CHƯƠNG 4: CÁC CHỈ TIÊU VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
4.2 Tổng quan về độ tin cậy
Các hệ thống điện thường dược chia thành ba khâu chức năng, với những đặc điểm khác nhau trong thiết kế, vận hành như sau:
* Nguồn phát.
* Truyền tải.
* Phân phối.
Khi đó sẽ có 3 mức đánh giá độ tin cậy hệ thống:
Hình 4.2: Mô hình hệ thống
Hình 4.3: Các mức đánh giá độ tin cậy hệ thống Mức thứ nhất :
Nghiên cứu về khả năng của hệ máy phát cấp điện cho tải. Hệ thống truyền tải không được xét đến ở mức này. Chỉ số tin cậy của mức thứ nhất là Chỉ Số Dự Báo Mất Tải (LOLE) và Chỉ Số Dự Báo Thiếu Năng lượng Cung Cấp (LOEE).
Mức thứ hai :
Nghiên cứu về hệ thống phát và hệ thống truyền tải cung cấp năng lượng tại các nút tải.
Các nghiên cứu này là đánh giá hỗn hợp của hệ thống. Chỉ số của mức II mang tính toàn cục hay tại một thanh cái cung cấp điện gồm có tần suất, thời gian, phụ tải và năng lượng.
Mức thứ ba :
Liên quan tới cả phát điện, truyền tải, phân phối để xác định sự tương xứng của toàn hệ thống cung cấp đến khách hàng.
Chỉ số của mức thứ ba này là tại điểm tiêu thụ và các chỉ số hệ thống gồm có tần suất, thời gian, tải và năng lượng.
Trong luận văn này, chúng ta chỉ xét mức thứ 3.
4.2.1 Độ tin cậy nguồn phát.
Để tính toán độ tin cậy ở cấp nguồn phát, vài chỉ tiêu thường được dùng để tính toán là:
a) Xác suất thiếu nguồn (LOLP – loss of load probability), chỉ tiêu thiếu nguồn (LOLE – loss of load expectation).
LOLP là xác suất của hệ thống khi công suất khả dụng nguồn phát không đáp ứng nhu cầu phụ tải.
LOLP = P (X > P). 4.1
Trong đó:
+ X: công suất nguồn bị cắt của hệ thống.
+ R = C – L: công suất dự trữ của hệ thống.
+ C: công suất khả dụng nguồn phát.
+ L: công suất tải lớn nhất.
Trong thực tế thường người ta sử dụng chỉ tiêu thiếu nguồn LOLE. LOLE là số ngày kỳ vọng có thể xảy ra hay số giờ trong một khoảng thời gian khảo sát khi phụ tải lớn nhất vượt quá công suất khả dụng:
LOLE = LOLP.T 4.2
Nếu mô hình tải là đường cong đỉnh tải liên tục trong năm thì T là 365 ngày và đơn vị của LOLE là ngày/năm. Nếu mô hình tải là đường cong tải ngày thì T là 8760 giờ và đơn vị của LOLE là giờ/năm.
Hình 4.4: Giản đồ biểu diễn chỉ tiêu thiếu nguồn Trong đó:
+ Qk: công suất nguồn không làm việc ở trạng thái k.
+ tk : khoảng thời gian thiếu nguồn.
+ Li : đỉnh tải tại thời điểm t.
+ Ci : công suất khả dụng (có thể làm việx được) nguồn ở thời điểm i.
b) Thiếu hụt điện năng (EENS – expected energy not served). EENS là tổn thất năng lượng của khách hàng khi công suất của hệ thống không đủ cung cấp (thiếu nguồn).
EENS là tổn thất năng lượng của khách hàng khi công suất của hệ thống không đủ cung cấp (thiếu nguồn).
4.3 Nếu mô hình tải tính theo giờ, khi đó: p(R) = 1/8760 và t = 8760giờ. Phí tổn ngừng cung cấp điện có thể được tính từ EENS.
Hình 4.5: Giản đồ đỉnh tải ngày liên tục
Hình 4.5, nếu cắt công suất hư hỏng một lượng Qk lớn hơn dự trữ hệ thống thì điện năng sẽ thiếu một lượng Ek.
c) Tần suất và độ dài.
