Nghiên cứu tự động hóa lưới điện phân phối để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Danh mục các hình vẽ, đồ thị Hình 2.4 Trạng thỏi làm việc và trạng thỏi hỏng húc của cỏc phần Hình 2.5 Mụ hỡnh trạng thỏi của cỏc phần tử 32 Hình 3.1 Sơ đồ phối hợp phõn đoạn sự cố giữa

Bộ Giáo dục và đào tạo

Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội

- - -

Nguyễn văn hải

NGHIấN CỨU TỰ ĐỘNG HểA LƯỚI ĐIỆN

PHÂN PHỐI ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY

Hà Nội 2010

Lời nói đầu

Cùng với sự phát triển của nền kinh tế - xã hội, nhu cầu sử dụng điện năng cùng với yêu cầu về sản lượng, chất lượng cung cấp điện tăng cao Tuy nhiên để tăng độ tin cậy sẽ dẫn đến sự tăng của vốn đầu tư Ngành điện Việt Nam đang phải đối phó với sự khó khăn về vốn đầu tư cho việc phát triển điện lực trong khi yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện ngày càng tăng

Để giải quyết bài toán tăng độ tin cậy cho lưới điện trong điều kiện hạn chế về vốn đầu tư, trong luận văn này, tác giả sẽ đưa ra phương pháp tính toán

độ tin cậy, tính toán lắp đặt các thiết bị đóng cắt để tăng cường độ tin cậy cho lưới điện trung thế dựa trên mối quan hệ giữa vốn đầu tư và độ tin cậy dựa trên hàm mục tiêu là hiệu quả kinh tế khi lắp đặt TBĐC đạt giá trị cao nhất, dựa trên phương pháp quy hoạch phi tuyến xấp xỉ để giải bài toán, từ đó sử dụng chương trình CONUT tính toán chế độ hệ thống điện của lưới điện trung áp của Viện năng lượng để xác định vị trí, số lượng, loại TBĐC lắp đặt trên lưới sau đó đề xuất các giải pháp để nâng cao độ tin cậy cho lưới điện trung thế Việt Nam

Để hoàn thành luận văn này, tác giả vô cùng biết ơn sự hướng dẫn và chỉ đạo tận tình của TS Phan Đăng Khải

Xin chân thành cảm ơn trung tâm bồi dưỡng sau đại học - Đại học Bách khoa Hà Nội

Tác giả rất mong nhận được sự bổ sung, góp ý hoàn thiện nội dung từ các thầy cô, các chuyên gia, bạn bè đồng nghiệp nhằm nâng cao tính khả dụng của luận văn này

Chơng I: Hiện trạng lưới điện phõn phối trung ỏp ở việt nam 3

1.1 Đặc điểm của lưới điện phõn phối trung ỏp 3

1.2 Xu thế phỏt triển của lưới phõn phối trung ỏp tại việt nam 9

1.3 Cỏc thiết bị phõn đoạn trong lưới điện phõn phối trung ỏp 10

Chơng II: Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện & Các giải

2.1.1 Độ tin cậy và cỏc chỉ tiờu thường dựng để đỏnh giỏ độ tin

2.1.2 Khỏi niệm về trạng thỏi hỏng húc của hệ thống điện

2.1.3 Tổn thất kinh tế do mất điện và ảnh hưởng của cấu trỳc

2.2.4 Cỏc chỉ số đỏnh giỏ độ tin cậy của hệ thống điện

2.4 Vấn đề độ tin cậy trong thiết kế phơng án cấp điện – Hàm

2.6 Các giải pháp tăng cường độ tin cậy ở lới điện phân phối điện

Chơng III: Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng giải pháp tự

động hóa thiết bị đóng cắt phân đoạn trên lưới điện phân phối

3.1 Hiện trạng Rơle bảo vệ trong hệ thống phân phối trung áp của

3.1.1 Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn mỏy cắt trung ỏp trong

3.1.2 Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn mỏy cắt trung ỏp trong

3.1.3 Hiện trạng về tự động húa trong hệ thống phõn phối

3.2 Phối hợp làm việc giữa các thiết bị tự động đóng lại (Recloser)

3.3 Giới thiệu chung về hệ thống tự động hóa phân vùng sự cố

Chơng IV: Tớnh toỏn lựa chọn vị trớ, chủng loại thiết bị đúng cắt

4.2.2 Bài toán xác định loại thiết bị đóng cắt lắp đặt 79

4.3.2 Bài toán tìm kiếm điểm mở mạch vòng tái cấu hình lưới

Chơng V: Tính toán lựa chọn vị trí, số lượng, chủng loại, thiết bị

đóng cắt tối ưu để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho một số

5.3 áp dụng tính toán cho các lưới điện cụ thể

Phụ lục

Danh mục các chữ viết tắt

ĐTC Độ tin cậy

Z, Zcp

Hàm chi phí do lắp đặt thiết bị phân đoạn và chi phí

có lợi từ việc giảm thiệt hại do gián đoạn cung cấp

điện mang lại

Danh mục các hình vẽ, đồ thị

Hình 2.4 Trạng thỏi làm việc và trạng thỏi hỏng húc của cỏc phần

Hình 2.5 Mụ hỡnh trạng thỏi của cỏc phần tử 32

Hình 3.1 Sơ đồ phối hợp phõn đoạn sự cố giữa recloser và dao cắt

Hình 3.2 Hệ thống điện sử dụng recloser phối hợp với LBS phõn

Hình 3.11 Điều khiển thời gian thực và hiển thị trạng thỏi lưới

Hỡnh 3.13 DAS cho hệ thống cỏp ngầm 71

Hình 5.1: Sơ đồ nguyên lý nhánh ĐH Cảnh Sát – Thụy Phương lộ

Hình 5.2 Nhập thông số đường dây đoạn 1 từ nút 1- nút 2 (ĐH

Hình 5.3: Nhập thông số đầu vào của phụ tải nút 2 (Tân Phương) 98

Hình 5.5 Thông số đầu vào tính độ tin cậy nhập vào nửa trái của

Hình 5.10: Lộ 373 - E22.3 sau khi lắp đặt TBĐC 105

Chapter I: Current Status medium voltage power grid in Vietnam Characteristics of medium-voltage power distribution networks, development trend of medium-voltage distribution network in Vietnam, equipment segment in the medium-voltage power distribution networks

Chapter II: Overview of reliability and power supply solutions to improve power system reliability Featured on the reliability of electrical systems, concepts and basic parameters to evaluate reliability power supply, reliability of the elements These solutions improve system reliability, the reliability problem in power supply design plan - a function evaluating the economic power plans, solutions for improving reliability in distribution, The solution strengthening grid reliability in electricity distribution in Vietnam

Chapter III: Enhance reliability by providing power solutions to automate switching equipment segment on medium voltage power distribution networks Coordinate work between devices automatically closed (Recloser) and the filter is downloaded (LSB), Introduction to automation system partition problem DAS (Automatic Distribution System) Chapter IV: Calculating selected location, category switching devices optimized segmentation to improve power supply reliability: Describe the problem-solution method, nonlinear planning method approximation, calculated Introduction mathematics

Chapter V: Calculations for some specific grids: application of computing to a medium voltage power distribution networks is different in different regions, calculating the number switching devices need to be installed on the net, checking the reasonableness of the switching devices results compared with existing calculations

