lƣới phân phối trung áp
Độ tin cậy cung cấp điện ở Việt Nam hiện nay còn rất thấp, do các nguyên nhân chính:
- Nguồn điện chƣa đủ đáp ứng yêu cầu phụ tải.
- Lƣới điện không đƣợc hoàn chỉnh, từ lƣới điện truyền tải 220 - 500kV đến lƣới phân phối.
Để nâng cao dần độ tin cậy của hệ thống điện cần thực hiện các biện pháp đồng bộ theo một trình tự nhất định, làm sao cho mức tin cậy đáp ứng đƣợc yêu cầu phụ tải với chi phí nhỏ nhất có thể.
Để làm đƣợc việc này cần phải tiến hành nghiên cứu cẩn thận hiện trạng về độ tin cậy của hệ thống điện, rút ra các thông số tin cậy đặc trƣng của từng loại phần tử. Đồng thời nghiên cứu tìm giải pháp hợp lý nâng cao độ tin cậy, lập lộ trình thực hiện và đánh giá các chi phí liên quan. Khi lựa chọn giải pháp cần chú ý đến việc tính toán chi phí thực hiện. Chi phí này nhiều khi lớn đến mức làm cho giải pháp đƣợc lựa chọn trở thành không hiệu quả.
Các phƣơng pháp giải tích độ tin cậy hợp lý rất cần thiết để giải quyết vấn đề này.
Điều quan trọng đầu tiên là xác định đƣợc mức độ tin cậy đáp ứng đƣợc yêu cầu của phần lớn phụ tải và cũng phù hợp với khả năng kinh tế của hệ thống điện.
Phƣơng pháp chia phụ tải ra làm 3 loại hộ 1, 2 và 3 nhƣ của Liên Xô cũ là khó áp dụng trong cơ chế thị trƣờng. Các doanh nghiệp dù là của nhà nƣớc cũng họat động độc lập, theo đuổi lợi nhuận riêng của mình. Không thể yêu cầu họ chấp nhận chi phí do mất điện để giảm bớt đầu tƣ cho ngành điện đƣợc. Các phụ tải đều phải đƣợc đảm bảo độ tin cậy nhƣ nhau nếu họ trả cùng một giá điện. Vấn đề này có thể khắc phục bằng cách định giá bán điện khác nhau cho các loại hộ tƣơng ứng với độ tin cậy và chất lƣợng của nguồn điện cung cấp.
27
Phƣơng pháp phân chia phụ tải thành các loại với giá chi phí khác nhau hợp lý hơn, nhƣng vấn đề nan giải nhất là định ra giá mất điện hợp lý cho các loại phụ tải.
Nhƣ đã tổng kết hiện trạng độ tin cậy của lƣới phân phối điện Việt Nam hiện nay, mới chỉ đƣa ra các suất sự cố trên đƣờng dây và trạm biến áp.
Trong quy hoạch, thiết kế lƣới điện, độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng chƣa đƣợc xét một cách đầy đủ, cũng nhƣ chƣa có biện pháp cụ thể hay đề xuất một lộ trình cho việc tăng cƣờng độ tin cậy. Do còn hạn chế về các số lƣợng thống kê chính xác các lần mất điện của khách hàng, hậu quả mỗi lần mất điện và một số các số liệu khác nên ở đây đƣa ra một vài biện pháp nâng cao độ tin cậy lƣới phân phối.
Đối với lƣới phân phối hiện nay ở Việt Nam các giải pháp có thể áp dụng để tăng cƣờng độ tin cậy là:
Giảm cƣờng độ hỏng hóc 0 của các thiết bị, các đƣờng dây trung áp… nhờ sử dụng các thiết bị tốt hơn, tăng cƣờng duy tu bảo dƣỡng, thay thế đƣờng dây, sử dụng cáp ngầm…
Phân đoạn đƣờng dây bằng cách lắp đặt thêm các máy cắt, dao cách ly phân đoạn trên cơ sở tính toán việc phân bố tối ƣu các thiết bị này.
