Nhƣ đã giới thiệu ở phần trên, hệ thống điện là một hệ thống phức tạp, gồm nhiều phần tử, các phần tử liên kết với nhau theo những sơ đồ phức tạp. Hệ thống điện thƣờng nằm trên địa bàn rộng của một quốc gia hay vùng lãnh thổ. Khi các phần tử của hệ thống hƣ hỏng có thể dẫn đến ngừng cung cấp điện cho từng vùng hoặc toàn hệ thống. Có thể chia thành 4 nhóm nguyên nhân gây mất điện nhƣ sau:
- Do thời tiết: Giông sét, lũ lụt, mƣa, bão, lốc xoáy, ... - Do hƣ hỏng các phần tử của hệ thống điện:
+ Phần điện và phần máy:
Hỏng hệ thống cung cấp nhiên liệu.
Hỏng phần động lực (phát động) Hỏng máy biến áp. Hỏng thiết bị đóng cắt. Hỏng phần dẫn điện.
39
Hỏng chất cách điện của đƣờng dây tải điện, trạm biến áp, chống sét van, hỏng cáp điện lực.
Hỏng thiết bị điều khiển điện áp: thiết bị điều chỉnh điện áp của các máy phát điện, thiết bị điều khiển tụ bù…
+ Bảo vệ và điều khiển nhƣ: hỏng rơle, hỏng đƣờng truyền tín hiệu, hỏng mạch điều khiển.
- Do hoạt động của hệ thống:
+ Do trạng thái của hệ thống: Độ ổn định, tần số, điện áp, quá tải đƣờng dây, quá tải máy biến áp, tải không cân bằng…
+ Do nhân viên vận hành hệ thống điện. Do nhân viên điều độ hệ thống. Do nhân viên vận hành nhà máy điện. Do nhân viên vận hành lƣới Do lỗi bảo trì…
- Các nguyên nhân khác: Do động vật, cây cối, phƣơng tiện vận tải, đào đất, hỏa hoạn, phá hoại,...
Kinh nghiệm cho thấy rằng, hầu hết các sự cố của lƣới phân phối bắt nguồn từ các yếu tố thiên nhiên nhƣ: sét, bão, mƣa, lũ lụt, động vật… những sự mất điện khác có thể quy cho khiếm khuyết của thiết bị, vật liệu và hành động của con ngƣời nhƣ: xe ô tô đâm phải cột, phƣơng tiện chạm vào dây dẫn, cây đổ, phá hoại, máy đào phải cáp ngầm… Một số sự cố nguy hiểm và lan rộng trong hệ thống phân phối do bão, lũ lụt. Trong trƣờng hợp đó sự phục hồi cấp điện bị ngăn cản bởi những nguy hiểm và hầu hết các đơn vị điện lực không có đủ ngƣời, phƣơng tiện, máy móc thiết bị để phục hồi nhanh lƣới điện trên một vùng địa lý rộng lớn và phức tạp.
Nhìn chung có thể phân chia, sắp xếp lại để có thể giảm thiểu số lƣợng khách hàng bị ảnh hƣởng của hỏng hóc thiết bị hoặc thời gian mất điện là nhỏ nhất. Sẵn sàng hoạt động là sự lựa chọn của ngành điện để nâng cao độ tin cậy. Giảm thiểu thời gian mất điện bằng cách kịp sửa chữa thiết bị hƣ hỏng.
Việc phối hợp lập kế hoạch bảo trì phòng ngừa với phân tích độ tin cậy có thể rất hiệu quả. Việc phân tích sự cố xác định rõ những điểm yếu nhất của hệ thống phân phối và giải quyết nhanh, chính xác các điểm đó. Sự phân tích đƣợc thực hiện
40
chỉ ở những khúc quan trọng của hệ thống. Những thông tin kết quả đƣợc sử dụng trong quyết định xây dựng hệ thống tới mức an toàn nào hoặc chấp nhận rủi ro mất điện.
2.1.3. Tổn thất kinh tế do mất điện và ảnh hưởng của độ tin cậy đến cấu trúc của hệ thống điện
2.1.3.1. Tổn thất kinh tế do mất điện
Điện năng là động lực chính của toàn bộ nền kinh tế quốc dân, việc mất điện sẽ gây ra các hậu quả xã hội và kinh tế rất lớn.
- Theo hậu quả mất điện, phụ tải đƣợc chia làm 2 loại:
+ Loại phụ tải mà khi mất điện gây ra các hậu quả kinh tế - xã hội cần phải đƣợc cấp điện với độ tin cậy cao nhất có thể.
