Nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối trung áp việt nam

Luận văn, thạc sỹ, tiến sĩ, cao học, kinh tế, nông nghiệp

Bộ giáo dục và đào tạo Trường đại học nông nghiệp I

-

Nguyễn Danh Khoa

Nghiên cứu các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới phân phối

trung áp Việt Nam

Lời cam đoan

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, Các số liệu và kết quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và ch−a đ−ợc sử dụng để bảo vệ bất kỳ một công trình khoa học nào khác

Tôi xin cam đoan rằng các thông tin trích dẫn trong luận văn

đ−ợc chỉ rõ nguồn gốc

Hà nội ngày 05 tháng 09 năm 2006

Tác giả luận văn

Nguyễn Danh Khoa

Lời cảm ơn

Trong thời gian làm luận án tôi được sự giúp đỡ nhiệt tình và có hiệu quả của VS GS.TSKH Trần Đình Long cùng một số đồng nghiệp Nay tôi đã hoàn thành nội dung của bản luận án , nhân dịp này tôi xin bày tỏ lòng biết ơn chân thành tới VS GS.TSKH Trần

Đình Long, các thầy cô giáo đã tham gia giảng dạy khoá cao học này, khoa cơ điện, khoa sau đại học trường đại học nông nghiệp I

Hà nội, Trường đào tạo nghề, cùng các đồng nghiệp Mặc dù đã có rất nhiều những cố gắng song do năng lực còn hạn chế vì vậy chắc chắn bản luận văn này còn có những sai sót rất mong nhận được sự chỉ bảo, đóng góp của các thầy cô, các nhà khoa học và các đồng nghiệp để bản luận án được hoàn thiện hơn

Mục lục

Lời cam đoan i

Lời cảm ơn ii

Mục lục iii

Danh mục bảng v

Danh mục hình vi

Lời Mở đầu 1

1 Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp ở việt nam 4

1.1 Quá trình phát triển của lưới phân phối trung áp 4

1.1.2 Nguồn điện 4

1.1.3 Lưới truyền tải .6

1.1.4 Lưới điện phân phối trung áp 6

1.2 Xu thế phát triển của lưới phân phối trung áp tại Việt Nam 12

2 Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện 15

2.1 Đặc trưng về độ tin cậy của hệ thống điện 15

2.1.2 Độ tin cậy và các chỉ tiêu thường dùng để đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện 15

2.1.3 Khái niệm về trạng thái hỏng hóc của hệ thống điện .17

2.1.4 Tổn thất kinh tế do mất điện và ảnh hưởng của cấu trúc đến độ tin cậy của hệ thống điện 21

2.2 Độ tin cậy của các phần tử 23

2.2.1 Phần tử không phục hồi .23

2.2.2 Mô hình cường độ hỏng hóc 26

2.2.3 Phần tử phục hồi 27

2.2.4 Các chỉ số đánh giá độ tin cậy (Reliability Evaluation of Power Systems) 33

3 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho hệ thống điện 39

3.1 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho hệ thống 39

3.2 Vấn đề độ tin cậy trong thiết kế phương án cấp điện - Hàm kinh tế đánh giá một phương án cấp điện 41

3.3 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cho lưới phân phối 43

3.3.1 Nâng cao độ tin cậy cho phần trạm biến áp phân phối 43

3.3.2 Nâng cao độ tin cậy cho phần lưới phân phối .44

3.4 Các giải pháp tăng cường độ tin cậy ở lưới phân phối điện Việt Nam 47 4 Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng giải pháp phân đoạn lưới điện phân phối trung áp 49

4.1 Hiện trạng rơle bảo vệ trong hệ thống phân phối trung áp của Việt Nam: 49

4.1.1 Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong lưới trung tính nối đất trực tiếp: 49

4.1.2 Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong lưới trung tính cách ly hoặc qua trở kháng 49