Tăng cƣờng lộ dự phòng cấp cho phụ tải nhờ sử dụng các sơ đồ lƣới điện kín vận hành hở, hay sử dụng mạch kép.
Ứng dụng hệ thống đo lƣờng, điều khiển, giám sát tự động SCADA, sử dụng hệ thống thông tin địa lý (GIS) làm cho việc phát hiện sự cố và thời gian công tác đóng cắt đƣợc nhanh hơn.
Xây dựng hệ thống thông tin khách hàng.
Xây dựng hệ thống quản lý sự cố mất điện.
Trong các phƣơng pháp trên, phƣơng pháp phân đoạn đƣờng dây bằng cách lắp thêm các máy cắt, dao cách ly các thiết bị phân đoạn tự động có thể coi là một phƣơng pháp có tính khả thi cao đối với hiện trạng LPP đa phần là hình tia của nƣớc ta.
28
1.3.1. Lưới phân phối không phân đoạn
Sơ đồ lƣới không phân đoạn đƣợc thể hiện nhƣ hình 1.1a.
Lƣới phân phối trên hình 1.1a là lƣới phân phối hình tia không phân đoạn. Đối với lƣới phân phối này, hỏng hóc ở bất kể chỗ nào cũng gây mất điện toàn bộ lƣới phân phối. Khi ngừng cấp điện công tác cũng vậy, toàn lƣới phân phối xem nhƣ một phần tử.
Cƣờng độ hỏng hóc toàn lƣới phân phối là:
SC = 0 .L /100 (1.1)
Trong đó: 0 cƣờng độ hỏng hóc cho 100km ; L độ dài lƣới phân phối. Cƣờng độ ngừng điện tổng là:
NĐ = SC + CT (1.2)
(CT là cƣờng độ ngừng điện công tác)
Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là: a)
b)
c)
(1) 1 (2) 2 (3) 3 (4) 4 444
Pmax1 Pmax2 Pmax3 Pmax4
Tmax1 Tmax2 Tmax3 Tmax4
Tmax1
Tmax1
Tmax1
Pmax1 Pmax2 Pmax3 Pmax4
Tmax1 Tmax2 Tmax3 Tmax4
Tmax1
Tmax1 Tmax1
Thiết bị phân đoạn
Thiết bị phân đoạn
Đo ạ n lướ i I , L I Đoạn lƣới II, LII
Hình 1.1: Lƣới hình tia PmaxI PmaxII TmaxI TmaxII Tmax1 Tmax1 Tmax1
29
TNĐSC = SC .TSC (1.3)
TSC là thời gian sửa chữa sự cố. Thời gian ngừng điện công tác là:
TNĐCT = CT .TCT (1.4)
TCT là thời gian trung bình một lần ngừng điện công tác. Tổng thời gian ngừng điện là:
TNĐ = TNĐSC + TNĐCT (1.5)
Công suất và thời gian sử dụng công suất lớn nhất là:
Pmax =Pmaxi (1.6) i i i i P T P T m ax m ax m ax m ax (1.7) Điện năng mất do sự cố là: 8760 m ax m ax SCP T T ASC ND (1.8a) 8760 m ax m ax CTP T T ACT ND (1.8b)
1.3.2. Lưới phân phối phân đoạn
Để tăng cƣờng độ tin cậy, lƣới phân phối hình tia đƣợc chia làm nhiều đoạn bằng thiết bị đóng cắt có thể là dao cách ly hoặc máy cắt điện điều khiển bằng tay tại chỗ hoặc điều khiển từ xa.
Trong trƣờng hợp phân đoạn bằng dao cách ly, nếu xảy ra sự cố ở một phân đoạn nào đó, máy cắt điện đầu nguồn tạm thời nhảy, cắt toàn bộ lƣới phân phối. Dao cách ly phân đoạn đƣợc tách ra cô lập phần tử bị sự cố với nguồn. Sau đó nguồn đƣợc đóng lại cấp điện cho phân đoạn nằm trƣớc dao cách ly về phía nguồn.
