Nhiều hệ thống lưới phân phối kín có các điểm mở để hệ thống hoạt động hiệu quả như là một mạng hình tia, nhưng khi có một sự cố trong hệ thống các điểm mở có thể được đóng, mở hợp lý để phục hồi việc cung cấp điện cho các tải không được liên kết với nguồn. Quy trình hoạt động này có ảnh hưởng rõ rệt đối với các chỉ tiêu độ tin cậy của nút tải, bởi vì các nút tải bị tách khỏi nguồn cho đến khi hoàn thành việc sửa chữa có thể chuyển sang một nguồn khác của hệ thống.
Xét hệ thống như hình 3.5, đoạn 4 nối với một hệ thống phân phối khác qua điểm thường mở 5, giả sử rằng không có hạn chế công suất chuyển tải. Các chỉ tiêu độ tin cậy của mỗi nút tải được tính toán cho trong bảng 3.7.
Hình 3.5. Sơ đồ lưới điện kín vận hành hở
Bảng 3.7. Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của lưới điện kín vận hành hở
Thành phần
Nút tải A Nút tải B Nút tải C Nút tải D
(l/n) (g/l)t T (g/n) (l/n) (g/l)t T (g/n) (l/n) (g/l)t T (g/n) (l/n) (g/l)t T (g/n) 1 0,2 4 0,8 0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,1 2 0,1 0,5 0,05 0,1 4 0,4 0,1 4 0,05 0,1 0,5 0,05 3 0,3 0,5 0,15 0,3 0,5 0,15 0,3 0,5 1,2 0,3 0,5 0,15 4 0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,1 0,2 4 0,8 a 0,2 2 0,4 b 0,6 2 1,2 c 0,4 2 0,8 d 0,2 2 0,4 Cộng 1 1,5 1,5 1,4 1,39 1,95 1,2 1,88 2,25 1 1,5 1,5 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống trong trường hợp này được cải thiện đáng kể so với hệ thống chỉ có một nguồn:
SAIFI = 1,150 (lần mất điện/khách hàng.năm) SAIDI = 1,800 (giờ /khách hàng.năm)
CAIDI = 1,560 (giờ /lần mất điện) ASAI = 0,999795
ENS = 25,00 (MWh/năm)
AENS = 8,40 (kWh/khách hàng.năm)
Kết quả trong bảng 3.7 cho thấy rằng cường độ sự cố của mỗi điểm tải không thay đổi so với trường hợp hình 3.3, nhưng thời gian mất điện của các điểm tải B, C, D giảm nhiều. Các chỉ tiêu của nút tải A không thay đổi bởi vì sự chuyển tải không thể thực hiện với bất kỳ tải nào bị mất. Ảnh hưởng lớn nhất xảy ra đối với nút tải xa nhất so với nguồn và gần nhất so với nút chuyển tải thường mở (nút D).
1 2 3 4 a b c d MC A B C D CC1 CC2 CC3 CC4 5
Tuy nhiên, không phải luôn luôn có thể san toàn bộ tải bị mất trong một hệ thống qua nguồn cấp khác thông qua một điểm thường mở. Sự khống chế này có thể tồn tại, bởi vì sự mất điện xảy ra khi đang mang tải cao hoặc nguồn cung cấp thứ hai bị giới hạn công suất. Trong trường hợp này thời gian mất điện sẽ bằng thời gian cách ly để san tải hay thời gian để sửa chữa khắc phục trong trường hợp không thể chuyển sang nguồn khác. Trung bình của những giá trị này có thể đánh giá bằng cách dùng giá trị kỳ vọng, khi đó:
Thời gian mất điện = (Thời gian mất điện trong trường hợp có thể chuyển tải) x (Xác suất có thể chuyển tải ) + (Thời gian mất điện trong trường hợp không thể chuyển tải ) x (Xác suất không thể chuyển tải).