Conclusion

PHẦN MỞ ĐẦU

Các thập kỷ trước, đánh giá về độ tin cậy lưới trung áp ít được chú ý bằng

đánh giá độ tin cậy nguồn điện, lưới truyền tải Lý do cơ bản là xây dựng các nhà máy điện đòi hỏi vốn đầu tư rất lớn và thiếu nguồn cũng như sự cố trên hệ thống truyền tải gây ảnh hưởng rất rộng đối với nền kinh tế - xã hội

Tuy nhiên việc phân tích các thống kê sự cố khách hàng cho thấy độ tin cậy của lưới trung áp ảnh hưởng lớn tới việc đảm bảo an toàn cung cấp điện cho khách hàng Mặt khác, trong thời gian qua thiệt hại về kinh tế - xã hội là rất lớn do độ tin cậy lưới trung áp không đảm bảo Tại Mỹ, trong một năm thiệt hại do mất điện gây ra ước tính 50 tỷ USD Công ty Điện lực PG & E phải bồi thường cho công ty chế biến các sản phẩm nấm CMI với số tiền 5, 5 triệu USD do độ tin cậy và chất lượng điện năng không đảm bảo theo hợp

đồng (số liệu năm 1995)

Đối với các nước đã hình thành thị trường điện, khi việc mua bán điện

được thực hiện theo đúng hợp đồng giữa bên mua và bên bán thì yêu cầu về độ tin cậy, chất lượng điện năng là một yêu cầu chính đáng và được những người làm công tác kinh doanh điện năng hết sức quan tâm

Cùng với việc gia tăng nhu cầu sử dụng điện, việc sử dụng các thiết bị

điện có yêu cầu chất lượng điện năng cao ngày càng gia tăng

Tuy nhiên, giá thành điện của điện năng phụ thuộc vào vốn đầu tư Tăng

độ tin cậy thì vốn đầu tư tăng làm cho giá thành điện năng cũng sẽ tăng theo

Từ giá thành điện năng, với mức lãi yêu cầu và thuế ta có giá bán điện Mỗi giá bán điện ứng với một mức tin cậy nhất định Như vậy, yếu tố độ tin cậy

ảnh hưởng rất lớn đến giá thành điện năng

Bài toán lựa chọn vị trí, loại thiết bị đóng cắt (TBĐC) nhằm tìm ra giải pháp tối ưu về hiệu quả kinh tế, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là một vấn

đề hết sức quan trọng trong quá trình quản lý, vận hành hệ thống cung cấp

điện (HTCCĐ)

Luận văn bao gồm 05 chương:

Chương I: Hiện trạng lưới điện trung áp ở Việt Nam: Đặc điểm lưới điện phân phối trung áp, Xu thế phát triển của lưới phân phối trung áp tại Việt Nam, Các thiết bị phân đoạn trong lưới điện phân phối trung áp

Chương II: Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện & Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho Hệ Thống Điện: Đặc trưng về độ tin cậy của hệ thống điện, Các khái niệm và thông số cơ bản để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, Độ tin cậy của các phần tử Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho hệ thống, Vấn đề

độ tin cậy trong thiết kế phương án cấp điện – Hàm kinh tế đánh giá một phương án cấp điện, Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho lưới phân phối, Các giải pháp tăng cường độ tin cậy ở lưới điện phân phối điện Việt Nam Chương III: Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng giải pháp tự động hóa thiết bị đóng cắt phân đoạn trên lưới điện phân phối trung áp như: Phối hợp làm việc giữa các thiết bị tự động đóng lại (Recloser) và dao cắt có tải (LSB), Giới thiệu chung về hệ thống tự động hóa phân vùng sự cố DAS ( Distribution Automatic System)

Chương IV: Tớnh toỏn lựa chọn vị trớ, chủng loại thiết bị đúng cắt phõn đoạn tối ưu để nõng cao độ tin cậy cung cấp điện: Mụ tả bài toỏn-phương phỏp giải, Phương phỏp quy hoạch phi tuyến xấp xỉ, Giới thiệu chương trỡnh tớnh toỏn

Chương V: Tính toán cho một số lưới điện cụ thể: áp dụng tính toán cho một số lưới điện phân phối trung áp hiện có tại các khu vực khác nhau, tính toán số lượng TBĐC cần lắp đặt trên lưới, kiểm tra sự hợp lý của các TBĐC hiện hữu so với kết quả tính toán

Kết luận

Chương 1

HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP

Ở VIỆT NAM 1.1 ĐẶC ĐIỂM CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP

Lưới phân phối gồm lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp Lưới phân phối trung áp có điện từ 6-35kV, lấy điện từ các trạm trung gian rồi cấp cho các trạm phân phối hạ áp Lưới phân phối hạ áp có cấp điện áp 380/220V hoặc 220/110V cấp điện trực tiếp cho các hộ tiêu thụ điện Trong

đề tài chỉ khảo sát đến lưới điện phân phối trung áp

Lượng điện năng bị mất chủ yếu do sự cố và ngừng điện kế hoạch của lưới phân phối Lượng vốn đầu tư cho lưới phân phối là khá lớn: Vốn cho lưới phân phối và truyền tải thường là 50% tổng vốn đầu tư cho hệ thống điện Tỷ

lệ tổn thất điện năng trên lưới chiếm tỷ lệ lớn khoảng 40-50% tổn thất toàn hệ thống

Lưới điện phân phối trung áp là lưới điện trực tiếp chuyển tải điện năng từ các trạm biến áp trung gian đến các trạm biến áp hạ áp cung cấp cho khách hàng, các đường dây phân phối trung áp thường được vận hành hở dạng lưới trục chính không phân đoạn, trục chính phân đoạn, mạch vòng kín vận hành hở… Thông thường lưới phân phối có số lượng các phần tử cao hơn nhiều so với các thành phần khác trong hệ thống điện nên xác suất sự cố cũng cao hơn nhiều Vì vậy, để đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng hầu hết các tuyến đường dây đều có mạch vòng liên kết với các đường dây, các nguồn kế cận Việc khôi phục cung cấp điện cho các hộ phụ tải sẽ giảm được rất nhiều thời gian bằng các thao tác đóng cắt tự động các thiết bị phân đoạn nằm trong mạch vòng Thời gian phục hồi cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ điện phụ thuộc vào khả năng tải của đường dây và nguồn dự phòng, vào khả năng tự động của các thiết bị phân đoạn

Lưới phân phối trung áp có đặc điểm là mỗi một đường dây phân phối thường có nhiều loại phụ tải khác nhau (phụ tải sinh hoạt, chiếu sáng công cộng, thương mại dịch vụ, nhà máy, phân xưởng sản xuất…) các loại phụ tải này phân bố một cách ngẫu nhiên không đồng đều trên các lộ đường dây và chúng có thời điểm sử dụng công suất lớn nhất khác nhau thay đổi trong ngày, trong tuần và trong mùa Vì thế trên các đường dây đồ thị phụ tải luôn thay đổi, không bằng phẳng, có thể gây ra hiện tượng quá tải tạm thời và tăng suất tổn thất của các lộ đường dây trong lưới điện phân phối trung áo Sự ảnh hưởng này nặng nề nhất là với các cấu trúc lưới điện phân phối trục chính có một nguồn cung cấp, các lưới phân phối dạng trục chính thường xuyên bị quá tải vào các thời gian phụ tải cực đại trong ngày và trong mùa, tổn thất công suất trên các đoạn đầu nguồn là rất lớn, hay xảy ra sự cố Ngoài ra sơ đồ lưới cung cấp điện trục chính còn có nhược điểm là độ tin cậy cung cấp điện thấp khi xảy ra sự cố điện, hoặc ít nhất thì các phần tử từ phân đoạn bị sự cố trở đi (theo hướng đi của dòng công suất) sẽ bị mất điện Để khắc phục nhược điểm này người ta dùng sơ đồ lưới phân phối kín vận hành hở có nhiều thiết bị phân đoạn và nhiều nguồn cung cấp