Việc ngừng cung cấp điện thường xảy ra trên một khoảng thời gian gây tổn thất cho khách hàng, ví dụ như đối với ngành công nghiệp hóa chất hay công nghiệp luyện kim.
Do đó cần phải xét chỉ tiêu tần suất và khoảng thời gian ngừng cung cấp điện.
Tần suất ngừng cung cấp điện tích lũy của hệ thống được tính:
F = F(X>R) (số lần/năm) 4.4
Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình:
(giờ) 4.5
d) Chỉ số: SM.
SM là tỷ số giữa thiếu hụt điện năng do ngừng cung cấp điện khi thiếu nguồn trên công suất tải lớn nhất hàng năm.
(phút) 4.6
Trong đó: Lp: công suất tải lớn nhất hàng năm.
Việc đánh giá yêu cầu các chỉ tiêu cao hay thấp phụ thuộc vào điều kiện từng quốc gia.
Khi cắt chỉ tiêu LOLE thường giả thiết hai tổ máy có hai trạng thái là “sẵn sàng” (làm việc với công suất định mức) và “không sẵn sàng” (không làm việc với công suất định mức). Điều này không chính xác, đặc biệt với những tổ máy lớn.
4.2.2 Các công thức tính độ tin cậy trong mạng truyền tải.
a) Hệ thống phát và truyền tải.
Khảo sát đánh giá độ tin cậy hệ thống phát và truyền tải theo nhu cầu của phụ tải như hình 4.6
Hình 4.6: Sơ đồ hình tia
Qs = Qs (L1)A1 + Qs (L1) U1 (4.7)
Qs = Qs (L2)A1 + Qs (L2) U1 (4.8)
Trong đó:
+ Qs : xác suất hỏng hóc hệ thống.
+ Ai : hệ số làm việc đường dây.
+ Ui : hệ số hỏng hóc đường dây.
+ L1, L2 : trạng thái không làm việc của đường dây 1 và 2.
+ L1, L2 : trạng thái làm việc của đường dây 1 và 2.
Khi cùng một lúc xuất hiện biến cố là L1 và L2.
Qs = Pg + Pc(1,2) – PgPc(1,2). (4.9)
Trong đó:
+ Pg : xác suất khi phụ tải vượt quá công suất phát khả dụng.
+ Pc : xác suất khi tải vượt quá khả năng tải đường dây.
Khi suất hiện L1, L2:
Qs = Pg + Pc(1) – PgPc(1). (4.10)
Đối với biến cố L1:
Qs = A2 (Pg + Pc(1,2) – PgPc(1,2)) + U2 (Pg + Pc(1) – PgPc(1)). (4.11) Khi suất hiện biến cố L1:
Qs = Qs (L2) A2 + Qs (L2)U2. (4.12)
Từ đó đối với hệ thống:
Qs = A1[A2 (Pg + Pc (1,2) – PgPc(1,2) +U2(Pg + Pc(1) – PgPc(1)] +
U1[A2(Pg + Pc(2) – PgPc(2)) + U2] (4.13)
Nếu hai đường dây giống nhau:
Qs = A2[(Pg + Pc(1,2) – PgPc(1,2)] + 2AU[Pg + Pc(1) –
PgPc(1)] + U2. (4.14)
Trong đó:
+ Bj : điều kiện trong hệ thống truyền tải.
+ Pgj : xác suất mà công suất các tổ máy hỏng hóc lớn hơn công suất dự trữ.
+ P1j : xác suất mà phụ tải tại nút K vượt quá khả năng cho phép cực đại của các phần tử.
Đánh giá tần suất xuất hiện hỏng hóc nút K theo công thức:
(4.16) Với F(Bj) – tần suất xuất hiện Bj.
Phương trình được viết dưới dạnh tổng quát:
(4.17) (4.18) b) Sơ đồ mạch vòng.
Hình 4.7: Sơ đồ mạch vòng Trong đó:
+ G1, G2 : máy phát.
+ L : phụ tải.
+ 1, 2, 3 :thanh góp và đường dây.
