Nghiên cứu này sử dụng phương pháp Nodal Effective Load Model có xét đến cường độ cưỡng bức FOR của tổ máy phát, máy biến áp và đường dây truyền tải để đánh giá các chỉ số độ tin cậy củ
GIỚI THIỆU
Tổng quan về hệ thống điện
Hệ thống điện (HTĐ) là một hệ thống bao gồm các nhà máy điện, các trạm biến áp, các đường dây tải điện, các trạm phân phối, và các phần tử khác được nối liền với nhau thành hệ thống như trình bày tại Hình 1 Nhiệm vụ cơ bản của HTĐ là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng đáp ứng nhu cầu của phụ tải (số lượng, chất lượng và độ tin cậy) với giá thành thấp nhất
Hình 1 Mô hình hệ thống điện cơ bản
1.1 Hệ thống điện Việt Nam
Từ năm 1954, điện mới được sử dụng rộng rãi hơn và trở thành động lực quan trọng thúc đẩy sự phát triển của đất nước Thời kỳ 1961- 1965, ở miền Bắc công suất đặt tăng bình quân 20% hằng năm Cùng với một số nhà máy điện được xây dựng dưới sự giúp đỡ của các nước XHCN mạng lưới điện 35 kV, rồi 110 kV đã được xây dựng, nối liền các nhà máy điện và các trung tâm phụ tải, hình thành nên HTĐ non trẻ của Việt Nam Thời kỳ 10 năm (1955 - 1965), ở miền Bắc, mức tăng công suất đặt trung bình là 15% Trong giai đoạn (1966 - 1975) do chiến tranh phá hoại ác liệt nên mức tăng công suất đặt bình quân chỉ đạt 2,6%/năm
Giai đoạn 1975 - 1994, HTĐ được phát triển mạnh với việc đưa vào vận hành một số nhà máy lớn với công nghệ tiên tiến như Nhiệt điện Phả Lại (440 MW), Thuỷ điện Trị
An (420 MW) và đặc biệt là Thuỷ điện Hoà Bình (1920 MW) và đồng bộ với các nguồn phát điện, hệ thống lưới điện được phát triển rộng khắp cả nước trên cơ sở đường trục là lưới điện 220kV
Năm 1994, việc đưa vào vận hành Hệ thống truyền tải 500 kV đã đánh dấu một bước ngoặt trọng đại trong lịch sử phát triển của HTĐ Việt Nam Từ đây, Việt Nam đã có một HTĐ thống nhất trong toàn quốc, làm tiền đề cho một loạt các công trình mới với công nghệ hiện đại được đưa vào vận hành sau này
Năm 1995, Thực hiện chủ trương cải cách cơ chế quản lý doanh nghiệp nhà nước trong thời kỳ đổi mới, trên cơ sở quyết định 91/TTg ngày 7/3/1994 của Thủ tướng Chính phủ, Tổng công ty Điện lực Việt Nam đã ra đời, với chức năng quản lý sản xuất, kinh doanh điện trong phạm vi toàn quốc Đây là một sự kiện quan trọng đánh dấu bước chuyển đổi sâu sắc về tổ chức quản lý, nâng cao tính chủ động trong sản xuất, kinh doanh, tạo tiền đề cho sự phát triển ngành điện Việt Nam mạnh mẽ, năng động
Và đến cuối năm 2004 tổng công suất đặt của toàn quốc là 11.340 MW, tăng trên
100 lần so với năm 1954 Về sản lượng điện tăng gấp gần 900 lần so với năm 1954 Hệ thống lưới điện truyền tải và phân phối đã trải rộng khắp mọi miền Tổ quốc
Về chỉ tiêu điện năng tính trên đầu người, thì năm 1965 đạt 30 kWh/người-năm, năm 1975: 56,2 kWh/đầu người-năm; năm 1980 đạt 67,7 kWh/đầu người-năm; năm 1985 đạt 84 kWh/đầu người-năm; năm 1995, điện bình quân một người là 198 kWh/người- năm, thì đến năm 2005 đã đạt trên 500 kWh/người-năm
Nhưng đến năm 2010 thì chỉ là 12.200 MW chỉ tăng 1,08 lần so với năm 2004 và điện bình quân một người 990kWh/người-năm tăng 440 kWh so với năm 2004
1.2 Tổng quan về thị trường điện
