận hành thiết bị

đảm bảo các tiêu chuẩn vận hành và các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối trong giới

hạn quy định tại Thông tƣ số 32/2010/TT-BCT ban hành ngày 30 tháng 7 năm 2010

của Bộ Công Thƣơng [5]. Trƣờng hợp thông số vận hành thiết bị điện của khách

hàng không đáp ứng các tiêu chuẩn vận hành và các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu

nối, Đơn vị phân phối điện có quyền yêu cầu khách hàng tiến hành kiểm tra thử

nghiệm lại các thiết bị thuộc phạm vi quản lý của khách hàng để xác định nguyên

nhân và tiến hành các biện pháp khắc phục.

Trƣờng hợp hai bên không thống nhất về kết quả kiểm tra và nguyên nhân

gây ra vi phạm, hai bên phải thỏa thuận về phạm vi kiểm tra để khách hàng thuê bên

thứ ba độc lập tiến hành kiểm tra thử nghiệm lại. Trƣờng hợp kết quả kiểm tra của

bên thứ ba cho thấy các vi phạm gây ra do thiết bị của khách hàng mà khách hàng

không chấp nhận các giải pháp khắc phục, Đơn vị phân phối điện có quyền tách đấu

nối các thiết bị của khách hàng ra khỏi lƣới điện phân phối.

Khách hàng sử dụng lƣới điện phân phối phải chịu chi phí thực hiện kiểm tra

và thử nghiệm bổ sung trong trƣờng hợp kết quả kiểm tra cho thấy thiết bị của

khách hàng vi phạm các tiêu chuẩn vận hành và các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu

nối. Đơn vị phân phối điện phải chịu chi phí thực hiện kiểm tra và thử nghiệm bổ

sung trong trƣờng hợp kết quả kiểm tra cho thấy thiết bị của khách hàng không vi

phạm các tiêu chuẩn vận hành và các yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối .

Trƣớc khi kiểm tra thiết bị đấu nối để xác định các vi phạm tiêu chuẩn vận

hành điểm đấu nối, Đơn vị phân phối điện phải thông báo trƣớc cho Khách hàng sử

dụng lƣới điện phân phối thời gian kiểm tra, danh sách ngƣời kiểm tra. Trƣờng hợp

kiểm tra có thể gây mất điện của khách hàng, Đơn vị phân phối điện phải thông báo

trƣớc ít nhất mƣời lăm ngày cho Khách hàng sử dụng lƣới điện phân phối. Khách

50

hàng sử dụng lƣới điện phân phối có trạm riêng có trách nhiệm phối hợp và tạo mọi

điều kiện cần thiết để thực hiện công tác kiểm tra.

Trong quá trình kiểm tra, Đơn vị phân phối điện đƣợc phép lắp đặt các thiết

bị đo đếm điện và kiểm tra tại thiết bị đấu nối nhƣng không đƣợc làm ảnh hƣởng

đến an toàn vận hành của nhà máy điện, lƣới điện và thiết bị điện của Khách hàng

sử dụng lƣới điện phân phối.

Trong quá trình vận hành, nếu tại điểm đấu nối phát hiện thấy có nguy cơ

không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện do các thiết bị thuộc sở hữu của

khách hàng gây ra, Đơn vị phân phối điện phải thông báo ngay cho Khách hàng sử

dụng lƣới điện phân phối có trạm riêng và yêu cầu thời gian khắc phục để loại trừ

nguy cơ không đảm bảo vận hành an toàn cho hệ thống điện. Nếu sau thời gian khắc

phục yêu cầu mà nguyên nhân kỹ thuật vẫn chƣa đƣợc giải quyết, Đơn vị phân phối

điện có quyền tách điểm đấu nối và thông báo cho khách hàng. Khách hàng phải

tiến hành thử nghiệm lại để đƣa vào vận hành thiết bị sau điểm đấu nối theo quy

định. [5]

2.4.1.4 Thay thế thiết bị tại điểm đấu nối

Trƣờng hợp Khách hàng sử dụng lƣới điện phân phối có trạm riêng dự định

thay thế, nâng cấp các thiết bị đấu nối, lắp đặt các thiết bị điện mới có khả năng ảnh

hƣởng đến hiệu suất và chế độ làm việc của lƣới điện phân phối, phải thông báo và

thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện về các thay đổi này và nội dung thay đổi phải

đƣợc bổ sung trong Thỏa thuận đấu nối.

Trƣờng hợp không chấp thuận đề xuất của khách hàng thì Đơn vị phân phối

điện phải thông báo bằng văn bản cho khách hàng các yêu cầu bổ sung cần thiết

khác đối với các thiết bị mới dự kiến thay đổi.

Toàn bộ thiết bị thay thế tại điểm đấu nối phải đƣợc kiểm tra, thử nghiệm và

nghiệm thu theo quy định. [5]

2.4.2 Các chỉ tiêu tin cậy cung cấp điện

Trƣớc năm 2013 để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, Tập đoàn Điện lực

Việt Nam đã có các quy định về chỉ tiêu suất sự cố (đƣờng dây và trạm biến áp)

51

trong quản lý, vận hành hệ thống điện, làm cơ sở cho việc đánh giá chất lƣợng quản

lý vận hành nguồn lƣới đáp ứng yêu cầu cung ứng điện liên tục cho khách hàng. Cụ

thể nhƣ sau:

- Suất sự cố thoáng qua đƣờng dây trung thế : 12 vụ / 100 km/ năm.

- Suất sự cố vĩnh cửu đƣờng dây trung thế : 3,6 vụ / 100 km/ năm.

- Suất sự cố vĩnh cửu TBA : 1,8 vụ / 100 MBA/ năm.

Từ các quy định trên đã buộc các đơn vị thành viên phải tích cực đƣa ra kế

hoạch và các phƣơng án cải thiện chất lƣợng cung ứng điện trên hệ thống điện toàn

quốc, đồng thời có tác động tích cực đến ý thức trách nhiệm của đội ngũ cán bộ

công nhân viên làm công tác quản lý kỹ thuật, vận hành hệ thống điện. Tuy nhiên,

việc đánh giá độ tin cậy cung cấp điện qua chỉ tiêu suất sự cố còn một số bất cập

sau:

Chỉ tiêu suất sự cố chỉ cho biết số lần mất điện (do sự cố) trung bình của hệ

thống không biết đƣợc số lần và thời gian mất điện của khách hàng, cũng nhƣ phạm

vi mất điện, lƣợng công suất và điện năng không cung cấp đƣợc (do mất điện); từ

đó tính toán các thiệt hại do mất điện gây ra và đề ra các biện pháp thích hợp để

giảm số lần và thời gian mất điện khách hàng, cũng nhƣ giảm phạm vi mất điện để

tăng độ tin cậy của hệ thống.