Lưới phân phối trung áp được phân loại theo các cách sau:

- Theo đối tượng và địa bàn phục vụ gồm có:

+ Lưới phân phối thành phố + Lưới phân phối nông thôn

+ Lưới phân phối xí nghiệp

- Theo không gian cấu trúc gồm:

+ Lưới phân phối trên không

+ Lưới phân phối cáp ngầm

- Theo cấu trúc lưới:

+ Lưới phân phối trục chính phân đoạn và không phân đoạn

+ Lưới phân phối kín vận hành hở

+ Hệ thống phân phối điện

Lưới trục chính phân đoạn và không phân đoạn còn được xếp vào loại

“cấu trúc tĩnh”, là cấu trúc không thể thay đổi sơ đồ vận hành Khi cần bảo dưỡng hay bị sự cố thì toàn bộ hay một phần lưới phân phối phải ngừng cung cấp điện Lưới kín vận hành hở còn được gọi là “cấu trúc động không hoàn toàn”do có thể thay đổi được sơ đồ vận hành

Ngoài ra lưới cấu trúc phân phối còn được chia thành “cấu trúc phát triển”(còn phát triển theo thời gian, không gian và cấu trúc “bão hòa” do phụ tải bão hòa không tăng thêm theo thời gian và không gian) Khi thiết kế, quy hoạch sơ đồ lưới có cấu trúc phát triển được chọn theo tình huống cụ thể và

có tính đến sự phát triển trong tương lai Còn đối với lưới bão hòa, các sơ đồ thiết kế thường là chuẩn có sẵn mẫu tối ưu

Lưới phân phối thường được đánh giá dựa trên các tiêu chuẩn sau:

+ Chất lượng điện áp

+ Độ tin cậy cung cấp điện

+ Hiệu quả kinh tế (giá thành truyền tải điện nhỏ nhất)

+ Độ an toàn cho người, thiết bị, nguy cơ hỏa hoạn

+ Độ linh hoạt trong vận hành

+ Lưới phân phối kín, vận hành hở

+ Ảnh hưởng tới môi trường

Các phần tử chính của lưới phân phối gồm có: Máy biến áp trung gian, máy biến áp phân phối, đường dây điện (dây dẫn và phụ kiện); các thiết bị đóng cắt và bảo vệ (Máy cắt vào dao cách ly, cầu chì, hệ thống bảo vệ rơle…); các thiết bị điều chỉnh điện áp, thiết bị thay đổi đầu phân áp dưới tải,

tụ bù, thiết bị đối xứng hóa, thiết bị lọc hài bậc cao…); thiết bị nâng cao độ

tin cậy (Tự động đóng lắp lại, tự động đóng nguồn dự trữ…); thiết bị đo lường, điều khiển từ xa…

Lịch sử phát triển và tồn tại của lưới phân phối trung áp ở Việt

Nam

Lưới phân phối trung áp ở Việt Nam có lịch sử hình thành phức tạp

bao gồm nhiều cấp biến điện áp 35, 22, 15, 10, 16 kV phân chia theo 3 miền với những đặc điểm lịch sử và công nghệ khác nhau Trong đó lưới 22kV mới

xuất hiện từ năm 1995 theo yêu cầu chuẩn hóa lưới điện trung áp

Lưới phân phối miền Bắc: Mạng lưới phân phối bao gồm các cáp điện

35, 22, 10, 6kV đường dây trên không và cáp ngầm trong đó lưới điện 22kV chỉ mới được xây dựng tại một số tỉnh thành phố lớn với khối lượng không lớn

Mạng lưới 35, 10kV được thiết kế sử dụng các thiết bị theo tiêu chuẩn của Liên Xô cũ Cấp điện áp 35kV vừa làm nhiệm vụ truyền tải điện thông qua các trạm trung gian 35/6 -10kV vừa đóng vai trò phân phối cho các phụ tải qua các trạm 35/0, 4kV Từ năm 1994 Bộ Năng lượng ra quyết định không xây dựng mới các trạm trung gian 35/6-10kV thì lưới 35kV làm nhiệm vụ phân phối mạnh mẽ, nhất là các tỉnh miền núi: Nghệ An, Thanh Hóa, Sơn La… đến nay lưới 35kV có khối lượng lớn nhất trong hệ thống lưới phân phối

ở Miền Bắc với 18000km đường dây lưới điện 35kV phù hợp với các vùng có phụ tải bé nằm rải rác với bán kính cấp điện lớn (miền núi, vùng sâu vùng xa) Lưới 35kV chủ yếu dùng loại dây từ AC-35 đến AC- 150 Với đặc điểm là bán kính cung cấp điện tương đối dài (110-120km) Nhiều đường dây 35kV là đường cung cấp điện mạch đơn nên độ an toàn cung cấp điện không cao

Mạng lưới 6kV tồn tại từ thời Pháp thuộc và phát triển trong những ngày đầu hình thành mạng điện ở Việt Nam, ở các thành phố lớn như Hà Nội, Hải Phòng, Nam Định (Cách đây 30 đến 40 năm) Ngoài ra, lưới 6kV còn

phát triển tương đối mạnh ở Bắc Giang, Phú Thọ, Hà Tây, Thái Nguyên, Thanh Hóa, Nghệ An… chủ yếu tập trung ở các thị xã thị trấn Lưới điện 6kV hiện nay đã trở nên cũ nát, chắp vá không đủ khả năng truyền tải công suất tới các hộ tiêu thụ Tỷ lệ tổn thất trên lưới cao, mức an toàn thấp Đường dây 6kV có tiết diện từ AC-35 đến AC-120, bán kính điện lớn Có những nơi lên đến 15km (Hải Phòng, Vinh, Thái Nguyên…) Lưới 6kV ngày càng tỏ ra không phù hợp với sự gia tăng phụ tải nhất là ở các tỉnh thành phố lớn Từ năm 1994, lưới 6kV hầu như không phát triển thêm Đến nay lưới 6kV ở miền Bắc chỉ còn 2590km tổng chiều dài đường dây Tương lai lưới 6kV sẽ được dần xóa bỏ để cải tạo sang cấp điện áp 22kV

Lưới 10kV xuất hiện ở miền Bắc sau năm 1954 Hiện nay cùng với lưới 35kV lưới 10kV trở thành lưới phân phối địa phương chủ yếu của Miền Bắc với 10911km đường dây Lưới 10kV phát triển rộng khắp các xã, huyện thành phố ở Miền Bắc tập trung chủ yếu ở miền đồng bằng Trung du Cũng như lưới 35kV lưới 10kV đã phục vụ đắc lực cho sản xuất nông nghiệp và đời sống đồng bào nông thôn miền Bắc Việt Nam Hiện tại lưới 10kV có đường dây phát triển tương đối dài, có nơi tới 25km, đường dây chắp vá, tiết diện nhỏ, chủ yếu AC-35, 50, 70 gây tổn thất công suất, tổn thất điện áp lớn Nhiều nơi lưới lưới 10kV và 6kV vận hành thành tia Liên kết các đường dây còn yếu, độ linh hoạt kém, vì vậy sự cố xảy ra thời gian mất điện kéo dài Từ 1995 lưới 10kV được hạn chế không phát triển nhiều