+ Loại phụ tải mà khi mất điện gây ra các hậu quả kinh tế: bài toán kinh tế kỹ thuật trên cơ sở cân nhắc giữa vốn đầu tƣ vào hệ thống điện và tổn thất kinh tế do mất điện.
- Hai khái niệm về tổn thất kinh tế do mất điện:
+ Tổn thất kinh tế là các cơ sở sản xuất, kinh doanh phải chịu mất điện đột ngột (sản phẩm hỏng, sản xuất bị ngừng trệ) hay theo kế hoạch (tổn thất nhỏ do các cơ sở đã đƣợc chuẩn bị).
+ Tổn thất kinh tế nhìn từ quan điểm hệ thống: đƣợc tính toán từ tổn thất thật ở phụ tải, nhằm phục vụ công việc thiết kế, quy hoạch hệ thống điện sao cho thỏa mãn nhu cầu về độ tin cậy của phụ tải và đảm bảo hiệu quả kinh tế của hệ thống điện.
2.1.3.2. Ảnh hưởng của độ tin cậy đến cấu trúc của hệ thống điện
- Cấu trúc nguồn điện: độ dự trữ công suất, các tổ máy dự trữ lạnh…
- Cấu trúc lƣới: mạch vòng kín, nhiều lộ song song, trạm nhiều máy biến áp, sơ đồ trạm và máy biến áp 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, phƣơng thức vận hành…
41
- Cấu trúc hệ thống quản lý: Hệ thống sẵn sàng can thiệp hệ sự cố, dự trữ thiết bị, phƣơng tiện đi lại, tổ chức sửa chữa sự cố, bảo dƣỡng định kỳ.
2.1.4. Độ tin cậy hợp lý
Ngành điện đƣợc mong đợi cung cấp điện liên tục, có chất lƣợng cho khách hàng với giá cả hợp lý bằng việc sử dụng hệ thống và trang bị sẵn có một cách kinh tế. Cung cấp điện liên tục đƣợc hiểu là cung cấp điện một cách chắc chắn, an toàn cho ngƣời và trang bị với chất lƣợng điện áp và tần số danh định trong giới hạn cho phép. Để dịch vụ bảo trì chắc chắn tới khách hàng, ngành điện phải có dƣ công nhân để ngăn chặn các sự cố ở các bộ phận mất điện của khách hàng gây ra hỏng hàng hóa, dịch vụ và tổn thất kinh tế. Để tính toán giá của độ tin cậy, thiệt hại do sự cố phải đƣợc xác định rõ.
Giá độ tin cậy đƣợc sử dụng để xem xét và đánh giá tỷ lệ tăng trƣởng của nó. Phân tích kinh tế độ tin cậy của hệ thống có thể là công cụ kế hoạch rất hữu ích trong quyết định chi tiêu tài chính để cải thiện độ tin cậy bằng cách cung cấp vốn đầu tƣ thêm cho hệ thống.
Các nghiên cứu về độ tin cậy chỉ ra rằng: độ tin cậy là mong muốn tránh các sự cố thiết bị hoặc tổ hợp thiết bị mà dẫn đến ngừng cung cấp điện. Mức độ của độ tin cậy đƣợc coi là hợp lý khi thiệt hại do mất điện tăng thêm tránh đƣợc vƣợt quá hậu quả của sự mất điện của khách hàng. Theo cách đó mức độ tin cậy hợp lý từ góc độ ngƣời tiêu dùng có thể đƣợc định nghĩa là mức độ tin cậy khi tổng chi phí đầu tƣ và thiệt hại do mất điện là nhỏ nhất. Hình 2.5 cho phác hoạ về điều này. Lƣu ý rằng sự cải thiện độ tin cậy của hệ thống và vốn đầu tƣ không phải là tuyến tính và độ tin cậy hợp lý của hệ thống phù hợp với tổng chi phí nhỏ nhất. Vấn đề đặt ra là vốn đầu tƣ ban đầu làm tăng độ tin cậy nhƣ thế nào. Vốn đầu tƣ tiếp theo đặt vào đâu để đạt đƣợc độ tin cậy cao nhất.
