Nghiên cứu ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy của lưới điện phân phối

Muốn đảm bảo được độ tin cậy cung cấp điện trên phụ tải thì một trong các biện pháp hữu hiệu đó là tăng khả năng cung cấp của lưới điện phân phối.. HTĐ là một hệ thống phục hồi vì các ph

NGUYỄN VĂN HÙNG

NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN

ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

KỸ THUẬT ĐIỆN

NGUYỄN VĂN HÙNG

NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN

ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PGS.TS TRẦN BÁCH

Hà Nội – 2014

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN……… ……5

LỜI CẢM ƠN……… … 6

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT……… 7

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU……… 8

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ……… 9

MỞ ĐẦU ……… 11

Chương 1 Tổng quan độ tin cậy của lưới điện phân phối, các phương pháp đánh giá và nâng cao……… ……12

1.1.Khái niệm hệ thống điện và độ tin cậy hệ thống điện……….….…… 12

1.1.1.Hệ thống và hệ thống điện……….……… 12

1.1.2.Độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống điện……….……… 12

1.1.3.Khái niệm và trạng thái hỏng hóc của hệ thống điện……….…….13

1.1.3.1.Trạng thái của phần tử……….…….13

1.1.3.2.Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện……….…… 14

1.2.Độ tin cậy của các phần tử……… 16

1.2.1.Phần tử không phục hồi……….… 16

1.2.2.Phần tử phục hồi……… 18

1.2.2.1 Sửa chữa sự cố lý tưởng có thời gian phục hồi τ = 0………….…….18

1.2.2.2 Sửa chữa sự cố thực thế, thời gian phục hồi τ……… 19

1.2.2.3 Sửa chữa sự cố thực tế và bảo dưỡng định kỳ………21

1.3.Các chỉ số đánh giá ĐTC của HTĐ………22

1.3.1 Các chỉ số hướng tới khách hàng……… 23

1.3.1.1 Tần suất mất điện trung bình của hệ thống SAIFI ( System average

interruption frequency index)……….…… 23

1.3.1.2 Tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI ( Customer average interruption frequency index……….23

1.3.1.3 Thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI( System average interruption duration index)……… 23

1.3.1.4 Thời gian mất điện trung bình của khách hàng CAIDI ( Customer

interruption duration index)……….………24

1.3.1.5 Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình ASAI ( Average service availability index)……… 24

1.3.1.6.ĐTC IOR (Index of reliability)……….……… 24

1.3.2.Các chỉ số hướng tới phụ tải và nguồn cấp……….…….25

1.3.2.1 Lượng điện năng không được cấp ENS (Energy not supplied index)……….…25

1.3.2.2 Lượng điện năng trung bình không được cấp AENS ( Averge Energy not supplied index)……… 25

1.3.2.3 Giới hạn điện năng cấp trung bình cho khách hàng ACCI ( Averge customer curtailment index)………25

1.4 Tổng quan lưới điện phân phối……… 26

1.4.1 Giới thiệu chung……… 26

1.4.2 LPP điện trung áp……….27

1.4.2.1 Phương án cấp điện trung áp……….…27

1.4.2.2 Sơ đồ LPP trung áp……… 29

1.5 Độ tin cậy của lưới điện phân phối……… 31

1.5.1 Độ tin cậy của LPP hình tia……… 31

1.5.1.1 LPP hình tia không phân đoạn……….….31

1.5.1.2 LPP hình tia phân đoạn……….33

1.5.1.3 Độ tin cậy của LPP kín vận hành hở……….35

1.6 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối………… …………36

1.6.1 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy chung cho hệ thống điện…….…… 36

1.6.1.1 Trong công tác quy hoạch – thiết kế……… ……… 36

1.6.1.2 Trong công tác tổ chức, quản lý, vận hành……… 37

1.6.2 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy trong lưới điện phân phối………… 38

1.6.2.1 Giải pháp chung……….38

1.6.2.2 Tăng cường độ dự phòng về cấu trúc………39

1.6.2.3 Tái cấu trúc hệ thống phân phối điện……….41

1.6.2.4 Sử dụng các thiết bị tự động trong lưới cung cấp……… 41

1.6.2.5 Tăng cường dự phòng bằng sơ đồ kết dây……… 44

1.6.2.6 Tổ chức tìm và sửa chữa sự cố nhanh……….45

Chương 2 Nghiên cứu các ảnh hưởng của nguồn điện gió lên lưới điện phân phối……….… 46

2.1 Tổng quan nguồn điện gió……….46

2.1.1 Tuabin gió……… 46

2.1.2.Hệ thống MF-tuabin tốc độ cố định………48

2.1.3.Hệ thống MF-tuabin tốc độ thay đổi………49

2.1.3.1.Dải thay đổi tốc độ gió hẹp……… 49

2.1.3.2.Dải thay đổi tốc độ gió rộng……….50

2.2.Ảnh hưởng của ngồn điện gió lên chất lượng điện năng……… … 51

2.2.1.Dao động điện áp……… 52

2.2.2.Chập chờn điện áp……… 52

2.2.3.Sóng hài……… 54

2.3.Ảnh hưởng của nguồn điện gió lến ĐTC của LPP……….55

2.3.1.Mô hình ĐTC của nguồn điện gió……….…… 55

2.3.1.1 Mô hình ĐTC của các loại nguồn truyền thống……….……55

2.3.1.2 Mô hình ĐTC của nguồn điện gió……… 57

2.3.2.Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC……… 59

2.3.2.1.Phân miền trong hệ thống cung cấp điện……….59

2.3.2.2.Các thông số ĐTC phần lưới điện khu vực……… …60

2.3.3.Các ma trận cấu trúc……… 61

2.3.3.1.Ma trận liên hệ giữa các khu vực D(nxn)……….61

2.3.3.2.Ma trận đường nối S(nxn)……… … 61

2.3.3.3.Ma trận liên hệ giữa nguồn chính S với các khu vực khi có 1 khu vực bị sự cố As(nxn)……… … 61

2.3.3.4.Ma trận thứ tự cấp điện từ nguồn dự phòng cho các khu vực Bk(nxn)………62

2.3.4.Tính toán ĐTCCCĐ khi có nguồn dự phòng……… 65

2.3.4.1.Không xét đến giới hạn cung cấp của nguồn dự phòng……….…….65

2.3.4.2.Có xét đến giới hạn cung cấp của nguồn dự phòng………66

2.4.Ví dụ tính toán ảnh hưởng của nguồn điện gió lên ĐTC LPP……… 71

2.4.1 Thông số ĐTC các phần tử……….…71

2.4.2.ĐTC cấp điện cho các hộ tiêu thụ khi chưa kết nối nguồn gió………73

2.4.3.ĐTC cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ khi kết nối với nguồn gió……….74

Chương 3 Áp dụng tính toán chỉ tiêu ĐTC lưới độc lập Lý Sơn – Quảng Ngãi khi có gắn nguồn điện gió……… 77