Nhƣ vậy khi xảy ra sự cố ở một phân đoạn nào đó thì phụ tải ở phân đoạn sự cố và các phân đoạn sau nó (tính từ phía nguồn) bị mất điện trong suốt thời gian sửa chữa. Còn phụ tải nằm trên phân đoạn trƣớc phân đoạn sự cố về phía nguồn thì chỉ mất điện trong thời gian thao tác cô lập phân tử sự cố.
30
Trong trƣờng hợp phân đoạn bằng máy cắt điện, khi một phần tử bị sự cố máy cắt phân đoạn ở đầu phần tử sự cố sẽ cắt và cô lập phần tử sự cố, các phần tử nằm trƣớc phần tử sự cố hoàn toàn không bị ảnh hƣởng.
Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của lƣới phân phối, giảm đƣợc tổn thất kinh tế do mất điện nhƣng cần phải đầu tƣ vốn. Do đó phân đoạn là một bài toán tối ƣu, trong đó cần tìm số lƣợng, vị trí đặt và loại thiết bị phân đoạn sử dụng sao cho đƣợc hiệu quả kinh tế cao nhất.
Để tính toán độ tin cậy của lƣới phân phối có phân đoạn, trƣớc tiên cần đẳng trị các đoạn lƣới thành đoạn lƣới chỉ có một phụ tải nhờ sử dụng các công thức (1.5), (1.6). Các thông số độ tin cậy đẳng trị của các đoạn lƣới tính theo (1.1) đến (1.4). Trên hình 1.1b là lƣới phân phối phân đoạn gồm 2 đoạn và trên hình 1.1c là lƣới phân phối đẳng trị của nó. Tính từ nguồn, đoạn lƣới I đứng trƣớc, đoạn lƣới II đứng sau.
Ta tính độ tin cậy từng đoạn lƣới
Đoạn lưới I: Đoạn I có thể bị ngừng điện do bản thân nó hỏng hoặc do ảnh hƣởng của sự cố trên đoạn lƣới sau.
- Đoạn I có cƣờng độ ngừng điện là I và thời gian ngừng điện năm là TI. (Nếu ngừng điện sự cố, ngừng điện công tác thì dùng công thức tƣơng ứng để tính).
- Ảnh hƣởng của sự cố trên các đoạn sau nó (đoạn II) phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn.
- Nếu dùng máy cắt điện thì đoạn II hoàn toàn không ảnh hƣởng đến đoạn I do đó:
II>I = 0 ; TII>I = 0 (1.9)
- Nếu dùng dao cách ly, thì sự cố đoạn II làm ngừng điện đoạn I trong thời gian thao tác cô lập sự cố Ttt do đó:
II>I = 'II ; TII>I = Ttt (1.10)
Tổng số lần ngừng điện và thời gian ngừng điện của đoạn I là:
31
Đoạn lưới II. Đoạn II có thể ngừng điện do chính nó sự cố hoặc do ảnh hƣởng bởi sự cố các đoạn đứng trƣớc nó. Cụ thể ở đây là đoạn I.
- Cƣờng độ hỏng hóc của đoạn lƣới II là 'II và thời gian ngừng điện năm là T'II. - Ảnh hƣởng của đoạn I lên đoạn II là toàn phần không phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn, nghĩa là đoạn II chịu cƣờng độ hỏng hóc và thời gian ngừng điện của đoạn I.
I>II = 'I ; TI>II = T'I
Tổng số lần ngừng điện và tổng thời gian mất điện của đoạn II là:
II = 'II + I ; TII = T''II + TI Do đó có thể rút ra kết luận chung nhƣ sau:
Các đoạn lƣới phía sau chịu ảnh hƣởng toàn phần của đoạn lƣới phía trƣớc, còn các đoạn lƣới phía trƣớc chịu ảnh hƣởng không toàn phần của các đoạn lƣới phía sau, ảnh hƣởng này phụ thuộc thiết bị phân đoạn.