42
Hình 2.5: Mức độ tin cậy hợp lý
2.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của lƣới phân phối
2.2.1. Các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới phân phối
Các chỉ tiêu độ tin cậy lƣới điện phân phối đƣợc đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là cƣờng độ mất điện trung bình (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 dài hạn. Mặc dù 3 chỉ tiêu trên là quan trọng, nhƣng chúng không đại diện một cách toàn diện để thể hiện độ tin cậy của hệ thống. Chẳng hạn các chỉ tiêu trên đƣợc đánh giá không thể hiện đƣợc tƣơng ứng với 1 khách hàng hay 100 khách hàng, tải trung bình tại điểm đánh giá là 10kW hay 10MW. Để đánh giá đƣợc một cách toàn diện về sự mất điện của hệ thống, ngƣời ta còn đánh giá thêm các chỉ tiêu sau:
2.2.1.1. Tần suất mất điện trung bình của hệ thống, SAIFI (System average interruption frequency index)
i i i .N SAIFI N Trong đó: i.Ni : tổng số lần mất điện của khách hàng. i N : tổng số khách hàng đƣợc phục vụ.
43
Ở đây i là cƣờng độ mất điện và Ni là số khách hàng của nút phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm.
2.2.1.2. Tần suất mất điện trung bình của khách hàng, CAIFI (Customer average interruption frequency index)
Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện đối với khách hàng bị ảnh hƣởng.
2.2.1.3. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống, SAIDI (System average interruption duration index)
i i i T .N SAIDI N
Ở đây: Ti : là thời gian mất điện trung bình hàng năm Ni: là số khách hàng của nút phụ tải thứ i.
∑Ti Ni : tổng số thời gian mất điện của khách hàng.
Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm.
2.2.1.4. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng, CAIDI (Customer average interruption duration index)
i i i i u .N CAIDI .N Ở đây: λi là cƣờng độ mất điện.
Ti là thời gian mất điện trung bình hàng năm. Ni là số khách hàng của nút phụ tải thứ i.
Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của một khách hàng trong một năm cho một lần mất điện.
2.2.1.5 Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI (ASUI) (Average service availability (unavailability) index)
Tổng số lần khách hàng bị mất điện Tổng số khách hàng bị ảnh hƣởng mất điện i i c .N N
44 i i i i N *8760 T .N ASAI N *8760 i i i T .N ASUI 1 ASAI N *8760
Với : N *8760i T .Ni i: số giờ khách hàng đƣợc cung cấp điện. i
N *8760
: Số giờ khách hàng cần cung cấp điện.
Chỉ tiêu này xác định mức độ sẵn sàng hay độ tin cậy (không sẵn sàng) của hệ thống.
2.2.1.6. Năng lượng không được cung cấp, ENS (Energy not supplied index)
ENS = Tổng số điện năng không đƣợc cung cấp bởi hệ thống. = ∑Pi.Ti
Ở đây Pi là tải trung bình đƣợc nối vào nút tải thứ i.
Chỉ tiêu này xác định sản lƣợng điện bị mất đối với hệ thống trong một năm.
2.2.1.7. Điện năng trung bình không được cung cấp, AENS hay mất điện hệ thống trung bình (Average Energy not supplied index)
i i i P .T AENS N
Với ∑ Pi.Ti : tổng điện năng không cung cấp đƣợc. ∑ Ni : tổng số khách hàng đƣợc phục vụ.
Chỉ tiêu này xác định sản lƣợng điện bị mất trung bình đối với một khách hàng trong một năm.
2.2.2. Các chỉ tiêu độ tin cậy của trạm biến áp phân phối
2.2.2.1. Số lần cắt điện trung bình năm của một trạm biến áp phân phối
N Pi i 1 tb SL SL N Trong đó:
SLPi : số lần cắt điện của trạm biến áp phân phối i trong một năm. N: số trạm phân phối thuộc lƣới phân phối đƣợc tính.
45
2.2.2.2. Thời gian cắt điện trung bình cho một trạm phân phối trong một năm
N hPi i 1 htb t T N
Trong đó: thPi : thời gian cắt điện một trạm biến áp phân phối trong một năm.
2.2.2.3. Điện năng mất do sự cố máy biến áp
A = Pmax = Tmax .Q
Trong đó:
+ Q: xác suất mất điện tƣơng đƣơng của một trạm phân phối. Q = Q1 + 2Q2 + 3Q3 +…+nQn
Xác suất trạng thái mất điện một máy biến áp: Q1 = P2 + P4 + P6 +…+ P2d + P2d+2 Xác suất trạng thái mất điện từ 2 máy biến áp trở nên:
Q1 = P(2d+1+i) với i = 2, 3, 4,…, n Q2 = P(2d+3)
Q3 = P(2d+4)
+ Pmax: Phụ tải trung bình của trạm phân phối (giả thiết Kdt=1): max i
P P
n
Pmaxi: công suất của một trạm phân phối (trạm có 1 máy biến áp). n: số máy biến áp phân phối.