3.1.Tiềm năng nguồn gió Lý Sơn……… 77

3.2.Hệ thống cung cấp điện trên đảo Lý Sơn………80

3.2.1.Hệ thống nguồn cấp……….80

3.2.2.Hệ thống lưới điện……… 81

3.2.3.Công suất tiêu thụ của toàn đảo……… 83

3.2.4.Hệ thống nguồn phát Wind-diesel……… 83

3.3.Tính toán các chỉ tiêu ĐTC cho phương án 4……….85

3.3.1.Thông số máy phát gió của nhà sản xuất……… … 85

3.3.2.Thông số ĐTC máy phát Diesel và trạm biến áp (Nguồn 1)……… 89

3.3.3.Phân miền khu vực theo ĐTC……… 90

3.3.4.Tính toán chỉ tiêu ĐTC – thời gian ngừng điện trên phụ tải……… 91

3.4 Kết luận……… 98

Kết luận và kiến nghị 98

Tài liệu tham khảo 99

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan, những vấn đề được trình bày trong luận văn này là những nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, có tham khảo một số tài liệu và bài báo của các tác giả trong và ngoài nước đã xuất bản Tôi xin chịu hoàn toàn trách nhiệm nếu sử dụng kết quả của người khác

Tác giả

Nguyễn Văn Hùng

Bộ môn Hệ thống điện – Viện Điện – Trường Đại học Bách khoa Hà nội đã giúp

đỡ, góp ý để tôi hoàn thiện luận văn Đồng thời, tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới bạn

bè, đồng nghiệp đã trao đổi và giúp đỡ giải quyết những vướng mắc trong quá trình thực hiện

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

Ký hiệu, chữ viết tắt Nội dung

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1: Yêu cầu đối với bảo vệ của nhà MF điện gió……….… …53

Bảng 2.2 Giới hạn dòng hài theo IEC 61800-3……… 54

Bảng 2.3 Giá trị cực đại cho phép của THD điện áp gây ra bởi sóng hài …… 54

Bảng 2.4 Bảng thống kê các trạng thái công suất phát tương ứng xác suất xảy ra từng trạng thái……… …… 56

Bảng 2.5 Xác suất trạng thái và công suất phát dự kiến từng trạng thái……… 72

Bảng 2.6 Thời gian ngừng điện trên các khu vực khi chưa có nguồn dự phòng…74 Bảng 3.1 Tốc độ gió trung bình tại Lý Sơn từ năm 1985 đến 1997………… … 77

Bảng 3.2 Hệ thống nguồn cấp trên đảo Lý Sơn……… 81

Bảng 3.3 Hệ thống đường dây trên đảo Lý Sơn……… 82

Bảng 3.4 Hệ thống trạm biến áp trên đảo Lý Sơn……… …82

Bảng 3.5 Các phương án cấp điện cho Lý Sơn……….…… 84

Bảng 3.6 Công suất phát theo tốc độ gió……….…86

Bảng 3.7 Công suất phát và xác suất công suất phát 1 MF theo tốc độ gió…… 87

Bảng 3.8 Công suất phát và xác suất công suất phát 3 MF theo tốc độ gió…… 88

Bảng 3.9 Tổng hợp công suất phát và xác suất công suất phát 3 MF……….89

Bảng 3.10 Thông số ĐTC máy phát Diesel và trạm biến áp……… 89

Bảng 3.11 Phụ tải các khu vực trên đảo Lý Sơn……….91

Bảng 3.12 Thời gian ngừng điện trên khu vực 1………93

Bảng 3.13 Tổng công suất tiêu thụ KV1 và KV2……… 95

Bảng 3.14 Thời gian ngừng điện trên khu vực 2……….…95

Bảng 3.15 Tổng công suất tiêu thụ KV1 và KV2………97

Bảng 3.16 Thời gian ngừng điện trên khu vực 3……… 97

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ

Hình 1.1 Trạng thái và hỏng hóc của HTĐ……….….…15

Hình 1.2 Hàm ĐTC R(t)……… 17

Hình 1.3 Trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc của phần tử……… 19

Hình 1.4 Mô hình trạng thái có xét đến bảo dưỡng định kỳ……… 21

Hình 1.5 Xác định phụ tải trung bình La……… 25

Hình 1.6 PP hình tia 1 lộ không phân đoạn ……… 30

Hình 1.7 LPP hình tia 1 lộ có phân đoạn………30

Hình 1.8 LPP kín vận hành hở………31

Hình 1.9 Hệ thống phân phối điện……… 31

Hình1.10 ĐTC LPP hình tia không phân đoạn……… 31

Hình 1.11 ĐTC LPP hình tia có phân đoạn bằng DCL 33

Hình 1.12 Đẳng trị các đoạn lưới có cùng ĐTC 34

Hình 1.13 Sơ đồ dự phòng cố định (liên tục) 40

Hình 1.14 Sơ đồ dự phòng thay thế 40

Hình 1.15 Các hình thức đặt thiết bị tự động đóng dự trữ 43

Hình 1.16 TĐD thiết bị đóng cắt phân đoạn ở mạng điện áp thấp 44

Hình 2.1 Đường cong công suất của một tuabin 2MW 47

Hình 2.2 Cấu trúc hệ thống MF- tuabin tốc độ cố định 48

Hình 2.3 Quan hệ giữa CSPK tiêu thụ và CSTD phát ra của MF KĐB 49

Hình 2.4 Cấu trúc hệ thống MF KĐB kép (DFIG) hoạt động trong dải thay đổi tốc độ gió hẹp 49

Hình 2.5 Cấu trúc máy pháy tối ưu độ trượt (OSIG) 50

Hình 2.6 Hệ thống MF-tuabin hoạt động với dải thay đổi tốc độ gió rộng 51

Hình 2.7 Mô hình ĐTC MF truyền thống 55

Hình 2.8 Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian……… 57

Hình 2.9 Mô hình đa trạng thái của MF điện gió 58

Hình 2.10 Mô hình chuỗi Markov 3 trạng thái của MF điện gió 58

Hình 2.12 Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng……….65

Hình 2.13 Quan hệ giữa Lk,i,j(t) và Pk,i,j(t) ……… 68

Hình 2.14 Lượng công suất, thời gian không được cấp từ nguồn dự phòng cho khu vực xét……… 69

Hình 2.15 Ví dụ tính ĐTC hệ thống cung cấp điện……….71

Hình 2.16 Biểu đồ phụ tải khu vực 4 kéo dài……… …….73

Hình 2.17 Biểu đồ xác định thời gian ngừng điện do thiếu công suất nguồn….…75 Hình 3.1 Số liệu thống kê về gió trong 1 năm tại trạm khí tượng trên đảo Lý Sơn.79 Hình 3.2 Tốc độ gió trung bình đo tại độ cao 12m trong năm 2005……… 79

Hình 3.3 Vị trí gió tiềm năng để lắp đặt Tuabin gió………80

Hình 3.4 Biểu đồ phụ tải ngày đêm trên đảo Lý Sơn……… 83

Hình 3.5 Sơ đồ cấp điện Lý Sơn theo Phương án 4………85

Hình 3.6 Đường cong đặc tính công suất phát theo tốc độ gió……… 87

Hình 3.7 Phân miền HTCCĐ Lý Sơn……… 90

MỞ ĐẦU

Hiện nay, vấn đề đảm bảo chất lượng phục vụ điện năng cho các hộ tiêu thụ điện đang rất được quan tâm Đảm bảo chất lượng phục vụ bao gồm đảm bảo chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải Trong bối cảnh chúng ta đang tiến hành thị trường điện, việc tuân thủ các điều khoản trong hợp đồng mua bán điện giữa bên mua và bên bán rất cần được coi trọng Bên bán cần cung cấp điện cho bên mua với đúng chất lượng điện năng mà bên mua yêu cầu với một độ tin cậy nhất định đã được quy định trong hợp đồng