Mạng 6kV, 10kV được sử dụng cả hai dạng: Đường dây cáp ngầm và đường dây trên không Trong đó hệ thống cáp ngầm chủ yếu được xây dựng trong các thành phố lớn, cả ba hệ thống lưới 6, 10, 35kV đều thuộc loại có trung tính nhưng không nối đất trực tiếp

Trạm biến áp tiêu thụ 35, 10, 6/0, 4kV ở miền Bắc chỉ sử dụng loại máy 3 pha với công suất 50, 100, 160, 250, 320, 400, 560, 630, 750,

1000kVA Các tỉnh có lưới điện phát triển sớm ở miền Bắc hầu như đều sử dụng nhiều máy biến áp có công suất lớn: 320, 400, 560kVA Các trạm công cộng ở thành phố lớn, thị trấn thường vận hành trong tình trạng tương đối đầy tải Vào các giờ cao điểm hay xảy ra sự cố mất điện Các trạm biến áp tiêu thụ

ở các vùng nông thôn miền núi đa phần được cấp điện theo mạng lưới trục chính, thiết bị cũ nát ít được duy tu bảo dưỡng nên khi xảy ra sự cố thì thời gian mất điện thường kéo dài gây ảnh hưởng nhiều tới đời sống sinh hoạt và sản xuất của nhân dân

Lưới phân phối miền Nam: Mạng lưới phân phối miền Nam bao gồm

4 cấp điện áp 35, 22, 15, 6kV Riêng cấp điện áp 15kV là cấp trung tính nối dất trực tiếp còn lại các cấp điện áp khác cũng giống như hệ thống điện miền Bắc đều là loại trung tính không nối đất trực tiếp Sau năm 1974 ở miền Nam xuất hiện điện áp 10 và 35kV với số lượng nhỏ

Đến nay toàn bộ lưới 10kV đã được cải tạo sang cấp 22kV cùng với khối lượng xây dựng mới, tổng chiều dài đường dây đạt 1463km, lưới điện 22kV mới xuất hiện năm 1995 nhưng đã được phát triển nhanh so với miền Bắc chủ yếu tập trung ở các tỉnh như Ninh Thuận, Tây Ninh, Minh Hải…

Cấp 15kV được thiết kế sử dụng các thiết bị theo tiêu chuẩn của Mỹ trước đây và là cấp điện áp được phát triển mạnh mẽ ở hầu hết các tỉnh, hiện nay vẫn được coi là cấp phân phối chủ yếu của miền Nam với tổng chiều dài đường dây là 35671km

Hiện tại toàn miền Nam chỉ còn 82km đường dây 6kV tập trung nhiều tại thành phố Hồ Chí Minh Lưới 6kV được xây dựng theo tiêu chuẩn của Pháp trước đây, hiện cũng đang được cải tạo sang cấp 22kV Trạm biến áp phân phối ở miền Nam tồn tại ở cả loại 3 pha và 1 pha với dải công suất tương đối rộng từ 10kVA đến 750kVA qua điều tra cho thấy việc sử dụng

công suất máy biến áp một pha có tính linh hoạt và hợp lý cho các khu vực dân cư

Lưới phân phối miền Trung: Lưới phân phối mang cả 2 đặc điểm của

miền Bắc và miền Nam, gồm 5 cấp điện áp 6, 10, 15, 22, 35kV

* Đánh giá chung những tồn tại của lưới phân phối trung áp Việt

Nam:

- Kết cấu lưới phân phối của Việt Nam trừ một số đô thị mới như Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đà Nẵng… có kết cấu mạch vòng vận hành hở, còn đại đa số là kết cấu trục chính không có dự phòng, mức độ tin cậy cực thấp

- Đặc điểm lưới phân phối Việt Nam trước kia và hiện nay mang tính phân miền rõ rệt

+ Đặc trưng chủ yếu của hệ thống lưới phân phối miền Bắc là cấu trúc mạng phân phối 6-10kV với hệ thống ba pha dây có trung tính không nối đất trực tiếp, không phổ biến mạng phân phối một pha

+ Đặc trưng của hệ thống phân phối ở miền Nam là sử dụng nhiều cấp điện áp 15kV với hệ thống 3 pha 4 dây có trung tính nối đất trực tiếp

+ Tại miền Trung phát triển mạng phân phối mang cả hai đặc điểm của miền Bắc và miền Nam

- Tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau đã gây nhiều hậu quả phiền phức, khó khăn trong thiết kế, quản lý và cũng như tiêu chuẩn hóa làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đường dây nên trong hệ thống phân phối còn tồn tại nhiều mạng trục chính, độ tin cậy thấp

1.2 XU THẾ PHÁT TRIỂN CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI TRUNG ÁP TẠI VIỆT NAM

Để khắc phục tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối như hiện nay, Bộ Năng Lượng (nay là Bộ Công Thương) đã ra quyết định số

1867NL/KHKT ngày 12/9/1994 về việc sử dụng cấp điện áp phân phối 22kV thống nhất trên toàn quốc Các cấp điện áp (6, 10, 15, 35kV) hiện nay sẽ có kế hoạch chuyển dần sang một cấp điện áp 22kV ở các khu vực thành thị, đồng bằng trung du và cấp điện áp 35kV ở miền núi Trong năm 2005 toàn bộ lưới 6kV được cải tạo sang 22kV mà trước tiên thực hiện tại các thành phố lớn như: Hà Nội, Hải Phòng, Vinh, Thành phố Hồ Chí Minh…

Giai đoạn 2006-2010 sẽ tiếp tục cải tạo hệ thống 10, 15, 35 sang 22kV Kinh nghiệm của một số nước cho thấy, để đảm bảo cung cấp điện an toàn tin cậy việc phát triển giữa nguồn và lưới cần được cân đối theo tỷ lệ 50-

50, giữa lưới truyền tải và phân phối là 30-70 hoặc 40-60

Ngoài ra, trong các giai đoạn phát triển tiếp theo, việc vận hành kinh

tế hệ thống điện, giảm tổn thất điện năng, cung cấp điện an toàn tin cậy, đảm bảo chất lượng điện năng ngày càng cao cho khách hàng sẽ là những yêu cầu bức xúc cần được đáp ứng

Theo kế hoạch phát triển từ nay đến năm 2010, lưới điện phân phối sẽ được xây dựng thêm 282714km đường dây trung và hạ áp, tăng 183% so với khối lượng hiện nay và 19010 MVA công suất máy biến áp phân phối, tăng

78, 9% so với hiện nay

1.3 CÁC THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN TRONG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TRUNG ÁP

Để phân đoạn lưới phân phối nâng cao độ tin cậy, giảm thời gian gián đoạn cung cấp điện ngoài các thiết bị cổ điển như DCL, dao cắt tải, người ta còn sử dụng một số thiết bị tự động để làm thiết bị phân đoạn như: máy cắt, dao cách ly tự động, máy cắt có tự động đóng lại, tự động đóng nguồn dự phòng…

Việc quyết định sử dụng các thiết bị tự động cần phải xem xét từ nhiều khía cạnh của hệ thống cung cấp điện, phải phối hợp thỏa hiệp nhiều mặt như

chọn sơ đồ nối dây, chọn thiết bị, hình thức bảo vệ, trình độ vận hành và khai thác thiết bị tự động… với chi phí đầu tư tương ứng

