ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

------------------

NGUYỄN NHẬT TRUNG

ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG THIẾT BỊ ĐIỆN THEO
PHƯƠNG PHÁP CBM – TBA 110kV GIA LỘC - KCN
PHƯỚC ĐÔNG, TỈNH TÂY NINH
ELECTRICAL EQUIPMENT CONDITION
ASSESSMENT BY THE CBM METHOD – 110kV
SUBSTATION – PHUOC DONG INDUSTRIAL PARK –
TAY NINH PROVINCE
Chuyên ngành:

Kỹ thuật Điện

Mã số:

8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2023


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - ĐHQG – HCM
Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS.TS. Võ Ngọc Điều
Cán bộ chấm nhận xét 1: TS. Huỳnh Quang Minh
Cán bộ chấm nhận xét 2: TS. Nguyễn Hữu Vinh
Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG
TP.HCM, ngày 15 tháng 07 năm 2023.
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
(1) TS. Trần Hoàng Lĩnh

( Chủ tịch )

(2) TS. Huỳnh Quang Minh

( Phản biện 1 )

(3) TS. Nguyễn Hữu Vinh

( Phản biện 2 )

(4) PGS.TS Trương Việt Anh

( Uỷ viên )

(5) TS. Lê Thị Tịnh Minh

( Thư ký )

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá luận văn và Trưởng Khoa quản lý

chuyên ngành sau khi luận văn đã được sửa chữa (nếu có).

CHỦ TỊCH HỘI ĐỒNG

TRƯỞNG KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

i


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ tên học viên: NGUYỄN NHẬT TRUNG ................... MSHV:2170689
Ngày, tháng, năm sinh: 06/11/1997 ................................. Nơi sinh: Tiền Giang
Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện ......................................... Mã số: 8520201
I. TÊN ĐỀ TÀI: ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG THIẾT BỊ ĐIỆN THEO PHƯƠNG
PHÁP CBM – TBA 110kV GIA LỘC - KCN PHƯỚC ĐÔNG,TỈNH TÂY
NINH.
(ELECTRICAL EQUIPMENT CONDITION ASSESSMENT BY THE CBM METHOD –
110kV SUBSTATION – PHUOC DONG INDUSTRIAL PARK – TAY NINH PROVINCE)


II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
1. Tìm hiểu và phân tích các u tố ảnh hưởng bởi mơi trường đến MBA 110kV
và các phương pháp bảo trì và thực trạng bảo trì thiết bị điện hiện nay, tập trung
tại TBA 110kV Gia Lộc, các nghiên cứu về phương pháp CBM trên thế giới.
2. Phân tích, đánh giá tình trạng vận hành của MBA T1, MC 171 và cáp ngầm
trung thế lộ ra thuộc MBT T1 bằng phương pháp CBM, đưa ra các minh chứng
và ưu điểm về tính kinh tế, kỹ thuật khi thực hiện phương pháp CBM.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 06/02/2023
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 11/6/2023
V. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: PGS.TS.Võ Ngọc Điều
Tp. HCM, ngày 11 tháng 6 năm 2023
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

CHỦ NHIỆM BỘ MÔN ĐÀO TẠO

(Họ tên và chữ ký)

(Họ tên và chữ ký)

TRƯỞNG KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ
(Họ tên và chữ ký)

ii


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung


LỜI CẢM ƠN
Lời đầu tiên, em xin đặc biệt gửi lời cảm ơn chân thành và sâu sắc nhất đến
Thầy PGS.TS Võ Ngọc Điều, cảm ơn Thầy đã dìu dắt và hướng dẫn em thực hiện
luận văn Thạc sĩ này, tuy Thầy rất bộn bề công việc, nhưng Thầy vẫn dành thời gian
tận tình giúp đỡ, hướng dẫn em trong cả quá trình làm đề cương đến luận văn. Một
lần nữa xin cảm ơn Thầy đã có những định hướng quý giá giúp em thực hiện luận
văn một cách tốt nhất và cũng nhờ vậy, em đã trau dồi thêm nhiều kiến thức mới,
rộng sâu hơn để làm hành trang sau khi tốt nghiệp Thạc sĩ.
Xin gửi lời cảm ơn đến ban Lãnh đạo cơ quan, Đội quản lý vận hành TBA 110kV
Gia Lộc đã tạo điều kiện trong công tác thử nghiệm tại hiện trường, cung cấp các dữ
liệu, thông tin về thiết bị tại trạm và cho phép thường xuyên ra vào trạm để thực hiện
các nội dung còn thiếu sót trong luận văn.
Cuối cùng con xin cảm ơn gia đình đã ln sát cánh bên con từ lúc con chập
chững bước vào con đường theo đuổi ước mơ, luôn động viên tinh thần, luôn tin
tưởng và giúp đỡ con vững niềm tin vượt qua những ngưỡng cửa của cuộc đời.
Tp.Hồ Chí Minh, ngày 11 tháng 6 năm 2023
Học viên

Nguyễn Nhật Trung

iii


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

TÓM TẮT LUẬN VĂN
Luận văn nghiên cứu về phương pháp bảo trì theo điều kiện vận hành của thiết

bị (Condition Base Maintance – CBM) và kết quả lợi ích mang lại khi áp dụng lần
đầu tiên tại TBA 110kV Gia Lộc, nghiên cứu các tác động của môi trường và các tác
động từ bên trong của thiết bị điện mà có thể gây ra tình trạng hư hỏng, phân tích và
so sánh các ưu, nhược điểm của một số phương pháp bảo trì hiện tại để chứng minh
rằng áp dụng CBM là phù hợp với tình hình hiện tại, lý thuyết được kiểm chứng qua
quá trình đo đạc, kiểm tra, thử nghiệm trên Máy biến áp 110kV, Máy cắt 110kV và
cáp ngầm trung thế, qua đó thu thập các thơng số cần thiết trong quá trình đánh giá
chỉ số sức khỏe của thiết bị.
Luận văn gồm 6 chương:









Chương 1: Giới thiệu.
Chương 2: Thực trạng bảo trì hiện nay và các nghiên cứu về phương pháp CBM.
Chương 3: Phân tích tình trạng vận hành các thiết bị điện tại trạm.
Chương 4: Thực hiện đánh giá tình trạng thiết bị điện theo phương pháp CBM.
Chương 5: Kết quả thực nghiệm áp dụng phương pháp CBM.
Chương 6: Kết luận và kiến nghị.
Tài liệu tham khảo.
Phụ Lục

iv



Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

ABSTRACT
The thesis studies on the maintenance method according to the operating
conditions of the equipment (Condition Base Maintance - CBM) and the beneficial
results when applied this method for the first time at 110kV Gia Loc substation,
studying the impacts of the environment and the internal impacts of the electrical
equipment that can cause failure, analyzing and comparing the pros and cons of
several current maintenance methods to prove that it is appropriate to apply CBM
with the current situation, the theory is verified through the process of measuring,
checking and testing on 110kV Transformer, 110kV Circuit Breaker and medium
voltage underground Cable, thereby collecting the necessary parameters during the
device health indicator evaluation process.
The thesis consists of 6 chapters:
• Chapter 1: Introduction.
• Chapter 2: Current status of maintenance methods and CBM method studies.
• Chapter 3: Analysis of operating status of electrical equipment at the station.
• Chapter 4: Assessment of electrical equipment status when applying CBM
method.
• Chapter 5: Experimental results applying CBM method.
• Chapter 6: Conclusion and recommendations.
• References.
• Appendix

v



Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

LỜI CAM ĐOAN
Tác giả xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của bản thân tác giả. Các kết
quả nghiên cứu và các kết luận nêu trong luận văn là trung thực và không sao chép
từ bất kỳ một nguồn nào và dưới bất kỳ hình thức nào. Việc tham khảo tài liệu đã
được thực hiện trích dẫn và ghi nguồn tài liệu tham khảo đúng yêu cầu.
Tác giả luận văn