Hệ thống điện là một hệ thống bao gồm nhà máy điện, đường dây truyền tải, máy biến áp, đường dây phân phối và các phần tử khác Nhiệm vụ cơ bản của HTĐ là sản xuất và cung cấp điện năng tới nơi tiêu thụ một cách liên tục và chất lượng với giá thành thấp nhất Nhiệm vụ cơ bản của hệ thống truyền tải là vận chuyển điện năng từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ với độ tin cậy cao nhất
Do tính đặc thù của HTĐ nên thị trường điện có hai cấu trúc cơ bản là thị trường điện độc quyền và thị trường điện cạnh tranh Thị trường điện độc quyền là chính phủ quản lý chặt chẽ HTĐ từ khâu đầu tư, sản xuất, phân phối đến người tiêu dùng Vì thế yêu cầu về lợi nhuận có liên quan trực tiếp đến chi phí phục vụ dựa vào chi phí đầu tư Một trong những thuận lợi của quản lý tập trung là cân bằng tất cả mục tiêu yêu cầu để cung cấp điện năng với độ tin cậy cao Tuy nhiên, một trong những bất lợi lớn là quản lý tập trung, không tạo ra được thị trường cạnh tranh, không có nhiều lựa chọn cho người sử dụng, v.v Điều này làm cho hiệu quả không cao và không kinh tế Thị trường điện cạnh tranh là xu thế chung của thế giới hiện nay Cấu trúc của thị trường điện cạnh trạnh hoàn toàn dựa theo cấu trúc của HTĐ là các công ty nguồn điện (GENCOs), các công ty truyền tải (TRANSCOs) và các công ty phân phồi (DISCOs) Nhà nước có vai trò chi phối và đưa ra định hướng chung cho ngành điện, mọi thành phần kinh tế có thể tham gia đầu tư và mua bán điện năng Nhà nước chỉ giữ lại những nhà máy điện có công suất lớn nhằm chi phối và giữ ổn định năng lượng cho an ninh, quốc phòng Thị trường điện cạnh tranh là một nhân tố quan trọng cho sự phát triển ngành điện và lợi ích mang lại không chỉ cho nhà đầu tư mà còn cho khách hàng và quốc gia Bởi vì nó không chỉ tạo nên sự cạnh tranh mà còn tạo nên sự đầu tư cơ sở hạ tầng, ứng dụng những kỹ thuật công nghệ mới vào trong hệ thống và tạo nên tốc độ phát triển cao với yêu cầu về chất lượng và độ tin cậy cao nhất Một trong những thuận lợi của thị trường mới là sự cạnh tranh và lợi ích mang đến cho khách hàng và cũng như lợi ích cho xã hội Như vậy khi chuyển qua thị trường điện cạnh tranh thì việc đánh giá chỉ số độ tin cậy của hệ thống điện và chỉ số độ tin cậy tại nút thanh cái là rất cần thiết cho các nhà quản lý và vận hành hệ thống điện Các công ty bản lẻ hệ điện năng cần phải biết chỉ số độ tin cậy tại từng nút thanh cái để làm cơ sở cám kết cung cấp điện năng cho khách hàng
1.3 Giá bán điện ở Việt Nam
Theo Thông Tư số 08/2010/TT-BCT ngày 24 tháng 02 năm 2010 của Bộ Công Thương qui định về giá bán điện năm 2010 Theo đó, từ ngày 01/03/2010, giá bán lẻ điện bình quân là 1.058 đồng /kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng); Theo biểu giá mới, giá bán điện sinh hoạt thay đổi cho 50 kWh đầu tiên (600 đồng/kWh), các kWh tiêu thụ tiếp theo được tính lũy tiến theo bậc thang Giá trần
Chương 1: Giới thiệu bán lẻ điện sinh hoạt nông thôn là 432 đồng /kWh cho 50 kWh đầu tiên như trình bày tại Bảng 1
Bảng 1 Biểu giá điện áp dụng từ 01 tháng 03 năm 2010 Đơn v ị tính: đ/kWh
TT Đối tượng áp dụng giá Mức giá
1 Giá bán điện cho sản xuất
1.1 Các ngành sản xuất bình thường
1.1.1 Cấp điện áp từ 110kV trở lên a) Giờ bình thường 898 b) Giờ thấp điểm 496 c) Giờ cao điểm 1.758
1.1.2 Cấp điện áp từ 22kV đến dưới 110 kV a) Giờ bình thường 935 b) Giờ thấp điểm 518 c) Giờ cao điểm 1.825