Với chỉ tiêu suất sự cố nêu trên, không thấy rõ hiệu quả kinh tế đem lại của

các dự án cải tạo lƣới điện, lắp đặt các hệ thống tự động phân đoạn sự cố cũng nhƣ

hệ thống tự động hoá lƣới điện phân phối, đặc biệt là sự cần thiết phải xây dựng các

mạch liên lạc giữa các trạm nguồn, các mạch vòng cung cấp điện... để giảm thời

gian mất điện cũng nhƣ hạn chế phạm vi (số hộ mất điện, lƣợng công suất và điện

năng không cung cấp đƣợc) do sự cố hoặc thao tác hay bảo dƣỡng thí nghiệm định

kỳ. Để giải quyết vấn đề trên, cần phải xây dựng thêm nhiều chỉ tiêu cụ thể để đánh

giá thực chất độ tin cậy cung cấp điện và chất lƣợng vận hành của lƣới điện cũng

nhƣ công tác quản lý vận hành.

Tập đoàn Điện Lực Việt Nam quy định theo dõi các chỉ số độ tin cậy cung

cấp điện SAIDI, SAIFI và MAIFI trên lƣới điện trung và hạ áp (từ 0,4kV đến dƣới

52

110kV) thống kê theo 02 loại mất điện gồm mất điện thoáng qua và mất điện kéo

dài. Việc thống kê và tính toán đƣợc thực hiện theo từng tháng, từng quý trong năm

và cả năm.

Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lƣới điện phân phối – SAIDI

SAIDI đƣợc tính bằng tổng thời gian mất điện kéo dài của các khách hàng sử

dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối

điện trong một tháng chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân

phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện. Các chỉ số SAIDI

tháng/quý/năm đƣợc tính theo công thức sau:

Trong đó:

SAIDIk : chỉ số về thời gian mất điện trung bình của tháng k;

SAIDIj : chỉ số về thời gian mất điện trung bình của quý j;

SAIDIl : chỉ số về thời gian mất điện trung bình của năm l;

Ti : thời gian mất điện kéo dài lần thứ i trong tháng k (với công thức tính

chỉ số tháng), hoặc trong quý j (đối với công thức tính chỉ số quý);

Ki : số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của đơn vị phân phối điện bị ảnh hƣởng bởi lần mất điện kéo dài thứ i

trong tháng k (với công thức tính chỉ số tháng), hoặc trong quý j (đối với công thức

tính chỉ số quý);

Kk: tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của đơn vị phân phối điện trong tháng k;

Kj: tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của đơn vị phân phối điện của tháng cuối cùng trong quý j;

nk: số lần mất điện kéo dài trong tháng k;

nj: số lần mất điện kéo dài trong quý j.

53

Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lƣới điện phân phối – SAIFI

SAIFI đƣợc tính bằng tổng số lần khách hàng sử dụng điện và các đơn vị

phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài

trong tháng chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và

bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện. Các chỉ số SAIFI tháng/quý/năm

đƣợc tính theo công thức sau:

Trong đó:

SAIFIk : chỉ số về số lần mất điện trung bình của tháng k;

SAIFIj : chỉ số về số lần mất điện trung bình của quý j;

SAIFIl : chỉ số về số lần mất điện trung bình của năm l;

nk /nj: số lần (số lƣợt) khách hàng bị mất điện kéo dài trên 5 phút trong tháng

k/quý j, đƣợc tính nhƣ sau:

Ki : số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua

điện của đơn vị phân phối điện bị ảnh hƣởng bởi lần mất điện kéo dài thứ i trong

tháng k (với công thức tính chỉ số tháng), hoặc trong quý j (đối với công thức tính

chỉ số quý);

Kk: tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của đơn vị phân phối điện trong tháng k;

Kj: tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của đơn vị phân phối điện của tháng cuối cùng trong quý j;

tk: số lần mất điện kéo dài trong tháng k;

tj: số lần mất điện kéo dài trong quý j.

Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lƣới điện phân phối

– MAIFI:

54

MAIFI bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng

qua trong tháng chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối

và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện theo. Các chỉ số MAIFI

tháng/quý/năm đƣợc tính theo công thức sau:

Trong đó:

MAIFIk : chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của tháng k;

MAIFIj : chỉ số về số lần mất điện trung bình của quý j;

MAIFIl : chỉ số về số lần mất điện trung bình của năm l.

mk /mj: số lần (số lƣợt) khách hàng bị mất điện thoáng qua trong tháng k/

quý j, đƣợc tính nhƣ sau:

Ki : số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua

điện của đơn vị phân phối điện bị ảnh hƣởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong

tháng k (với công thức tính chỉ số tháng), hoặc trong quý j (đối với công thức tính

chỉ số quý);

Kk: tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của đơn vị phân phối điện trong tháng k;

Kj: tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện

mua điện của đơn vị phân phối điện của tháng cuối cùng trong quý j;

tk: số lần mất điện điện thoáng trong tháng k;

tj: số lần mất điện điện thoáng trong quý j. [19]

Trên cơ sở quy định của Tập đoàn Điện lực Việt nam, Tổng Công ty Điện

lực miền Nam đã thực hiện và đạt đƣợc các chỉ tiêu về độ tin cậy nhƣ đƣợc trình

bày ở Bảng 5.

55

Bảng 5 - Số liệu độ tin cậy cung cấp điện của Tổng Công ty Điện Lực miền Nam

Chỉ

tiêu

Mất điện do sự cố lƣới

điện phân phối

Mất điện do cắt điện có

kế hoạch

Tổng hợp các trƣờng

hợp mất điện

MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI MAIFI SAIDI SAIFI

Năm

2011 6.456

Năm

2012 399 5,0 6.624 18,9 7.047 24,1

Năm

2013 0,97 154,4 2,72 0,26 2.477 8,79 1,04 3.281 13,9

Năm

2014 0,44 91,0 1,31 0,13 1.685 5,50 0,73 2.555 9,52

Chú thích: Các ô trống của các năm là do tại thời điểm tƣơng ứng, EVN chƣa có

yêu cầu đánh giá chỉ tiêu này.

2.5 Kết luận chƣơng 2

Chƣơng 2 tập trung phân tích hiện trạng lƣới điện phân phối bao gồm: Đặc

điểm, chế độ vận hành, chế độ bảo dƣỡng định kỳ; hiện trạng về công tác thí

nghiệm và nghiên cứu một số phƣơng pháp thí nghiệm chẩn đoán. Trên cở sở phân

tích, nghiên cứu này, kết hợp với yêu cầu phụ tải và các chỉ tiêu tin cậy cung cấp

điện, sẽ đề xuất các giải pháp đƣợc trình bày ở chƣơng 3. Trong đó, các giải pháp

sẽ bắt đầu từ việc đầu tƣ thiết bị liên quan với công tác thí nghiệm chẩn đoán đến

các giải pháp quản lý, nhằm mục tiêu giảm sự cố trên lƣới điện phân phối, nâng

cao độ tin cậy cung cấp điện.

56

Chƣơng 3

ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY TRONG CÔNG

TÁC THÍ NGHIỆM CHẨN ĐOÁN NGĂN NGỪA SỰ CỐ CHO LƢỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI

3.1 Giải pháp đầu tƣ thiết bị

Khi đầu tƣ thiết bị phải đảm bảo các nguyên tắc sau:

- Thiết bị phải đồng bộ và đƣợc kiểm tra, giám sát chất lƣợng theo một quy

trình chặt chẽ.