Lưới điện phân phối là bộ phận thuộc hệ thống điện gắn trực tiếp với các phụ tải Chính vì vậy, những thay đổi, tác động dù tốt hay xấu xảy ra trên lưới điện phân phối cũng ảnh hưởng trực tiếp lên phụ tải Muốn đảm bảo được độ tin cậy cung cấp điện trên phụ tải thì một trong các biện pháp hữu hiệu đó là tăng khả năng cung cấp của lưới điện phân phối

Một trong các xu hướng nhằm tăng khả năng cung cấp của lưới điện phân phối đó là đưa các nguồn phân tán kết nối trực tiếp vào lưới điện phân phối Tỷ trọng điện năng phát ra của các nguồn phân tán ngày càng tăng Các nguồn phân tán

đó có thể là các thủy điện nhỏ, các nhà máy điện năng lượng mặt trời, các nhà máy dùng Diesel, và đặc biệt có tốc độ tăng trưởng nhanh nhất là Nguồn điện gió

Điều đặc biệt của Nguồn điện gió là công suất phát ra phụ thuộc vào tốc độ gió – một đại lượng có tính ngẫu nhiên Chính vì vậy mà việc kết nối nguồn gió vào lưới điện phân phối gây ra rất nhiều vấn đề cần nghiên cứu như sự thay đổi chất lượng điện năng trên lưới, sự thay đổi độ tin cậy của lưới khi kết nối với nguồn gió

Luận văn này nhằm mục đích nghiên cứu, phân tích, tính toán ảnh hưởng của nguồn điện gió đến độ tin cậy của lưới điện phân phối Cụ thể, tính chỉ tiêu độ tin cậy - thời gian ngừng điện trong năm của phụ tải kết nối vào lưới phân phối có nguồn gió khi xét tới tính ngẫu nhiên của tốc độ gió

Chương 1 Tổng quan độ tin cậy của lưới điện phân phối,

các phương pháp đánh giá và nâng cao

1.1 Khái niệm hệ thống điện và độ tin cậy hệ thống điện

1.1.1 Hệ thống và hệ thống điện

Hệ thống là tập hợp các phần tử tương tác trong một cấu trúc nhất định nhằm

thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất trong hoạt động

cũng như tiến tới sự phát triển Đối với HTĐ, các phần tử chính như : máy phát

điện, MBA, đường dây tải điện… nhằm thực hiện một nhiệm vụ chung là sản xuất,

truyền tải và phân phối điện năng đến các hộ tiêu thụ

HTĐ là một hệ thống phục hồi vì các phần tử của hệ thống sau khi bị sự cố

sẽ được phục hồi rồi đưa trở lại làm việc, do đó các trạng thái hỏng hóc của hệ

thống cũng được phục hồi sau thời gian nhất định Xét trên phương diện ĐTC, HTĐ

là hệ thống phức tạp vì :

 Cấu trúc phức tạp : bao gồm số lượng lớn các phần tử thuộc nhiều loại

khác nhau, sơ đồ kết nối các phần tử đa dạng, phức tạp

 Hoạt động phức tạp trong nhiều chế độ khác nhau, các quá trình diễn ra

trong hệ thống biến đổi nhanh, phức tạp như quá trình biến đổi điện từ

 Trải rộng trong không gian và liên tục thay đổi theo thời gian

1.1.2 Độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống điện

ĐTC là xác suất để hệ thống ( hoặc phần tử ) hoàn thành triệt để nhiệm vụ

yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định

Đối với HTĐ là hệ thống phục hồi thì khái niệm khoảng thời gian nhất định

không có ý nghĩa bắt buộc vì hệ thống làm việc liên tục Do đó ĐTC được đo bởi

một đại lượng thích hợp hơn là độ sẵn sàng

Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống ( hay phần tử ) hoàn thành hoặc sẵn

sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ

Hay độ sẵn sàng chính là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm

bất kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời

gian hoạt động Ngoài ra, còn dùng độ không sẵn sàng là xác suất để hệ thống ( hay phần tử ) ở trạng thái hỏng để đánh giá HTĐ.

Tuy nhiên, thông số độ sẵn sàng ( cũng được gọi chung là ĐTC ) chưa đủ đánh giá chi tiết ĐTC trong các bài toán, do đó phải sử dụng thêm nhiều chỉ tiêu khác cũng có tính xác suất như dưới đây :

 Xác suất thiếu điện cho phụ tải, đó là xác suất công suất phụ tải lớn hơn công suất điện

 Xác suất thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại

 Điện năng thiếu ( hay điện năng mất ) cho phụ tải, đó là kỳ vọng điện năng phụ tải bị cắt do hỏng hóc hệ thống trong một năm

 Thiệt hại kinh tế tính bằng tiền do mất điện

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

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

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

1.1.3.1 Trạng thái của phần tử

Trạng thái của mỗi phần tử trong HTĐ sẽ ảnh hưởng trực tiếp tới trạng thái của hệ thống Phần tử của HTĐ có thể ở các trạng thái khác nhau tùy thuộc vào tình trạng kỹ thuật và chức năng của chúng Mỗi trạng thái kéo dài trong khoảng thời gian gọi là thời gian trạng thái Dựa trên mức độ sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ mà phân ra các trạng thái khác nhau

Ví dụ MBA có thể có 2 trạng thái làm việc :

 Trạng thái tốt hay trạng thái làm việc

 Trạng thái hỏng

Nếu xét đến bão dưỡng định kỳ thì có 3 trạng thái

Tập hợp tất cả các trạng thái của phần tử có thể xảy ra là tập đủ trạng thái của phần tử Việc phần tử nằm trong trạng thái nào của tập đủ là đại lượng ngẫu nhiên được đo bởi xác suất phần tử ở trạng thái đó hay chính là xác suất trạng thái Tổng các xác suất trạng thái trong tập đủ bằng 1 Ngoài đặc trưng xác suất trạng thái thì

mỗi trạng thái còn được đặc trưng bởi các thông số : thời gian tồn tại trạng thái, và tần số lặp lại trạng thái

Xác suất trạng thái tốt của phần tử chính là độ sẵn sàng, và ngược lại xác suất trạng thái hỏng chính là độ không sẵn sàng của phần tử

1.1.3.2 Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện

Trạng thái HTĐ : là sự xảy ra đồng thời các trạng thái bất kỳ của các phần

tử Tập đủ trạng thái HTĐ là tổ hợp tất cả các trạng thái của các phần tử trong hệ thống Do đó xác suất xảy ra trạng thái của HTĐ chính là tích các xác suất trạng thái của các phần tử nếu giả thiết các phần tử của HTĐ làm việc độc lập với nhau Giả thiết này đúng với các phần tử trong HTĐ vì vậy được áp dụng trong hầu hết các bài toán ĐTC