1.1.3 Cấp điện áp từ 6kV đến dưới 22 kV a) Giờ bình thường 986 b) Giờ thấp điểm 556 c) Giờ cao điểm 1.885
1.1.4 Cấp điện áp dưới 6 kV a) Giờ bình thường 1023 b) Giờ thấp điểm 589 c) Giờ cao điểm 1.938
1.2 Bơm nước tưới tiêu cho lúa và rau màu
1.2.1 Cấp điện áp từ 6 kV trở lên a) Giờ bình thường 690 b) Giờ thấp điểm 281 c) Giờ cao điểm 1.269
1.2.2 Cấp điện áp dưới 6 kV a) Giờ bình thường 717 b) Giờ thấp điểm 292 c) Giờ cao điểm 1.331
2 Giá bán điện cho các cơ quan hành chính sự nghiệp
2.1 Bệnh viện , nhà trẻ , mẫu giáo ,trường phổ thông
2.1.1 Cấp điện áp từ 6 kV trở lên 1.009
2.1.2 Cấp điện áp dưới 6 kV 1.063
2.2.1 Cấp điện áp từ 6 kV trở lên 1.124
2.2.2 Cấp điện áp dưới 6 kV 1.177
2.3.1 Cấp điện áp từ 6 kV trở lên 1.159
2.3.2 Cấp điện áp dưới 6 kV 1.207
3 Giá bán điện sinh hoạt bậc thang
3.7 Cho kWh từ 401 trở lên 1.890
4 Giá bán điện cho kinh doanh , dịch vụ
4.1 Cấp điện áp từ 22kV trở lên a) Giá bình thường 1.648 b) Giá thấp điểm 902 c) Giờ cao điểm 2.943
4.2 Cấp điện áp từ 6 kV đến dưới 22 kV a) Giờ bình thường 1.766 b) Giờ thấp điểm 1.037 c) Giờ cao điểm 3.028
4.3 Cấp điện áp dưới 6 kV a) Giờ bình thường 1.846 b) Giờ thấp điểm 1.065 c) Giờ cao điểm 3.193
Giờ bình thường a Gồm các ngày từ thứ hai đến thứ bảy
- Từ 04 giờ 00 đến 09 giờ 30 (05 giờ 30 phút);
- Từ 11 giờ 30 đến 17 giờ 00 (05 giờ 30 phút);
- Từ 20 giờ 00 đến 22 giờ 00 (02 giờ); b Ngày chủ nhật
- Từ 04 giờ 00 đến 22 giờ 00 (18 giờ);
Giờ cao điểm a Gồm các ngày từ thứ hai đến thứ bảy
- Từ 09 giờ 30 đến 11 giờ 30 (02 giờ);
- Từ 17 giờ 00 đến 22 giờ 00 (05 giờ); b Ngày chủ nhật:
- Không có giờ cao điểm
- Tất cả các ngày trong tuần: từ 22 giờ 00 đến 04 giờ 00 sáng ngày hôm sau
Chương 2: Khái niệm về giá độ tin cậy của hệ thống điện
KHÁI NIỆM VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN
Các khái niệm
Nhiệm vụ cơ bản của mỗi HTĐ là sản xuất, vận chuyển và cung cấp điện năng liên tục đáp ứng yêu cầu phụ tải về số lượng, chất lượng với độ tin cậy cao và mức chi phí hợp lý Một trong những yếu tố quan trọng trong quản lý và vận hành HTĐ là xác định độ tin cậy của HTĐ Mục đích của việc đánh giá độ tin cây HTĐ là ước tính khả năng sản xuất, vận chuyển và cung cấp điện năng của HTĐ Đối với HTĐ qui mô nhỏ thì ước lượng độ tin cậy thông qua kinh nghiệm và các chính sách được thực hiện dễ dàng Tuy nhiên HTĐ lớn thì rất phức tạp, thông thường sử dụng nhiều kỹ thuật phân tích chặt chẽ hơn Các khái niệm về độ tin cậy thì có nghĩa rất rộng như được mô tả như sau: Độ tin cậy trong kỹ thuật: Độ tin cậy là khả năng một phần tử hay hệ thống thực hiện một chức năng yêu cầu trong một khoảng thời gian nhất định tại một điều kiện vận hành nhất định Độ tin cậy của HTĐ có thể được định nghĩa như mức độ hoạt động của các phần tử trong HTĐ mà ảnh hưởng đến quá trình sản xuất, truyền tải và cung cấp điện năng tới khách hàng trong giới hạn tiêu chuẩn cho phép (điện áp, tần số, v.v ) Độ tin cậy có thể được đo bằng các chỉ số như: tần xuất thiếu điện (Frequency of Load Loss), khoảng thời gian mất điện (Duration of Load Loss), xác suất mất điện (Probability of Load Loss), lượng điện cung cấp thiếu, v.v Tóm lại, độ tin cậy của HTĐ là khả năng của HTĐ thực hiện chức năng và nhiệm vụ của mình.