- Thuận lợi cho công tác thí nghiệm chẩn đoán và theo dõi, đánh giá trong

quá trình vận hành.

- Đảm bảo đáp ứng các yêu cầu tối ƣu cả về kỹ thuật và chi phí.

3.1.1 Đầu tƣ mới

3.1.1.1 Thiết bị chính cho lƣới điện phân phối:

Thiết bị đƣợc xem là quan trọng nhƣ trái tim của trạm phân phối, đó là

MBA. Khi đầu tƣ thiết bị này, ngoài việc yêu cầu thiết bị phải có đầy đủ biên bản

thí nghiệm điển hình, thử nghiệm xuất xƣởng, chủ đầu tƣ cần yêu cầu nhà cung

ứng phải thử nghiệm và có biên bản cho các hạng mục sau:

- Phóng điện cục bộ (theo IEC 60076-3)

- Lấy “dấu vân tay” (fingerprint) đáp ứng tần số (FRA)

- Yêu cầu nhà sản xuất phải bố trí các vị trí phục vụ cho thí nghiệm chẩn

đoán nhƣ: Van xả dầu MBA phải phù hợp cho công tác lấy mẫu dầu và lắp cảm

biến UHF để đo PD online.

3.1.1.2 Thiết bị thí nghiệm chẩn đoán

Việc đầu tƣ các thiết bị chẩn đoán nhằm phục vụ các nhiệm vụ trọng yếu

sau:

- Kiểm tra và chẩn đoán tình trạng cách điện nhằm giảm thiểu sự cố các

thiết bị nhất thứ.

57

- Chẩn đoán các hƣ hỏng tiềm ẩn trong MBA, GIS, Tủ hợp bộ, cáp lực,…

để đề xuất kế hoạch sửa chữa kịp thời.

- Theo dõi, phát hiện sớm để ngăn ngừa các hƣ hỏng MBA do ảnh hƣởng

dòng ngắn mạch lớn tại các phát tuyến 22 kV.

- Hỗ trợ cho công tác nghiệm thu thiết bị mới và thiết bị sửa chữa, đặc biệt

áp dụng cho các MBA lực.

- Kết hợp cùng với các thử nghiệm dầu cách điện MBA, xây dựng lý lịch

theo dõi tình trạng vận hành của MBA.

- Các thiết bị thí nghiệm / thí nghiệm chẩn đoán đƣợc đầu tƣ mới phải tuân

thủ các tiêu chuẩn quốc tế và phải đƣợc các đơn vị cấp hàng thử nghiệm thực tế tại

hiện trƣờng, nhằm đánh giá tính năng thực của thiết bị.

- Các hệ thống thiết bị phải thuộc thế hệ tiên tiến, công nghệ hiện đại, phục

vụ công tác nghiên cứu, đào tạo và thí nghiệm cần phải có độ chính xác cao nhất,

đa nhiệm và khả năng tích hợp cao.

Các thiết bị thí nghiệm chẩn đoán cần đầu tƣ theo Bảng 6.

Bảng 6 - Các thiết bị thí nghiệm chẩn đoán cần đầu tƣ

STT Tên Thiết bị Mục đích sử dụng Giá

(Triệu đồng)

I. Thiết bị phân tích dầu MBA

1 Máy phân tích hàm lƣợng khí

hóa tan trong dầu (DGA)

Phân tích các khí

cháy hòa tan trong

dầu để đánh giá,

chẩn đoán các biểu

hiện hƣ hỏng xuất

hiện trong MBA.

1.700

2 Hệ thống sắc ký lỏng hiệu năng

cao phân tích furfural trong dầu

Đánh giá tình trạng

vận hành của vật

liệu cách điện rắn

1.540

58

3 Máy thử ăn mòn sulphur

Đánh giá chất

lƣợng dầu cách

điện

143

4 Máy xác định hàm lƣợng chất

kháng oxy hóa

Kiểm soát hàm

lƣợng chất kháng

oxy hóa của dầu

cách điện để có chế

độ bảo dƣỡng thích

hợp

1.540

5 Máy xác định hàm lƣợng kim

loại trong dầu

Chẩn đoán tình

trạng ăn mòn kim

loại trong MBA,

làm giảm cách điện

của dầu.

3.300

II. Thiết bị đo phóng điện cục bộ

1 Hợp bộ thử cao áp đến 500 kV

- Thử cao áp cho

các thiết bị tại hiện

trƣờng.

- Tạo nguồn sạch

đến 500kV để đo

phóng điện cục bộ.

10.000

2 Hợp bộ đo PD điện

- Đánh giá hạng

mục phóng điện cục

bộ theo tiêu chuẩn

IEC 60270 và IEC

60076-3 khi xuất

xƣởng MBA.

- Đo phóng điện

cục bộ đầu cáp.

3.500

59

3 Hợp bộ đo PD bằng tần số siêu

cao UHF

Theo dõi phóng

điện cục bộ trong

quá trình vận hành.

1.500

4 Hợp bộ đo PD bằng sóng âm Định vị điểm phóng

điện cục bộ. 1.500

III. Thiết bị phân tích đáp ứng tần số quét SFRA

1 Hợp bộ phân tích đáp ứng tần số

quét

- Lấy dấu vân tay

khi xuất xƣởng.

- Theo dõi tình

trạng biến dạng cơ

trong MBA khi xảy

ra ngắn mạch tại

đầu phát tuyến.

750

IV. Thiết bị đo độ ẩm cách điện rắn

1 Hợp bộ phân tích độ ẩm trong

cách điện rắn

Đánh giá độ ẩm

trong cách điện rắn. 1.100

V. Thiết bị thử nghiệm VLF

1 Hợp bộ thí nghiệm VLF (Very

Low Frequency)

- Thí nghiệm chịu

đựng điện áp xoay

chiều tăng cao trên

cáp trung thế đến

33 kV.

- Kết hợp đo tổn

hao điện môi tan

delta cáp.

1.500

Tổng 28.073

Lợi ích mang lại của việc đầu tư:

- Về Kỹ thuật: Đầu tƣ đƣợc thiết bị đồng bộ, có chất lƣợng đảm bảo, kiểm

60

soát đƣợc quá trình vận hành bằng các thiết bị chẩn đoán, giảm sự cố trên lƣới

điện phân phối, đồng thời tăng độ tin cậy cung cấp điện.

- Về kinh tế: Giảm thiệt hại gây ra do sự cố ảnh hƣởng đến tài sản của

ngành điện và sản phẩm tạo ra của khách hàng tiêu thụ điện.