Tương tự như trạng thái của phần tử, trạng thái của HTĐ cũng được đặc trưng bởi các thông số :

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

Trạng thái hỏng hóc HTĐ : Ứng với từng mục đích riêng khi nghiên cứu

ĐTC HTĐ thì sẽ có từng tiêu chuẩn hỏng hóc riêng, và theo tiêu chuẩn hỏng hóc đó

mà sẽ phân chia ra các trạng thái của HTĐ

Tập đủ trạng thái HTĐ cũng được chia làm 2 tập :

 Tập trạng thái tốt trong đó HTĐ làm việc tốt

 Tập trạng thái hư hỏng trong đó HTĐ bị hỏng theo tiêu chuẩn hỏng hóc

đã chọn ban đầu

Trên hình 1.1 thể hiện mối quan hệ giữa trạng thái hỏng của hai phần tử chính của hệ thống là máy phát và đường dây ( bao gồm cả MBA) với các trạng tháihỏng của HTĐ Các trạng thái hỏng của HTĐ, tức các trạng thái không hoàn thành nhiệm vụ bao gồm :

 Phụ tải bị mất điện

 HTĐ sụp đổ , mất điện một phần hoặc toàn bộ hệ thống

Hình 1.1 Trạng thái và hỏng hóc của HTĐ Các nguyên nhân trực tiếp khiến phụ tải mất điện :

 Thiếu công suất phát

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

 Đường dây bị quá tải hay điện áp nút không đạt yêu cầu

 HTĐ bị phân rã

Trạng thái hỏng của máy phát và đường dây có gây ra các trạng thái hỏng của HTĐ hay không còn tùy thuộc vào cấu trúc HTĐ : 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 ĐTC của HTĐ Ví dụ để tránh nguy cơ thiếu công suất phát do hỏng máy phát thì phải có dự trữ công suất

1.2 Độ tin cậy của các phần tử

ĐTC của HTĐ phụ thuộc chính vào ĐTC của các phần tử, vì vậy để nghiên cứu ĐTC của HTĐ cần nghiên cứu chi tiết ĐTC của các phần tử Khi nghiên cứu ĐTC các phần tử cần đưa vào các thông số như xác suất làm việc tin cậy, cường độ hỏng hóc, xác suất để phần tử làm việc trong khoảng thời gian xác định… Các khái niệm cơ bản này về ĐTC của phần tử cũng đúng với ĐTC HTĐ Trên phương diện ĐTC, phần tử được phân loại ra phần tử phục hồi và phần tử không phục hồi, ở đây

sẽ xem xét cả hai loại phần tử

1.2.1 Phần tử không phục hồi

Là các phần tử chỉ có thể làm việc tới lần hỏng đầu tiên và không có khả năng phục hồi sau khi bị sự cố Thời gian từ khi làm việc tới khi xảy ra sự cố là thời gian phục vụ T là đại lượng ngẫu nhiên và có hàm phân bố xác suất :

F (t)T P(Tt)

P(Tt) là xác suất để các phần tử làm việc từ thời điểm 0 cho 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

Hàm phân bố và hàm mật độ là hai đại đặc trưng cơ bản của mỗi đại lượng ngẫu nhiên Ta xét các đại lượng cơ bản khác đặc trưng cho ĐTC của phần tử

 ĐTC R(t)

Theo định nghĩa ĐTC, hàm R(t) có dạng như sau : R(t) = P (T > t )

Trong đó P ( T > t ) là xác suất để thời gian phục vụ lớn hơn t, cũng tức là hỏng sau thời điểm t

Do vậy : R(t) = 1 – FT(t)

Hình 1.2 Hàm ĐTC R(t)

 Cường độ hỏng hóc λ(t)

Với Δt đủ nhỏ thì λ(t).Δt chính là xác suất để phần tử đã phục vụ đến thời t

sẽ hỏng trong khoảng Δt tiếp theo

độ hỏng hóc của nó, còn cường độ hỏng hóc thì được xác định nhờ thống kê quá trình hỏng hóc trong quá khứ của phần tử

Trong HTĐ thường sử dụng điều kiện :

λ(t) = λ = hằng số

Do đó : R(t)  et;F (t) 1 eT   t;fT   et

Luật phân bố này gọi là luật phân bố mũ

Thời gian làm việc trung bình TLV

Với λ(t) = hằng số; R(t)etdo đó : TLV  1

 (

Đây là công thức quan trọng cho quan hệ giữa thời gian làm việc và cường

độ hỏng hóc của các phần tử có luật phân bố mũ Như vậy với các phần tử không phục hồi, ĐTC được mô tả nhờ cường độ hỏng hóc λ(t) hoặc ĐTC R(t)

1.2.2 Phần tử phục hồi

1.2.2.1 Sửa chữa sự cố lý tưởng có thời gian phục hồi τ = 0

Giả thiết sau sửa chữa phần tử như mới Đây là trường hợp các phần tử hư hỏng được thay thế rất nhanh bằng các phần tử dự phòng (ví dụ như MBA) Thay

cho khái niệm cường độ hỏng hóc của các phần tử không phục hồi, đối với các phần

tử phục hồi dùng khái niệm thông số dòng hỏng hóc ω(t)

Tương tự λ(t) thì ω(t) Δt chính là xác suất để hỏng hóc xảy ra trong khoảng thời gian ( t, t + Δt) :

 ( hỏng xảy ra trong khoảng (t , t + Δt) (1

Mà P(hỏng xảy ra trong khoảng (t , t + Δt)) = k

1.2.2.2 Sửa chữa sự cố thực thế, thời gian phục hồi τ

Khác với phần tử phục hồi có thời gian phục hồi bằng không, các phần tử có thời gian phục hồi khác không sẽ chịu một quá trình ngẫu nhiên hai trạng thái : trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc với đặc trưng tương ứng là thời gian làm việc TLV và thời gian sửa chữa τ

Tương ứng với hai thời gian đặc trưng trên cần có hai hàm phân bố xác suất

là hàm phân bố thời gian làm việc FLV (t) và hàm phân bố thời gian ở trạng thái hỏng FH (t)

Hình 1.3 Trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc của phần tử Các đại lượng và chỉ tiêu cần thiết để mô tả hành vi của phần tử phục hồi :

 Xác suất phần tử ở trạng thái tốt tại thời điểm t gọi là xác suất trạng thái làm việc PLV (t)

 Xác suất phần tử ở trạng thái hỏng tại thời điểm t là PH (t)

Trong đó : X(t) là trạng thái của phần tử tại thời điểm t

 Cường độ chuyển trạng thái từ trạng thái làm việc sang trạng thái hỏng :

 Thời gian làm việc trung bình TLV

 Thời gian hỏng trung bình τ

 Thời gian trung bình của một chu kỳ làm việc-hỏng : TCK = TLV + τ

FT (t) – phân bố xác suất của thời gian làm việc = 1- e-λt

Fτ(t) – phân bố xác suất của thời gian hỏng hóc = 1- e-µt

Trong đó :  1

 là cường độ phục hồi, τ là thời gian hỏng hóc trung bình

(thời gian phục hồi phần tử hư hỏng )

Sau khi áp dụng mô hình Markov ta có :

LV

1

.PT

Đối với phần tử phục hồi thường thống kê được :