Trong tính toán trên bỏ qua hỏng hóc của thiết bị phân đoạn và sử dụng thiết bị phân đọan không phải bảo dƣỡng định kỳ.
1.3.3. Độ tin cậy lưới phân phối kín vận hành hở
Lƣới phân phối hình tia phân đoạn nâng cao khá nhiều độ tin cậy so với lƣới phân phối không phân đoạn. Nhƣng độ tin cậy vẫn còn rất thấp so với yêu cầu phụ tải. Ở lƣới phân phối phân đoạn khi một đoạn lƣới ngừng điện, tất các các đoạn lƣới phía sau nó phải ngừng cấp điện theo.
Lƣới phân phối kín vận hành hở gồm nhiều nguồn và nhiều đƣờng dây phân đoạn tạo thành lƣới kín nhƣng khi vận hành thì máy cắt điện phân đoạn cắt ra để tạo thành lƣới hở. Khi một đoạn ngừng cấp điện thì chỉ phụ tải ở đoạn đó mất điện, còn các đoạn khác chỉ tạm ngừng cấp điện trong thời gian ngắn để thao tác, sau đó đƣợc cấp điện bình thƣờng. Lƣới phân phối kín vận hành hở có độ tin cậy nâng cao rất nhiều, đặc biệt khi thao tác bằng thiết bị đóng cắt và phân đoạn đƣợc điều khiển từ xa hoặc tự động hóa.
Trong hệ thống lƣới phân phối có thể chọn đƣợc các phƣơng án đóng cắt, bắt buộc phải sử dụng hệ thống đo lƣờng và điều khiển SCADA, trong đó máy tính sẽ
32
chọn cấu trúc lƣới sau sự cố nhờ các thông số đo tức thời ở các thời điểm quan sát đƣợc trên lƣới điện.
Tính toán độ tin cậy của lƣới phân phối khá phức tạp, phải sử dụng các mô hình tính toán lƣới điện phức tạp, phải dùng máy tính điện tử. Các bƣớc tính toán nhƣ sau:
a) Khi xảy ra sự cố một hoặc hai đoạn lƣới đồng thời nào đó, trƣớc hết phải tìm xem thao tác nhƣ thế nào để có sơ đồ lƣới sau sự cố tốt nhất theo thứ tự ƣu tiên các chỉ tiêu sau:
- Không có phân đoạn nào quá tải. - Chất lƣợng điện áp đƣợc đảm bảo.
- Số lƣợng thao tác ít. Sau khi đã lập đƣợc sơ đồ vận hành sau sự cố thì chuyển sang sơ đồ vận hành sau sự cố.
b) Nếu sơ đồ vận hành sau sự cố mà có đoạn lƣới nào quá tải hay điện áp nút nào đó thấp hơn tiêu chuẩn thì tiến hành giảm đều công suất phụ tải lƣới phân phối 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 sẽ tính đƣợc các chỉ tiêu độ tin cậy cần thiết.
33
CHƢƠNG 2: GIỚI THIỆU HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐI ĐIỆN DAS 2.1. Mô hình và nguyên lý làm việc của hệ thống tự động phân phối (DAS)
Tự động phân phối điện (DAS - Distribution Automation System) là hệ thống tự động kiểm soát chế độ làm việc của mạng phân phối, phát hiện và tách khỏi vận hành phần tử sự cố, phục hồi việc cấp điện cho phần còn lại của mạng phân phối. Hệ thống này cho phép ngƣời vận hành có thể quản lý và điều khiển hệ thống phân phối bằng máy tính lắp đặt tại trung tâm điều độ. DAS đƣợc áp dụng khá phổ biến ở các nƣớc phát triển, đặc biệt ở Nhật. DAS đƣợc áp dụng cho phép nâng cao một cách cơ bản độ tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu thời gian sự cố ở mạng phân phối. Theo thực tế vận hành và đầu tƣ của Nhật Bản, mô hình dự án lắp đặt hệ thống DAS đƣợc phát triển qua 3 giai đoạn nhƣ sau:
Phát triển qua 3 giai đoạn: Giai đoạn 1:
Nhiệm vụ của giai đoạn này là phát hiện, loại trừ sự cố và nhanh chóng khôi phục cung cấp điện. Để đạt đƣợc điều đó cần tiến hành lắp đặt các cầu dao tự động (Switch-SW) và các rơle phát hiện sự cố (FDR-Fault Detecting Relay) cho các đƣờng dây trung thế. Lắp đặt các thiết bị chỉ thị phần bị sự cố ở các trạm 110 kV.