1.3.1 Dao cách ly thường (DS)

Là loại thiết bị được dùng làm thiết bị phân đoạn phổ biến nhất hiện nay vì giá thành rẻ và phù hợp với thực trạng lưới điện phân phối của Việt Nam Lưới điện phân phối của nước ta hiện nay ngoài một số khu vực nội thành các thành phố lớn có hệ thống lưới phân phối trung áp ngầm như Hà Nội, thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng những khu vực ngoại thành và các tỉnh thành phố khác có đặc điểm mật độ phụ tải không cao, địa bàn cung cấp điện trải dài trên một vùng rộng lớn thì hệ hệ thống đường dây điện phân phối trung áp trên không vẫn chiếm phần lớn Với những lưới phân phối trên không cấp điện cho một địa bàn rộng với mật độ phụ tải không cao DS vẫn được sử dụng DS có nhược điểm là không đóng cắt tải và không điều khiển từ xa được nên khi thao tác phải cắt điện đầu nguồn và thao tác dao cách ly tại chỗ

Vì thế thời gian thao tác lâu, đặc biệt khi xảy ra sự cố trên đường dây, nếu không phát hiện được bằng mắt phải đóng/cắt thử cầu dao cách ly để phân đoạn cách ly điểm sự cố sẽ mất rất nhiều thời gian, phải đóng cắt máy cắt nhiều lần, giảm tuổi thọ cả máy cắt và giảm độ ổn định cung cấp điện Tuy nhiên vì các lý do kinh tế, tính chất, yêu cầu độ tin cậy cung cấp điện của các loại hộ phụ tải thì DS vẫn được sử dụng trên lưới, đặc biệt là các vùng ngoại thành, nông thôn

1.3.2 Dao cách ly tự động (DCLTĐ)

DCLTĐ khác với DS 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, ưu điểm này của DCLTĐ làm giảm thời gian tìm kiếm xác định sự cố và thời gian gián đoạn cung cấp điện

Tuy nhiên, do không đóng cắt có tải được nên khi chuyển tải, tái cấu hình lưới để cải thiện các thông số vận hành phải cắt nguồn cung cấp, gây ra tình trạng mất điện không cần thiết, làm giảm độ tin cậy và ổn định của hệ thống điện Trong lưới điện phân phối trung áp của Việt Nam DCLTĐ chưa được sử dụng rộng rãi

1.3.3 Dao cắt tải (LSB)

Dao cắt tải (LSB) là thiết bị đóng cắt có tải được sử dụng tương đối phổ biến hiện nay ở các khu vực các đô thị có lưới điện phân phối trung áp ngầm LSB có thể đóng cắt có tải nên khi thao tác không cần phải cắt điện, tránh hiện tượng mất điện không cần thiết của các phụ tải khi phải đổi nguồn, san tải hoặc cắt điện một phần lưới điện để thao tác

Điểm hạn chế của LSB là không kết hợp được với các điều khiển từ xa, các thiết bị bảo vệ nên thời gian thao tác cô lập sự cố lâu do phải thao tác tại chỗ Tuy nhiên với ưu điểm có khả năng đóng cắt có tải, giá thành thấp, trong các trường hợp ngừng điện kế hoạch, LSB có ưu điểm hơn hẳn so với các thiết bị như DS, DCLTĐ nhờ khả năng đóng cắt có tải nên được sử dụng rộng rãi ở các khu vực có mật độ phụ tải cao như Hà Nội, Hải Phòng…

1.3.4 Máy cắt có trang bị thiết bị tự động đóng lại (TĐL)

Thực chất TĐL là khi một phần tử của hệ thống cung cấp điện tự động cắt

ra, sau một thời gian xác định lại được đóng trở lại vào hệ thống (nếu như không bị cấm lại) và nguyên nhân làm cho phần tử bị cắt ra không còn nữa thì phần từ đó có thể tiếp tục làm việc Thời gian đóng lại càng ngắn càng tốt, song thời gian đó phải đủ lớn để các rơ le bảo vệ trở lại vị trí ban đầu và đảm bảo điều kiện khử ion tại điểm ngắn mạch Có như vậy, khi thiết bị được đóng trở lại, hồ quang chỗ ngắn mạch không tiếp tục phát sinh Thông thường đối với mạng trung áp thời gian tự động đóng lại được lấy bằng 0,2s

Đối với đường dây trên không tỷ lệ sự cố thoáng qua rất cao như phóng điện chuỗi sứ khi quá điện áp khí quyển, dây dẫn chạm nhau khi đung đưa hoặc lúc gió to, đường dây và thanh góp bị ngắn mạch bởi những vật khác nhau, đường dây và máy biến áp bị cắt ra do các thiết bị bảo vệ làm việc không chọn lọc… Vì vậy, TĐL có xác suất thành công cao, được sử dụng hiệu quả với các lưới phân phối trung áp trên không

Với việc sử dụng TĐL các sự cố thoáng qua sẽ được khôi phục cung cấp điện trong thời gian tối thiểu, do đó thiệt hại kinh tế do ngừng cung cấp điện được giảm đáng kể Ngoài ra TĐL còn tăng độ ổn định và độ tin cậy của hệ thống điện, việc lắp đặt, thao tác và vận hành TĐL lại tương đối dễ dàng nên được sử dụng phổ biến trên lưới phân phối trung áp trên không ở Việt Nam

1.3.5 Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD)

Một số trong những biện pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là đặt các phần tử dự phòng trong hệ thống cung cấp điện Để đưa các phần tử dự phòng vào làm việc nhanh chóng và an toàn thường đặt các thiết bị tự động đóng dự phòng Trong các trường hợp này khi nguồn làm việc bị cắt ra thì thiết bị TĐD sẽ đóng nguồn cung cấp dự phòng TĐD hoặc các thiết bị dự phòng được sử dụng trong trường hợp thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện cao hơn tiền thiết bị TĐD

TĐD của nguồn cung cấp và thiết bị đường dây, máy biến áp, máy phát, thanh góp, các phân đoạn và hệ thống thanh cái, động cơ điện thường xảy ra sau khi có bất kỳ dạng bảo vệ nào tác động nào hay máy cắt điện tự cắt ra Thời gian đóng dự phòng thường được chỉnh định trong khoảng 0, 5 – 1, 5s Nếu chỉnh định thời gian lớn hơn nữa thì các động cơ tự khởi động lại sẽ bị khó khăn

Tuy nhiên việc tự động hóa lưới điện phân phối trung áp chưa cao nên TĐD thường chỉ dùng tại các trạm tryền tải để đóng nguồn dự phòng cung

cấp cho các thiết bị điều khiển, chiếu sáng sự cố… Ngoài ra TĐD được lắp đặt để đóng nguồn dự phòng cho các thanh cái tại các trạm biến áp khi máy biến áp hoặc một trong các lộ đường dây cấp tới cho máy biến áp bị mất điện, TĐD sẽ tự động đóng nguồn từ các máy biến áp còn lại

Đối với lưới phân phối trung áp TĐD hiện nay chỉ có thể lắp đặt tại đầu nguồn cho các lộ đường dây phân phối trung áp có yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cao để khi xảy ra sự cố, thanh cái cấp nguồn cho lộ đường dây bị mất điện thì TĐD sẽ đóng nguồn dự phòng từ thanh cái khác không bị sự cố