4.1.3 Hiện trạng về tự động hoá trong hệ thống phân phối trung áp Việt Nam 50

4.2 Các giải pháp phân đoạn đang được sử dụng trong lưới phân phối trung áp Việt Nam: 52

4.3 Giới thiệu chung về hệ thống tự động hoá phân vùng sự cố DAS: (Distribution Automation System) 58

4.3.1 Giai đoạn 1 58

4.3.2 Giai đoạn 2 58

4.3.3 Giai đoạn 3 58

4.4 Các thiết bị chính trong hệ thống DAS 59

4.4.1 Giới thiệu tóm tắt về Recloser 59

4.4.2 Các thiết bị chính theo từng giai đoạn: 69

4.5 Ví dụ áp dụng 83

Kết luận và đề xuất 111

Tài liệu tham khảo 112

Danh mục bảng

Bảng 1.1 Các nguồn điện trong Hệ thống điện Việt Nam 5

Bảng 1.2 Sản lượng điện theo nguồn 5

Bảng 1.3 Khối lượng lưới truyền tải 6

Bảng 1.4 Lưới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam 13

Bảng 1.5 Hệ thống lưới điện phân phối theo phạm vi quản lý 13

Bảng 4.1: Thông số kỹ thuật của Recloser – 27kV - VR 3S 62

Bảng 4.2: Dải thời gian chỉnh định của các loại Recloser 68

Bảng 4.3 Thống kê số lần sự cố các lộ đường dây 373 và 376 trạm E2 Gia Lâm 84

Danh mục hình

Hình 1.1 Đồ thị tăng trưởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại 4Hình 2.1 Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện 19Hình 2.2 Đồ thị quan hệ giữa hàm phân bố và hàm mật độ 24

Hình 2.4 Trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc của các phần tử 30

Hình 2.6 Đồ thị phụ tải trung bình tại thanh cái của phụ tải 38

Hình 4.6: Khối điều khiển và bảo vệ của Recloser 27kV- VR 3S 64Hình 4.7: Tủ điều khiển và bảo vệ của Recloser OVR 15 – 38 kV 64Hình 4.8: Thiết bị DAS treo trên cột của NULEC 67Hình 4.9: Các thiết bị cơ bản của hệ thống DAS ở giai đoạn 1 69Hình 4.10: Nguyên lý cấu tạo của hợp bộ DPĐTĐ 70 Hình 4.11: Sơ đồ phối hợp thời gian cài đặt của FDR 72 Hình 4.12: Nguyên tắc hoạt động ở lưới điện hình tia 73Hình 4.13: Nguyên tắc tác động ở lưới điện có nguồn ở hai phía 74Hình 4.14: Giản đồ thời gian tác động với 2 nguồn cung cấp 75Hình 4.15: Cấu hình hệ thống DAS giai đoạn 2 77

trạng thái lưới phân phối theo thời gian thực 79Hình 4.17: Qui trình tự động phục hồi của lưới phân phối 80

Hình 4.19: Sơ đồ phát triển hệ thống DAS các giai đoạn 82

Lời Mở đầu

Ngày nay, để phục vụ yêu cầu phát triển kinh tế xi hội của đất nước, vấn đề đảm bảo chất lượng cung cấp điện có một vai trò hết sức quan trọng Việc áp dụng các thành tựu mới, nhất là công nghệ tự động hoá để nâng cao chất lượng quản lý vận hành, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện, phát huy hiệu quả kinh tế, tiết kiệm lao động là một yêu cầu rất bức thiết

Đối với hệ thống điện ở nước ta, việc nghiên cứu áp dụng công nghệ

tự động từ trước đến nay thường được quan tâm áp dụng cho các nhà máy

điện công suất lớn và lưới điện truyền tải 220kV, 500kV Tự động hoá lưới

điện phân phối hiện nay sử dụng chủ yếu các rơle tự động đóng lặp lại (F79), tự động sa thải phụ tải theo tần số (F81), tự động điều chỉnh điện áp (F90) Đề tài này nhằm đi sâu nghiên cứu ứng dụng giải pháp tự động cô lập điểm sự cố bằng công nghệ DAS (Distribution Automation System) áp dụng cho lưới phân phối trung áp Việt Nam, nhằm khắc phục tình trạng kéo dài thời gian mất điện trên diện rộng của khách hàng do cách xử lý sự cố kiểu thủ công Từng bước nghiên cứu đưa vào chức năng tự động hoá cho từng phần tử, từng bộ phận rồi mở rộng dần cho cả hệ thống