Ví dụ tính thời gian mất điện của nút tải B của hình 3.5 với sự cố xảy ra trên đoạn 1 nếu xác suất có thể chuyển tải là 0,6 là:
Thời gian mất điện = 0,5 x 0,6 + 4 x 0,4 =1,9 giờ.
Kết quả tính các chỉ tiêu độ tin cậy của các nút tải trong trường hợp này cho ở bảng 3.8.
Bảng 3.8. Các chỉ tiêu độ tin cậy tại các nút tải của hệ thống Hình 2.5 trong trường hợp hạn chế công suất chuyển tải.
Thành phần
Nút tải A Nút tải B Nút tải C Nút tải D
(l/n) (g/l)t T (g/n) (l/n) (g/l)t T (g/n) (l/n) (g/l)t T (g/n) (l/n) (g/l)t T (g/n) 1 0,2 4 0,8 0,2 1,9 0,38 0,2 1,9 0,38 0,2 1,9 0,38 2 0,1 0,5 0,05 0,1 4 0,4 0,1 1,9 0,19 0,1 1,9 0,19 3 0,3 0,5 0,15 0,3 0,5 0,15 0,3 4 1,2 0,3 1,9 0,57 4 0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,1 0,2 0,5 0,1 0,2 4 0,8 a 0,2 2 0,4 b 0,6 2 1,2 c 0,4 2 0,8 d 0,2 2 0,4 Cộng 1 1,5 1,5 1,4 1,59 2,23 1,2 2,23 2,67 1 2,34 2,34 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống:
SAIFI = 1,150 (lần mất điện/khách hàng.năm) SAIDI = 1,800 (giờ /khách hàng.năm)
CAIDI = 1,830 (giờ /lần mất điện) ASAI = 0,999759
ENS = 29,10 (MWh/năm)
Tổng hợp các trường hợp trên ta có bảng so sánh kết quả về các chỉ tiêu độ tin cậy như Bảng 2.10.
Bảng 3.9. Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của các hệ thống từ hình 3.1 đến hình 3.5. Các chỉ tiêu Hình 3.1 Hình 3.2 Hình 3.3 Hình 3.4 Hình 3.5 Nút tải A (lần/năm) 2,2 1 1 0,4 1 t (giờ/lần) 2,73 3,6 1,5 3 1,5 T (giờ/năm) 6 3,6 1,5 1,2 1,5 Nút tải B (lần/năm) 2,2 1,4 1,4 0,9 1,4 t (giờ/lần) 2,73 3,14 1,89 2,67 1,39 T (giờ/năm) 6 4,4 2,65 2,4 1,95 Nút tải C (lần/năm) 2,2 1,2 1,2 1 1,2 t (giờ/lần) 2,73 3,33 2,75 3,2 1,88 T (giờ/năm) 6 4 3,3 3,2 2,25 Nút tải D (lần/năm) 2,2 1 1 1 1 t (giờ/lần) 2,73 3,6 3,6 3,6 1,5 T (giờ/năm) 6 3,6 3,6 3,6 1,5 Toàn hệ thống SAIFI 2,2 1,15 1,15 0,77 1,15 SAIDI 6 3,91 2,58 2,39 1,8 CAIDI 2,73 3,39 2,23 3,09 1,56 ASAI 0,999315 0,999554 0,999706 0,999728 0,999795 ENS 84 54,8 35,2 32,4 25 AENS 28 18,3 11,7 10,8 8,4
Từ kết quả bảng 3.9 cho thấy, lưới điện được phân đoạn sẽ có các chỉ tiêu về độ tin cậy tốt hơn không phân đoạn, phân đoạn bằng máy cắt tốt hơn dao cách ly, hệ thống mạch vòng có nhiều nguồn sẽ tốt hơn một nguồn và có thời gian mất điện ít nhất. Tuy nhiên, việc phân đoạn bằng loại thiết bị gì, số lượng bao
nhiêu, đặt ở vị trí nào, hoặc xây dựng mạch vòng, nối với nguồn cấp thứ 2 và phân đoạn là bài toán tối ưu về kinh tế - kỹ thuật.