1.3.6 Máy cắt (MC)

Trong trường hợp lưới phân phối trung áp được phân đoạn bằng máy cắt, khi một phần tử sự cố, máy cắt phân đoạn ở đầu phần tử sự cố sẽ tự cắt và cô lập phần tử sự cố Các phần tử trước phần tử sự cố hoàn toàn không bị ảnh hưởng Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của lưới phân phối giảm được tổn thất kinh tế do mất điện nhưng cần phải đầu tư vốn cho nên chỉ

sử dụng khi lợi ích kinh tế thu được nhờ giảm thời gian đoạn cung cấp điện lớn hơn giá trị kinh tế đầu tư của máy cắt

Máy cắt điều khiển từ xa để đóng cắt các phân đoạn, khi phải ngừng điện

kế hoạch hay sự cố, việc dùng máy cắt điều khiển từ xa có thể giúp cho điều

độ viên điều khiển việc đóng cắt phân đoạn lưới dừng điện kế hoạch, cô lập điểm sự cố một cách nhanh chóng, giảm đáng kể thời gian so với thao tác tại chỗ Máy cắt điều khiển từ xa còn có ưu điểm là có thể đóng cắt có tải nên việc chuyển tải các đường dây, giảm tổn thất điện áp và tổn thất công suất có thể thực hiện rất dễ dàng không cần phải ngừng điện đầu nguồn, độ tin cậy cung cấp điện và ổn định hệ thống điện rất cao

Tuy nhiên, mô hình dùng máy cắt điều khiển từ xa này chưa thể áp dụng vào lưới điện phân phối Việt Nam tại thời điểm này khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa còn chưa áp dụng rộng rãi trong lưới điện phân phối, việc lắp

đặt một máy cắt và hệ thống thông tin điều khiển ngoài trời là chưa khả thi và không kinh tế so với hiệu quả kinh tế thu được

1.3.7 DAS

Lưới điện phân phối trung áp được phân đoạn bằng hệ thống tự động hóa DAS – Distribution Automatic System – có các ưu điểm nổi trội so với các hệ thống lưới điện phân phối trung áp sử dụng các thiết bị phân đoạn nêu

trên nhờ khả năng tự động hóa, giám sát và điều khiển từ xa

Hệ thống DAS cung cấp chức năng điều khiển và giám sát từ xa các giao cách ly phân đoạn tự động, phối hợp giữa các điểm phân đoạn trên lưới điện phân phối trung áp, nhờ đó cô lập được phân đoạn sự cố, khôi phục việc cung cấp điện năng cho phần còn lại của hệ thống không bị sự cố

Lưới điện phân phối trung áp sử dụng hệ thống DAS có thời gian cách

ly sự cố và khôi phục cung cấp điện cho các phân đoạn không bị hỏng hóc rất nhỏ, thường từ vài giây đến vài phút do đó độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối trung áp phân đoạn bằng DAS rất cao

Thực tế, do chi phí đầu tư khá cao cùng với hiện trạng lưới điện phân phối trung áp ở Việt Nam thường có tình trạng chắp vá, thiếu đồng bộ nên việc triển khai hệ thống DAS vẫn trong giai đoạn nghiên cứu khả thi Tuy nhiên, với sự phát triển của công nghệ và yêu cầu về chất lượng điện năng của các phụ tải ngày càng cao thì xu hướng lắp đặt hệ thống DAS là tất yếu

Chương 2

TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN & CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CHO HỆ THỐNG

ĐIỆN 2.1 ĐẶC TRƯNG VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN

Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng đến các hộ tiêu thụ Điện năng phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng pháp định và độ tin cậy hợp lý Hệ thống điện phải được phát triển tối ưu và

vận hành với hiệu quả kinh tế cao nhất

Về độ tin cậy, hệ thống điện là hệ thống phức tạp được thể hiện trong: + Cấu trúc phức tạp:

- Số lượng rất lớn các phần tử thuộc nhiều loại khác nhau

- Sơ đồ đấu nối phức tạp

+ Hoạt động phức tạp

+ Rộng lớn trong không gian

+ Phát triển không ngừng theo thời gian

Sự phức tạp đó dấn đến sự cần thiết phải phân cấp hệ thống điện để có thể quản lý, điều khiển vận hành phục hồi rồi đưa trở lại làm việc Do đó các trạng thái hỏng hóc của các hệ thống cũng được phục hồi sau thời gian nhất định

Đa số các phần tử của hệ thống còn được bảo dưỡng định kỳ để có thể phục hồi khả năng làm việc đã suy giảm sau một thời gian làm việc

2.1.1 Độ tin cậy và các chỉ tiêu thường dùng để đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện

Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành đầy đủ nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận

hành nhất định

Mức đo độ tin cậy là xác suất hoàn thành một nhiệm vụ trong khoảng thời gian xác định Xác suất này được gọi là độ tin cậy của hệ thống (hay

phần tử)

Xác suất là đại lượng thống kê, do đó độ tin cậy là khái niệm có tính thống kê từ kinh nghiệm làm việc trong quá khứ của hệ thống (hay phần tử)

Đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi như hệ thống điện và các phần

tử của nó, khái niệm khoảng thời gian xác định không có ý nghĩa bắt buộc bởi

vì hệ thống làm việc liên tục Do đó độ tin cậy được đo bởi một đại lượng thích hợp hơn, đó là độ sẵn sàng

Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống (hay phần tử) hoàn thành hoặc sẵn sang hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ

Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái làm việc tốt trong thời điểm bất kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái làm việc tốt và tổng thời gian làm việc Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng đó là xác suất để hệ thống (hay phần tử) ở trạng thái hỏng hoặc không thể làm việc (sửa chữa)

Đối với hệ thống điện, độ sẵn sàng (cũng được gọi chung là độ tin cậy) hoặc độ không sẵn sàng chưa đủ để đánh giá độ tin cậy trong các bài toán cụ thể, do đó phải sử dụng thêm nhiều chỉ tiêu khác cũng có tính xác suất dưới đây:

- Xác suất thiếu điện cho phụ tải, đó là xác suất công suất phụ tải lớn hơn khả năng đáp ứng của lưới điện

- Xác xuất thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại

- Điện năng thiếu (hay điện năng không đáp ứng đủ) cho phụ tải, đó là

kỳ vọng điện năng phụ tải bị thiếu hụt do hỏng hóc, khả năng đáp ứng không

đủ của hệ thống trong một năm

- Thiệt hại về kinh tế tính bằng tiền do mất hoặc thiếu điện

- Thời gian mất điện trung bình cho một nút phụ tải trong một năm

- Số lần mất điện trung bình cho một nút phụ tải trong một năm

2.1.2 Khái niệm về trạng thái hỏng hóc của hệ thống điện

2.1.2.1 Trạng thái phần tử

Phần tử của hệ thống điện có thể ở các trạng thái khác nhau phụ thuộc vào tình trạng kỹ thuật và chức năng của chúng Mỗi trạng thái khác nhau phụ thuộc vào tình trạng kỹ thuật và chức năng của chúng Mỗi trạng thái kéo dài trong khoảng thời gian nhất định

Đặc trưng của trạng thái là: thời gian tồn tại của trạng thái, xác suất trạng thái và tần suất trạng thái

Tất cả các trạng thái có thể xảy ra ở phần tử tạo thành tập đủ các trạng thái của phần tử