Nguyễn Nhật Trung

vi


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

MỤC LỤC
DANH MỤC BẢNG .................................................................................................. xi
DANH MỤC HÌNH ẢNH ....................................................................................... xiv
CÁC TỪ VIẾT TẮT ...............................................................................................xvii
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU ......................................................................................... 1
1.1. Lý do chọn đề tài .................................................................................................. 1
1.2. Mục đích nghiên cứu ............................................................................................ 1
1.3. Phạm vi nghiên cứu .............................................................................................. 2

1.4. Đối tượng nghiên cứu ........................................................................................... 2
1.5. Phương pháp nghiên cứu ...................................................................................... 2
CHƯƠNG 2: THỰC TRẠNG BẢO TRÌ HIỆN NAY VÀ CÁC NGHIÊN CỨU VỀ
PHƯƠNG PHÁP CBM ............................................................................................... 3
2.1. Thực trạng bảo trì và một số phương pháp bảo trì đánh giá tình trạng thiết bị
điện hiện nay. .............................................................................................................. 3
2.2. Một số phương pháp bảo trì hiện nay ................................................................... 3
2.2.1.Bảo trì phịng ngừa (Preventive Maintenance-PM) ....................................... 4
2.2.2.Phương pháp bảo trì khắc phục (Corrective Maintenance-CM) ................... 5
2.2.3.Phương pháp bảo trì dựa trên thời gian thực (Time Based Maintenance TBM)
................................................................................................................... 5
2.2.4.Phương pháp bảo trì theo điều kiện vận hành (Condition Based
Maintenance – CBM) .................................................................................................. 6
2.3. Phân tích tác động của mơi trường đến các MBA cao áp khác nhau ................... 8
2.3.1.Mối quan hệ giữa quá trình vận hành và tỉ lệ hư hỏng .................................. 8
2.3.2.Mối quan hệ giữa nhiệt độ môi trường xung quanh và tỉ lệ hư hỏng .......... 10
2.3.3.Mối quan hệ giữa lượng mưa và tỉ lệ hư hỏng ............................................ 10
2.3.4.Chỉ số rủi ro mức điện áp............................................................................. 11
2.3.5.Đánh giá trạng thái dựa trên các yếu tố môi trường .................................... 12
2.3.6.Chiến lược tương ứng dựa trên kết quả đánh giá ........................................ 13
2.4. Nghiên cứu về phương pháp bảo trì CBM tại Indonesia ................................... 14
2.4.1.Đánh giá tình trạng MBA ............................................................................ 14
2.4.1.1. Các thành phần của MBA và phương pháp kiểm tra .......................... 14
2.4.1.2. Các thành phần cần kiểm tra ............................................................... 17
2.4.2.Tính tốn chỉ số MBA ................................................................................. 19
2.5. Tóm lại ............................................................................................................... 20
vii


Luận văn Thạc sĩ


GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

CHƯƠNG 3: PHÂN TÍCH TÌNH TRẠNG VẬN HÀNH CÁC THIẾT BỊ ĐIỆN
TẠI TRẠM
........................................................................................................ 22
3.1. Tổng quan về tình trạng vận hành của TBA 110kV Gia Lộc ............................ 22
3.2. Quy mô lưới điện ................................................................................................ 23
3.2.1.Các phát tuyến tại trạm 110kV .................................................................... 23
3.2.2.Các thiết bị được đánh giá phân tích tại TBA 110kV ................................. 25
3.3. Kế hoạch bảo trì hiện hữu khi chưa áp dụng phương pháp CBM ...................... 25
3.4. Phân tích các vấn đề trong vận hành trạm biến áp ............................................. 28
3.4.1.Thách thức chung trong quá trình vận hành TBA ....................................... 28
3.4.2.Các nguyên nhân gây ra sự cố MBA ........................................................... 29
3.4.2.1. Sóng hài ............................................................................................... 29
3.4.2.2. Phát nhiệt ............................................................................................. 32
3.4.2.3. Phóng điện cục bộ bên trong MBA ..................................................... 32
3.4.2.4. Nhiễm ẩm, xâm nhập của nước ........................................................... 33
3.4.2.5. Nhiễm bẩn tạp chất trong dầu cách điện ............................................. 34
3.4.2.6. Nhiễm bẩn do sự phân hủy giấy cách điện.......................................... 34
3.4.2.7. Suy giảm hệ thống cách điện............................................................... 35
3.4.2.8. Sự xuống cấp của sứ xuyên ................................................................. 36
3.4.2.9. Sự xuống cấp của bộ OLTC ................................................................ 37
3.4.2.10. Tuổi thọ MBA ................................................................................... 39
3.4.3.Các nguyên nhân gây ra sự cố MC 110kV .................................................. 39
3.4.3.1. Quá nhiệt ............................................................................................. 39
3.4.3.2. Phóng điện cục bộ ............................................................................... 39
3.4.3.3. Cách điện bị suy giảm ......................................................................... 40
3.4.3.4. Tiếp điểm bị mài mòn ......................................................................... 40

3.4.3.5. Sai lệch thời gian đóng cắt .................................................................. 40
3.4.3.6. Tuổi thọ ............................................................................................... 41
3.4.4.Các nguyên nhân gây ra sự cố cáp ngầm 22kV ........................................... 41
3.4.4.1. Hư hỏng cách điện do tác động cơ học ............................................... 41
3.4.4.2. Hư hỏng cách điện do phóng điện cục bộ ........................................... 41
3.5. Đề xuất phương pháp ngăn ngừa các nguyên nhân sự cố và bảo trì hiện đại .... 42
CHƯƠNG 4: THỰC HIỆN ĐÁNH GIÁ TÌNH TRẠNG THIẾT BỊ ĐIỆN THEO
PHƯƠNG PHÁP CBM ............................................................................................. 43
4.1. Giới thiệu phương pháp CBM ............................................................................ 43
viii


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

4.1.1. Khái niệm và phương pháp CBM ............................................................... 43
4.1.2. Nguyên lý phương pháp CBM .................................................................... 43
4.2. Các cơng nghệ đo phóng điện cục bộ và camera nhiệt ...................................... 44
4.2.1. Công nghệ đo phóng điện cục bộ online (PD on-line) ............................... 44
4.2.1.1. Thiết bị TEV Ultra Plus 2 – Hãng EA của Mỹ ................................... 45
4.2.1.2. Power PD loại TP-500A – Hãng Power PD của Mỹ .......................... 46
4.2.2. Công nghệ đo nhiệt độ bằng camera nhiệt Hãng Nippon Avionics ........... 49
4.2.3. Đo phóng điện cục bộ PD Off-line ............................................................. 50
4.3. Các bước thực hiện phương pháp CBM ............................................................. 51
4.4. Các tiêu chuẩn sử dụng đánh giá thiết bị điện hiện nay đang được Tổng Công ty
Điện lực TP.HCM áp dụng ....................................................................................... 56
CHƯƠNG 5:KẾT QUẢ THỰC NGHIỆM ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP CBM ..... 59
5.1. Kết quả thực nghiệm .......................................................................................... 59