3.5. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối 3.5.1. Sử dụng các thiết bị điện có độ tin cậy cao
Độ tin cậy của lưới phân phối phụ thuộc chủ yếu vào độ tin cậy của các phần tử như: Đường dây, máy biến áp, dao cách ly, máy cắt điện, các thiết bị bảo vệ, điều khiển và tự động hoá…do đó muốn nâng cao độ tin cậy của lưới điện cần sử dụng các phần tử có độ tin cậy cao.
Tuy nhiên việc sử dụng các phần tủ có độ tin cậy cao đồng nghĩa với việc tăng chi phí đầu tư cho lưới điện, ảnh hưởng đến chỉ tiêu kinh tế cho lưới điện nên việc sử dụng sẽ tuỳ thuộc vào tình hìnhcụ thể, từng loại hộ phụ tải cụ thể.
3.5.2. Sử dụng các thiết bị tự động, các thiết bị điều khiển từ xa
Các thiết bị tự động thường dùng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới phân phối như: Thiết bị tự động đóng lặp lại đường dây (TĐL); tự động đóng nguồn dự phòng (TĐN); hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu từ xa (SCADA). Theo thống kê hầu hết các sự cố trên đường dây tải điện trên không là sự cố thoáng qua, chiếm khoảng (70%- 80%) tổng số lần sự cố trên đường dây. Chủ yếu là các sự cố do sét đánh vào đường dây, cây đổ gần đường dây hoặc chạm vào đường dây; vật lạ rơi vào đường dây…các sự cố này thường tự giải trừ sau 1 hoặc 2 lần phóng điện. Nếu ta bố trí các thiết bị TĐL thì tỷ lệ đóng lại thành công rất cao do thời gian TĐL ngắn nên phụ tải không bị ảnh hưởng do mất điện. Đối với các lưới điện có từ hai nguồn trở nên việc sử dụng TĐL sẽ rất hiệu quả.
Các thiết bị điều khiển xa: Ngày nay với sự phát triển của công nghệ thông tin, hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu từ xa ngày càng được sử dụng rộng rãi và rất hiệu quả với hệ thống điện. Hệ thống này cho phêp thu thập dữ liệu, phân tích và điều khiển các đối tượng từ xa. Với lưới điện phân phối SCADA sẽ điều khiển nhanh chóng tách các đoạn bị sự cố và khôi phục cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố, nhờ đó mà độ tin cậy được nâng cao.
3.5.3. Sử dụng linh hoạt các sơ đồ đi dây, kết dây
Sơ đồ đường dây kép: Sử dụng hai đường dây cấp điện cho phụ tải, bình thường hai đường dây có thể vận hành song song hoặc độc lập. Khi sự cố 1 đường dây, đường dây còn lại sẽ cấp điện cho toàn bộ phụ tải. Với sơ đồ này cho độ tin cây cao nhưng chi phí đầu tư khá lớn, chỉ phù hợp cho các phụ tải quan trọng, không được mất điện.
Sơ đồ kín vận hành hở: Lưới phân phối kín vận hành hở gồm nhiều nguồn và nhiều phân đoạn đường dây tạo thành lưới kín nhưng khi vận hành thì các máy cắt phân đoạn cắt ra tạo thành lưới hở. Khi một đoạn ngừng điện thì chỉ các phụ tải trên đoạn đó mất điện, các phân đoạn khác chỉ mất điện tạm thời trong thời gian thao tác sau đó lại được cấp điện bình thường. Với sơ đồ này chi phí đầu tư không cao nhưng lại phụ thuộc rất nhiều vào tình hình nguồn điện.