1 Lý do lựa chọn đề tài:

Hiện nay, ở hầu hết các nước có nền kinh tế phát triển, vấn đề chất lượng điện năng không chỉ thể hiện ở các chỉ tiêu điện áp, tần số, suất sự cố mà còn một chỉ tiêu rất quan trọng đó là tổng số giờ mất điện bình quân của khách hàng trong một năm Đối với lưới điện phân phối trung áp Việt Nam hiện nay, khi có sự cố vĩnh cửu thì toàn bộ phụ tải trên tuyến sự

cố sẽ bị mất điện sau khi máy cắt đầu nguồn tự đóng lại không thành công Nhiều phụ tải ngoài vùng sự cố sẽ bị ngừng cung cấp điện một cách không

cần thiết Nếu trên tuyến có các DCL phân đoạn, việc phân vùng sự cố sẽ

được thực hiện thủ công làm kéo dài thời gian mất điện của khách hàng

Mục tiêu của đề tài nhằm nghiên cứu ứng dụng công nghệ DAS vào lưới điện phân phối trung áp Việt Nam, cô lập nhanh và chính xác điểm sự

cố để cấp điện lại cho các khu vực góp phần giảm thiểu thời gian và phạm

vi mất điện của khách hàng

2 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là nghiên cứu áp dụng một số thành tựu mới trong lĩnh vực bảo vệ rơle tự động hoá, lĩnh vực thông tin liên lạc

để cải thiện chất lượng vận hành lưới điện phân phối trung áp Việt Nam Phạm vi nghiên cứu gồm các phần: tự động hoá phân vùng sự cố lưới điện trung áp 35 - 23 - 15 - 10 - 6 kV có dạng hình tia và mạch vòng vận hành

hở Đây là nội dung nghiên cứu trọng tâm của đề tài

3 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu

Đề tài đi sâu vào việc nghiên cứu so sánh lựa chọn công nghệ, thiết

bị và đưa ra giải pháp bảo vệ và tự động hoá phù hợp với đặc điểm của lưới

điện phân phối trung áp Việt Nam Do đó đề tài đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ chính sau đây:

1 Tự động phân vùng sự cố lưới phân phối: Nghiên cứu đặc điểm sự

cố lưới phân phối và hiện trạng tự động hoá lưới phân phối trung áp Việt Nam Lựa chọn và đề xuất giải pháp tự động phân vùng sự cố lưới phân phối DAS phù hợp với lưới điện phân phối hiện có Phân tích đặc tính làm việc của các thiết bị tham gia hệ thống DAS Nghiên cứu các lựa chọn giải pháp thông tin phù hợp với tình trạng lưới điện hiện có Phân tích chế độ làm việc của các thiết bị tham gia hệ thống DAS Nghiên cứu lựa chọn giải pháp thông tin phù hợp với hiện trạng hạ tầng cơ sở của lưới điện phân phối

trung áp Việt Nam để quản lý hệ thống DAS bằng máy tính Hiệu quả kinh

tế khi ứng dụng DAS

2 Giới thiệu hướng mở rộng: ứng dụng phối hợp các công nghệ tự

động hoá hiện đang được sử dụng trong ngành điện: Tự động hoá trạm biến

áp SAS (Substation Automation System), SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) để cùng với DAS đề xuất mô hình tự động hoá trọn bộ các khâu vận hành và kinh doanh điện năng

Người thực hiện

Nguyễn Danh Khoa

1 Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp

ở việt nam 1.1 Quá trình phát triển của lưới phân phối trung áp

1.1.2 Nguồn điện

Năm 2005 hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất phát là 11340 (MW), tổng lượng điện năng sản xuất đạt 46201 (GWh)

Công suất lắp đặt thêm tính từ năm 2004 đến 2005 của các nhà máy

điện thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam là 447 MW

Tăng trưởng công suất lắp đặt và phụ tải cực đại từ năm 1995 đến nay

được trình bày ở hình 1.1 (Nguồn điều độ A0 (2/2006)

Hình 1.1 Đồ thị tăng trưởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại

4461 4909.5 4909.6

5284.4 5726.2

6233.2 7871 8884 9896 11340

Công suất lắp đạt Phụ tải cực đại

Các nguồn điện trong hệ thống điện Việt Nam gồm có: Thuỷ điện, Nhiệt điện than, Nhiệt điện dầu, Tua bin khí, Diezel và Thuỷ điện nhỏ với công suất và sản lượng điện năng như trong bảng 1.1 tính đến năm 2005