+ Tmax: thời gian sử dụng công suất lớn nhất trung bình của một trạm. Thời gian cắt điện trung bình một năm:
c
8760
t Q
n
2.3. Phƣơng pháp phân tích độ tin cậy của lƣới phân phối
2.3.1. Phân tích độ tin cậy của lưới phân phối không phân đoạn
46
Hình 2.6: Lƣới điện hình tia
Lƣới điện gồm các nút: đó là nơi đầu tiên phụ tải, nơi có nhánh rẽ, nơi có 2 loại tiết diện, hai loại đƣờng dây… nhánh là đoạn đƣờng dây nối hai nút kề nhau.
Nút đƣợc đánh số từ thấp đến cao theo hƣớng từ nguồn, nguồn đánh số 0, nhánh đánh theo nút cuối, nhƣ vậy mỗi nhánh chỉ cần cho biết nút đầu là đủ. Do lƣới điện hình tia nên số nút và nhánh bằng nhau và bằng N.
Ở đầu lƣới điện có máy cắt (TBPĐ1), trên lƣới điện có đặt nhiều thiết bị phân đoạn, đó là các thiết bị đóng cắt để nâng cao độ tin cậy. Các thiết bị phân đoạn chia lƣới điện thành nhiều phân đoạn, mỗi phân đoạn có một thiết bị đóng cắt ở đầu. Giả thiết các thiết bị phân đoạn hoạt động tin cậy hoàn toàn.
Các thông số đƣợc cho với lƣới điện là:
+ Cƣờng độ hỏng hóc đơn vị của từng nhánh lƣới điện 0i (1/100 km.năm). + Thời gian sửa chữa sự cố tsci (giờ).
+ Chiều dài của nhánh điện l’i (km). + Phụ tải tác dụng cực đại Pmaxi (kWh).
47
Nếu dùng máy cắt làm thiết bị phân đoạn thì khi sự cố ở các phân đoạn sau nó máy cắt sẽ cắt ngay và giữ vững cung cấp điện ở các phân đoạn trƣớc nó.
Nếu dùng dao cách ly thì nếu xảy ra sự cố các phân đoạn sau nó, dao cách ly không tự cắt đƣợc mà máy cắt gần nhất trƣớc nó sẽ cắt, sau đó sẽ thao tác cắt dao cách ly, đóng lại máy cắt để cấp điện cho các phân đoạn lành trƣớc dao cách ly. Thời gian thao tác phụ thuộc vào mức độ tự động hóa lƣới điện, kéo dài từ hàng phút đến hàng giờ…
Khi sử dụng tự đóng lại thì thiết bị này tác động nhƣ sau: giả thiết tự đóng lại đặt ở phân đoạn z: Khi sự cố ở tất cả các phân đoạn đƣợc cấp điện qua z thì đều xảy ra tự đóng lại với xác suất không thành công là q(%), q có giá trị khoảng 0,2 đến 0,4 xảy ra sự cố thoáng qua chiếm tỷ lệ 60%-80% các sự cố xảy ra. Dù đóng lại thành công hay không thì đóng lại cũng không làm mất điện các phân đoạn trƣớc nó về phía nguồn, mà chỉ làm mất điện các phân đoạn sau nó. Khi xảy ra sự cố ở các phân đoạn không đƣợc cấp điện qua z thì không xảy ra tự đóng lại.
Nếu ở các phân đoạn sau tự đóng lại để dùng dao cách ly tự động có thể nhận biết và tự cắt nếu sự cố ở phân đoạn của nó thì hiệu quả của tự đóng lại sẽ cao hơn, tự đóng lại thành công 100%.
Các thông số cần tính toán là:
Số lần mất điện trung bình cho mỗi phân đoạn.
Thời gian mất điện trung bình năm cho mỗi phân đoạn. Điện năng bị mất cho phụ tải điện 1 năm.
Để tính toán thuận lợi, các phụ tải của mỗi phân đoạn đƣợc gộp lại và lƣới điện đƣợc đẳng trị thành lƣới điện gồm các phân đoạn, mỗi phân đoạn có thiết bị phân đoạn ở đầu và có các thông số phụ tải điện cũng nhƣ độ tin cậy chung (hình 2.1b ).
Các thông số đẳng trị của phân đoạn đƣợc tính từ thông số của các đoạn lƣới điện và các phụ tải điện trong phân đoạn nhƣ sau:
' 1 Ni i j j l l