Qs = A2{A3[[Pg (1,2) + Pc(1) – Pg(1,2) + Pc(1)]A1 + [Pg(1,2) + Pc(2) – Pg(1,2)Pc(2)]U1] +
U3[A1[Pg(1,2) + Pc(3) – Pg(1,2)Pc(3)] + U1[Pg(1) + Pc(4) – Pg(1)Pc(4)]]} +
U2{A3[A1[Pg(1,2) + Pc(5) – Pg(1,2)Pc(5)] +
U1[Pg(2) + Pc(6) – Pg(2)Pc(6)]] + U3} (4.19) Trong đó Pc(j) là xác suất cần thiết hạn chế phụ tải ở trạng thái truyền tải j, các trạng thái này cho ở hình:
Hình 4.8: Các trạng thái tính toán truyền tải khi các đường dây hỏng hóc 4.2.3 Độ tin cậy trong mạng điện phân phối
Mạng phân phối thường vận hành hình tia, khi một phần tử bị cắt ra dẫn đến ngừng cung cấp điện cho phụ tải. để nhận biết tần suất ngừng cung cấp điện người ta chỉ tính tổng cường độ hỏng hóc của tất cả các phần tử nối tiếp từ điểm nút cung cấp nguồn đến
nút phụ tải. Đối với mạng vận hành song song vòng hoặc lưới thì việc tính toán tần suất ngừng cung cấp điện gặp khó khăn hơn nhiều. Vấn đề chính cần quan tâm về độ tin cậy trong mạng phân phối là khoảng thời gian mất điện, thời gian phục hồi, phí tổn do ngừng cung cấp điện tăng không tuyến tính theo khoảng thời gian mất điện. Hàm phân bố xắc suất của thời gian mất điện ảnh hưởng rất lớn đến phí tổn gây ra. Lưu ý rằng thời gian phục hồi cung cấp điện phụ thuộc vào vị trí trong mạng điện, do đó phí tổn ngừng cung cấp điện khác nhau đáng kể theo các vị trí khác nhau trong mạng điện phân phối.
Việc tính toán độ tin cậy trong mạng phân phối thường giả thiết nguốn cung cấp có độ tin cậy tuyệt đối. Điều này không hoàn toàn đúng thực tế, nguồn cung cấp có thể bị mất điện. Trong trường hợp này cần thiết tính đến việc thay đổi nguồn cung cấp. Phương pháp kỹ thuật tính toán của mạng truyền tải có thể sử dụng cho mạng phân phối.
Thiết kế và vận hành mạng điện như thế nào để cung cấp năng lượng điện đến khách hàng liên tục, chất lượng và đảm bảo tính chất hợp lý nhất về kinh tế của hệ thống và thiết bị. Cung cấp điện liên tục có nghĩa là phục vụ nhu cầu tiêu thụ điện của khách hàng bao gồm sự an toàn cho người và thiết bị. Cung cấp chất lượng điện liên quan đến yêu cầu về điện áp ổn định và thời hạn dao động tần số.
Để đảm bảo tin cậy cung cấp điện cho khách hàng, mạng điện phải có độ tin cậy trong hệ thống để tránh những tình trạng cắt những phần tử gây nên mất điện, dẫn đến tổn thất trong thương mại, dịch vụ và phúc lợi. Cần thiết tính chi phí để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và phí tổn mất điện kỳ vọng.
Chi phí để nâng cao độ tin cậy được sử dụng như một yêu cầu hay một tiêu chuẩn đánh giá tổng quát. Phân tích tính kinh tế của độ tin cậy hệ thống là một công cụ quy hoạch hữu ích trong việc cải thiện độ tin cậy nhằm tìm giá trị hợp lý cần đầu tư vào hệ thống.
Kinh nghiệm cho thấy rằng việc mất điện trong lưới điện phân phối là do sự ảnh hưởng của các yếu tố tự nhên như: sét, mưa, gió, vv.. Những nguyên nhân khác là do vật liệu xuống cấp, thiết bị hỏng hóc hoặc con người thao tác nhầm. Nguy hiểm nhất là để mất điện kéo dài trên lưới phân phối do mưa bão, lốc xoáy. Trong nhiều trường hợp việc phục hồi cung cấp điện rất khó khăn trong khu vực rộng lớn.