 Số lần hỏng λ trong một đơn vị thời gian, từ đó tính ra :

 Thời gian sữa chữa sự cố trung bình τ, từ đó tính ra :

 1



1.2.2.3 Sửa chữa sự cố thực tế và bảo dưỡng định kỳ

Theo mô hình hỏng hóc phía trên thì bảo dưỡng định kỳ giúp giảm cường độ hỏng hóc, tăng thời gian làm việc trung bình của phần tử mà chi phí lại ít hơn nhiều

so với sửa chữa sự cố Một yếu tố khác nữa của bảo dưỡng định kỳ đó là tính chủ động của người lên kế hoạch còn với sữa chữa sự cố thì không

Khi có thêm bảo dưỡng định kỳ, phần tử chịu một quá trình ngẫu nhiên bao gồm 3 trạng thái như trên hình Nếu giả thiết thời gian bảo dưỡng định kỳ τĐK cũng tuân theo luật mũ thì có thể áp dụng mô hình trên Hình 1.4

Trong đó : T - tốt ; ĐK – bảo dưỡng định kỳ ; H – hỏng

Hình 1.4 Mô hình trạng thái có xét đến bảo dưỡng định kỳ Với các thông số :

 λ – cường độ hỏng hóc

 µ - cường độ phục hồi

 λĐK – cường độ xảy ra bảo dưỡng định kỳ

 µĐK – cường độ bảo dưỡng định kỳ Nếu giả thiết thêm rằng, thời gian giữa hai lần bảo dưỡng định kỳ TĐK cũng tuân theo luật mũ, thì có thể tìm được xác suất trạng thái bằng mô hình Markov Giả thiết này không đúng với trong thực tế, vì bảo dưỡng định kỳ được thực hiện theo

kế hoạch lập trước, tuy nhiên mô hình vẫn cho kết quả khá gần thực tế và có thể rút

ra từ đó nhiều kết luận hữu ích

Ở chế độ xác lập ( chế độ dừng t = ∞ ) ta có :

(1.22)

DK T

DK DK

DK H

.P

.P

.P

PĐK còn gọi là hệ số bảo dưỡng định kỳ

Như vậy nhờ các công thức ở trên mà ta có thể tính được xác suất của trạng thái H và bảo dưỡng định kỳ

1.3 Các chỉ số đánh giá ĐTC của HTĐ

Các chỉ tiêu ĐTC HTĐ được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là cường độ mất điện trung bình l năm (do sự cố hoặc theo kế hoạch), thời gian mất điện (sửa chữa) trung bình t, thời gian mất điện hàng năm trung bình T của phụ tải

Tuy nhiên, những giá trị này không phải là giá trị quyết định mà là giá trị trung bình của phân phối xác suất, vì vậy chúng chỉ là những giá trị trung bình dàihạn Mặc dù 3 chỉ tiêu trên là quan trọng, nhưng chúng không đại diện một cách toàn diện để thể hiện ĐTC của hệ thống Chẳng hạn các chỉ tiêu trên được đánh giá không thể hiện được tương ứng với 1 khách hàng hay 100 khách hàng, tải trung

(1.23)

(1.24)

(1.25)

(1.26)

bình tại điểm đánh giá là 10kW hay 10MW Để đánh giá được một cách toàn diện

về sự mất điện của hệ thống, người ta còn đánh giá thêm các chỉ tiêu sau:

1.3.1 Các chỉ số hướng tới khách hàng

1.3.1.1 Tần suất mất điện trung bình của hệ thống SAIFI ( System average

interruption frequency index)

Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối vào điểm i Chỉ số SAIFI cho biết số lần mất điện trung bình trong một năm cho một khách hàng dùng điện

1.3.1.2 Tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI ( Customer

average interruption frequency index)

CAIFI =

Tổng số khách hàng bị mất điện Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng Trong đó i là xác suất sự cố ;Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối vào điểm i

Chỉ số này khác với SAIFI ở phần mẫu số Chỉ số này rất có ích khi so sánh giữa các năm với nhau, khi mà không phải tất cả khách hàng bị ảnh hưởng và nhiều khách hàng vẫn được cung cấp điện Giá trị CAIFI rất tiện lợi khi xét theo thời gian của một hệ thống phân phối cụ thể

Khi áp dụng các chỉ số này các khách hàng bị ảnh hưởng chỉ được tính một lần bất kể số lần mất điện mà khách hàng này phải chịu trong năm

1.3.1.3 Thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI( System average

interruption duration index)

Trong đó Ui là thời gian mất điện hàng năm

Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối vào điểm i

1.3.1.4 Thời gian mất điện trung bình của khách hàng CAIDI ( Customer

interruption duration index)

i i

N

N U



.Tổng số khách hàng bị mất điện

Trong đó Ui là thời gian mất điện hàng năm

Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối vào điểm i Chỉ số CAIDI cho biết thời gian mất điện trung bình trong một năm cho một

870

i

i i i

N

N U N

Tổng thời gian khách hàng có nhu cầu Trong đó Ui là thời gian mất điện hàng năm

Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối vào điểm i

- Độ không sẵn sàng cung cấp điện trung bình ASUI (Average service

unavailability index) ASUI = 1- ASAI

N

N U

Tổng thời gian khách hàng có nhu cầu

1.3.1.6 ĐTC IOR (Index of reliability)

IOR =

8760- SAIDI

8760 Trong đó : Ui là thời gian mất điện hàng năm ; Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối

1.3.2 Các chỉ số hướng tới phụ tải và nguồn cấp

Một trong các thông số quan trọng cần thiết để đánh giá “Các chỉ số hướng tới phụ tải và nguồn cấp” là phụ tải trung bình tại thanh cái phụ tải

Phụ tải trung bình La được xác định La= Lpf

Với Lp : Phụ tải đỉnh ; f: Hệ số phụ tải

1.3.2.1 Lượng điện năng không được cấp ENS (Energy not supplied index)

ENS = Tổng điện năng không được cấp từ hệ thống = La i)Ui

Trong đó : La(i) là phụ tải trung bình nối vào điểm i

1.3.2.2 Lượng điện năng trung bình không được cấp AENS ( Averge Energy not

N

N

L ).

Tổng số khách hàng được phục vụ

1.3.2.3 Giới hạn điện năng cấp trung bình cho khách hàng ACCI ( Averge

customer curtailment index)

(1.34)

(1.35)

(1.36)

(1.37)

N

L ).