MW

Năm

B¶ng 1.1 C¸c nguån ®iÖn trong HÖ thèng ®iÖn ViÖt Nam

Nguån: B¸o c¸o tæng kÕt n¨m 2005 cña EVN

B¶ng 1.2 S¶n l−îng ®iÖn theo nguån

1.1.3 Lưới truyền tải

Hệ thống truyền tải điện 500kV được hình thành năm 1994, liên kết

hệ thống điện 3 miền Bắc, Trung, Nam có chiều dài 1500km Hiện nay đi

được bổ sung thêm mạch 2 nâng tổng chiều dài các đường dây lên đến 2469km tính đến năm 2005 Trong những năm qua, lưới điện truyền tải 110

- 220kV tăng trưởng nhanh chóng và hiện đi bao phủ 61 tỉnh của cả nước Khối lượng thống kê lưới truyền tải cho ở bảng 1.3

Bảng 1.3 Khối lượng lưới truyền tải

Đường dây, km

Trạm, MVA

Đường dây, km

Trạm, MVA

Đường dây, km

Trạm, MVA

Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2005 của EVN

Lưới điện 500kV, 220kV và một số đường dây 110kV quan trọng khác do bốn công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4 quản lý vận hành, hầu hết lưới 110kV do các công ty điện lực tự quản lý trên địa bàn của mình

1.1.4 Lưới điện phân phối trung áp

* Đặc điểm chung của lưới phân phối trung áp ở Việt Nam

Lưới phân phối gồm lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp Lưới phân phối trung áp có điện áp từ 6 - 35kV, lấy điện từ các trạm trung gian rồi cấp cho các trạm phân phối trung 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 phân phối gần với người tiêu dùng điện nên vấn đề an toàn điện rất quan trọng

* 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 hình tia phân đoạn và không phân đoạn + Lưới phân phối kín vận hành hở

+ Hệ thống phân phối điện

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 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, cấu trúc lưới phân phối còn được chia thành "cấu trúc phát triển" (còn phát triển theo thời gian, không gian, và cấu trúc "bio hoà" (do phụ tải bio hoà không tăng thêm 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 bio hoà, các sơ đồ thiết kế thường là chuẩn, có sẵn mẫu đi tính 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 hoả hoạn

+ Độ linh hoạt trong vận hành

+ Lưới phân phối kín vận hành hở

+ ảnh hưởng đến 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, 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 hoá, 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 những 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 điện áp 35, 22, 15, 10, 6kV 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 hoá lưới điện trung áp

Lưới phân phối miền Bắc: Mạng lưới phân phối hiện bao gồm các cấp điện áp 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 với khối lượng không lớn

Mạng lưới 35, 10 kV được thiết kế sử dụng các thiết bị theo tiêu chuẩn của Liên Xô cú Cấp điện áp 35kV vừa làm nhiệm vụ chuyển 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 phát triển mạnh mẽ, nhất là các tỉnh miền núi: Nghệ An, Thanh Hoá, 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 kinh 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 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 Việt Nam, ở các thành phố lớn như: Hà Nội, Hải Phòng, Nam Định (cách đây 30 ữ 40 năm) Ngoài ra, lưới 6kV còn phát triển tương đối mạnh ở Bắc Giang, Phú Thọ, Hà Tây, Thái Nguyên, Thanh Hoá, Nghệ An chủ yếu tập trung ở các thị xi, thị trấn Lưới điện 6kV hiện nay đi 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 cấp 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 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 dần được xoá bỏ để cải tạo sang cấp điện áp 22kV

Lưới 10kV xuất hiện ở miền Bắc sau năm 1954 Hiện nay cùng với lưới 35 kV lưới 10kV trở thành lưới phân phối địa phương chủ yếu của miền Bắc với 10.911km đường dây Lưới 10kV phát triển rộng khắp đến các xi, huyện, thành phố ở miền Bắc tập trung chủ yếu ở miền đồng bằng Trung

du Cũng như lưới 35kV lưới 10kVđi 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 10 và 6kV vận hành hình 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 năm 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 không nối đất trực tiếp