Thuật ngữ thường dùng trong đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện
Sự cố (contingency): là một trạng thái ngẫu nhiên xãy ra một cách không mong muốn hoặc ngừng hoạt động của các phần tử trong hệ thống như: máy phát, đường dây truyền tải, các thiết bị điện khác…Một sự cố xãy ra có thể có thể bao gồm nhiều bộ phận phức tạp mà trạng thái hỏng hóc nặng nhất khi cùng lúc hỏng hóc nhiều phần tử
Cung cấp điện (electric service): là cả quá trình cung cấp, truyền tải và phân phối điện năng do một công ty phân phối điện cung cấp
Trạng thái không sẳn sàng (outage): là trạng thái phần tử không sẳn sàng thực hiện chức năng đã được định sẳn khi liên kết với các phần tử khác trong hệ thống Một sự hỏng hóc xãy ra không đồng nghĩa với việc phải ngừng cung cấp điện mà còn tuỳ thuộc vào cấu trúc của hệ thống điện
Cắt phần tử theo lịch trình (scheduled outage): được thực hiện khi một phần tử được chủ định cách ly khỏi hệ thống tại một thời điểm được xác định trước, do xây dựng hay bảo trì sửa chữa thiết bị
Hỏng hóc (forced outage): là khả năng loại bỏ các phần tử đang hoạt động trong tình trạng khẩn cấp, ngẫu nhiên khi một thiết bị này bị hỏng hóc bất ngờ
Hệ số không sẵn sàng (forced outage rate): là tỷ số của thời gian một thiết bị ngừng hoạt động trên tổng thời gian thiết bị đó tồn tại trong hệ thống (thời gian nghỉ và thời gian hoạt động)
Chi phí cắt phần tử (outage costs): là chi phí từ việc ngừng cung cấp điện Bao gồm chi phí trực tiếp, chi phí gián tiếp để tránh cắt phần tử đoán trước
Truyền tải (transmission): Là truyền tải điện năng từ nhà máy điện đến trạm phân phối Điện lực (utility): Là một công ty hay chính phủ có tư cách bán điện năng cho người tiêu dùng Đỉnh tải (peakload): là tải lớn nhất trong một thời gian nhất định, thường được biểu diễn trong MW Độ tin cậy (reliability): là xác suất để một hệ thống hay một phần tử hoàn thành triệt để nhiệm vụ, yêu cầu trong một khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định Độ sẵn sàng (availability): Là xác suất để hệ thống hoàn thành hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời gian bất kỳ Độ tin cậy của hệ thống điện được thể hiện qua sự đáp ứng đầy đủ, sự an toàn và ổn định trong cung cấp điện Bên cạnh đó mức độ ổn định của hệ thống cũng là yếu tố nói lên độ tin cậy
Chương 2: Khái niệm về giá độ tin cậy của hệ thống điện
Tính đáp ứng đầy đủ: là khả năng hệ thống điện cung cấp đầy đủ và liên tục cho nhu cầu của tải trong suốt thời gian hoạt động Ở đây kể cả trạng thái các phần tử hệ thống bị hỏng hóc, bảo dưỡng hay thay mới nhưng vẫn luôn đáp ứng nhu cầu của phụ tải
Tính an toàn và ổn định: là khả năng của hệ thống điện chống lại những rối loạn, những sự cố ngẫu nhiên trong lúc vận hành của các thiết bị trong hệ thống điện.
Cường độ cưỡng bức phần tử nguồn điện
Thông số cơ bản đánh giá công suất phát của tổ máy phát là xác suất cắt cưỡng bức tại một thời điểm trong tương lai Xác suất này được định nghĩa trong những hệ thống kỹ thuật như là hệ số không sẵn sàng (Unavailability) và được ký hiệu là FOR (Forced Outage Rate) Thống số cắt cưỡng bức của một phần tử (tổ máy phát, máy biến áp, v.v…) có thể được mô phỏng ở dạng hai trạng thái như trình bày tại Hình 2 Mô phỏng này giả định một phần tử bất kỳ có hai trang thái là tốt (hoạt động) và hỏng hóc (dừng)
Hình 2 Hai trạng thái của một phần tử
Xác suất hỏng hóc trong thời gian dài được biết như là hệ số không sẳn sàng của phần tử, A là xác suất làm việc phần tử được biết như là hệ số sẳn sàng của phần tử, U là hệ số hỏng hóc và cường độ sửa chữa như trình bày ở Hình 3