Để thấy rõ lợi ích trên, chúng ta cùng phân tích một ví dụ nhỏ sau:

- Hiện nay Tổng Công ty Điện lực miền Nam quản lý vận hành 268 MBA

bao gồm:

+ 5 MBA 16 MVA

+ 77 MBA 25 MVA

+ 117 MBA 40 MVA

+ 69 MBA 63 MVA

- Năm 2014 vừa qua xảy ra hƣ hỏng tổng cộng 8 MBA (gồm 3 máy 40

MVA có giá trị 14 tỉ đồng /1 máy, 5 máy 63 MVA có giá trị 17 tỉ đồng /1 máy)

với tổng số thiệt hại về thiết bị là:

(14.000.000.000) x 3 + (17.000.000.000 x 5) = 127.000.000.000 đ

Nhƣ vậy: giá đầu tƣ thiết bị chẩn đoán là 28,073 tỉ đồng chỉ chiếm 22% trên

tổng giá trị thiệt hại do hƣ hỏng MBA năm 2014.

- Hơn nữa, Còn một số thiệt hại chƣa tính đƣợc nhƣ: thiệt hại do hƣ hỏng

sản phẩm của khách hàng khi mất điện không có kế hoạch, chi phí sửa chữa bất

thƣờng, không bán đƣợc điện,…

Vì vậy việc đầu tƣ này là thực sự cần thiết và hiệu quả cả về kỹ thuật và

kinh tế.

3.1.2 Đầu tƣ phát triển mở rộng

Yêu cầu đối với lƣới điện phân phối:

- Các thiết bị đầu tƣ mở rộng phải đồng bộ với các thiết bị hiện hữu.

- Đảm bảo các yêu cầu về thử nghiệm điển hình, thử nghiệm xuất xƣởng

61

theo các tiêu chuẩn quốc tế.

- Các thiết bị đƣợc đầu tƣ mở rộng cũng phải đƣợc trang bị và bố trí các vị

trí, thiết bị phục vụ cho công tác thí nghiệm chẩn đoán.

Các yêu cầu đối với trang thiết bị thí nghiệm:

- Tuân thủ theo các tiêu chuẩn và quy phạm hiện hành, các quy định của

Tập đoàn điện lực Việt Nam và văn bản hƣớng dẫn của các Tổng công điện lực.

- Thiết bị thí nghiệm cũng phải thuộc thế hệ tiên tiến, công nghệ hiện đại.

- Các đơn vị quản lý vận hành cần đƣợc trang bị bổ sung các thiết bị thử

nghiệm có tính năng cơ bản, để có thể phục vụ cho công tác bảo dƣỡng, sửa chữa

và xử lý sự cố kịp thời.

Khi đáp ứng đầy đủ các yêu cầu nêu trên, đơn vị quản lý vận hành sẽ đạt

đƣợc các lợi ích sau:

- Các thiết bị mở rộng đồng bộ với các thiết bị đang vận hành sẽ thuận lợi

cho việc theo dõi vận hành, bảo dƣỡng định kỳ.

- Thiết bị đảm bảo về chất lƣợng sẽ vận hành ổn định, góp phần nâng cao

độ tin cậy cung cấp điện.

- Trang bị các phƣơng tiện bảo dƣỡng tốt sẽ giúp ngƣời quản lý vận hành

chủ động hơn trong công tác theo dõi, sửa chữa kịp thời các thiết bị, giảm thời

gian gián đoạn cung cấp điện, tránh thiệt hại về kinh tế do ngừng cung cấp điện.

3.2 Giải pháp Thí nghiệm chẩn đoán

Qua phân tích các tính năng của thiết bị chẩn đoán đã đƣợc trình bày ở

Chƣơng 2, các phƣơng pháp chẩn đoán riêng biệt không thể đánh giá và kiểm soát

hết các tình trạng hƣ hỏng tiềm ẩn trong thiết bị. Vì vậy, tùy đặc điểm cấu tạo của

từng thiết bị cần chẩn đoán, chúng ta có thể áp dụng giải pháp kết hợp các phƣơng

pháp chẩn đoán nhƣ sau:

3.2.1 Thí nghiệm thiết bị chính

3.2.1.1 Máy Biến Áp:

Thiết bị chính đóng vai trò quan trọng trong trạm phân phối là MBA. Thiết

62

bị này cần phải đƣợc quan tâm theo dõi chặt chẽ suốt quá trình vận hành. Để kiểm

soát đƣợc thiết bị, ngoài việc theo dõi chặt chẽ lý lịch thiết bị, các thông số vận

hành, kết quả thí nghiệm định kỳ, chúng ta cần bổ sung thêm các hạng mục thí

nghiệm chẩn đoán. Giải pháp áp dụng thí nghiệm chẩn đoán cụ thể nhƣ sau:

Đối với phương pháp đo phóng điện cục bộ:

Hiện nay, phƣơng pháp đo phóng điện cục bộ đã đƣợc sử dụng nhiều trên

thế giới để theo dõi, chẩn đoán hƣ hỏng bên trong MBA, giúp chủ động trong công

tác sửa chữa, bảo dƣỡng, góp phần hạn chế sự cố lan rộng. Vì vậy, cần quy định:

- Khi đóng điện nghiệm thu, thực hiện đo PD UHF hoặc PD Acoustic để

xác định cơ sở dữ liệu ban đầu.

- Khi thí nghiệm định kỳ:

+ Đo PD UHF hoặc PD Acoustic để kiểm tra xu hƣớng phát triển.

+ Khi phát hiện có PD, tiến hành định vị phóng điện cục bộ.

Hình 1 – Giải pháp đo và định vị PD bằng phƣơng pháp kết hợp sóng âm với sóng

siêu cao tần.

Đối với phương pháp phân tích đáp ứng tần số:

- Hiện nay, các công ty điện lực trên thế giới đã áp dụng kỹ thuật SFRA vào

việc đánh giá tình trạng của các MBA lực.

Trong thời gian tới, cần xem đây nhƣ là một tiêu chuẩn cần thiết để tiến

hành các phép đo SFRA trong các trƣờng hợp sau:

63

- Ở tất cả các MBA mới với mục đích lấy số liệu gốc ban đầu (fingerprint)

- Sau các sự cố ở MBA hoặc ngắn mạch ngoài lƣới.

- Sau đại tu hoặc sửa chữa có rút ruột máy.

Khi phát hiện có PD trong MBA bằng phương pháp DGA, cần thực hiện

các bước sau:

- Thống kê các kết quả DGA từ lúc đƣa vào vận hành, đồng thời thống kê

số lần ngắn mạch ngoài trong thời gian MBA vận hành trên lƣới.

- Đo, định vị PD bằng phƣơng pháp UHF - Acoustic.

- Tháo máy để kiểm tra xác định vị trí hƣ hỏng, đồng thời đánh giá giữa kết

quả thí nghiệm và thực tế hƣ hỏng.

- Sau khi sửa chữa xong, đo lại PD tại nhà máy sửa chữa, kết quả đo phải

đạt theo tiêu chuẩn IEC 60076-3.

Đối với phương pháp đo độ ẩm cách điện rắn:

- Khi phân tích dầu MBA, thấy có dấu hiệu phân hủy cellulose, chứng tỏ

dầu đã bị nhiễm ẩm.

- Cần thí nghiệm độ ẩm cách điện rắn để đánh giá độ ẩm trong cách điện.

- Nếu độ ẩm cao cần sấy lọc dầu bằng phƣơng pháp sấy lọc tuần hoàn.