5.1.1.Thử nghiệm MBA T1 – TBA 110kV Gia Lộc ............................................ 59
5.1.1.1. Thực hiện phân tích loại, ảnh hưởng, mức độ nghiêm trọng của các hư
hỏng (phân tích FMECA) của MBA T1 ................................................................... 61
5.1.1.2. Tính tốn chỉ số rủi ro của từng loại hư hỏng của MBA (RPN) ......... 61
5.1.1.3. Xây dựng các hạng mục kiểm tra đối với MBA ................................. 63
5.1.1.4. Tiến hành thử nghiệm.......................................................................... 65
5.1.1.5. Tính tốn chỉ số sức khoẻ CHI ............................................................ 96
5.1.2.Thử nghiệm MC 171 – TBA 110kV Gia Lộc............................................ 100
5.1.2.1. Thực hiện phân tích loại, ảnh hưởng, mức độ nghiêm trọng của các hư
hỏng (phân tích FMECA) của MC 171 ................................................................... 102
5.1.2.2. Tính tốn chỉ số rủi ro của từng loại hư hỏng của MBA (RPN): ...... 102
5.1.2.3. Xây dụng các hạng mục thử nghiệm đối với MC 110kV ................. 103
5.1.2.4. Tiến hành thử nghiệm........................................................................ 104
5.1.2.5. Tính tốn chỉ số sức khoẻ CHI .......................................................... 114
5.1.3.Thử nghiệm cáp ngầm trung thế từ MBT T1 đến MC tổng 22kV ............ 116
5.1.3.1. Thực hiện phân tích loại, ảnh hưởng, mức độ nghiêm trọng của các hư
hỏng (phân tích FMECA) của cáp ngầm trung thế ................................................. 116
5.1.3.2. Xây dựng các hạng mục thử nghiệm đối với cáp ngầm 22kV .......... 117
5.1.3.3. Tiến hành thử nghiệm........................................................................ 117
5.2. Kết quả đạt được trong luận văn ...................................................................... 127
5.3. So sánh kết quả thử nghiệm định kỳ lần gần nhất ........................................... 127

ix


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung


5.4. Bài toán kinh tế ................................................................................................ 130
CHƯƠNG 6: KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................... 132
6.1. Kết luận ............................................................................................................ 132
6.2. Kiến nghị .......................................................................................................... 133
6.3. Hướng phát triển của đề tài .............................................................................. 133
TÀI LIỆU THAM KHẢO ....................................................................................... 134
PHỤ LỤC ............................................................................................................. 137

x


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

DANH MỤC BẢNG
Bảng 2.1: Mối quan hệ giữa vận hành máy biến áp và tỉ lệ hư hỏng.......................... 8
Bảng 2.2: Mối quan hệ giữa điện áp và tỉ lệ hư hỏng ................................................. 9
Bảng 2.3: Sự thay đổi của chỉ số rủi ro của MBA theo cấp điện áp ......................... 11
Bảng 2.4: Sự thay đổi của giá trị rủi ro dựa vào hoạt động năm .............................. 12
Bảng 2.5: Thống kê các hư hỏng do môi trường trong các tháng ............................. 12
Bảng 2.6: Bảng điểm phân loại đánh giá .................................................................. 13
Bảng 2.7: Phân tích các nguyên nhân sự cố và xây dựng hạng mục thử nghiệm ..... 16
Bảng 2.8: Mức điểm tương ứng các số lần chuyển nấc của OLTC .......................... 19
Bảng 2.9: Trọng số ảnh hưởng của các hư hỏng trong thành phần chính MBA ...... 20
Bảng 3.1: Các phát tuyến lộ ra từ trạm 110kV Gia Lộc ........................................... 24
Bảng 3.2: Các bước thực hiện kế hoạch bảo trì định kỳ tại TBA Gia Lộc ............... 26
Bảng 3.3: Thống kê các kết quả bảo trì bảo dưỡng định kỳ thiết bị điện ................. 27
Bảng 3.4: Biến dạng sóng hài theo quy định của Thông tư 39/2015/TT-BCT ......... 29

Bảng 3.5: Quy định thời gian mờ và đóng MC 110kV ............................................. 40
Bảng 4.1: Đánh giá tình trạng thiết bị theo kết quả chấm điểm CHI ........................ 54
Bảng 4.2: Sắp xếp mức độ quan trọng của thiết bị ................................................... 55
Bảng 4.3: Ma trận hệ số điều chỉnh tần suất kiểm tra, thử nghiệm........................... 55
Bảng 4.4: Đưa ra quyết định SCBD và chu kỳ kiểm tra, thử nghiệm tiếp theo ........ 55
Bảng 4.5: Các thiết bị chuyên dụng trong thử nghiệm ............................................. 56
Bảng 5.1: Thông số MBA T1 110Kv tại TBA Gia Lộc ............................................ 60
Bảng 5.2: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng sứ xuyên ............................................. 61
Bảng 5.3: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng bộ chuyển nấc dưới tải (OLTC) ......... 62
Bảng 5.4: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng của cuộn dây MBA ............................. 62
Bảng 5.5: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng do tuổi thọ MBA ................................ 62
Bảng 5.6: Chỉ số rủi ro của mỗi hạng mục kiểm tra ................................................. 62
Bảng 5.7: Chỉ số tỉ lệ rủi ro RPN của từng hạng mục............................................... 63
Bảng 5.8: Xây dựng hạng mục kiểm tra, thử nghiệm MBA ..................................... 63
Bảng 5.9: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo nhiệt độ .................................... 66
Bảng 5.10: Nhiệt độ tại đầu cosse và sứ xuyên 110kV (vị trí 1) .............................. 67
Bảng 5.11: Nhiệt độ tại thân máy phía 110kV (vị trí 2) ........................................... 68
Bảng 5.12: Nhiệt độ thân máy phía OLTC (vị trí 3) ................................................. 69
Bảng 5.13: Nhiệt độ thân máy phía 22kV (vị trí 4) .................................................. 70
xi


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

Bảng 5.14: Nhiệt độ cánh tản nhiệt mặt phẳng ......................................................... 71
Bảng 5.15: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo PD Ultrasonic ........................ 72
Bảng 5.16: Kết quả thử nghiệm PD Ultrasonic ........................................................ 73