Một phần tử trong HTĐ sẽ phải thực hiện chức năng của mình trong suốt thời gian hoạt động của nó Khoảng thời gian mà phần tử ở trang thái tốt (Availability) được hiểu là hoạt động, khoảng thời gian mà phần tử ở trang thái hỏng hóc (Unavailability) được hiểu là dừng để sửa chữa hoặc thay thế và phần tử ấy trở lại trạng thái ban đầu Như vậy nếu xét một phần tử (tổ máy phát, máy biến áp, v.v…) trong một khoảng thời gian (1 năm) thì sẽ có hai trạng thái cơ bản là sau một khoảng thời gian hoạt động thì dừng một khoảng thời gian để bảo trì và sửa chữa Quy luật này sẽ được lập đi và lập lại như trình bày tại Hình 3 Ti là trạng thái hoạt động tốt (không hư hỏng) và Fi là trạng thái sự cố (hỏng hóc), MTBF là thời gian trung bình vận hành an toàn và MTTR là thời gian trung bình sữa chữa
Hình 3 Chu kỳ hai trạng thái của phần tử
Dữ liệu cho ở trên và hiệu quả của công suất C của máy phát cùng với độ tin cậy máy phát Thông số U thì gần đúng của xác suất hỏng hóc của một phần tử thậm chí khi xét đến bảo dưỡng phòng ngừa, cung cấp thông tin cho việc sắp sếp bảo dưỡng trong thời gian thấp tải Hệ số không sẳn sàng thì thích hợp cho ước tính xác suất hỏng hóc của phần tử trong tương lai Một phần tử không sẵn sàng thì thường là bị cắt cưỡng bức (FOR), nó không được xem là định mức nhưng nó là hệ số cho trong ( 1) - ( 2) Hệ số sẵn sàng được biểu diễn trong (3)-(4)
Chương 2: Khái niệm về giá độ tin cậy của hệ thống điện
là cường độ hỏng hóc
là cường độ sửa chữa m là thời gian trung bình vận hành an toàn r là thời gian trung bình sửa chữa
T là chu kỳ f =1/T là tầng suất
MTTF =1/, MTTR = 1/, f = *U Nếu tính toán trong thời gian dài thì FOR là hệ số không sẳn sàng của phần tử Mô hình nhiều trạng thái có thể được sử dụng thay thế một phần trạng thái cắt phần tử Mô hình đa trạng thái cũng hữu dụng trong việc thích nghi trong vận hành đức đoạn và cường độ hỏng hóc khi khởi động Khoảng thời gian nguy hiểm trong vận hành của phần tử là khi phần tử khởi động, nó được so sánh với tải đơn vị cơ bản, một phần tử ở đỉnh tải thì có ít thời gian vận hành và nhiều lần khởi động và tắc Điều này yêu cầu ước tính luôn trạng thái không sẳn sàng của phần tử trong tương lai.
Cường độ cưỡng bức phần tử đường dây
Xét cường độ cưỡng bức đường dây với 2 trạng thái ON và OFF
Hình 4 Mô hình những ảnh hưởng của thời tiết
4 1 Hai trạng thái thời tiết
Tỷ lệ hỏng hóc của một đường dây truyền tải phụ thuộc nhiều vào các điều kiện thời tiết mà đường dây đặt vào Trong khi tỷ lệ có thể thấp hơn trong thời tiết bình thường, trong thời gian tiếp xúc với những loại điều kiện thời tiết không thuận lợi khác nhau như bão, mưa đá hoặc mưa tuyết, nó có thể cao hơn Khi tính toán cho hiện tượng này, thời tiết thường được mô hình hóa như hai trạng thái một môi trường bao gồm xen kẽ giữa thời gian “thuận lợi” và “không thuận lợi” Trong luận văn này tất cả những loại thời tiết không thuận lợi được gộp lại thành một điều kiện mở rộng duy nhất có thể chấp nhận được
Cách đơn giản tính toán cho những ảnh hưởng thay đổi của thời tiết thì được dùng để hiệu chỉnh cường độ sự cố và cường độ sữa chữa cho đường dây truyền tải Nếu cường độ sự cố và cường độ sữa chữa của đường dây tương ứng là và trong thời tiết thuận lợi, ’ và ’ trong thời tiết không thuận lợi, nếu thời gian trung bình khi thời tiết bình thường là T N và thời gian trung bình khi thời tiết khắc nghiệt là T W và cường độ sự cố trung bình cho đường dây có thể được xác định như sau:
Cường độ sũa chữa * là trọng số của thời gian trung bình sữa chữa T r ; khi đó có thể chỉ cần suy luận sau này được cho bởi
Chú ý rằng trong thực tế nó là * và * có thể được trực tiếp lấy từ dữ liệu thu thập và tốt nhất cường độ thời tiết khắc nghiệt phải thu được bằng cách riêng thời gian bắt đầu – kết thúc và thời gian bắt đầu sữa chữa, trong thời gian thời tiết tốt và xấu (thời gian bị gián đoạn bởi sự thay đổi thời tiết có thể đã được tiếp tục sau khi thời tiết trở lại ban đầu và những hàm nghịch đảo