- Sau khi sấy lọc, thí nghiệm lại độ ẩm cách điện rắn để khẳng định cách

điện đã đƣợc phục hồi và quyết định đƣa MBA trở lại vận hành.

3.2.1.2 Hệ thống GIS:

- Thƣờng xuyên kiểm tra rò rỉ và độ ẩm khí SF6.

- Dùng phƣơng pháp quét nhiệt bằng tia hồng ngoại để kiểm tra phát nhiệt

tại các mối nối, điểm tiếp xúc.

- Kiểm tra phóng điện cục bộ bằng sóng âm tần AE và siêu cao tần UHF.

Lợi ích mang lại của việc áp dụng giải pháp thí nghiệm chẩn đoán cho

các thiết bị chính là:

- Kiểm soát chặt chẽ tình trạng của thiết bị bằng cách kết hợp các kỹ thuật

chẩn đoán để phân tích và đƣa ra các quyết định chính xác, phù hợp với đặc điểm

cấu trúc riêng của từng thiết bị. Giải pháp này nhằm kịp thời phát hiện, xử lý các

64

hƣ hỏng nhỏ, ngăn ngừa các sự cố lớn xảy ra, đồng thời kéo dài tuổi thọ của thiết

bị.

- Khi tiến hành thí nghiệm chẩn đoán từ khi thiết bị mới đƣa vào vận hành,

sẽ theo dõi đƣợc xu hƣởng phát triển của các sự cố tiềm ẩn để chủ động lập kế

hoạch, điều chuyển thiết bị thay thế, đƣa thiết bị ra sửa chữa mà không ảnh hƣởng

đến việc liên tục cung cấp điện cho khách hàng. Giải pháp này giúp các đơn vị

cung cấp điện giảm đƣợc chi phí khắc phục sự cố và tăng uy tín lâu dài cho ngành

điện.

3.2.2 Thí nghiệm các thiết bị phụ trợ

3.2.2.1 Cáp lực:

Các phƣơng pháp chẩn đoán riêng biệt không thể kiểm soát đƣợc hết các hƣ

hỏng tiềm ẩn bên trong cáp. Qua nghiên cứu từ thực nghiệm cho thấy cần kết hợp

giữa phƣơng pháp chẩn đoán và thí nghiệm mới có thể kiểm soát đƣợc tình trạng

hƣ hỏng của cáp nhƣ đƣợc thể hiện tóm tắt trên Hình 2.

Hình 2 – Phƣơng pháp kết hợp thí nghiệm và chẩn đoán cáp

Chú thích:

- RVM là phương pháp đo điện áp rơi

- IRC là phương pháp đo dòng phục hồi đẳng nhiệt

65

3.2.2.2 Tủ hợp bộ và các thiết bị đóng cắt:

Để sớm phát hiện các hƣ hỏng tiềm ẩn nhƣ phóng điện cục bộ bên trong

cách điện, phóng điện bề mặt, corona,... cần định kỳ kiểm tra các hạng mục sau:

- Thƣờng xuyên kiểm tra rò rỉ khí cho máy cắt.

- Dùng phƣơng pháp quét nhiệt bằng tia hồng ngoại để kiểm tra phát nhiệt

tại các mối nối, điểm tiếp xúc, các đầu nối cáp.

- Kiểm tra phóng điện cục bộ bằng sóng âm tần AE, biến dòng cao tần

HFCT và siêu cao tần UHF.

- Kiểm tra phóng điện cục bộ bằng siêu âm tại mặt trƣớc và mặt sau của tủ

hợp bộ hoặc thiết bị đóng cắt.

Khi chú trọng đến công tác thí nghiệm chẩn đoán cho các thiết bị phụ trợ,

ngoài việc ngăn chặn sự cố cho chính bản thân thiết bị. Đơn vị quản lý vận hành

còn ngăn chặn đƣợc sự ảnh hƣởng do dòng ngắn mạch lớn làm ảnh hƣởng đến

thiết bị chính (nhƣ làm xô lệch cuộn dây, xô lệch mạch từ MBA), gây ra hƣ hỏng

làm thiệt hại lớn về kinh tế nhƣ đã phân tích trong mục 3.1.1.

3.3 Giải pháp quản lý

3.3.1 Công tác Tổ chức

Công tác thí nghiệm hiệu chỉnh đƣa vào vận hành phải đƣợc giao cho một

đơn vị độc lập, có năng lực chuyên môn cao, trình độ kỹ thuật và trang thiết bị

hiện đại đảm trách, để tránh trƣờng hợp nhà cung cấp hàng hóa (thƣờng là các nhà

thầu thƣơng mại), hoặc nhà thầu lắp đặt vừa là nhà thầu thí nghiệm. Giải pháp lựa

chọn này nhằm đảm bảo tính khách quan của công tác thí nghiệm, cũng nhƣ đảm

bảo cho hệ thống hoạt động ổn định, lâu dài và tin cậy.

Nguyên tắc chung trong việc tổ chức nhằm tới mục tiêu trong tƣơng lai sẽ

nâng cao năng lực hoạt động thí nghiệm của các Công ty thí nghiệm điện trực

thuộc Tổng Công ty điện lực các miền, dự án đề xuất mô hình tổ chức cho hoạt

động thí nghiệm điện tại các Công ty thí nghiệm điện, cụ thể sẽ đƣợc trình bày

dƣới đây.

66

Duy trì mô hình Công ty thí nghiệm tại các Tông công ty điện lực nhƣ sau:

Đối với các Phòng Thí nghiệm đảm trách thí nghiệm chẩn đoán (Cao áp,

Đo lƣờng, Hóa dầu), mô hình tổ chức sẽ nhƣ sau:

Tuy nhiên, trong giai đoạn triển khai, cần phải có lộ trình để thực hiện đƣợc

mục tiêu cơ cấu tổ chức nhƣ trên.

67

Trƣớc mắt, với những đặc điểm hoạt động khác nhau trong công tác thí

nghiệm điện tại các Công ty thí nghiệm điện miền Bắc, Trung và Nam nên các giải

pháp tái cơ cấu tổ chức cũng sẽ đƣợc triển khai khác nhau và phù hợp với điều

kiện của từng Công ty với mục tiêu đảm bảo tính hiệu quả của việc tái cơ cấu.

3.3.2 Công tác quản lý vận hành

Trong quá trình quản lý vận hành, các đơn vị cần thiết lập bộ cơ sở dữ liệu

theo dõi thiết bị điện trong trạm phân phối, đặc biệt đối với MBA.

Khi phân tích kết quả khí hòa tan trong dầu, cần phân biệt rõ các trƣờng

hợp sau để có quyết định xử lý thích hợp.

- Sự phân hủy dầu cách điện do nhiệt và điện sinh ra các khí H2; CH4;

C2H6,… Khi xuất hiện các thành phần khí này, chứng tỏ đã có các bất thƣờng về

điện trong MBA, lúc này tuyệt đối không đƣợc sấy lọc dầu, mà phải tăng cƣờng

lấy mẫu để theo dõi tốc độ sinh khí, đo phóng điện cục bộ và chuẩn bị kế hoạch

thay thế, xử lý.