Bảng 5.17: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo PD online (cảm biến AE) ...... 75
Bảng 5.18: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo PD online (cảm biến HFCT) . 76
Bảng 5.19: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 1) ............................ 78
Bảng 5.20: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 2) ............................ 79
Bảng 5.21: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 3) ............................ 80
Bảng 5.22: Kết quả thử nghiệm PD oline tại thân MBA (vị trí 4) ............................ 81
Bảng 5.23:Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phân tích dầu bồn chính MBA .... 82
Bảng 5.24: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phân tích khí hồ tan trong dầu
bồn chính MBA ........................................................................................................ 82
Bảng 5.25: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phân tích khí cháy trong dầu bồn
chính MBA ............................................................................................................... 83
Bảng 5.26: Kết quả phân tích chất lượng dầu bồn chính .......................................... 83
Bảng 5.27: Kết quả phân tích chất lượng dầu của bộ OLTC .................................... 83
Bảng 5.28: Kết quả phân tích khí hồ tan và khí cháy của bộ OLTC ...................... 84
Bảng 5.29: Kết quả phân tích khí hồ tan trong dầu của bồn chính ......................... 84
Bảng 5.30: Kết quả phân tích khí cháy trong dầu của bồn chính ............................. 84
Bảng 5.31:Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục kiểm tra tuổi thọ của MBA.......... 85
Bảng 5.32: Kết quả kiểm tra hạng mục tuổi thọ MBA ............................................. 86
Bảng 5.33: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo thời gian khởi động và vận
hành của động cơ OLTC ........................................................................................... 86
Bảng 5.34: Thơng số thử nghiệm dịng khởi động và vận hành OLTC .................... 87
Bảng 5.35: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo điện trở cách điện MBA ........ 88
Bảng 5.36: Kết quả thử nghiệm điện trở cách điện MBA ........................................ 89
Bảng 5.37: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo điện trở cuộn dây MBA ........ 90
Bảng 5.38: Kết quả thử nghiệm điện trở cuộn dây MBA ......................................... 92
Bảng 5.39: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo tổn thất điện môi MBA ....... 93
Bảng 5.40: Kết quả thử nghiệm hạng mục Tan delta cuộn dây MBA ...................... 94
Bảng 5.41: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo tổn thất điện môi sứ MBA ..... 95
Bảng 5.42: Kết quả thử nghiệm Tan delta Bushing phía 110kV của MBA ............. 96
Bảng 5.43: Trọng số ảnh hưởng của hạng mục kiểm tra, thử nghiệm ở cấp độ 1 .... 97


xii


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

Bảng 5.44: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá chỉ số sức khoẻ CHI .................................... 97
Bảng 5.45: Chỉ số sức khỏe CHI của MBA T1 ........................................................ 98
Bảng 5.46: Thông số kỹ thuật của MC 171 ............................................................ 101
Bảng 5.47: Chỉ số RPN của các loại hư hỏng MC 171 ........................................... 102
Bảng 5.48: Chỉ số rủi ro của mỗi hạng mục kiểm tra MC 171 ............................... 102
Bảng 5.49: Tỉ lệ RPN của mỗi hạng mục kiểm tra theo công thức ........................ 103
Bảng 5.50: Các hạng mục kiểm tra MC 171 ........................................................... 103
Bảng 5.51: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo nhiệt độ MC......................... 104
Bảng 5.52 : Số liệu đo nhiệt độ khi MC 171 đang vận hành với tải cao ................ 105
Bảng 5.53: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục phóng điện cục bộ PD .............. 106
Bảng 5.54: Kết quả thử nghiệm phóng điện cục bộ PD ultrasonic ......................... 108
Bảng 5.55: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo điện trở cách điện MC ........ 108
Bảng 5.56: Kết quả đo điện trở cách điện ............................................................... 109
Bảng 5.57: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục điện trở tiếp xúc MC ............... 110
Bảng 5.58: Kết quả thử nghiệm điện trở tiếp xúc MC 171 ..................................... 111
Bảng 5.59: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục đo thời gian đóng, mở MC ....... 112
Bảng 5.60: Kết quả đo thời gian đóng, mở của MC 171 ........................................ 113
Bảng 5.61: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá của hạng mục kiểm tra tuổi thọ MC ......... 113
Bảng 5.62: Chỉ số tỉ lệ rủi ro của từng hạng mục thử cấp độ 1 của MC ................. 114
Bảng 5.63: Tính trọng số mỗi hạng mục thử nghiệm cấp độ 1 theo cơng thức ...... 114
Bảng 5.64: Tính toán chỉ số sức khỏe CHI của MBA ............................................ 114

Bảng 5.65 :Giá trị tiêu chuẩn đánh giá chỉ số sức khoẻ CHI của MC 171 ............. 115
Bảng 5.66: Thông số cáp trung thế ......................................................................... 116
Bảng 5.67: Các hạng mục kiểm tra cáp ngầm......................................................... 117
Bảng 5.68: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục kiểm tra nhiệt độ....................... 117
Bảng 5.69: Kết quả thử nghiệm đo nhiệt độ cáp ngầm trung thế MBA T1 ............ 118
Bảng 5.70: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục thử nghiệm đo TEV cáp ........... 119
Bảng 5.71: Kết quả đo phóng điện cục bộ TEV ..................................................... 120
Bảng 5.72: Giá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục thử điện trở cách điện cáp ........ 121
Bảng 5.73: Kết quả thử nghiệm điện trở cách điện cáp ngầm trung thế ................ 121
Bảng 5.74: Quá trị tiêu chuẩn đánh giá hạng mục thử nghiệm PD......................... 122
Bảng 5.75: So sánh kết quả thử nghiệm bằng phương pháp TBM và CBM .......... 127
Bảng 5.76: Tính tốn các chi phí khi thực hiện phương pháp CBM và TBM ........ 130

xiii


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

DANH MỤC HÌNH ẢNH
Hình 2.1: Biểu đồ tỉ lệ hư hỏng theo điều kiện tuổi thọ của MBA. ............................ 9
Hình 2.2: Mối quan hệ giữa nhiệt độ môi trường và tỉ lệ hư hỏng ........................... 10
Hình 2.3: Mối quan hệ giữa lượng mưa và tỉ lệ hư hỏng .......................................... 11
Hình 2.4: Sơ đồ hệ thống các thành phần MBA với các lỗi có thể xảy ra ................ 15
Hình 2.5: Lưu đồ tiến hành phân tích nhiệt phân...................................................... 17
Hình 2.6: Lưu đồ thử nghiệm hàm lượng nước và điện áp đánh thủng .................... 18
Hình 2.7: MBA 110kV và bộ đổi nấc dưới tải OLTC .............................................. 19
Hình 3.1: Biểu đồ nhiệt độ tại Tây Ninh ................................................................... 22

Hình 3.2: Các nguyên nhân gây ra sự cố cho MBA ................................................. 29
Hình 3.3: Dạng sóng dịng điện qua MBA 22kV ...................................................... 30
Hình 3.4: Dạng sóng dịng điện qua bộ lọc ............................................................... 31
Hình 3.5: Sơ đồ hệ thống 110kV/22kV .................................................................... 31
Hình 3.6: Cuộn dây bị hư hỏng do phóng điện cục bộ ............................................. 33
Hình 3.7: Mơ hình q trình lão hóa hệ cách điện giấy-dầu ..................................... 34
Hình 3.8: Mơ hình q trình lão hóa hệ cách điện giấy-dầu ..................................... 35
Hình 3.9: Mơ hình tác động của các yếu tố xuống cấp của hệ thống cách điện ....... 36
Hình 3.10: Sứ xuyên bị suy giảm cách điện gây sự cố nghiêm trọng ....................... 37
Hình 3.11: Ngun nhân thối hóa bộ OLTC ........................................................... 38
Hình 3.12: Các tiếp điểm của máy cắt SF6 bị mài mịn trong q trình vận hành ... 40
Hình 3.13: Cây điện xuất hiện trong quá trình phóng điện cục bộ bên trong lõi cáp
điện 22kV .................................................................................................................. 41
Hình 3.14: Phóng điện bên trong cáp ngầm dạng cây nước ..................................... 42
Hình 4.1: Các ứng dụng của phép đo phóng điện cục bộ Online ............................. 44
Hình 4.2: Thiết bị điều khiển và dạng sóng TEV ..................................................... 45
Hình 4.3: Cảm biến chảo thu sóng siêu âm Ultrsonic và TEV ................................. 45
Hình 4.4: Thiết bị Power PD loại TP-500A .............................................................. 46
Hình 4.5: Cảm biến AE và HFCT ............................................................................. 47
Hình 4.6: Biến dịng tần số cao HFCT ...................................................................... 48
Hình 4.7: Ngun lý làm việc của cảm biến HFCT .................................................. 48
Hình 4.8: Máy đo scan nhiệt và hình ảnh nhiệt của thiết bị điện .............................. 49
Hình 4.9: Q trình thử phóng điện cục bộ ............................................................... 50
Hình 4.10: Sơ đồ máy PDS-60 đo phóng điện cục bộ .............................................. 51
xiv