Những đường dây trong cùng khu vực và chịu những biến động thời tiết giống nhau không thể được xem xét trong phương pháp này bởi vì các kết quả cho hai và nhiều lần hỏng hóc khác cao hơn sẽ trở nên không chính xác
Ví dụ: Xét hai đường dây giống nhau trong môi trường hai thời tiết với một thời gian trung bình thời tiết bình thường TN = 10 ngày và một thời gian trung bình thời
Chương 2: Khái niệm về giá độ tin cậy của hệ thống điện tiết khắc nghiệt TW = 0.1 ngày Cường độ hỏng hóc và cường độ sữa chữa đường dây là = 0.0002/ngày, ’ = 0.05/ngày, và = ’ = 1/ngày
(a) Nếu bỏ qua ảnh hưởng của thời tiết khắc nghiệt, xác suất p 2N của hai lần hỏng là
(b) Dùng cường độ hỏng hóc trung bình day / 0007 0 05
Xác suất p của hai lần hỏng hóc trở thành 2
(c) Phương pháp thực tế hơn, xác suất hai lần hỏng hóc được tính như sau: Đầu tiên, các giả định được thực hiện mà chỉ có hai lần hỏng hóc với cả hai lần hỏng hóc xảy ra trong cùng thời gian thời tiết xấu cần phải được xem xét bởi vì xác suất hai lần hỏng hóc với ít nhất một lần xảy ra trong thời tiết bình thường có thể được bỏ qua Xác suất nếu sửa chữa trong suốt thời tiết xấu thì cũng được bỏ qua Bây giờ, xác suất p 1 ' của một cường độ hỏng hóc đơn bắt đầu với một hỏng hóc trong thời tiết xấu và cuối cùng cho tới khi thời tiết trở lại bình thường là
Với TW /(TN TW) là xác suất của thời gian thời tiết khắc nghiệt
2' là trạng thái của một hoặc đường dây hỏng hóc khác trong thời gian đó
TW là thời gian giữa hỏng hóc và kết thúc của thời tiết khắc nghiệt
Trong thời gian một giây hỏng hóc có thể xảy ra tại một cường độ ’ Các tần số f 2 là
Xác suất p2 của nguyên nhân cường độ hai lần hỏng hóc trở thành
Với T 2 = 1/2 là khoảng thời gian trung bình của trạng thái hai lần hỏng hóc Chú ý rằng những trạng thái này được giới hạn sửa chữa và có thể, vì vậy, cuối cùng thời gian thời tiết bình thường theo sau bão để chúng bắt đầu Sau đó thay thế để thu được
Xác suất này là khoảng 5 lần cao hơn p2* và khoảng 60 lần bằng p1N So với phương pháp tiếp cận cũ nhất, cả hai phương pháp trước đó dễ dàng cho kết quả lạc quan.
ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN
Cơ sở đánh giá độ tin cậy trong hệ thống điện
Đánh giá độ tin cậy của HTĐ là một trong những nhiệm vụ rất quan trọng không chỉ cho quản lý, vận hành HTĐ Chỉ số độ tin cậy HTĐ có thể được chia làm hai loại Thứ nhất là chỉ số độ tin cậy xác định (deterministic reliability indices) của HTĐ như ATC (Arrival Transfer Capacity), BRR (Bus Reserve Rate), v.v…
Thứ hai là chỉ số độ tin cậy xác suất ngẫu nhiên (probabilistic reliability indices) như LOLP, LOLE, EENS, v.v…Phương pháp đánh giá độ tin cậy xác suất ngẫu nhiên có nhiều ưu điểm hơn vì nó liên quan đến sự cố hỏng hóc của thiết bị điện, sự thay đổi của thời tiết, v.v…Vì vậy phương pháp này được lựa chọn sử dụng trong luận văn này HTĐ là một hệ thống rất phức tạp và có sự tham gia của rất nhiều phần tử với những trạng thái vật lý khác nhau Chức năng cơ bản của HTĐ là sản xuất điện năng(hệ thống nguồn), vận chuyển điện năng từ nơi sản xuất đến nơi tiêu thụ cuối cùng (hệ thống truyền tải) và hệ thống phân phối Do đó, HTĐ có thể được chia thành ba cấp độ theo ba chức năng cơ bản của nó Các cấp độ này rất thuận tiện cho việc phân tích, tính toán trong vận hành hệ thống nguồn, hệ thống truyền tải, v.v… Cấp độ
I (HLI) chỉ tập trung hệ thống nguồn điện Đặc tính của cấp độ I là giả định hệ thống truyền tải có công suất không giới hạn và đặc tính vật lý là lý tưởng Cấp độ II chú ý cả hệ thống nguồn điện và hệ thống truyền tải Cấp độ III chú ý đến toàn bộ HTĐ như trình bày ở Hình 5 Do đó, thông thường đánh giá độ tin cậy dựa theo các cấp độ này
Hình 5 Phân loại hệ thống điện theo cấp độ đánh giá
Đánh giá độ tin cậy theo xác suất ngẫu nhiên
2.1 Đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện theo cấp độ I (HLI)