- Sự phân hủy cách điện rắn do nhiệt và độ ẩm sinh ra các khí CO; CO2.

Trong trƣờng hợp này, khi không có các thành phần khí cháy mới đƣợc phép sấy

lọc dầu online để xử lý nhiễm ẩm.

Quản lý chặt chẽ việc làm đầu cáp, kéo cáp và bố trí lắp đặt đầu cáp phải

đúng quy cách, tránh vặn xoắn, bẻ gãy hoặc thi công phạm vào lớp bán dẫn.

Lập lý lịch theo dõi các thiết bị phụ trợ trong trạm phân phối.

Theo dõi chặt chẽ số lần sự cố phát tuyến ngoài, đồng thời tìm giải pháp

giảm sự cố ngoài đến mức tối thiểu, tránh ảnh hƣởng đến tuổi thọ của MBA.

3.3.3 Công tác Đào tạo

Nguồn nhân lực phải đảm bảo đƣợc 2 yếu tố nhƣ sau:

- Làm chủ đƣợc các công nghệ, vận hành và khai thác tối đa các tính năng

của thiết bị mới đƣợc trang bị, thông qua việc chuyển giao công nghệ và đào tạo

của các nhà sản xuất/cấp hàng các trang thiết bị.

- Nhân lực đƣợc huấn luyện đào tạo phải nắm bắt đƣợc đầy đủ về các công

68

tác thí nghiệm. Công tác này đƣợc thông qua việc đào tạo nội bộ trong các Công ty

thí nghiệm, các phòng thí nghiệm. Ngoài ra căn cứ theo tình hình thực tế việc đào

tạo nguồn nhân lực trên cũng có thể liên kết đào đạo giữa các công ty thí nghiệm

điện của ngành điện hoặc có thể mời các chuyên gia thí nghiệm quốc tế để huấn

luyện và đào tạo các hạng mục thí nghiệm chuyên sâu.

Để đảm bảo đƣợc các mục tiêu trên, các giải pháp về đào tạo sẽ là:

- Đào tạo tại chỗ tại các Công ty thí nghiệm điện của các Tổng công ty điện

lực, tổ chức các lớp học nâng cao nghiệp vụ liên quan công tác thí nghiệm, tay

nghề, chia sẻ kinh nghiệm do các Tổng công ty, các Công ty thí nghiệm điện chủ

trì;

- Đào tạo theo các khóa học nâng cao tại các cơ sở đào tạo chuyên ngành thí

nghiệm và thí nghiệm chẩn đoán ở nƣớc ngoài.

- Đào tạo chuyển giao công nghệ theo gói thiết bị mua về có chứng chỉ sau

đào tạo;

Nội dung đào tạo theo chuyên đề cụ thể nhƣ sau:

- Khả năng phân tích, đánh giá chính xác kết quả đo PD từ phần mềm

chuyên dùng, định vị chính xác vị trí PD.

- Khả năng phân tích, đánh giá tình trạng thiết bị bằng phƣơng pháp phân

tích đáp ứng tần số.

Chú trọng công tác đào tạo theo các tiêu chí nêu trên, kết quả sẽ đem đến

cho nhà quản lý các lợi ích:

- Làm chủ đƣợc công nghệ, không phụ thuộc vào nguồn lực của nƣớc

ngoài.

- Không tốn chi phí chuyên gia cho mỗi lần phân tích kết quả chẩn đoán

(1000 USD cho một lần phân tích). Nếu tính chi phí thuê chuyên gia để phân tích

chẩn đoán cho 268 MBA do Tổng Công ty Điện lực miền Nam quản lý chúng ta sẽ

tiêu tốn: 268 x 1000 = 268000 USD (tƣơng đƣơng 5.698.000.000 đ). Trong khi giá

đào tạo nâng cao cho 26 nhân viên thí nghiệm chuyên về thí nghiệm chẩn đoán tại

Hongkong hoặc Malaysia chỉ với giá 700.000.000 đ.

69

- Khi đào tạo chuyển giao, cũng sẽ tiết kiệm đƣợc chi phí, đồng thời tạo

tiền đề cho các bƣớc đào tạo nâng cao tiếp theo, rút ngắn đƣợc thời gian đào tạo và

nhanh chóng tiếp cận đƣợc công nghệ mới, do đƣợc trực tiếp thực nghiệm với

chính thiết bị mà mình sẽ tiếp nhận.

3.3.4 Phân cấp quản lý

Việc phân cấp quản lý tuân theo nguyên tắc: tập trung, chủ động và phát

huy mạnh nguồn lực tùy theo đặc điểm chuyên môn của từng cấp quản lý.

Để thực hiện một cách có hiệu quả các giải pháp trong công tác thí nghiệm

chẩn đoán, đề nghị phân cấp quản lý nhƣ sau:

Phân cấp quản lý sẽ đem lại các lợi ích thiết thực sau:

- Đối với cấp lãnh đạo: trao quyền chủ động đến các đơn vị trực thuộc, sẽ

phát huy đƣợc tính chuyên môn hóa, phát huy đƣợc các nguồn lực tại chỗ.

- Các đơn vị đƣợc phân cấp sẽ chủ động hơn trong công tác khắc phục và

phòng ngừa sự cố, tối ƣu hóa chi phí bảo trì, bảo dƣỡng.

- Công tác quản lý sẽ tập trung, không chồng chéo.

- Công tác đầu tƣ đúng nhu cầu, đúng mục đích, tránh đƣợc việc đầu tƣ tràn

lan, kém hiệu quả.

- Công tác đào tạo sẽ đúng trọng tâm phù hợp với từng đơn vị quản lý vận

hành và đơn vị thí nghiệm, góp phần giảm chi phí đào tạo.

3.3.4.1 Tập đoàn điện lực

- Đề ra các chủ trƣơng và tiêu chí nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

- Phân cấp cho các Tổng công ty điện lực trực thuộc chủ động đầu tƣ thiết

bị và nhân lực, phát triển lĩnh vực thí nghiệm chẩn đoán, chủ động thay thế các

70

thiết bị không đủ tin cậy vận hành trên lƣới.

- Ban hành các quy định pháp quy ràng buộc quyền lợi và nghĩa vụ của

khách hàng trong việc ngăn ngừa, giảm các tác nhân gây ra sự cố, góp phần đảm

bảo độ tin cậy cung cấp điện ngày càng đƣợc nâng cao.

3.3.4.2 Các Tổng công ty điện lực

- Trực tiếp chỉ đạo các Công ty điện lực thực hiện công tác chẩn đoán, bảo

dƣỡng, sửa chữa thiết bị đang vận hành trên lƣới điện phân phối trong phạm vi

mình quản lý.

- Theo dõi chặt chẽ các chỉ tiêu về độ tin cậy, phân tích nguyên nhân và kịp

thời đề ra các giải pháp khắc phục việc suy giảm độ tin cậy của lƣới điện.

- Ban hành các quy định phù hợp với điều kiện cụ thể của lƣới điện địa

phƣơng về công tác chẩn đoán, bảo dƣỡng và sửa chữa, nhằm ngăn ngừa, giảm sự

cố trên lƣới điện phân phối.