Trạm biến áp tiêu thụ 35, 10, 6/0,4 kV ở miền Bắc chỉ sử dụng loại máy 3 pha với công suất 50, 100, 160, 250, 320, 400 560, 630, 750, 1000 kVA 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 hình tia, thiết bị lại 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 đến đời sống sinh hoạt và sản xuất của nhân dân

Lưới phân phối miền Nam: mạng lưới phân phối miền Nam hiện nay bao gồm 4 cấp điện áp 35, 22, 15, 6 kV Riêng cấp điện áp 15kV là cấp

có trung tính nối đất 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 cấp điện áp 10 và 35kV với số lượng nhỏ

Đến nay toàn bộ lưới 10kV đi được cải tạo sang cấp 22kV cùng với khối lượng xây dựng mới, tổng chiều dài đường dây đạt 1463 km, lưới điện 22kV mới xuất hiện năm 1995 nhưng đi được phát triển nhanh so với niềm 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 35.671 km

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 điện phân phối mang cả hai 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 hình tia không có dự phòng, mức độ tin cậy rất thấp

- Đặc điểm lưới điện phân phối Việt Nam trước kia và hiện nay mang tính phân miền rất 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 ba 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 đi gây nhiều hậu quả phiền phức, khó khăn trong thiết kế, quản lý và cũng như tiêu chuẩn hoá và sản xuất cung cấp thiết bị Đồng thời nhiều cấp điện áp cũng làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đường dây nên trong hệ thống phân phối còn tồn tại nhiều mạng hình tia, 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 nghiệp) đi 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

Bảng 1.4 Lưới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam

1 Đường dây trung áp (km) 83 653 98 692 115 308

2 Đường dây hạ áp (km) 70 686 85 980 109 199

3 Trạm biến áp trung gian (MVA) 2 676 3 523 3 663

4 Trạm biến áp phân phối (MVA) 21 428 21 807 24 941

Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2005 của EVN

Bảng 1.5 Hệ thống lưới điện phân phối theo phạm vi quản lý

Khối lượng quản lý PC1 PC2 PC3 PC Hà nội

PC TP

Hồ Chí Minh

PC Hải Phòng

PC

Đồng Nai

PC Ltd Ninh Bình

Đường dây trung áp

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

2 Tổng quan về độ tin cậy cung cấp 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 mặt 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 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 đi bị suy giảm sau một thời gian làm việc 2.1.2 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 xuất 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

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 suất 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 2.1.3 Khái niệm về trạng thái hỏng hóc của hệ thống điện

2.1.3.1 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 kéo dài trong khoảng thời gian nhất định

Đặc tr−ng 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 một 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 l−ợng ngẫu nhiên đ−ợc do bởi xác suất phần tử ở trạng thái đó hay gọi tắt là xác suất trạng thái

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

Ví dụ, máy biến áp có thể có hai trạng thái:

- Trạng thái tốt hay là trạng thái làm việc

Máy phát dự trữ lạnh còn có thể có trạng thái dự phòng lạnh, trạng thái khởi động

Phần tử bao giờ cũng ở một trong những trạng thái của tập đủ các trạng thái Các trạng thái có xác suất nhỏ có thể bỏ qua trong các bài toàn khác nhau

Xác suất tốt của phần tử chính là độ sẵn sàng, còn xác suất hỏng chính là độ không sẵn sàng của phần tử

2.1.3.2 Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện

Trạng thái hệ thống điện là tổ hợp các trạng thái của tất cả các phần

tử tạo thành nó Nói cách khác, mỗi trạng thái của hệ thống điện là sự xảy

ra đồng thời các trạng thái nào đó của các phần tử Do đó xác suất trạng thái của hệ thống điện chính là tích của các xác suất trạng thái của các phần

tử với giả thuyết rằng các phần tử trong hệ thống điện làm việc độc lập với nhau Đối với hệ thống điện, giả thuyết này là đúng với hầu hết các phần tử

và do đó đ−ợc áp dụng với hầu hết các bài toán độ tin cậy Các trạng thái của hệ thống điện đ−ợc phân chia theo tiêu chuẩn hỏng hóc trong hệ thống

điện, tiêu chuẩn này đ−ợc lựa chọn khi nghiên cứu độ tin cậy và phụ thuộc vào mục đích bài toàn 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 chỉ tính với 2 trạng thái