Cấp độ I của hệ thống điện là chỉ chú ý đến hệ thống nguồn điện Do đó chỉ số độ tin cậy của hệ thống điện cấp độ I chính là của hệ thống nguồn điện Có nhiều phương pháp để đánh giá độ tin cậy ở cấp độ I Hệ thống thực cấp độ I như trình bày ở Hình 6(a) có thể được mô phỏng thành hệ thống tương đương như trình bày ở Hình 6(b) Công suất và tỉ lệ cắt cưỡng bức của tổ máy phát thứ i có công suất C i (MW) và q i tương ứng như trình bày ở Hình 6(b) Nó tương đương với việc tăng thêm công suất
C i (MW) vào phụ tải với cùng tỉ lệ cưỡng bức x L
(a) Hệ thống thực (b) Hệ thống tương đương Hình 6 Hệ thống điện thực tế và mô phỏng tương đương ở cấp độ I
Trong đó : xe: biến ngẫu nhiên của phụ tải cộng thêm vào xL: biến ngẫn nhiên của phụ tải đã có x oi : biến ngẫu nhiên của xác suất phụ tải là nguyên nhân bởi FOR tổ máy thứ i
NG: Tổng số tổ máy có trong hệ thống điện Đường cong phụ tải tương đương của HLI có thể được tính toán theo công thức (12) như sau:
dx oi ) x oi ( HLI f oi ) e x x
Chương 3:Đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện
toán tử tích phân toàn bộ đường cong phụ tải nối dài
HLI hàm phân phối xác suất của cường độ cắt cưỡng bức của máy phát thứ i
LP là đại lượng phụ tải cực đại [MW]
Chỉ số độ tin cậy cấp độ I là LOLEHLI (Loss of load expectation) và EENS HLI (Expected energy not served) được tính như sau:
IC (MW) là tổng công suất của các tổ máy phát
2.2 Đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện theo cấp độ II (HLII)
Cấp độ II tức là đánh giá cùng lúc hệ thống nguồn và hệ thống truyền tải Các chỉ số độ tin cậy hệ thống điện mức độ II là LOLE (EDLC), EENS, SI, EIR Có nhiều máy phát, đường dây truyền tải được cố định trong phân tích phân bố công suất, phân tích sự ngẫu nhiên, điều độ máy phát, phân tích quá tải trên đường dây truyền tải, … Có thể được mô tả bởi một vài chỉ tiêu độ tin cậy cơ bản như: Xác suất cắt tải (PLC), thời gian cắt tải EDLC (Expected duration of load curtailments), chỉ tiêu thiếu nguồn EENS (Expected energy not supplied), chỉ số SI (Severity Index), chỉ số năng lượng của độ tin cậy EIR (Energy Index of Reliability……) Hình 7 trình bày hệ thống tương đương ở HLII CG 1 , CT 1 , q 1 , q 2 là công suất, hệ số không sẳn sàng của máy phát và đường dây truyền tải, NT là số đường dây truyền tải, k là chỉ số tải tại các Bus và j các trạng thái của hệ thống Hình 7(a) là mô hình ban đầu của hệ thống điện hợp nhất Sử dụng tải tối ưu với chỉ dẫn của hàm mục tiêu trong trường hợp máy phát từ 1 th to t th hoạt động, nó có khả năng tính toán công suất cực đại (kAPsij) tại điểm tải và trạng thái xác suất (kq sij ) ở trạng thái j –th của hệ thống Hình 7(b) biểu thị cho tổng hợp giả thiết tương đương máy phát (SFEG) với nhiều trạng thái hoạt động: công suất không làm việc kq sij và công suất làm việc kAP sij ở điểm tải
2 2 i k i k q AP ij k ij k q AP iNS k iNS k q AP sij k sij k q AP
(b) Tổng hợp giả thiết tương đương máy phát (SFEG)
(c) Hệ thống tương đương Hình 7 Hệ thống thực, hệ thống tương đương ở HLII
Chương 3:Đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện
Dung lượng của SFEG có từ giá trị lớn nhất của công suất cực đại ( kAPsij ) Tổng hợp giả thiết tương đương máy phát (SFEG) hệ thống là giống như hệ thống thực tế
HLI không có hệ thống truyền tải.Tổng hợp tương đương máy chỉ ra rằng hệ thống máy phát chứa đựng nhiều đơn vị từ 1 th to i th kfosi trong hình 8b là công suất hỏng hóc hàm phân bố xác suất của SFEG tạo bởi nhiều đơn vị máy phát từ 1 th to i th Giả thiết tương đương máy phát là ký hiệu như SFEG sẽ thảo luận sau Mô hình tải cấp độ HLII có thể xác định từ tổng hợp tải ban đầu và xác suất tải gây ra bởi sự không sẳn sàng của máy phát và đường dây truyền tải và ký hiệu như SFEG ở mỗi điểm tải như hình
8c Mô hình tải hữu ích ngẫu nhiên và có thể tính như công thức (15)