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng Chỉ số này khác với AENS giống như CAIDI khác với SAIFI Nó rất có ích cho việc giám sát những thay đổi về lượng điện năng không được cấp trung bình giữa năm này với năm khác

1.4 Tổng quan lưới điện phân phối

1.4.1 Giới thiệu chung

Điện năng được sản xuất, truyền tải và phân phối tới hộ tiêu thụ thông qua

hệ thống các nhà máy điện, mạng lưới điện truyền tải và phân phối Trong đó, LPP làm nhiệm vụ cung cấp điện trực tiếp cho hộ tiêu thụ nên chịu trách nhiệm chínhtrong việc đảm bảo chất lượng phục vụ ( bao gồm ĐTC cung cấp điện và chất lượng điện năng ) cho phụ tải

Vậy, LPP làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian (hoặc trạm khu vực hoặc thanh cái nhà máy điện ) cho các phụ tải LPP đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của HTĐ

 Về mặt kinh tế

 Giá thành lưới điện phân phối là một yếu tố quan trọng quyết định đến giá thành điện năng do chi phí đầu tư xây dựng LPP chiếm 50% tổng vốn đầu tư cho HTĐ ( Chưa có giá thành của nhiên liệu đầu vào )

 Tổn thất kinh tế gây ra do tổn thất điện năng có thể được hạn chế bằng các phương thức vận hành kinh tế lưới như thay đổi cấu hình lưới phù hợp với chế

độ làm việc của phụ tải

 Về mặt kỹ thuật

 Chất lượng điện năng đặc biệt là chất lượng điện áp được quyết định bởi LPP Các thiết bị điều chỉnh điện áp hiệu quả nhất như MBA, các thiết bị bù đều nằm trong LPP Hoặc trong các chế độ làm việc khác nhau của phụ tải, LPP có thể thay đổi cấu hình nhằm đưa chất lượng điện áp vào trong phạm vi cho phép

(1.38)

 Cung cấp điện liên tục cho phụ tải là một chỉ tiêu quan trọng trong chất lượng phục vụ LPP nắm vai trò quyết định đến ĐTC cung cấp điện bởi vì việc ngừng điện trên LPP ảnh hưởng trực tiếp tới ngừng điện trên phụ tải Để nâng cao cung cấp điện liên tục trên LPP có gắn nhiều thiết bị như thiết bị tự động đóng lại nguồn, thiết bị phân đoạn nguồn… Ngoài ra việc thay đổi cấu hình lưới cũng là một yếu tố nâng cao ĐTC cung cấp điện cho phụ tải

 Tính linh hoạt trong vận hành của LPP là yếu tố quan trọng Phụ tải của LPP có hệ số đồng thời thấp, biến thiên mạnh, do vậy để đảm bảo được các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật yêu cầu LPP phải có khả năng vận hành linh hoạt Yếu tố vận hành linh hoạt của LPP phụ thuộc nhiều vào hệ thống bảo vệ rơ le và hoạt động của các thiết bị đóng cắt

 Năng lực cung cấp của LPP sẽ quyết định lưới đó có khả năng vận hành linh hoạt hay không

 Đảm bảo an toàn cho người sử dụng Do LPP đi sâu vào khu dân cư nên tai nạn điện xảy ra với người sử dụng trên LPP chiếm chủ yếu tai nạn trên toàn

hệ thống, vì vậy vấn đề thiết kế, lắp đặt vận hành LPP cần đảm bảo các tiêu chuẩn

an toàn

LPP bao gồm hai phần : LPP trung áp và LPP hạ áp LPP trung áp thông thường có cấp điện áp từ 6 kV tới 35 kV làm nhiệm vụ phân phối điện cho các trạm biến áp phân phối trung áp / hạ áp Lưới hạ áp cung cấp điện cho các phụ tải hạ áp với điện áp thông thường 380/220 V

1.4.2 LPP điện trung áp

1.4.2.1 Phương án cấp điện trung áp

Hiện nay có hai phương pháp phân phối điện trung áp : Phương pháp lưới điện 3 dây pha và phương pháp lưới điện 4 dây (3 dây pha và dây trung tính)

a Phương pháp lưới điện 4 dây

 Cấu trúc : Trong phương pháp này cuộn dây trung áp của MBA đấu

sao và nối đất trực tiếp, có dây trung tính đi theo lưới tạo thành lưới điện 4 dây và

cứ khoảng 300m được nối đất lặp lại một lần Dây trung tính đóng vai trò dẫn dòng không cân bằng và cung cấp điểm nối đất an toàn cho các thiết bị Ngoài ra dây trung tính có thể được sử dụng chung cho cả hệ thống nối đất hạ áp

tải 1 pha, mà trong thực tế thì hơn một nửa hệ thống phân phối điện có chứa mạng một pha và đa phần các hộ tiêu thụ là tải một pha Do vậy, khi sử dụng phương pháp này giá thành cung cấp điện cho phụ tải một pha sẽ giảm thấp

nối đất tại MBA bị hư hỏng thì vẫn còn đường dẫn dòng cung cấp chủ yếu lợi ích

an toàn cho người sử dụng, khi hệ thống nối đất trung tính đầu nguồn MBA hư hỏng thì do vẫn còn hệ thống nối đất lặp lại nên vẫn có đường dẫn có tổng trở thấp

để dẫn dòng xuống đất và chính điều này dùng để bảo vệ chống lại sự hư hỏng bên trong MBA

b Phương pháp lưới điện 3 dây pha

Trong phương pháp này cuộn trung áp của MBA nguồn cao áp/ trung áp đấu sao và trung tính nối đất qua tổng trở Z hoặc nối đất trực tiếp Không có dây trung tính đi theo lưới Phụ tải hạ áp được cung cấp điện thông qua các MBA 3 pha,

1 pha Cung cấp điện cho phụ tải một pha khá phức tạp và chi phí cao Ưu điểm của phương pháp này :

 Chi phí cung cấp điện cho phụ tải ba pha thấp

 Điện áp rò thấp hơn

 Dễ dàng hơn trong việc phát hiện lỗi tổng trở cao

Vì không có dây trung tính đi kèm nên mạng loại này hoạt động mà không có

hệ thống nối đất lặp lại nhằm đảm bảo an toàn Do vậy, để khắc phục thì cần nối đất trong mạng phân phối hạ áp tại mỗi thiết bị hoặc tại từng hộ tiêu thụ

1.4.2.2 Sơ đồ LPP trung áp

Hiện nay, phổ biến các sơ đồ LPP điện là hình tia hoặc mạch vòng vận hành

hở Ngoài ra một số phụ tải quan trọng thường có thêm lộ cấp dự phòng Cụ thể các

MC đầu nguồn cắt ra, sau khi xác định và cách ly phân đoạn lưới bị sự cố, MC đầu nguồn đóng trở lại cấp điện cho phân đoạn gần nguồn không sự cố

 LPP kín vận hành hở : có ĐTC cao hơn sơ với LPP hình tia do mỗi phân đoạn được cấp điện từ hai phía Khi có sự cố, thiết bị phân đoạn đầu đoạn lưới

bị sự cố được cắt ra bằng tay hay tự động sau đó MC nguồn và MC để hở lúc vận hành được đóng lại cấp điện cho các đoạn lưới còn tốt Lưới kín vận hành hở có thể vận hành kín cho ĐTC cao hơn nhưng phải trang bị MC và thiết bị bảo vệ có hướng đắt tiền Vận hành hở ĐTC thấp hơn một chút do phải thao tác khi sự cố nhưng rẻ tiền, có thể dùng DCL tự động hay điều khiển từ xa

 Hệ thống phân phối điện : đây là dạng cao cấp nhất và hoàn hảo nhất của LPP trung áp Lưới điện có nhiều nguồn, nhiều đường dây tạo thành các mạch kín có nhiều điểm đặt thiết bị phân đoạn Lưới điện bắt buộc phải điều khiển từ xa với sự trợ giúp của máy tính và hệ thống SCADA Các điểm cắt được chọn theo chế