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều

HVTH: Nguyễn Nhật Trung

Hình 4.11: Cáp bị phóng điện cục bộ tại vị trí 170-180m tính từ vị trí đầu cáp ....... 51
Hình 4.12: Các bước thực bảo trì theo phương pháp CBM ...................................... 52
Hình 5.1: Lưu đồ thực hiện phương pháp bảo trì CBM đối với MBA 110kV ......... 59
Hình 5.2: MBA T1 110kV tại TBA Gia Lộc, KCN Phước Đơng ............................ 61
Hình 5.3: Các vị trí kiểm tra ngoại quan của MBA 110kV T1 tại TBA Gia Lộc ..... 65
Hình 5.4: Tiến hành cài đặt thơng tin tại điểm đo..................................................... 73
Hình 5.5: Giãn đồ pha khi đo phóng điện cục bộ bằng chảo thu sóng ..................... 74
Hình 5.6: Ảnh minh họa các vị trí đặt của cảm biến ................................................. 77
Hình 5.7: Cảm biến HFCT đo thực tế tại hiện trường .............................................. 77
Hình 5.8: Kết quả đo dòng điện vận hành và dòng khởi động OLTC ...................... 87
Hình 5.9: Sơ đồ thử nghiệm điện trở cách điện ........................................................ 89
Hình 5.10: Sơ đồ đấu nối khi sử dụng máy CPC 100 ............................................... 91
Hình 5.11: Kết quả đo thử nghiệm đo điện trở cuộn dây .......................................... 91
Hình 5.12: Sơ đồ thử nghiệm tổn hao điện mơi (Tan detla) ..................................... 94
Hình 5.13: Thiết lập thơng số thử nghiệm tổn hao điện mơi .................................... 96
Hình 5.14: Lưu đồ thử nghiệm theo CBM cho MC ................................................ 100
Hình 5.15: MC 171 tại TBA Gia Lộc ..................................................................... 101
Hình 5.16: Kết quả thử nghiệm Ultrasonic pha A – MC 171 ................................. 107
Hình 5.17: Kết quả thử nghiệm Ultrasonic pha B – MC 171 ................................. 107
Hình 5.18: Kết quả thử nghiệm Ultrasonic pha C – MC 171 ................................. 107
Hình 5.19: Minh họa cài đặt thơng số thử nghiệm với dịng lên đến 800A ............ 110
Hình 5.20: Kết quả thử nghiệm điện trở tiếp xúc ................................................... 111
Hình 5.21: Kết quả thử nghiệm thời gian đóng/mở MC 171 .................................. 112
Hình 5.22: Cáp ngầm trung thế 24kV cấp điện đến MC tổng 431 ......................... 116
Hình 5.23: Kết quả đo phóng điện cục bộ PD TEV tại 3 sợi cáp pha A................. 119
Hình 5.24: Kết quả đo phóng điện cục bộ PD TEV tại 3 sợi cáp pha B ................. 119
Hình 5.25: Kết quả đo phóng điện cục bộ PD TEV tại 3 sợi cáp pha C ................. 120
Hình 5.26: Cài đặt giá trị ban đầu trên phần mềm PD detector .............................. 123

Hình 5.27: Quá trình test PD các sợi cáp pha A – MBT T1 ở mức 1,7Uo ............. 124
Hình 5.28: Kết quả thử nghiệm điển hình của 1 trong cách sợi cáp thuộc Pha A .. 124
Hình 5.29: Kết quả thử nghiệm điển hình của 1 trong các sợi cáp thuộc pha B..... 125
Hình 5.30: Kết quả thử nghiệm điển hình của 2 sợi 1 và 2 thuộc pha C ................ 125
Hình 5.31: Dạng sóng PD và vị trí PD của sợi cáp thứ 3 pha C – MBA T1 .......... 126

xv


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

Hình 5.32: Dạng sóng của calib và sóng PD gần trùng nhau của sợi cáp thứ 3 pha C
– MBA T1 ............................................................................................................... 126

xvi


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

CÁC TỪ VIẾT TẮT
－

CN (Criticality Number): Chỉ số nghiêm trọng;


－

CBM (Condition Base Maintenance): Phương pháp sửa chữa bảo dưỡng theo
tình trạng vận hành của thiết bị;

－

CHI (Condition Health Index): Chỉ số sức khỏe của thiết bị;

－

Det (Detetability): Khả năng phát hiện hư hỏng;

－

DGA (Dissolved gas analysis and Oil characteristic): phân tích khí hịa tan và
đặc tính dầu;

－

FMECA (Failure modes, Effects and Criticality Analysis): Phân tích các loại,
ảnh hưởng, tính nghiêm trọng của các hư hỏng;

－

FM (Failure modes): Loại hư hỏng;

－

FE (Failure effects): Ảnh hưởng của hư hỏng;


－

HFCT (High frequency current transformer): Biến dòng tần số cao;

－

IEC (International Electrotechnical Commission): Ủy ban kỹ thuật điện Quốc tế;

－

IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers): Viện Kỹ sư Điện và
Điện tử Hoa Kỳ;

－

MBA: Máy biến áp;

－

MC: Máy cắt;

－

OLTC (On Load Tap Changer): Bộ điều chỉnh điện áp dưới tải.