Việc phần tử ở trạng thái nào đó trong tập đủ các trạng thái là đại lượng ngẫu nhiên được cho bởi xác suất phần tử ở trạng thái đó hay gọi tắt lá xác suất trạng thái

Tổng xác suất trạng thái của tập đủ các trạng thái bằng 1

Ví dụ máy biến áp có hai trạng thái:

- Trạng thái tốt hay trạng thái làm việc

Hỏng máy phát

Nút nguồn

bị cô lập

Đường dây quá tải hoặc

điện áp nút không đạt Phụ tải mất điện

Mất công suất phát

Thiếu công suất phát

Độ dư thừa của lưới giảm

Nút tải bị cô lập

Hệ thống

bị phân rã Hệ thống điện suy sụp

Sự cố lan rộng

Hỏng đường dây và máy biến áp

Phần tử bao giờ cũng ở một trong những trạng thỏi của tập đủ cỏc trạng thỏi Cỏc trạng thỏi cú xỏc suất nhỏ cú thể bỏ qua trong cỏc bài toỏn khỏc nhau

Xỏc suất tốt của phần tử chớnh là độ sẵn sàng, cũn xỏc suất hỏng chớnh là

độ khụng sẵn sàng của phần tử

2.1.2.2 Trạng thỏi và hỏng húc của hệ thống điện

Trạng thỏi hệ thống điện là tổ hợp cỏc trạng thỏi của tất cả cỏc phần tử tạo thành nú Núi cỏch khỏc, mỗi trạng thỏi của hệ thống điện là sự xảy ra đồng thời cỏc trạng thỏi nào đú của cỏc phần tử Do đú xỏc suất trạng thỏi của cỏc phần tử với giả thuyết rằng cỏc phần tử trong hệ thống điện làm việc độc lập với nhau Đối với hệ thống điện, giả thuyết này đỳng với hầu hết cỏc phần

tử và do đú được ỏp dụng với hầu hết cỏc phần tử và do đú được ỏp dụng với hầu hết cỏc bài toỏn độ tin cậy Cỏc trạng thỏi của hệ thống điện được phõn chia theo tiờu chuẩn hỏng húc trong hệ thống điện, tiờu chuẩn này được lựa chọn khi nghiờn cứu độ tin cậy và phụ thuộc vào mục đớch bài toỏn cụ thể

Hình 2.1 Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện

Số các trạng thái của hệ thống điện rất lớn (bằng 2n) trạng thái với n là

số phần tử, mỗi phần tử tính với 2 trạng thái

Các trạng thái của hệ thống được đặc trưng bởi:

- Thời gian trung bình hệ thống ở trạng thái đó, gọi là thời gian trạng thái Ti

- Tần suất trạng thái fi, là số lần hệ thống rơi vào trạng thái i trong một đơn vị thời gian

- Xác suất trạng thái Pi là xác suất hệ thống ở trạng thái i, đó chính là thời gian tương đối hệ thống ở trạng thái i

Các trạng thái của hệ thống điện được chia làm 2 tập:

-Tập trạng thái tốt là tập hợp các trạng thái đảm bảo hệ thống làm việc bình thường

-Tập trạng thái hỏng trong đó hệ thống bị hỏng theo tiêu chuẩn đã chọn

Tổng xác suất của tập đủ các trạng thái hệ thống ∑PI =1

Trên hình 2.1 thể hiện mối quan hệ giữa các trạng thái hỏng của 2 phần

tử chính của hệ thống điện là máy phát và đường dây (bao gồm cả máy biến áp) với các trạng thái hỏng của của hệ thống điện Trên sơ đồ 2-1 cho thấy các trạng thái hỏng của hệ thống điện, tức là các trạng thái không hoàn thành nhiệm vụ gồm có:

-Phụ tải bị mất điện

-Hệ thống điện bị sụp đổ, mất điện một phần hoặc toàn bộ hệ thống

Các nguyên nhân trực tiếp khiến phụ tải phải mất điện gồm có:

-Thiếu công suất phát

-Nút tải bị cô lập do sự cố đường dây cấp điện trực tiếp đến

-Đường dây bị quá tải hoặc điện áp nút không đạt yêu cầu

-Hệ thống điện bị phân rã

Trạng thái hỏng của máy phát và đường dây có gây ra hỏng hệ thống điện hay không còn phụ thuộc vào cấu trúc hệ thống điện: độ dư thừa công suất phát, độ dư thừa khả năng tải của lưới điện và chính sơ đồ quan hệ trạng thái này cho thấy cần phải tác động thế nào để tăng độ tin cậy của hệ thống điện

2.1.3 Tổn thất kinh tế do mất điện và ảnh hưởng của cấu trúc đến mức độ tin cậy của hệ thống điện

Điện năng là động lực chính của toàn bộ hệ thống nền kinh tế quốc dân Việc mất điện sẽ gây ra các hậu quả xã hội, kinh tế rất lớn

Theo hậu quả của mất điện, các phụ tải được chia làm hai loại:

a) Loại phụ tải mà sự mất điện gây ra các hậu quả mang tính chính trị -

xã hội

b) Loại phụ tải mà sự mất điện gây ra hậu quả kinh tế

Đối với loại trên, phụ tải cần được cấp điện với độ tin cậy cao nhất có thể Còn đối với loại lưới là bài toán kinh tế - kỹ thuật trên cơ sở cân nhắc giữa vốn đầu tư vào hệ thống điện và tổn thất kinh tế do mất điện

Có 2 khái niệm về tổn thất kinh tế do mất điện

1 Tổn thất kinh tế cho các cơ sở sản xuất, kinh doanh cụ thể Đó là tổn thất kinh tế mà các cơ sở này phải chịu khi mất điện đột ngột hay theo kế hoạch Khi mất điện đột ngột, sản phẩm sẽ bị hỏng, sản xuất bị ngừng trệ gây

ra tổn thất kinh tế Tổn thất này có thể phụ thuộc số lần mất điện, điện năng bị mất hoặc đồng thời cả hai Khi mất điện theo kế hoạch, tổn thất này sẽ nhỏ hơn do cơ sở sản xuất được chuẩn bị

Các tổn thất kinh tế này được tinh toán cho từng xí nghiệp hoặc cơ sở kinh doanh cụ thể để phục vụ việc thiết kế cung cấp điện cho các cơ sở này

2 Tổn thất kinh tế nhìn từ quan điểm hệ thống điện Tổn thất này được tính toán từ các tổn thất thật ở phụ tải và theo các quan điểm của hệ thống

điện Nó nhằm phục vụ công việc thiết kế, quy hoạch hệ thống điện sao cho đáp ứng được các nhu cầu của phụ tải, đồng thời đảm bảo hiệu quả kinh tế của hệ thống điện

Tổn thất này được tính cho lưới phân phối, lưới truyền tải và nguồn điện một cách riêng biệt Nó cũng được tính cho từng loại phụ tải cho một lần mất điện, cho 1kW hoặc 1kWh tổn thất và cũng được tính theo thời gian mất điện

Ví dụ về giá tiền 1kWh điện năng mất:

+Ở Australia sử dụng bảng giá mất điện ($/kWh) như sau:

-Phụ tải dân dụng: 0.5 cho ngừng điện có kế hoạch; 1,5 cho ngừng điện

Yếu tố cấu trúc có ảnh hưởng đến độ tin cậy của hệ thống điện:

-Cấu trúc nguồn điện: Độ dự trữ công suất, các tổ máy dự trữ lạnh… -Cấu trúc lưới: Mạch vòng kín, nhiều lộ song song, …

