Ảnh hưởng của tự động hoá lưới điện đến độ tin cậy cung cấp điện

Tập đoàn Điện lực Việt Nam - EVN chọn năm 2013 là năm khách hàng và yêu cầu các đơn vị trong Tập đoàn phải ngày càng cải thiện độ tin cậy cung cấp điện, do đó việc tự động hóa lưới điện ngày càng được quan tâm.

Trong khuôn khổ bài báo này, chúng tôi sẽ trình bày ảnh hưởng của tự động hoá đến độ tin cậy cung cấp điện bằng cách tính toán và so sánh các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện như: Tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI), thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI), thời gian mất điện trung bình của khách hàng (CAIDI), tần suất mất điện trung bình của khách hàng (CAIFI) cho lưới điện phân phối trước và sau khi tự động hoá.

Sử dụng các dữ liệu thống kê tính toán độ tin cậy cung cấp điện trên lưới điện miền Trung của Tổng công ty Điện lực miền Trung như bảng 1 sau:

Bảng 1: Số liệu tính toán độ tin cậy cung cấp điện.

Tên thiết bị	Cường độ hỏng hóc vĩnh cửu (λvc)	Cường độ hỏng hóc thoáng qua (λtq)	Thời gian sửa chữa (r) (giờ)
Máy biến áp	0,006	0,004	6,0
Máy cắt	0,020	0	4,5
Recloser	0,010	0	4,0
Đường dây	0,030	0,04	3,8
Cầu chì	0,0011	0,0007	1,6
Dao cách ly, LBS	0,006	0	3,7

Xét lưới điện phân phối như hình 1. Khi có tự động hoá các thiết bị thao tác bằng tay, khi có tự động hoá trình tự phối hợp giữa các recloser và dao cắt có tải tự động cố lập phân đoạn sự cố và tái cấu trúc lại lưới điện sau sự cố được trình bày tại hình 1, cụ thể như sau:

1. Lưới điện đang làm việc bình thường, các recloser và dao cắt có tải phân đoạn trên tuyến ở trạng thái đóng, trừ recloser liên lạc TR ở trạng thái cắt.

2. Khi có sự cố giữa dao cắt có tải S1 và S2. Đầu tiên recloser FR cắt, các dao cắt có tải S1, S2, S3 đếm một xung đóng cắt.

Hình 1. Sơ đồ phối hợp phân đoạn sự cố giữa recloser và dao cắt có tải

3. Recloser FR đóng lại lần 1, nếu thành công hệ thống khôi phục tình trạng cấp điện như ban đầu.

4. Nếu không thành công, recloser FR cắt ra lần 2, các dao cắt có tải S1, S2, S3 đếm hai xung đóng cắt. Dao cắt có tải S3 mở ra sau khi đếm 2 xung đóng cắt.

5. Recloser FR đóng lại lần 2, nếu thành công chứng tỏ sự cố sau S3, giữa dao cắt có tải S3 và recloser MR. TBA 1 tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố.

6. Nếu không thành công, recloser FR cắt ra lần 3, các dao cắt có tải S1, S2 đếm ba xung đóng cắt. Dao cắt có tải S2 mở ra sau khi đếm 3 xung đóng cắt.

7. Recloser FR đóng lại lần 3, nếu thành công chứng tỏ sự cố sau S2, giữa dao cắt có tải S2 và S3. TBA 1 tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố.

8. Nếu không thành công, recloser FR cắt ra lần 4, dao cắt có tải S1 đếm bốn xung đóng cắt và dao cắt có tải S1 mở ra sau khi đếm 4 xung đóng cắt.

9. Recloser FR đóng lại lần 4, nếu thành công chứng tỏ sự cố sau S1, giữa dao cắt có tải S1 và S2. TBA 1 tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố.

10. Recloser MR và TR chuyển nhóm bảo vệ để nhận điện từ TBA 2, sau đó recloser TR đóng lại một lần cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố. TBA 2 cấp điện đến đầu dao cắt có tải S3.

11. Nhân viên vận hành sẽ đóng lại dao cắt có tải S3 cấp điện cho phân đoạn S2 - S3 không bị sự cố.

12. Sau khi khắc phục xong sự cố, đóng lại dao cắt có tải S1 và S2, recloser TR sẽ cắt khi nhận thấy công suất qua nó giảm (khoảng 50%) hoặc hướng công suất qua nó ngược chiều. Recloser MR sẽ khôi phục lại nhóm bảo vệ ban đầu, hệ thống tái lập lại trạng thái làm việc bình thường của lưới điện.

Hình 2. Sơ đồ tính toán độ tinh cậy lưới điện phân phối 22kV.

Giả sử chiều dài, công suất, số lượng khách hàng trên từng phân đoạn của lưới điện trên như hình 2.

Ta tính toán độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện trên theo các phương án sau:

Phương án 1: Sử dụng máy cắt phối hợp với recloser, không có LBS 1, 2, 3.

Phương án 2: Sử dụng máy cắt phối hợp với recloser và các LBS 1, 2, 3. Các LBS này đóng cắt bằng tay. Thời gian thao tác các LBS 1 là 20 phút, LBS 2 là 25 phút, LBS 3 là 35 phút.

Phương án 3: Sử dụng máy cắt phối hợp với recloser và các LBS 1, 2, 3. Các LBS này đóng cắt tự động.

Kết quả tính toán các phương án bằng chương trình PSSE/Adept thể hiện trên các hình 3, 4, 5 và bảng 2.

Từ kết quả tính toán trên ta nhận thấy khi tự động hoá lưới điện phân phối, các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện như: Tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI), thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI), thời gian mất điện trung bình của khách hàng (CAIDI), tần suất mất điện trung bình của khách hàng (CAIFI) là tốt nhất.

Bảng 2 Kết quả tính toán độ tin cậy cung cấp điện.

TT	Chỉ số độ tin cậy	Phương án 1	Phương án 2	Phương án 3
1	SAFI	0,41	0,42	0,29
2	SADI	1,34	1,18	0,50
2	CAFI	1,00	1,00	1,00
4	CADI	3,28	2,83	1,72

Hình 3: Kết quả tính toán độ tin cậy cung cấp điện phương án 1

Hình 4: Kết quả tính toán độ tin cậy phương án 2

Hình 5: Kết quả tính toán độ tin cậy phương án 3

Kết luận:

- Với cách phối hợp các máy cắt, recloser và dao cắt có tải (LBS) như trên, ta sẽ nâng cao được độ tin cậy cung cấp điện nhờ việc hạn chế vùng chịu ảnh hưởng mất điện, bằng cách tự động cách ly điểm sự cố và tự động cấp điện lại cho các phân đoạn không sự cố. Do nhanh chóng cô lập điểm sự cố nên thời gian sửa chữa và khôi phục lại phân đoạn sự cố sẽ nhanh chóng hơn.

- Với yêu cầu của khách hàng ngày càng cao về số lượng, chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện, việc tự động hoá lưới điện phân phối, phối hợp các thiết bị đóng cắt trên tuyến nhằm tự động cô lập điểm sự cố và tái cấu trúc lưới điện sau sự cố sẽ đem lại hiệu quả kinh tế do rút ngắn được thời gian mất điện, giảm tổn thất về doanh thu, giảm chi phí thời gian bảo dưỡng.

(theo: nangluongvietnam)