－

Prob (Probability): Xác suất xảy ra hư hỏng;


－

PD (Partial Discharge): Phương pháp thử nghiệm phóng điện cục bộ;

－

QLVH: Quản lý vận hành;

－

RPN (Risk Priority Number): Chỉ số rủi ro;

－

RCM (Reliable Centered Maintenance): Bảo trì tập trung vào độ tin cậy;

－

SCDB : Sửa chữa bảo dưỡng;

－

Sev (Severity): Tính nghiêm trọng của hư hỏng;

－

TBM (Time based maintenance): Phương pháp bảo trì dựa trên thời gian;

－


TEV (Transient Earth Voltage): Phương pháo đo phóng điện cục bộ bên trong;

－

VLF (Very Low Frequency): Thử nghiệm điện áp tần số rất thấp;

－

WF (Weight factor): Trọng số;

xvii


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU
1.1. Lý do chọn đề tài
Hệ thống điện còn được gọi là mạch máu của nền kinh tế Quốc gia, chính bởi
sự quan trọng bậc nhất như thế thì việc đảm bảo vận hành an tồn và liên tục trong
hệ thống điện hiện nay và trong tương lai là vấn để cần tính đến và triển khai thực
hiện tốt nhất có thể. Mỗi thiết bị điện trên hệ thống phân phối đều có xác suất hỏng
hóc. Khi được lắp đặt lần đầu, một thiết bị có thể bị lỗi do sản xuất kém, hư hỏng
trong quá trình vận chuyển hoặc lắp đặt không đúng cách. Thiết bị “khỏe mạnh” có
thể bị hỏng do dịng điện q lớn, điện áp quá lớn, động vật, thời tiết khắc nghiệt và
nhiều nguyên nhân khác. Đôi khi thiết bị sẽ tự hỏng vì những lý do như tuổi theo thời
gian, tuổi nhiệt, tình trạng phân hủy hóa học, tình trạng ơ nhiễm và tình trạng hao
mịn cơ khí... [11].

Đối với các khu cơng nghiệp nói chung và KCN Phước Đơng nói riêng thì nhu
cầu cung cấp điện liên tục để sản xuất là rất lớn, những sự cố gây ra mất điện đột
ngột, không tái lập lại trong khoảng thời gian ngắn nhất là điều khơng mong muốn
xảy ra vì thiệt hại cho các khách hàng là rất lớn, máy móc có thể hư hỏng, với thực
trạng áp dụng các phương pháp bảo trì theo truyền thống như: dựa trên thời gian quy
định, dựa trên sự cố xảy ra khi vận hành sẽ làm thiết bị không được báo động trước
các hư hỏng có thể xảy ra.
Việc nghiên cứu và áp dụng mơ hình bảo trì theo phương pháp Bảo trì dựa trên
điều kiện tình trạng của thiết bị (CBM) là rất cần thiết khi hệ thống điện ngày càng
phức tạp, cần cải tiến về mặt công nghệ nhằm đánh giá chi tiết hơn về tình trạng thiết
bị điện. Để áp dụng thực hiện các cơng tác bảo trì theo phương pháp CBM cần phải
xây dựng bộ tiêu chí đánh giá định lượng cho các chủng loại thiết bị như (MC, MBA
110kV và cáp ngầm 22kV) từ đó nhân viên quản lý vận hành có thể theo dõi, đánh
giá, định lượng bằng các điểm số để đánh giá được tình trạng “sức khỏe” của thiết bị
đang vận hành; qua đó đề xuất phương án sửa chữa và bảo trì hợp lý, hạn chế những
thiệt hại gây ra do hư hỏng thiết bị.
1.2. Mục đích nghiên cứu
Mục đích tổng quát: đánh giá, phân tích tình trạng thiết bị điện tại TBA 110kV
KCN Phước Đơng, tỉnh Tây Ninh.
Mục đích cụ thể:
 Thực trạng bảo trì các thiết bị điện 110kV tại TBA 110kV Gia Lộc – KCN
Phước Đơng, tỉnh Tây Ninh.
 Tìm hiểu các tác động của mơi trường đến MBA.
 Phân tích các hư hỏng của MBA T1, MC 171 110kV và cáp ngầm trung thế
22kV từ MBA T1 đến MC tổng trung thế 431.
1


Luận văn Thạc sĩ


GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

 Các công nghệ đo lường hiện đại cho thử nghiệm Online.
 Thực nghiệm đánh giá theo phương pháp CBM cho các thiết bị điện MBA,
MC, cáp ngầm trung thế tại TBA 110kV – Gia Lộc và đưa ra các khuyến cáo
cho từng hạng mục.
 Các kiến nghị về phương pháp CBM và đề xuất các phương pháp cải tiến
trong công tác bảo trì định kỳ.
1.3. Phạm vi nghiên cứu
Thực hiện nghiên cứu tại TBA 110kVA Gia Lộc - KCN Phước Đơng, huyện Gị
Dầu, tỉnh Tây Ninh.
1.4. Đối tượng nghiên cứu
Thực nghiệm trên 03 thiết bị chính tại trạm gồm: MBA 110kV, MC 110kV và
cáp ngầm 22kV.
1.5. Phương pháp nghiên cứu
Tổng hợp các bài báo phân tích về nguyên nhân hư hỏng của thiết bị, dữ liệu hư
hỏng qua kinh nghiệm thực nghiệm tại các TBA.
Đánh giá tình trạng bảo trì và sự không phù hợp với điều kiện hiện nay.
Nghiên cứu và lựa chọn áp dụng các công nghệ thử nghiệm On-line hiện nay.
Thử nghiệm và phân tích các số liệu đo, đưa ra khuyến nghị sau khi đánh giá
theo phương pháp CBM.

2


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung


CHƯƠNG 2: THỰC TRẠNG BẢO TRÌ HIỆN NAY VÀ CÁC NGHIÊN
CỨU VỀ PHƯƠNG PHÁP CBM
2.1. Thực trạng bảo trì và một số phương pháp bảo trì đánh giá tình trạng thiết
bị điện hiện nay.
Thực trạng chung: hiện nay tại các TBA đã tồn tại từ rất lâu việc bảo trì định kỳ
theo quy định của các thông tư, các văn bản quy định hiện hành như: Thông tư
33/2015/TT-BCT về việc Quy định về kiểm định an toàn kỹ thuật các thiết bị, dụng
cụ điện, Thông tư số 39/2015/TT-BCT của Bộ Công thương: Quy định hệ thống điện
phân phối và công văn số 3075/CV-EVN-KTLĐ ngày 14/07/2003 của Tổng Công ty
Điện lực Việt Nam, các thiết bị điện sau khi vận hành không quá 36 tháng thì phải
được kiểm định định kỳ, nhưng với thời gian 3 năm thì có nhiều yếu tố gây hư hỏng
trong quá trình vận hành như: quá tải, điều kiện môi trường, sự cố ngắn mạch, dầu
cách điện suy giảm, phát sinh khí cháy nguy hiểm, OLTC bị ảnh hưởng do hoạt động
liên tục nhưng không được thay dầu và bão dưỡng động cơ. Thống kê các khuyết
điểm trong việc bảo trì hiện tại:
 Chi phí nhân cơng và vật tư lớn, sửa chữa không đúng chức năng chun
mơn do có thể hư hỏng rất nhiều sau thời gian vận hành quá lâu.
 Sự cố có thể tiềm ẩn trong thời gian 36 tháng, điều kiện môi trường phá huỷ
các bề mặt cách điện gây nguy hiểm, suy giảm cách điện.
 Thời gian cắt điện do bảo trì lớn, rủi ro các hư hỏng phải xử lý làm kéo dài
thêm thời gian mất điện cho khách hàng, thiệt hại kinh tế là đáng kể.
 Các phụ tùng thay thế có thể bị động do phải đặt hàng từ nước ngoài và mời
chuyên gia (trong phương pháp CBM cho phép loại trừ và phân bổ trước các
việc này, tránh bị động).
Tại TBA 110kV Gia Lộc được đóng điện đưa vào vận hành năm 2020 thì việc
bảo trì định kỳ cũng được rất quan tâm bởi đơn vị quản lý vận hành, với giai đoạn 5
năm đầu tiên được xem là cực kỳ quan trọng đối với các thiết bị điện tại TBA, đặc
biệt là MBA 110kV. Theo ghi nhận các hồ sơ bảo trì định kỳ cho thấy TBA áp dụng
bảo trì với thời gian 24 tháng/lần, như vậy đơn vị QLVH đã thực hiện tốt việc bảo trì