Trong giai đoạn 1, vùng bị sự cố đƣợc tự động cách ly bằng các thiết bị trên đƣờng dây trung thế, không có các thiết bị giám sát quản lý tại Trung tâm điều độ (ADC).
Giai đoạn 2:
Lắp bổ sung các thiết bị đầu cuối (RTU - Remote Terminal Unit- RTU) và đƣờng thông tin để tiếp nhận thông tin tại các vị trí lắp cầu dao tự động ở các đƣờng dây trung thế.
Tại các trạm trung gian lắp các bộ thu nhận điều khiển từ xa (TCR- Telecontrol Remote Unit) và các thiết bị khác để điều khiẻn và giám sát máy cắt đầu nguồn (FCB-Fault Circuit Breaker). Tại trung tâm điều độ lắp đặt hệ thống máy tính để hiển thị lƣới trung thế dƣới dạng đơn giản. Dựa trên các thông tin thu đƣợc
34
từ xa, nhân viên vận hành tại trung tâm điều độ sẽ điều khiển đóng cắt các cầu dao tự động để cách ly phần bị sự cố trên máy tính.
Giai đoạn 3:
Giai đoạn 3 là nâng cấp các chức năng của Giai đoạn 2. Tại trung tâm điều độ lắp đặt các máy tính mạnh để quản lý vận hành lƣới phân phối trung thế hiển thị theo bản đồ địa lý và điều chỉnh tính toán tự động thao tác. Sau khi triển khai xong giai đoạn 2 và 3 thì lƣới điện có thể đƣợc giám sát và điều khiển từ xa.
Các giai đoạn này và mối quan hệ giữa chúng đƣợc thể hiện trên hình 2.1.
Hình 2.1: Hệ thống tự động phân phối Chú thích trong hình vẽ:
CPU - Center Processing unit: Bộ xử lý trung tâm LP - Máy in kết dây
HC - Sao lƣu ổ cứng G - CRT CRT đồ họa
35
FCB - Feeder circuit breaker: Máy cắt đƣờng dây SW - Switch: Cầu dao
FDR - Fault detecting Relay: Rơle phát hiện sự cố SPS - Cầu dao nguồn cấp
RTU - Remote terminal unit: Thiết bị đầu cuối TCM - Máy chủ điều khiển từ xa
CD - Bàn điều khiển CRT - Màn hình điện tử
Central Distribution Substation: Trạm phân phối trung tâm (trạm 110 kV) Stage 1/2/3 Giai đoạn 1/2/3.
- Distribution Automation by pole - mounted equipment: Tự động phân phối bằng các thiết bị lắp trên cột.
- Distribution Automation with remote control and supervision function: Tự động phân phối bằng điều khiển và chức năng giám sát từ xa.
- Computer-based Distribution Automation System: Hệ thống tự động phân phối bằng máy tính.
- Hệ thống DAS đƣợc áp dụng khác nhau đối với mô hình lƣới điện cụ thể trên không và cáp ngầm.
2.2. Hệ thống tự động phân phối cho các đƣờng dây trên không
2.2.1. Hệ thống các thiết bị và tính năng của DAS – Giai đoạn 1