-Cấu trúc hệ thống điều khiển: Thiết bị bảo vệ, thiết bị chống sự cố, hệ

thống thông tin, hệ thống điều khiển tự động, phương thức vận hành…

-Cấu trúc quản lý hệ thống: Hệ thống sẵn sàng can thiệp khi sự cố, dự

trữ thiết bị, phương tiện đi lại, tổ chức sửa chữa sự cố và bảo dưỡng định kỳ

Để nâng cao độ tin cậy đòi hỏi vốn đầu tư rất lớn, do đó độ tin cậy không phải được nâng cao bằng mọi giá Đầu tư vào nâng cao độ tin cậy chỉ

có hiệu quả khi mức giảm tổn thất kinh tế do nâng cao độ tin cậy lớn hơn chi phí để nâng cao độ tin cậy

Trong hàm mục tiêu của các bài toán xác định cấu trúc nguồn điện cũng như lưới điện, đều có thành phần tổn thất kinh tế do mất điện như đã nói

ở trên Tuy nhiên việc tính toán với yếu tố độ tin cậy như là điều kiện biên của bài toán, tức là chỉ tiêu gián tiếp về độ tin cậy như:

-Xác suất không xảy ra mất điện (độ tin cậy) phải bằng hoặc lớn hơn giá trị nào đó

-Xác suất xảy ra mất điện (độ rủi ro) phải nhỏ hơn giá trị nào đó

Các chỉ tiêu này được xác định trên cơ sở phân tích kinh tế - kỹ thuật

hệ thống điện

2.2 ĐỘ TIN CẬY CỦA CÁC PHẦN TỬ

Độ tin cậy của các phần tử là yếu tố quyết định độ tin cậy của hệ thống Các khái niệm cơ bản của độ tin cậy của phần tử cũng đúng cho hệ thống Do vậy việc nghiên cứu kỹ những khái niệm cơ bản của độ tin cậy của phần tử là điều rất cần thiết Trong phần này sẽ xét cụ thể độ tin cậy của phần tử không phục hồi và phần tử phục hồi

t R(t)

F(t)

F(t) R(t)

0 1

P (T≤ t) là xác suất để phần tử hỏng hóc trong khoảng thời gian từ thời điểm O đến thời điểm bất kỳ t; t: là biến số Đó cũng là xác suất để phần tử hỏng trước hoặc đúng thời điểm t

Hình 2.2 Đồ thị quan hệ giữa hàm phân bố và hàm mật độ

Độ tin cậy R(t)

Theo định nghĩa độ tin cậy, hàm tin cậy R(t) có dạng:

P (T>t) là xác suất để thời gian phục vụ lớn hơn t, cũng tức là hỏng hóc xảy ra ở sau thời điểm t:

Hàm tin cậy R(t) có tính chất biến thiên từ 1 đến 0: R(0) = 1, R(∞)

= 0

Cường độ hỏng hóc λ(t)

Cường độ hỏng hóc được định nghĩa như sau: Với ∆t thì λ(t).∆t chính

là xác suất để phần tử đã phục hồi đến thời điểm t sẽ hỏng trong khoảng ∆t tiếp theo

λ(t) =

) (

) (

t R

t

) (

) (

t F

t

Công thức (2-6) cho ta thấy mối quan hệ giữa các đại lượng: hàm phân

bố, hàm mật độ, độ tin cậy và cường độ hỏng hóc

Nếu lấy Logarit của R(t) rồi đạo hàm theo t, sẽ được

)) (

ln( t R

dt

) (

) ( '

t R

t

) (

) ( '

t R

t F

) (

) (

t R

t f

−

So với công thức (1-6) ta được

λ(t)=– ln( t R( ))

dt d

Trong hệ thống điện thường sử dụng:

λ(t) = λ = hằng số

Do đó:

R(t) = e- λt;(F(t) =1– e- λ t) f(t) = λ e- λt (2-8)

Luật phân bố này gọi là luật phân bố mũ

Thời gian làm việc trung bình TLV

Với λ= const thì R(t) = e-λt do đó

TLV = ∫∞

0 ) (t dt

tf = –∫∞

0

) (

dt

t dR

t = ∫∞

0 ) (t dt R

TLV =

λ

1 (2-9) Công thức (2-9) rất quan trọng, nó nói lên mối quan hệ giữa thời gian làm việc và cường độ hỏng hóc của các phần tử có luật phân bố mũ

Đối với các phần tử không phục hồi, độ tin cậy được mô tả nhờ λ(t) hoặc R(t)

2.2.2 Mô hình cường độ hỏng hóc

Trong thực tế, với các phần tử không phục hồi, λ(t) có dạng hình chậu

có thể chia thành ba miền theo các thời kỳ sau:

khuyết tật khi chế tạo lắp ráp,λ(t) giảm dần

II Thời kỳ làm việc bình thường của phần tử: λ = const

III Thời kỳ già cỗi λ(t) tăng dần

Đối với các phần tử phục hồi như hệ thống điện, các phần tử này có các

bộ phận luôn bị già hóa,do đó λ(t) luôn là hàm tăng, bởi vậy, người ta phải áp dụng các biện pháp bảo dưỡng định kỳ để phục hồi độ tin cậy của phần tử Sau khi bảo dưỡng định kỳ, độ tin cậy của phần tử trở lại giá trị ban đầu (hình 2.2) Bảo dưỡng định kỳ làm cho cường độ hỏng hóc có giá trị quanh giá trị trung bình λ tb

Khi xét khoảng thời gian dài, với các phần tử phục hồi có thể xem như

λ(t) là hằng số và bằng λ tb để tính toán độ tin cậy

Thêi ®iÓm b¶o d−ìng

Hình 2.3 Mô hình cường độ hỏng hóc 2.2.3.Phần tử phục hồi

2.2.3.1.Sửa chữa sự cố lý tưởng,có thời gian phục hồi t = 0

Giả thuyết rằng sửa chữa như mới Trong thực tế,đây là các trường hợp phần tử hỏng được thay thế rất nhanh bằng các phần tử mới Phần tử được xem như luôn luôn ở trạng thái tốt Đại lượng đặc trưng cho hỏng hóc của loại phần tử này là:

Tương tự nhưλ(t), đại lượng ω(t).∆ (t) là xác suất để hỏng hóc xảy ra trong khoảng (t, t + ∆t)

Dưới đây là thiết lập công thức tính ω(t):

Ta xét khoảng thời gian từ 0 tới t, trong đó phần tử có thể hỏng 1 lần, 2 lần đến k lần Đặt f1(t) là mật độ xác suất của thời gian làm việc đến lần hỏng đầu tiên:

f1(t) = fT(t)

f1(t) là mật độ xác suất của thời gian làm việc đến lần hỏng thứ 2…và

fK(t) là mật độ xác suất của thời gian làm việc đến lần hỏng thứ 2 là t-τ

Xác suất để lần hỏng thứ 2 xảy ra trong khoảng (t, t + ∆t) là

(

k

t t fk

So công thức trên với (1-10) ta được:

ω(t) = ∑∞

=

∆ 1

).

(

k

t t fk

Xét trong trường hợp f(t) = λ.e-λt khi đó thời gian đến lần hỏng thứ k tuân theo quy luật Poisson:

t

k k

k

t t

(

1

và: ω(t) = ∑∞

=1 ) (

1 )!

1 (

k

k k

1 )!

1 (

k

k k