Sơ đồ lưới có phân đoạn: Sơ đồ lưới hìnhtia có phân đoạn được dùng phổ biến hiện nay vì có chi phí thấp, sơ đồ đơn giản, có thể áp dụng rộng rãi nhưng độ tin cây chưa cao. Khi xảy ra sự cố một phân đoạn thì những phân đoạn phía sau nó bị mất điện, các phân đoạn trước về phía nguồn chỉ mất điện tạm thời trong thời gian thao tác. Số lượng và vị trí các phân đoạn cũng ảnh hưởng đến thời gian mất điện của phụ tải.
3.5.4. Tổ chức và sửa chữa nhanh sự cố
Một giải pháp quan trọng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là tổ chức tìm và cô lập sự cố nhanh, rút ngắn thời gian mất điện cho phụ tải, để làm được điều đó cần phải:
Tổ chức đủ người, đủ dụng cụ, vật tư, thiết bị dự phòng và phương tiện thường trực sẵn sàng cho mọi tình huống sự cố.
Tổ chức thu thập thông tin, phân tích và cô lập sự cố nhanh nhất. Tổ chức sửa chữa thay thế nhanh các phần tử hư hỏng.
Như vậy nếu sửa chữa nhanh các sự cố trong lưới phân phối sẽ làm giảm thời gian mất điện của phụ tải, giảm điện năng bị mất do sự cố, góp phần nâng cao chỉ tiêu về độ tin cậy trong lưới phân phối.
3.6. Nâng cao hiệu quả vận hành bằng các giải pháp tự động hóa trên lưới điện trung thế
Các sự cố trên lưới điện trung áp là nguyên nhân chủ yếu làm giảm độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng. Do đó, ngoài các biện pháp nâng cao chất lượng công tác quản lý vận hành thì việc áp dụng các giải pháp tự động hóa trên lưới điện trung áp là một yêu cầu rất cần thiết. Bài viết này đề cập đến các vấn đề đầu tư và khai thác hiệu quả các chức năng tự động hóa trên lưới điện trung áp, nhằm mục đích giảm thiểu thời gian và phạm vi mất điện do sự cố, góp phần nâng cao chất lượng cung cấp điện.
Hiện nay, cùng với việc áp dụng các phương thức điều khiển xa thiết bị (remote control), các giải pháp sử dụng thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs – Fault Passage Indicators), phối hợp hiệu quả với các thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Reclosers – AR), đồng thời bố trí hợp lý các thiết bị tự động phân đoạn (Sectionalizer Automation) sẽ là các giải pháp hiệu quả với chi phí đầu tư hợp lý, giúp cho việc phát hiện nhanh sự cố, nhanh chóng khôi phục cấp điện và hạn chế phạm vi mất điện của phụ tải.
3.6.1. Thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs)
Sử dụng thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố (FPIs) trên lưới điện trung áp là một giải pháp có chi phí thấp, dễ dàng lắp đặt, hổ trợ nhanh chóng trong việc phân định vị trí sự cố trên các tuyến đường dây dài. Việc xác định vị trí lắp đặt thiết bị FPIs trên lưới điện được tính toán trên cơ sở các thông số ngắn mạch của lưới điện cũng như thuận lợi các thao tác phân đoạn sự cố. Khi phát hiện dòng điện ngắn mạch kết hợp với logic mất điện áp, thiết bị FPIs sẽ phát ra tín hiệu cảnh báo để người vận hành nhanh chóng đánh giá được phạm vi sự cố. Nguyên tắc phân đoạn sự cố dựa trên thiết bị FPIs được mô tả theo hình dưới đây.