theo quy định nhằm kiểm sốt các hư hỏng có thể xảy ra đối với thiết bị, nhưng trong
các năm đầu sẽ ít xảy ra các sự cố vì tính chất thiết bị có khả năng chịu đựng cao khi
thay đổi các thông số về điện, để nâng cao hiệu quả hơn trong việc chăm sóc “sức
khoẻ” các thiết bị tại trạm thì chủ đầu tư đã lần đầu tiên áp dụng phương pháp bảo trì
theo điều kiện vận hành của thiết bị (Condition Base Maintance - CBM).
2.2. Một số phương pháp bảo trì hiện nay
Đi cùng với sự phức tạp của hệ thống thiết bị và sự đa dạng hóa của các nhiệm
vụ, cơng việc bảo trì thiết bị chứa đựng nhiều bất trắc. Ở một mức độ nhất định, các
3


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

mô hình bảo trì truyền thống thường gây ra tình trạng bảo trì khơng đủ hoặc bảo trì
q mức, một quyết định bảo trì hợp lý và năng động là điểm mấu chốt để quản lý
bảo trì hiệu quả và có lợi nhuận.[4]
2.2.1. Bảo trì phịng ngừa (Preventive Maintenance-PM)
Là hoạt động kiểm tra, bảo dưỡng, sửa chữa được lên kế hoạch và thực hiện
định kỳ theo từng chủng loại thiết bị, đảm bảo thiết bị hoạt động ổn định, giảm thiểu
hư hỏng và thời gian dừng máy, tránh ảnh hưởng đến hiệu quả vận hành.
Trên thực tế, đây là phương pháp bảo trì phù hợp nhất với mọi doanh nghiệp
đang lập chiến lược bảo trì, phục vụ cho mục tiêu giảm chi phí dài hạn cho các hoạt
động bảo trì, bảo dưỡng, sửa chữa, khắc phục sự cố thiết bị, tài sản.
Các loại bảo trì phịng ngừa:






Bảo trì dựa trên thời gian (Time-based Maintenance)
Bảo trì dựa trên lỗi được phát hiện (Failure Finding Maintenance)
Bảo trì dựa trên điều kiện (Condition-Based Maintenance)
Bảo trì dự đốn (Predictive Maintenance)

Ưu điểm:
 Nâng cao tuổi thọ của thiết bị: Khi xây dựng và tuân thủ kế hoạch bảo trì định
kỳ, thiết bị sẽ vận hành ổn định, thời gian sử dụng tăng cao và giảm thiểu thời
gian dừng máy.
 Giảm tiêu thụ nhiên liệu và năng lượng: việc vệ sinh, tra dầu mỡ, thay thế
phụ tùng, v.v., thực hiện định kỳ giúp cho thiết bị hoạt động hiệu quả với hiệu
suất tốt nhất, giúp cải thiện việc tiêu thu nhiên liệu và năng lượng.
 Giảm thiểu thời gian dừng máy: với việc lập kế hoạch bảo trì định kỳ hiệu
quả, doanh nghiệp có thể tối ưu thời gian dừng máy để thực hiện công việc
một cách phù hợp và khoa học, tránh thời gian dừng máy không cần thiết hoặc
ảnh hưởng đến kế hoạch sản xuất.
 Chủ động trong công tác chuẩn bị: doanh nghiệp chủ động chuẩn bị và phân
bổ nguồn nhân lực, vật tư, cơng cụ,…theo kế hoạch đã được lập trước đó.
 Đảm bảo an toàn trong vận hành: tai nạn lao động có thể xảy ra khi thiết bị
gặp sự cố trong q trình vận hành. Bảo trì phịng ngừa làm tăng độ ổn định
trong hoạt động của thiết bị, đồng thời góp phần cải thiện mức độ an tồn cho
cán bộ vận hành.
 Giảm chi phí cho doanh nghiệp: sự cố chắc chắn xảy ra nếu doanh nghiệp chỉ
dựa vào phương pháp bảo trì khắc phục, việc hư hỏng đột ngột có thể làm gián
đoạn hoạt động sản xuất - kinh doanh, tăng chi phí khắc phục sự cố.
 Nâng cao mức độ tin cậy của doanh nghiệp: với việc đảm bảo thiết bị hoạt
động ổn định, giảm thiểu thời gian dừng máy, doanh nghiệp chủ động trong
4



Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

công tác vận hành sản xuất – kinh doanh, nâng cao hiệu quả, uy tín trong q
trình hoạt động của doanh nghiệp.
Khuyết điểm: tập trung nhiều dư liệu thiết bị, phân loại và nghiên về dữ liệu
nhà sản xuất hơn các quy định hiện hành, mức độ bảo trì khơng phù hợp cho TBA
110kV trở lên
2.2.2. Phương pháp bảo trì khắc phục (Corrective Maintenance-CM)
Là các hoạt động bảo trì khắc phục sự cố khi thiết bị, tài sản hư hỏng đột ngột
hoặc các lỗi tiềm ẩn được phát hiện trong quá trình bảo trì định kỳ mà khơng có bất
kỳ một kế hoạch bảo trì nào được lập trước đây.
Hiện nay, việc xảy ra sự cố được xem là một thảm họa của hệ thống điện và có
thể gây ảnh ưởng rất nhiều khía cạnh như: kinh tế, kỹ thuật (thiết bị hư hỏng nặng)
và thời gian tái lập điện. Phương pháp bảo trì khắc phục là khơng thể thiếu nhưng
cũng có ưu khuyết điểm riêng và chỉ thích hợp cho những trường hợp ít xảy ra sự cố
như đường dây trên khơng, các thiết bị thiên về cơ khí như: Dao cách ly, Cầu ngắt
chì tự rơi,…
Ưu điểm:
 Khơng cần lên kế hoạch phức tạp do hoạt động bảo trì chỉ xảy ra khi lắp mới,
thay thế thiết bị hư hỏng.
 Khơng cần nhiều đến chi phí tài chính, hành chính vì hoạt động này chỉ mang
tính chất phản ứng tức thời.
 Quy trình đơn giản hơn vì chỉ thực hiện khi có sự cố xảy ra.
Khuyết điểm:
 Có nguy cơ gây ra những rủi ro về thời gian, chi phí và ảnh hưởng đến kế

hoạch sản xuất – kinh doanh của doanh nghiệp.
 Có thể dẫn đến mức độ hư hỏng nặng cho các thiết bị điện.
Qua đó nhận thấy phương pháp này khơng phù hợp cho bảo trì thiết bị tại TBA
110kV, nếu đến khi xảy ra sự mới xây dựng kế hoạch bảo trì, sửa chữa thì việc phục
hồi lại nguồn cung cấp điện là rất khó khăn và tốn chi phí rất nhiều.
2.2.3. Phương pháp bảo trì dựa trên thời gian thực (Time Based Maintenance
-TBM)
Đối với các thiết bị điện tại trạm và điển hiện là MBA, MC và cáp ngầm 22kV
phải thử nghiệm định kỳ lại trong thời gian 1 năm và tối đa là 3 năm theo văn bản số
3075/CV-EVN-KTLĐ ngày 14/07/2003 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về việc
quy định tạm thời các hạng mục, khối lượng thí nghiệm định kỳ cho thiết bị điện.
Theo yêu cầu của nhà sản xuất chỉ dựa trên các định mức trung bình hoặc tối ưu nhất
trong sản xuất mà khơng căn cứ vào tình trạng thực tế sử dụng của thiết bị đó (tình