Trong đó: x e k Biến ngẫu nhiên tải hữu ích trong hệ thống điện hợp nhất ở điểm tải thư k x L k Biến ngẫu nhiên của tải ban đầu ở điểm tải thứ k x osij k Biến ngẫu nhiên của xác suất tải gây ra bởi SFEG ở điểm tải thứ k j Số trạng thái của hệ thống
NS Tổng số trạng thái của hệ thống
Sau tải các máy phát 1 th to i th hàm phân bố xác suất k i của CMELDC ở điểm tải thứ k có thể biểu diễn tính toán theo công thức (16)
i e k o e k osi osi k o e osi k osi osi osi k (x ) (x ) f (x ) (x x ) f (x )dx (16)
Trong đó: k o Biến đổi LDC ở điểm tải thứ k f osi k Công suất hỏng móc của SFEG hoạt động bởi nhiều máy phát 1 th to i th ở điểm tải a Chỉ số độ tin cậy Xác suất thiếu nguồn (LOLP)
LOLP là xác suất của hệ thống khi công suất khả dụng nguồn phát không đáp ứng nhu cầu phụ tải
LOLP LOLE (17) b Chỉ tiêu thiếu nguồn (LOLE)
LOLE là số ngày kỳ vọng có thể xảy ra hay số giờ trong một khoảng thời gian khảo sát khi phụ tải lớn nhất vượt quá công suất khả dụng
LOLE [hours/year] (18) c Chỉ tiêu thiếu năng lượng cung cấp EENS (Expected energy not supplied)
EENSHLI (19) dx oi) x oi( HLIf oi) e x x
L) x HLI ( HLI0(xe xoi) (21) oi) x oi(
HLIf : Hàm phân bố xác suất hỏng hóc công suất của máy phát thứ i
LP: Đỉnh tải hệ thống [MW]
Với IC: tổng công suất đặt của máy phát [MW] d Xác suất cắt tải PLC (Probability of load curtailments) được định nghĩa như là xác suất thiếu công suất khả dụng cung cấp cho nhu cầu phụ tải PLC có thể được tính bằng cách tổng xác suất của tất cả các trạng thái của cắt tải
Trong đó p i là xác suất của hệ thống thứ i và S là tập hợp của tất cả trạng thái của hệ thống tương ứng với cắt tải e Thời gian cắt tải EDLC (Expected duration of load curtailments)
EDLC là một khoảng thời gian công suất khả dụng không đáp ứng nhu cầu phụ tải cực đại của hệ thống Nếu sơ đồ phụ tải là ngày trong năm thì T = 365 ngày và đơn vị của EDLC là ngày/năm Nếu sơ đồ phụ tải là giờ trong năm thì T = 8760 giờ và đơn vị của EDLC là giờ/năm
Chương 3:Đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện f Chỉ số SI (Severity Index)
SI là tỉ số giữa thiếu hụt điện năng do ngừng cung cấp điện khi thiếu nguồn trên công suất tải lớn nhất hằng năm Thông số này biểu diễn thời gian thiếu hụt cung cấp
EENS: là công suất thiếu cung cấp [MWh/năm]
L p : là đỉnh tải g Chỉ số năng lượng của độ tin cậy EIR (Energy Index of Reliability) Để thuận tiện trong việc so sánh chỉ số độ tin cậy giữa các hệ thống điện Chỉ số
EIR là chỉ số được sử dụng phổ biến
2.3 Đánh giá độ tin cậy của hệ thống truyền tải
Trong nhiều thập niên qua đã có rất nhiều nhà khoa học đã phát triển nhiều giải thuật, phương pháp toán để đánh giá độ tin cậy hệ thống điện cấp độ I và II Tuy nhiên, theo xu thế mới là chuyển thị trường điện từ độc quyền sang cạnh tranh đang phát triển mạnh mẽ trên thế giới cũng như ở Việt Nam Do đó, công việc đánh giá độ tin cậy của hệ thống truyền tải là một vấn đề lớn cho các nhà quản lý Hiện nay vẫn chưa có công cụ thống nhất chung để đánh giá độ tin cậy cho hệ thống truyền tải Do đó, trên thế giới đang tồn tại hai trường phái về đánh giá độ tin cậy hệ thống truyền tải Trường phái thứ nhất ở Mỹ, Canada, Brazin, v.v… thì đánh giá độ tin cậy của hệ thống truyền tải bằng cách giả định hệ thống nguồn làm việc trong điều kiện lý tưởng (FOR Gi
= 0) Công cụ đánh giá được phát triền bằng phần mềm TRELSS do Electric Power Research Institute của Mỹ Trường phái thứ hai ở Pháp và một số nước Châu Âu thì đánh giá độ tin cậy xác suất ngẫu nhiên của hệ thống truyền tải là hiệu số giữa chỉ số độ tin cậy của hệ thống điện cấp độ II với chỉ số độ tin cậy của hệ thống điện cấp độ I Công cụ sử dụng phương pháp này bằng phần mềm METRIS của EDF Pháp
2.4 So sánh phương pháp tiếp cận xác suất (probabilistic reliability evaluation) và phương pháp tiếp cận xác định (deterministic reliability evalustion)