Các trạng thái của hệ thống điện cũng 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

Hỏng máy

phát Mất công suất phát Thiếu công suất phát

Nút nguồn bị cô lập

Độ dư thừa của lưới giảm

Nút tải

bị cô lập

Hệ thống bị phân ri

Đường dây quá tải hoặc

điện áp nút không đạt

Phụ tải mất điện

Hệ thống điện suy sụp

Sự cố lan rộng

Hỏng đường

dây và máy

biến áp

- 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 thành 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 đi chọn Tổng xác xuất 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 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 ri

Trạng thái hỏng của máy phát và đường dây có gây ra hỏng hệ thống

điện hay không còn tuỳ 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

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

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

Theo hậu quả của mất điện, các phụ tải được chia thành 2 loại: a) Loại phụ tải mà sự mất điện gây ra các hậu quả mang tính chính trị

- xi 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 dưới 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 bị 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 tính toán cho từng loại 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 độ dài thời gian mất điện

Ví dụ về giá tiền 1kWh điện năng bị 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

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, trạm nhiều máy biến áp, sơ đồ trạm và nhà máy điện phức tạp

- 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 đi nói ở trên Tuy nhiên việc tính toán như vậy gặp rất nhiều khó khăn Do đó người ta còn có thể tính toán với yếu tố độ tin cậy như là điều kiện biên của bài toán, tức là dùng 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 về 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

Ta có hàm phân bố F(t): F(t) = P (T ≤ t) (2-1)

P (T ≤ t) là xác suất để phần tử hỏng hóc trong khoảng thời gian từ thời điêm 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

Hàm mật độ f(t):

0

t t T t p t

Lim

t

∆ +

Theo lý thuyết xác suất ta có:

O

1

t

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

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

) (

) ( ) (

) ( )

(

t F

t f t R

t f

) ( ' )

(

) ( ' ) ( 1

t R

t f t

R

t F t

R

t R t R n

)

(

dt de t

R

λ

(2-7)

Công thức (2-7) là công thức cơ bản cho phép tính được độ tin cậy của phần tử khi biết cường độ hỏng hóc của nó Còn cường độ hỏng hóc

được xác định nhờ thống kê quá trình hỏng hóc trong quá khứ của phần tử

Trong hệ thống điện thường sử dụng:

λ(t) = λ = hằng số

Do đó:

R(t) = e-λt; (F(t) = 1 - e-λt

; f(t) = λ e-λt (2-8) Luật phân bố này gọi là luật phân bố mũ

Thời gian làm việc trung bình TLV

( )

dt

t dR t dt

t tf

III Thời kỳ già cỗi λ(t) tăng dần

Đối với các phần tử phục hồi như ở hệ thống điện, các phần tử này có các bộ phận luôn bị già hoá, 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 trịnh trung bình λtb

Khi xét khoảng thời gian dài, với các phần tử phục hồi có thể xem như λ(t) là hằng số và bằng λtb để tính toán độ tin cậy

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

Giải 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:

Thông số của dòng hỏng hóc ω(t):

Thời điểm bảo dưỡng

λ(t) λ(t)

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

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

Ta xét khoảng thời gian từ 0 đến 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

f f t

f

0

2 1

f

0 ) 1

) ( )

,

(

k

t t fk t

(

k

dt t fk t

k

k

t t

! 1

! 1 )

(

k k t k

k

k

t e

k

t t

2.2.3.2 Söa ch÷a sù cè thùc tÕ, thêi gian phôc håi τ

PhÇn tö chÞu mét qu¸ tr×nh ngÉu nhiªn hai tr¹ng th¸i: tr¹ng th¸i lµm viÖc vµ tr¹ng th¸i háng

NÕu khëi ®Çu phÇn tö ë tr¹ng th¸i lµm viÖc th× sau thêi gian lµm viÖc

TLV, phÇn tö bÞ háng vµ chuyÓn sang tr¹ng th¸i háng ph¶i söa ch÷a Sau thêi gian söa ch÷a song τ, phÇn tö trë l¹i tr¹ng th¸i lµm viÖc

Hình 2.4 Trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc của các phần tử