độ vận hành của lưới điện, nếu lưới điện đang vận hành trong chế độ làm việc bình

hiện sự cố thì tiêu chí là cách ly điểm sự cố nhanh nhất và hạn chế vùng ảnh hưởng của sự cố

Lưới hình tia 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 LPP phải ngừng 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

Hình 1.6 LPP hình tia 1 lộ không phân đoạn

Hình 1.7 LPP hình tia 1 lộ có phân đoạn

Hình 1.8 LPP kín vận hành hở

Hình 1.9 Hệ thống phân phối điện

1.5 Độ tin cậy của lưới điện phân phối

1.5.1 Độ tin cậy của LPP hình tia

1.5.1.1 LPP hình tia không phân đoạn

1 (1)

Đối với lưới này bất kỳ hỏng hóc tại vị trí nào cũng gây ra ngừng điện toàn LPP Vì vậy, toàn bộ LPP được xem như là một phần tử

 Cường độ hỏng hóc của toàn bộ LPP :

100

L

0

sc  



 Cường độ ngừng điện tổng là: ND SC CT

 Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm: TNDSC SC.TSC

 Thời gian ngừng điện công tác: TNDCT CT.TCT

 Tổng thời gian ngừng điện: TND TNDSC TNDCT

Trong đó: + 0: Cường độ hỏng hóc cho 100 km

+ L : Độ dài LPP

+ CT: Cường độ ngừng điện công tác

+ TSC: Thời gian sửa chữa sự cố

+ TCT: Thời gian trung bình một lần ngừng điện công tác

 Công suất và thời gian sử dụng công suất lớn nhất của toàn LPP :

i max max P

i max

i max i max max

P

T P T

1.5.1.2 LPP hình tia phân đoạn

Để tăng cường ĐTC, LPP hình tia được phân thành nhiều đoạn bằng thiết bị

đóng cắt: DCL hoặc MC được điều khiển bằng tay tại chỗ hoặc điều khiển từ xa

Phân đoạn bằng MC: MC sẽ đảm bảo cắt tự động khi xảy ra sự cố trên các đoạn lưới ở phía sau nó Do đó có tác dụng bảo vệ hoàn toàn đoạn lưới phía trước

nó không bị cắt điện Như vậy làm cho sự cố ở các đoạn lưới phía sau không ảnh hưởng đến đoạn lưới phía trước cả về số lần và thời gian mất điện

Phân đoạn bằng DCL: Nếu xảy ra sự cố ở một phân đoạn nào đó MC đầu nguồn sẽ cắt tạm thời toàn bộ LPP DCL phân đoạn được cắt ra cô lập phần tử bị sự

cố với nguồn Sau đó nguồn được đóng lại tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn nằm trước phân đoạn sự cố về phía nguồn

Như vậy khi xảy ra sự cố trên đoạn lưới đặt DCL, thì tất cả các đoạn lưới phía trước nó cho đến DCL gần nhất sẽ chịu ảnh hưởng toàn phần về số lần mất điện, còn thời gian sự cố thì chúng sẽ mất điện trong thời gian từ lúc xảy ra sự cố cho đến khi cô lập xong sự cố và đóng trở lại MC, thời gian này gọi là thời gian thao tác

Đối với mọi đoạn lưới, dù đặt DCL hay MC thì ảnh hưởng của đoạn lưới phía trước đến các đoạn lưới phía sau là toàn phần, nghĩa là đoạn lưới phía sau chịu

số lần mất điện và thời gian mất điện như đoạn lưới phía trước khi trên đoạn lưới phía trước xảy ra sự cố

Sử dụng giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể ĐTC của LPP, giảm được tổn thất kinh tế do mất điện nhưng cần phải đầu tư vốn Do đó phân đoạn là một bài toán tối ưu, trong đó cần tìm số lượng, vị trí đặt và loại thiết bị phân phối sử dụng sao cho có được hiệu quả kinh tế cao nhất

Để tính toán ĐTC của LPP phân đoạn, trước tiên cần đẳng trị các đoạn lưới thành đoạn lưới chỉ có một phụ tải và các thông số ĐTC đẳng trị của các đoạn lưới:

Hình 1.12 Đẳng trị các đoạn lưới có cùng ĐTC

 ĐTC của đoạn lưới I

Những nguyên nhân dẫn đến ngừng cung cấp điện có thể do bản thân đoạn lưới I bị hỏng hoặc do ảnh hưởng của sự cố trên đoạn lưới sau

 Đoạn I có cường độ ngừng điện là ’I và thời gian ngừng điện năm là T’I

 Ảnh hưởng của sự cố trên các đoạn lưới sau đoạn I phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn:

 Phân đoạn bằng MC: đoạn II hoàn toàn không ảnh hưởng đến đoạn I

 ĐTC của đoạn lưới II

Những nguyên nhân dẫn đến ngừng cung cấp điện có thể do bản thân đoạn lưới II bị hỏng hoặc do ảnh hưởng của sự cố trên đoạn lưới trước nó và sau nó

 Đoạn II có cường độ hỏng hóc là ’II và thời gian ngừng điện năm là T’II

 Ảnh hưởng của đoạn lưới I đến đoạn lưới II là toàn phần không phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn, chịu cường độ hỏng hóc và thời gian ngừng cung cấp điện của đoạn I: I > II = ’I ; TI > II = T’I

Tổng số lần ngừng cung cấp điện và tổng thời gian ngừng cung cấp điện của đoạn lưới II: II = ’II + ’I ; TII = T’II + T’I

Như vậy, ta thấy các đoạn lưới phía sau chịu ảnh hưởng toàn phần của các đoạn lưới phía trước, còn các đoạn lưới phía trước chỉ chịu ảnh hưởng không toàn phần của các đoạn lưới phía sau, ảnh hưởng này phụ thuộc vào loại thiết bị phân đoạn

Trong tính toán bỏ qua hỏng hóc của thiết bị phân đoạn và sử dụng thiết bị phân đoạn không phải bảo dưỡng định kỳ

1.5.1.3 Độ tin cậy của LPP kín vận hành hở

Mặc dù LPP hình tia có phân đoạn đã tăng được ĐTC hơn so với lưới không

có phân đoạn nhưng vẫn mang một nhược điểm lớn, đó là khi một đoạn lưới ngừng điện thì tất cả các đoạn lưới phía sau nó cũng bị ngừng điện Đặc biệt nghiêm trọng khi đoạn lưới ngừng điện là đoạn lưới đầu nguồn

Khắc phục nhược điểm lớn nhất của lưới hình tia, LPP kín vận hành hở gồm nhiều nguồn và nhiều đường dây phân đoạn tạo thành lưới kín nhưng khi vận hành thì một số MC phân đoạn sẽ cắt ra để tạo thành lưới hở Khi một đoạn lưới ngừng cung cấp điện thì chỉ phụ tải ở đoạn lưới đó mất điện, còn các đoạn lưới khác chỉ tạm ngừng điện trong thời gian ngắn để thao tác, sau đó lại được cấp điện trở lại nếu khả năng tải của lưới đủ

LPP kín vận hành hở có ĐTC được nâng lên rất nhiều, đặc biệt là khi các thao tác thiết bị đóng cắt và phân đoạn được điều khiển từ xa hoặc tự động