3.3.4.3 Đơn vị quản lý vận hành

- Chịu trách nhiệm quản lý và vận hành các thiết bị điện trên lƣới phân phối

theo phân cấp nhƣ sau:

+ Các Công ty điện lực: quản lý các thiết bị điện từ 22 kV xuống 0.4 kV.

+ Các Công ty Lƣới điện Cao thế: quản lý các thiết bị điện cấp điện áp

110kV.

- Giám sát chặt chẽ trong quá trình thi công, tiếp nhận thiết bị đƣa vào vận

hành an toàn, đảm bảo các yêu cầu về kỹ thuật và chất lƣợng.

- Quản lý theo dõi chặt chẽ các lý lịch, hiện trạng vận hành, các biểu hiện

bất thƣờng của thiết bị để đề ra kế hoạch bảo dƣỡng, sửa chữa, thay thế phù hợp.

- Phối hợp các Công ty thí nghiệm thực hiện các thí nghiệm và thí nghiệm

chẩn đoán định kỳ các thiết bị điện.

- Chủ động chuẩn bị các thiết bị, vật tƣ dự phòng để sẵn sàng xử lý các tình

huống sự cố một cách nhanh chóng và hiệu quả.

3.3.4.4 Đơn vị thí nghiệm

- Thƣờng xuyên tìm hiểu, bổ sung thiết bị theo công nghệ mới, đào tạo

71

nhân lực, nhằm phát triển mạnh về nguồn lực, làm chủ về công nghệ thí nghiệm và

thí nghiệm chẩn đoán, đáp ứng nhu cầu ngày càng cao trong lĩnh vực này.

- Nghiên cứu và chủ động đề xuất với cấp trên ban hành các quy định, tiêu

chuẩn áp dụng phù hợp trong lĩnh vực thí nghiệm.

- Phối hợp chặt chẽ với các đơn vị quản lý vận hành để thực hiện có hiệu

quả công tác kiểm soát thiết bị, nhằm giảm sự cố lƣới điện phân phối đến mức

thấp nhất.

- Thƣờng xuyên chuẩn bị lực lƣợng tham gia chẩn đoán theo dõi tình trạng

thiết bị vận hành trên lƣới, để sớm đƣa ra các cảnh báo sự cố tiềm ẩn trong thiết bị

một cách chính xác về kỹ thuật và hiệu quả về kinh tế.

3.4 Kết luận chƣơng 3:

Trên cơ sở phân tích ở Chƣơng 2 về các vấn đề liên quan đến công tác thí

nghiệm chẩn đoán, Chƣơng 3 đã đề xuất 3 giải pháp có thể áp dụng hiệu quả trong

công tác đầu tƣ thiết bị, thí nghiệm chẩn đoán và quản lý. Các giải pháp này đƣợc

hình thành trên cơ sở nghiên cứu, tiếp cận công nghệ từ thực tiễn, tìm hiểu đánh

giá đặc điểm, tình trạng thiết bị vận hành trên lƣới điện phân phối tại Việt nam.

Trong đó, giải pháp đầu tƣ đã đề ra các tiêu chí lựa chọn thiết bị trong công

tác mua sắm mới, cũng nhƣ trang bị mở rộng kết hợp giữa công nghệ tiên tiến và

các kỹ thuật phục vụ cho công tác thí nghiệm chẩn đoán. Với các phân tích từ số

liệu sát thực trong quản lý vận hành, giải pháp đã chứng tỏ sẽ góp phần nâng cao

độ tin cậy cho thiết bị của lƣới điện phân phối và công tác thí nghiệm.

Giải pháp thí nghiệm chẩn đoán đề xuất các kỹ thuật chẩn đoán kết hợp, tập

trung vào các thiết bị chính và các thiết bị phụ trợ có khả năng ảnh hƣởng đến thiết

bị chính khi xảy ra sự cố. Giải pháp này sẽ góp phần kiểm soát đƣợc các sự cố

tiềm ẩn trong thiết bị, giúp ngăn ngừa và hạn chế sự cố.

Bên cạnh hai giải pháp trên, giải pháp về quản lý đề xuất chú trọng từ công

tác tổ chức, quản lý vận hành, đào tạo, đến việc phân cấp quản lý một cách có

khoa học. Giải pháp góp phần nâng cao năng lực, tính chuyên môn hóa cho các

cấp quản lý, các đơn vị quản lý vận hành và thí nghiệm điện.

72

Ba giải pháp đƣợc đề xuất, đã mở ra một tầm nhìn mới trong việc quản lý

tài sản trên lƣới điện phân phối thông qua công tác bảo dƣỡng dự phòng và thí

nghiệm chẩn đoán. Giải pháp sẽ góp phần sớm phát hiện các hƣ hỏng tiềm ẩn

trong thiết bị điện, nhằm mục tiêu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lƣới điện

phân phối. Ngoài ra, giải pháp sẽ giúp đơn vị quản lý vận hành có thể đề ra một kế

hoạch mua sắm, bảo dƣỡng hợp lý và kịp thời với một quyết định có cơ sở khoa

học, độ tin cậy cao.

73

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Với nội dung của đề tài “Nghiên cứu đề xuất một số giải pháp trong công

tác thí nghiệm chẩn đoán ngăn ngừa sự cố cho lƣới điện phân phối”. Tác giả đã

phân tích và trình bày trong ba chƣơng. Luận văn đã hoàn thiện theo mục tiêu và

yêu cầu đề ra, cụ thể nhƣ sau:

- Trình bày một số khái niệm cơ bản của lƣới phân phối điện nhƣ: lƣới điện

phân phối, yêu cầu về chất lƣợng điện năng, một số thiết bị chủ yếu trong lƣới

điện phân phối và các hƣ hỏng thƣờng gặp.

- Trình bày một số khái niệm cơ bản về lý thuyết độ tin cậy nhƣ: độ tin cậy

của hệ thống, độ tin cậy của phần tử, các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống

điện, những ảnh hƣởng của độ tin cậy đến tổn thất kinh tế do việc ngừng cung cấp

điện.

- Các khái niệm về sự cố tiềm ẩn, bảo dƣỡng định kỳ, thí nghiệm chẩn

đoán, các cách nhìn mới về công tác thí nghiệm kết hợp bảo dƣỡng và vai trò của

nó trong việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

- Ngoài ra, trong phần cơ sở lý luận thực tiễn, tác giả cũng dẫn ra một số áp

dụng hiệu quả công tác ngăn ngừa sự cố của các nƣớc trong khu vực Đông Nam Á

và trên thế giới, thông qua kết quả đánh giá chỉ số tin cậy SAIFI.

Trên cơ sở các khái niệm cơ bản và thực tiễn, Luận văn đã phân tích đặc

điểm, hiện trạng của lƣới điện phân phối từ chế độ vận hành đến công tác bảo

dƣỡng, thí nghiệm. Từ việc phân tích các ảnh hƣởng của nó đến chỉ tiêu tin cậy

cung cấp điện, đã chỉ ra sự cần thiết của các phƣơng pháp thí nghiệm chẩn đoán

trong việc phát hiện sớm hƣ hỏng tiềm ẩn trong thiết bị, ngăn ngừa các sự cố

nghiêm trọng cho lƣới điện phân phối.