Hình 3.6. Nguyên tắc phân đoạn sự cố dựa trên thiết bị FPIs
Trong tình huống sự cố mô tả theo sơ đồ trên, máy cắt xuất tuyến tác động, hướng công suất dòng ngắn mạch làm các thiết bị chỉ thị phân đoạn sự cố FPI(1), FPI(2), FPI(5) phát tín hiệu cảnh báo (Alarm), các thiết bị FPI(3), FPI(4) ở trạng thái bình thường (Normal). Tuỳ theo chức năng giám sát của thiết bị FPIs, trạng thái Alarm của thiết bị được reset tự động khi có nguồn điện áp trở lại (sử dụng để phát hiện các sự cố duy trì, máy cắt đóng lại không thành công) hoặc thiết bị được reset bằng tay (sử dụng để phát hiện các sự cố thoáng qua khi máy cắt xuất tuyến đóng lại thành công). Căn cứ vào các thiết bị FPIs phát tín hiệu Alarm, người vận hành sẽ nhanh chóng xác định được vị trí phân đoạn sự cố chính xác.
Tuy theo đặc thù của lưới điện trung áp, các thiết bị FPIs được chế tạo để làm việc trên lưới điện trên không hay lưới điện cáp ngầm, theo chế độ làm việc của trung tính hệ thống. Ngoài ra các thiết bị FPIs có khả năng phát hiện hướng dòng điện qua việc kết hợp cảm biến điện áp với cảm biến dòng điện, các thiết bị này chủ yếu được áp dụng đối với các lưới điện liên kết mạch vòng có khả năng thay đổi hướng công suất.
Với yêu cầu giám sát xa chế độ cảnh báo sự cố trên lưới điện, nâng cao tính chính xác của chức năng định vị sự cố (fault location) trên hệ thống SCADA/DMS, các thiết bị FPIs dễ dàng được kết nối với các RTU hổ trợ chức năng thu phát tín hiệu RF trong phạm 10 – 20 m. Tín hiệu alarm từ các FPIs được RTU gửi về trung tâm bằng các đường truyền qua dịch vụ GSM/GPRS thông dụng. Khi phát hiện sự cố, RTU từ vị trí sự cố gửi một bản tin sự kiện dưới dạng tin nhắn SMS với cú pháp quy định sẵn, hệ thống điều khiển hoặc người vận hành nhận được tin nhắn sẽ nhanh chóng xác định được phạm vi sự cố trên lưới điện.
Hình 3.7. Giải pháp giám sát xa các thiết bị FPIs
3.6.2. Thiết bị tự động đóng lặp lại (Automatic Recloser - AR)
Lắp đặt thiết bị tự động đóng lặp lại (AR) trên lưới điện trung áp là giải pháp ưu tiên để giải trừ các tình huống sự cố thoáng qua (với xác xuất trên 70%), đồng thời thuận lợi trong các phương thức kết nối điều khiển xa. Tuy nhiên việc thiết lập tối ưu các chức năng tự động hóa của thiết bị AR sẽ làm tăng hiệu quả trong các phương thức bảo vệ trên lưới điện.
Thiết lập các thông số bảo vệ rơle của thiết bị phải được thống nhất chung trong chiến lược bảo vệ rơle của hệ thống điện. Trong đó, phương thức phối hợp bảo vệ của các AR trên đường dây được phối hợp tuần tự (Coordination Sequence) với các thiết bị bảo vệ khác trên lưới điện, cụ thể các phương án phối hợp cần lưu ý như sau:
- Phối hợp AR với FCO phía nguồn. - Phối hợp AR với FCO phía tải.
- Phối hợp AR với rơle bảo vệ xuất tuyến. - Phối hợp AR với các AR khác.
Các AR hiện nay hổ trợ rất nhiều các chức năng bảo vệ. Tùy theo chiến lược bảo vệ rơle trên lưới điện để khai thác các chức năng bảo vệ của AR một cách phù hợp và hiệu quả. Đối với các chức năng bảo vệ cơ bản như như bảo vệ quá dòng pha (F50/51), bảo vệ quá dòng chạm đất (F50N/51N), từ thông số tính toán ngắn mạch của lưới điện, áp dụng thống nhất các đặc tuyến dòng điện – thời gian theo tiêu chuẩn IEC 60255 hoặc ANSI/IEEE C37.112, đảm bảo yêu cầu phối hợp bảo vệ.