Các bước tính toán ĐTC của LPP kín vận hành hở:

 Bước 1: Khi xảy ra sự cố đồng thời một hoặc hai phân đoạn lưới nào

đó, cần phải đưa ra biện pháp thao tác sao cho có được một sơ đồ lưới điện

sau sự cố tốt nhất theo thứ tự ưu tiên các chỉ tiêu sau:

 Không có phân đoạn nào quá tải

 Số lượng thao tác ít nhất

Sau khi lập được sơ đồ vận hành sau sự cố chuyển sang bước 2

 Bước 2 : Nếu sơ đồ vận hành sau sự cố mà có đoạn lưới nào đó bị quá

tải hay điện áp ở nút nào đó thấp dưới tiêu chuẩn thì tiến hành giảm đều công suất phụ tải LPP cho đến khi hết quá tải hoặc điện áp đạt mức cho phép Công suất giảm đi đó chính là công suất bị mất do sự cố Biết xác

suất sự cố và công suất mất đi sẽ tính được các chỉ tiêu ĐTC cần thiết 1.6 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối

1.6.1 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy chung cho hệ thống điện

Nâng cao ĐTC luôn là yêu cầu của cả phía khách hàng và phía cung cấp điện Về phía khách hàng, dựa trên mức độ quan trọng của phụ tải mà đưa ra các yêu cầu phù hợp về ĐTC, cần đảm bảo được tính tối ưu kinh tế khi nâng cao ĐTC cung cấp điện Nhằm đảm bảo được yêu cầu ĐTC từ phía khách hàng, phía cung cấp cần phải song song tác động vào các giai đoạn quy hoạch, thiết kế, vận hành, tổ chức quản lý HTĐ Ngoài ra, mức ĐTC trên LPP, lưới truyền tải và nguồn điện cũng cần cân bằng với nhau

Yếu tố ĐTC có ảnh hưởng đến quyết định đến cấu trúc của HTĐ :

 Cấu trúc nguồn điện : độ dự trữ công suất, các tổ máy dự trữ lạnh

 Cấu trúc lưới : lưới điện có thể có cấu trúc mạch vòng kín, nhiều lộ song song, trạm nhiều MBA, sơ thồ thanh cái trạm là 3/2, đa giác, hai

hệ thống thanh cái có thanh cái vòng

 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 hệ thống quản lý : hệ thống sẵn sàng can thiệp khi sự cố, dự trữ thiết bị, phương tiện đi lại, tổ chức sửa chữa, bảo quản định kỳ

1.6.1.1 Trong công tác quy hoạch – thiết kế

 Thiết kế hệ thống nguồn điện có mức dự trữ cao

 Dự trữ có kế hoạch nguồn năng lượng sơ cấp : nước, than, khí Dựa trên các số liệu từ công tác dự báo phụ tải, dự báo nguồn ( thủy điện ) cần xây dựng kế hoạch dự trữ năng lượng sơ cấp hợp lý

 Dự trữ công suất nguồn, công suất MBA, khả năng tải của các đường dây về phát nóng và tổn thất điện áp

 Dự trữ về mặt thiết bị dự phòng thay thế

 Ngoài ra, tăng khả năng huy động nguồn cấp phía phụ tải có sẵn ( máy phát diesel ) trong giờ cao điểm và sự cố Có chính sách huy động các dạng nguồn này vì sẽ giảm áp lực nguồn cho phía các nhà máy

 Thiết kế lưới hệ thống có ĐTC rất cao

 Cấu trúc lưới hệ thống sử dụng dạng mạch vòng kín, nhiều lộ song song

 Tăng cường giám sát thông qua hệ thống SCADA Sử dụng hệ thống bảo vệ rơle có độ chọn lọc tuyệt đối và tác động nhanh nhằm cách ly khu vực sự cố nhanh nhất

 Thiết kế lưới truyền tải và phân phối có mức tin cậy cao

 Cấu hình lưới linh hoạt, có khả năng hỗ trợ nhau linh hoạt ( đường dây trên không mạch vòng, mạch kép, trạm 2 MBA ), có độ dự trữ

sơ đồ cao và có khả năng thích ứng nhanh với mọi tình huống vận hành

 Sử dụng các thiết bị bảo vệ rơle, thiết bị điều khiển, tự động chống sự

cố tác động nhanh, chính xác Tăng cường tự động hóa các hệ thống

đo đếm, giám sát phát hiện sự cố và tiền sự cố

 Sử dụng các thiết bị điện có chất lượng cao đặc biệt với các công trình xây dựng cơ bản mới và ở các nút, mạch quan trọng

1.6.1.2 Trong công tác tổ chức, quản lý, vận hành

 Công tác bảo dưỡng, sửa chữa

 Tổ chức bảo dưỡng định kỳ, duy trì cường độ hỏng hóc ở mức thấp của các phần tử qua đó nâng cao ĐTC toàn hệ thống

 Tăng cường khả năng sửa chữa nhanh, sữa chữa nóng, lưu động nhằm giảm thời gian sự cố

1.6.2 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy trong lưới điện phân phối

1.6.2.1 Giải pháp chung

Mỗi khách hàng có đặc điểm hoạt động, sản xuất, quy trình công nghệ khác nhau nên mức độ thiệt hại do mất điện cũng khác nhau Do vậy mà yêu cầu mức ĐTC cung cấp điện cũng khác nhau Ngoài những đặc điểm riêng của từng khách hàng, các đặc điểm chung có ảnh hưởng tới mức độ thiệt hại gồm có : thời gian mất điện, thời điểm mất điểm, lượng công suất mất, mất điện có kế hoạch hay mất điện đột xuất Để giải quyết vấn đề ĐTC cung cấp điện cho các khách hàng, trước tiên cần thực hiện các bước sau :

a Phân loại các hộ phụ tải theo mức ĐTC cung cấp điện trên cơ sở đó thiết kế lưới điện

Theo cách phân loại phụ tải cũ thì các phụ tải được phân loại thành các hộ loại 1, loại 2 và loại 3 Đối với loại 1 cần phải cung cấp điện bằng 2 đường dây song song, đối với hộ loại 3 thì chỉ cấn 1 đường dây còn đối với hộ loại 2 thì phải so sánh cân nhắc xem nên dùng 2 đường dây hay 1 đường dây

Phương pháp này khi sử dụng cũng có nhiều rắc rối đặc biệt trong cơ chế thị trường như hiện nay Việc đưa chi phí do mất điện vào nhằm so sánh kinh tế sẽ khó khăn và không hợp lý và không bám sát yêu cầu ĐTC phía phụ tải

Như vậy việc phân loại phụ tải phải theo mức độ yêu cầu tin cậy cung cấp điện Để có thể phân loại một cách hợp lý nhất, cần một sự điều tra tương đối chính xác và có tính toàn diện các thiệt hại mất điện của các loại phụ tải khác nhau.Tuỳ mức độ công nghiệp hoá của nền sản xuất quốc dân mà việc phân loại cũng khác nhau, vì thường thiệt hại do mất điện ở lĩnh vực công nghiệp là lớn nhất, một đất nước có nền công nghiệp càng phát triển thì thiệt hại do mất điện càng lớn