5


Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

trạng vận hành – quá tải, non tải, điện áp, dòng điện, tuổi thọ vận hành,…) khiến cho
cơng việc bảo trì khơng đánh giá và xử lý được tình trạng làm việc của thiết bị đó.
Bảo trì dựa trên thời gian thực (TBM) đề cập đến việc thay thế hoặc đổi mới
một thiết bị để khôi phục độ tin cậy của nó vào một thời điểm, khoảng thời gian hoặc
cách sử dụng cố định bất kể tình trạng thiết bị như thế nào. Hiện nay, việc áp dụng
phương pháp bảo trì TBM chưa đáp ứng được hết các nhu cầu hiện nay và phương
pháp này có những ưu khuyết điểm như sau:
Ưu điểm:

 Đầu tiên, việc đào tạo cho các nhiệm vụ dựa trên thời gian tương đối đơn
giản và không địi hỏi đào tạo chun sâu.
 Chi phí thấp hơn so với bảo trì khắc phục sự cố (CM).
 Thứ ba, TBM dễ thực hiện hơn so với các phương pháp khác như bảo trì dự
đốn (PdM) hoặc giám sát dựa trên điều kiện, vì khơng u cầu các cảm biến
hoặc thiết bị bổ sung để quyết định khi nào tài sản cần bảo dưỡng.
 Thứ tư, lịch trình bảo trì có thể dự đốn được và nhất qn do TBM tuân theo
một khoảng thời gian đã định.
 Cuối cùng, TBM hiệu quả đối với tài sản chạy liên tục, vì hao mịn của tài
sản này dễ dự đốn hơn, cho phép cơng việc bảo trì được lên lịch định kỳ.
Khuyết điểm:
 Bảo trì TBM sẽ khơng phản ánh đầy đủ tình trạng thực tế của thiết bị và
khơng đảm bảo việc bảo trì ln diễn ra vào đúng thời điểm cần thiết.
 Trong số trường hợp cần phải bảo dưỡng đặc biệt hoặc không thể dựa trên
thời gian để lên kế hoạch bảo dưỡng định kỳ, ví dụ như các thiết bị hoạt động
ngoài trời, bị ảnh hưởng bởi mơi trường thì việc ứng dụng TBM sẽ khơng
mang lại hiệu quả như mong muốn.
Như vậy, phương pháp Bảo trì dựa trên thời gian thực (TBM) thường được áp
dụng trong cơng tác quản lý bảo trì đối với các thiết bị hoặc hệ thống hao mịn chậm,
khơng được trang bị cảm biến đo lường tình trạng và khơng dễ dàng thay thế. Trong
những trường hợp này, việc thực hiện các hoạt động bảo trì định kỳ theo phương pháp
TBM có thể giúp đảm bảo sự hoạt động liên tục của thiết bị và ngăn ngừa các sự cố
khơng đáng có. Đối với các thiết bị tại TBA 110kV, 220kV thì việc theo dõi, giám
sát các thông số thử nghiệm là rất cần thiết và dần phưng pháp này chưa đáp ứng nhu
cầu thực tiễn.
2.2.4. Phương pháp bảo trì theo điều kiện vận hành (Condition Based
Maintenance – CBM)
Đi cùng với sự phức tạp của hệ thống thiết bị và sự đa dạng hóa của các nhiệm
vụ, cơng việc bảo trì thiết bị chứa đựng rất nhiều bất trắc. Ở một mức độ nhất định,
6



Luận văn Thạc sĩ

GVHD: Võ Ngọc Điều
HVTH: Nguyễn Nhật Trung

các mơ hình bảo trì truyền thống thường gây ra tình trạng bảo trì khơng đủ hoặc bảo
trì q mức, một quyết định bảo trì hợp lý và năng động là điểm mấu chốt để quản lý
bảo trì hiệu quả và có lợi nhuận [4].
Theo thống kê khi áp dụng bảo trì theo CBM vào các TBA 110kV tại khu vực
TP.HCM của Tổng Công ty Điện lực TPHCM (EVNHCMC) cho thấy kết quả thử
nghiệm đạt rất tốt và cụ thể như sau:
 EVNHCMC đã áp dụng thí điểm thành cơng phương pháp trên cho 04 trạm
110kV. Việc áp dụng phương pháp CBM đã giúp EVNHCMC sớm phát hiện
các nguy cơ có thể gây ra sự cố để đưa ra các biện pháp xử lý kịp thời [18].
 Điển hình, tại trạm 110 kV Trường Đua, đã phát hiện giá trị tandelta của sứ
cao 3 pha cao bất thường so với ngưỡng cho phép. Tổng công ty đã phối hợp
với Công ty Đông Anh tháo và kiểm tra ty sứ cao, phát hiện tiếp xúc xấu giữa
ty sứ và đầu cosse MBA, tiến hành thay thế kịp thời đầu cosse. Sau khi thay
thế, thực hiện thử nghiệm lại và cho ra kết quả tốt [18].
 Tương tự, tại trạm 110 kV Bến Thành, phương pháp CBM đã phát hiện độ
lệch nhiệt độ của đầu cosse pha B so với 2 pha còn lại vượt mức cho phép. Khi
kiểm tra chuyên sâu, đã phát hiện ty sứ pha tiếp xúc xấu và đã cho thay thế ty
sứ mới, thực hiện đo lại cho kết quả tốt [18].
Như vậy khi áp dụng phương pháp bảo trì dựa trên điều điện của thiết bị (CBM)
thì rất phù hợp cho hệ thống điện hiện nay. Với nhiều ưu điểm và ít khuyết điểm cho
thấy phương pháp CBM rất được quan tâm và đáp ứng nhu cầu của thực tiễn.
Ưu điểm:
 Loại trừ, phân tích được nhiều loại hư hỏng có thể xảy ra trước khi tiến hành

thử nghiệm. Nhân sự phải được đào tạo chuyên sâu.
 Có thể tổ chức thử nghiệm,phân tích bất kỳ thời điểm nào.
 Giảm chi phí sửa chữa, chi phí nhân công cho phép nhân viên sửa chữa, bảo
dưỡng theo đúng nhiệm vụ.
 Giảm tình trạng hư hỏng thiết bị, giảm chỉ số về mất điện của hệ thống
(System Average Interruption Duration Index – SAIDI).
 Tăng hiệu quả cho việc thực hiện sản xuất kinh doanh được giao; giúp rà
sốt tồn bộ hệ thống và tất cả các tài sản, thiết bị; thay việc bảo trì định kỳ
cứng nhắc bằng việc bảo trì linh hoạt, chủ động hơn và ngăn ngừa sự cố mất
điện.
Khuyết điểm: có một yếu tố là phương pháp CBM sẽ tính tốn và phải thử
nghiệm với tần suất khơng có định dựa theo tình trạng của từng thiết bị điện tại trạm.

7