Bên cạnh đó, tác giả cũng đi sâu vào phân tích năng lực hiện tại và tiềm

năng phát triển của các công ty thí nghiệm trong nƣớc để đề xuất ba giải pháp khả

thi trong công tác đầu tƣ, thí nghiệm / thí nghiệm chẩn đoán và phân cấp quản lý.

Các giải pháp này đã nhắm đến mục tiêu nâng cao tính hiệu quả, tin cậy trong

74

công tác quản lý vận hành lƣới điện phân phối.

Phƣơng hƣớng tiếp cận nghiên cứu:

- Nghiên cứu đánh giá các trƣờng hợp hƣ hỏng tiềm ẩn điển hình trong các

thiết bị điện chủ yếu nhƣ MBA, Cáp ngầm, các tủ hợp bộ, các thiết bị đóng cắt, hệ

thống GIS,…tạo thành bộ cẩm nang trong công tác phân tích đánh giá hƣ hỏng

tiềm ẩn thiết bị lƣới điện phân phối.

- Nghiên cứu tính toán số lƣợng dự phòng tối ƣu máy biến áp để nâng cao

độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải thông qua kết quả thí nghiệm chẩn đoán.

75

TÀI LIỆU THAM KHẢO

[1] PGS TS Trần Bách, Lƣới điện và Hệ thống điện, tập 1,2,3, (2000), NXB

Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội.

[2] PGS TS Trần Bách, Lƣới điện, 2007, NXB Giáo dục

[3] Nhóm nghiên cứu: Phạm Hữu Nhân, Nguyễn Sĩ Chƣơng, Phan Nam Thanh,

Hồng Mạnh Quang, Nguyễn Trƣờng Hải, Nguyễn Sĩ Huy Cƣờng – Báo cáo

nghiên cứu “một số giải pháp trong công tác thí nghiệm chẩn đoán ngăn

ngừa sự cố máy biến áp” (đƣợc đăng tại Hội nghị Khoa học và công nghệ

điện lực toàn Quốc năm 2014 do Hội Điện Lực Việt Nam – Tập Đoàn Điện

Lực Việt Nam tổ chức tại Đà Nẵng ngày 6/11/2014).

[4] Tiêu chuẩn IEEE 1366

[5] Thông tƣ số 32/2010/TT-BCT ngày 30 tháng 7 năm 2010 của Bộ Công

Thƣơng qui định hệ thống điện phân phối.

[6] TNB Distribution Division Maintenance Manual : Transformer – Tenaga

Nasional Bernad.

[7] TNB Distribution Division Maintenance Manual : Switchgear – Tenaga

Nasional Bernad.

[8] International Standard IEC 60270 Third edition, 2000-12, High-voltage test

techniques –Partial discharge measurements.

[9] International Standard IEC 60076-3 Edition 3.0 2013-07, Power

transformers – Part 3: Insulation levels, dielectric tests and external

clearances in air.

[10] IEEE 400.2 - IEEE Guide for Field Testing of Shielded Power Cable Systems

Using Very Low Frequency (VLF) (less than 1 Hz)

[11] Partial Discharge Detection and Defect Identification using Phase Resolved

Patterns on HV Insulation systems - Karl Haubner.

76

[12] International Standard IEC 60076-18 Edition 1.0 2012-07, Power

transformers – Part 18: Measurement of frequency response

[13] International Standard IEC 60422, 2013, mineral insulating oils in electrical

equipment – supervision and maintenance guidance

[14] IEEE C57.149-2012 - Guide for the Application and Interpretation of

Frequency Response Analysis for Oil-Immersed Transformers

[15] Các tài liệu hội thảo khác của các hãng Omicron, Doble Lemke, PD power,

HVPD.

[16] International Standard IEC 62478-Draft, High Voltage Test Techniques:

Measurement of Partial Discharges by Electromagnetic and Acoustic

Methods

[17] ThS. Lê Công Doanh - nghiên cứu phƣơng pháp chẩn đoán và xác định điểm

sự cố cáp lực ngầm trong lƣới trung thế, Hà Nội, 2010.

[18] SP Global Solutions, A menber of Singapore Power Group – Network Asset

Manegement Philosophy

[19] Tập đoàn điện lực Việt Nam, quy định số 717/QĐ-EVN ngày 28/08/2014, Hà

Nội

[20] Lê Văn Doanh, Phạm Văn Chới, Nguyễn Thế Công, Nguyễn Đình Thiên –

Bảo dƣỡng và thử nghiệm thiết bị điện trong hệ thống điện, Nhà xuất bản

khoa học kỹ thuật Hà nội 2008.

77

PHỤ LỤC

Phụ lục 1

Các kết quả nâng cao độ tin cậy mà Công ty Điện lực Singapore đạt

đƣợc khi áp dụng bảo dƣỡng phòng ngừa

- Cải thiện chỉ số SAIFI:

Hình PL1-1 Biểu đồ thay đổi chỉ số SAIFI tại Công ty Điện lực Singapore hàng

năm

- Cải thiện chỉ số SAIDI:

78

Hình PL1-2 Biểu đồ thay đổi chỉ số SAIDI tại Công ty Điện lực Singapore hàng

năm

- Vƣơn lên đứng đầu các nƣớc trong khu vực:

Hình PL1-3 Biểu đồ so sánh chỉ số SAIFI của Công ty Điện lực Singapore với

các nƣớc trên thế giới

79

Phụ lục 2

Bảng thống kê số lƣợng chủng loại các MBA 110kV đang vận hành trên

lƣới do Tổng Công ty Điện lực miền Nam quản lý

S

TT Nhà sản xuất

Số MBA theo dung lƣợng Tổng

cộng

Tỷ lệ

MBA theo

NSX (%) 16 25 40 63

1 ABB 0 17 40 13 70 26.12

2 Đông Anh 0 2 23 20 45 16.79

3 Cơ điện Thủ Đức 0 19 19 19 57 21.27

4 Tira - Thai 0 17 8 6 31 11.57

5 Vinatakaoka 0 8 6 5 19 7.09

6 Than khoáng sản Việt Nam 0 0 10 3 13 4.85

7 Gec Alsthom 2 8 1 0 11 4.10

8 QRE_CHINA 0 0 4 2 6 2.24

9 AEG 0 4 1 0 5 1.87

10 Alstom 0 0 1 0 1 0.37

11 Best - Turkey 0 1 0 0 1 0.37

12 EFACECEnergia 0 0 1 0 1 0.37

13 HUYNDAI - Korea 0 1 1 1 3 1.12

14 Pauwels - Belgium 2 0 0 0 2 0.75

15 Siemens 1 0 1 0 2 0.75

16 TPAH 0 0 1 0 1 0.37

Tổng cộng 5 77 117 69 268 100.00

Tỷ lệ MBA theo gam máy (%) 1.87 28.73 43.66 25.75