LV - làm việc, H - hỏng

Ta cùng giả thuyết rằng sau khi sửa chữa sự cố, phần tử đ−ợc phục hồi nh− mới ở đây cần hai phân bố xác suất: hàm phân bố thời gian phần tử làm việc FLV(t) và hàm phân bố thới gian phần tử ở trạng thái hỏng FH(t)

Đó là sự khác nhau căn bản giữa phần tử phục hồi và phần tử không phục hồi (đối với phẩn tử phục hồi chỉ cần một hàm phân bố thời gian là đủ) Để

định l−ợng độ tin cậy của phần tử phục hòi cũng cần có hai đại l−ợng thay vì một đại l−ợng nh− đối với phần tử không phục hồi

Các đại l−ợng và chỉ tiêu cần thiết để mô tả hành vi của phần tử phục hồi gồm:

- Xác suất phần tử ở trạng thái làm việc (trạng thái tốt) ở thời điểm t (ở mỗi thời điểm phần tử có thử ở một trong 2 trạng thái: làm việc hoặc hỏng hóc) gọi là xác suất trạng thái làm việc PLV(t)

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

λ

à

( )

{ X t t H X t LV }

P t

1 )

0

ω

- Thông số dòng hỏng hóc:

X(t) là trạng thái của phần tử ở thời điểm t:

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

Theo lý thuyết xác suất: P (A ∩ B) = P(A/B).P(B) từ đây có P(A/B) = P(A∩B)/P(B), áp dụng cho cường độ chuyển trạng thái và thông số của dòng hỏng hóc ta được

).()

(

.)()

(

)(

t P

t t LV

t X P

t t LV

t X P

LV t X H t t X P t t

q

LV H

≈

∆

=

ωω

=

∩

=

∆ +

∆

→

∆

) ( )

(

1

lim

0

- Thời gian làm việc trung bình là TLV

- Thời gian hỏng trung bình là τ

- Thời gian trung bình của một chu kỳ làm việc - hỏng bằng:

CK

LV

T

T T

T

A

Giả thuyết rằng TLV và τ đều tuân theo luật phân bố mũ (trong thực tế

τ tuân theo luật phân bố chuẩn, song giả thuyết trên giúp ta có thể áp dụng mô hình Markov, hơn nữa theo kinh nghiệm, kết quả tính toán là chấp nhận

được), ta có:

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 - eàt

Trong đó à = 1/τ là cường độ phục hồi, τ là thời gian hỏng hóc trung bình

Đối với phần tử phục hồi thường thống kê được;

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

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

Bảo dưỡng định kỳ được thực hiện vì nó làm 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

Nếu giả thuyết thời gian bảo dưỡng định kỳ τĐK cũng tuân theo luật phân bố mũ thì có thể áp dụng mô hình trên hình (2-5) Trong đó có 3 trạng thái

λĐK - cường độ tiến hành bảo dưỡng định kỳ;

àĐK - cường độ bảo dưỡng định kỳ

Hình 2.5: Mô hình trạng thái của các phần tử Phần tử có ba trạng thái: bình thường, tức là trạng thái tốt hay trạng thái làm việc T; trạng thái bảo dưỡng định kỳ ĐK và trạng thái phục hồi sự

cố (hỏng) H

ở đây ta chú ý rằng, khi phần tử đang bảo dưỡng định kỳ thì không thể xảy ra hỏng, còn bảo dưỡng định kỳ không thể bắt đầu từ trạng thái hỏng 2.2.4 Các chỉ số đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện (Reliability Evaluation of Power Systems)

Cấu trúc lưới phân phối hiện nay gồm có lưới phân phối hình tia, lưới song song, mạch vòng vận hành hở

Lưới hình tia bao gồm các phần tử nối nối tiếp như đường dây, đường cáp, các thiệt bị dẫn điện hoặc cách điện, các thanh cái…Một khách hàng

được nối vào điểm nào đó của hệ thống hình tia đòi hỏi tất cả các phần tử nối giữa khách hàng này với điểm cấp điện đang họat động Đối với lưới hình tia điểm phụ tải càng xa càng phải chịu số lần, thời gian mất điện càng lớn Các thông số độ tin cậy cơ bản của lưới phân phối được đánh giá theo các định nghĩa cổ điển là suất sự cố trung bình của hệ thống λHT, thời gian