Luận văn thạc sĩ Kỹ thuật điện: Sử dụng thuật toán tối ưu để xác định vị trí phân đoạn tối ưu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Nguyễn Chấn Việt HVTH: Nguyễn Hữu Phước TÓM TẮT LUẬN VĂN Hiện nay, trên lưới điện phân phối bố trí nhiều thiết bị phân đoạn với các tính năng khác nhau, trước đây việc bố trí các thiết

GIỚI THIỆU

Đặt vấn đề

Hiện nay, trên lưới điện phân phối bố trí nhiều thiết bị phân đoạn với các tính năng khác nhau, trước đây việc bố trí các thiết bị phân đoạn như Recloser, dao cách ly, dao cắt có tải, cầu chì tự rơi… chỉ xét yếu tố bảo vệ lưới điện, chưa đánh giá yếu tố tác động đến các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối [1, 2] như số lần mất điện trung bình (SAIFI), thời gian mất điện trung bình (SAIDI) và số lần mất điện thoáng qua trung bình (MAIFI) Đối với quản lý vận hành thực tế, ĐTC bị ảnh hưởng bởi các phần tử đường dây như cách điện, giông sét, cây xanh, động vật…; các TBPĐ và các phần tử của trạm biến áp phụ tải như chống sét van, máy biến áp, aptomat…, các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện phản ánh mức độ tin cậy trong cung cấp điện của Công ty Điện lực, các chỉ số này thường bị ảnh hưởng bởi cách thức sử dụng, bố trí các thiết bị phân đoạn trên lưới điện phân phối không còn tối ưu do một số vị trí lưới điện có thay đổi phát triển cả về quy mô đường dây, trạm biến áp và phụ tải Do đó, các TBPĐ của lưới điện ban đầu tác động đến các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện sẽ bị thay đổi và có thể không còn tối ưu Đến năm 2020 [3], các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của PCAG với tần suất mất điện thoáng qua bình quân (MAIFI) là 0,66 lần, thời gian mất điện của khách hàng bình quân (SAIDI) là 275,17 phút, tần suất mất điện kéo dài bình quân (SAIFI) là 2,32 lần; so sánh với thực hiện năm 2016, chỉ số SAIDI giảm 545 phút, chỉ số SAIFI giảm 1,26 lần, riêng chỉ số MAIFI có xu hướng tăng +0,51 lần Lộ trình đến cuối năm 2025 [3], các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của PCAG là MAIFI ≤ 2,55 lần, SAIDI ≤ 243 phút, SAIFI ≤ 2,25 lần; so sánh với kế hoạch năm 2021, chỉ số MAIFI tăng +0,45 lần, chỉ số SAIDI giảm 48 phút và chỉ số SAIFI giảm 0,51 lần (bình quân kế hoạch mỗi năm giảm SAIFI 3,86% và SAIDI 4,41%) Mặt khác, từ năm 2019 đến nay PCAG cũng đã triển khai sử dụng Hệ thống quản lý thông tin mất điện (OMS - Outage Management System) tại đơn vị để giám sát, quản lý thông tin về các sự cố mất điện và các tình huống khẩn cấp khác trên lưới điện, giúp giám sát

GVHD: TS Nguyễn Chấn Việt HVTH: Nguyễn Hữu Phước

TS Nguyễn Phúc Khải thực tế tình hình độ tin cậy cung cấp điện, kịp thời có các giải pháp nhằm cấp điện liên tục, ổn định tới khách hàng Vì vậy, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là một trong những nội dung trọng tâm góp phần nâng cao hiệu quả sản xuất - kinh doanh, chất lượng dịch vụ khách hàng và uy tín, hình ảnh của ngành điện

Các bài báo khoa học được tham khảo để làm cơ sở cho luận văn này là bài báo thứ nhất với đề tài Ứng dụng thuật toán di truyền để xác định vị trí tối ưu thiết bị phân đoạn nhằm nâng cao các chỉ số độ tin cậy lưới điện phân phối (Tác giả Đinh Thành Việt, Đại học Đà Nẵng và nhóm nghiên cứu, năm 2016); và bài báo thứ hai với đề tài Tối ưu số lượng và vị trí đặt các thiết bị phân đoạn trên lưới điện phân phối trung áp bằng thuật toán di truyền (Tác giả Trần Anh Tùng, Trường Đại học Điện lực, năm 2019) Điểm chung các bài báo nghiên cứu này là đều ứng dụng thuật toán di truyền thông qua phần mềm MATLAB để giải bài toán tối ưu xác định vị trí tối ưu của các thiết bị phân đoạn trên lưới điện phân phối để cải thiện các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện Đến nay, đã có rất nhiều phương pháp từ cổ điển đến trí tuệ nhân tạo được áp dụng cho các bài toán xác định tối ưu số lượng, vị trí đặt các thiết bị phân đoạn lưới điện trung áp, các phương pháp với nhiều cải tiến để giải các bài toán phức tạp hơn về hàm mục tiêu, về các ràng buộc và độ lớn của hệ thống Do đó, vấn đề đặt ra là cần những phương pháp hiệu quả để giải quyết bài toán tối ưu hóa việc sử dụng số lượng, chủng loại và vị trí đặt thiết bị phân đoạn hiện hữu (ban đầu) không còn tối ưu cũng như bổ sung thêm thiết bị phân đoạn mới với các hàm mục tiêu, kịch bản khác nhau và các ràng buộc kèm theo đang là một bài toán được các Công ty Điện lực nói chung và Công ty Điện lực An Giang nói riêng rất quan tâm để có thể thực hiện các giải pháp hiệu quả nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện theo lộ trình từng năm (kế hoạch và thực hiện năm sau có xu hướng giảm so với năm trước)

Vì các lý do như trên, đề tài Luận văn “Sử dụng thuật toán tối ưu để xác định vị trí phân đoạn tối ưu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện” là cần thiết để tiến hành nghiên cứu về bài toán xác định tối ưu số lượng, vị trí đặt các thiết bị phân đoạn có

TS Nguyễn Phúc Khải cấu trúc thích hợp sẽ cải thiện các độ tin cậy cung cấp điện Nội dung lý thuyết trong luận văn và các kết quả mô hình thử nghiệm sẽ giúp ích cho những nghiên cứu sâu hơn sau này, phục vụ cho công tác lập kế hoạch cung cấp điện, phương thức vận hành và có thể ứng dụng để mở rộng hơn giải quyết các bài toán liên quan như tự động hóa lưới điện 22kV; kế hoạch hoàn thiện, nâng cấp và đầu tư phát triển lưới điện phân phối tại các Công ty Điện lực trong thời gian tới.

Mục tiêu đề tài

1.2.1 Mục tiêu tổng quát Đề tài tập trung vào mục tiêu chính là sử dụng phương pháp tối ưu ứng dụng trong hệ thống điện dựa trên thuật toán để giải quyết bài toán tối ưu hóa thông qua việc sử dụng số lượng, chủng loại và vị trí đặt thiết bị phân đoạn hiện hữu với các hàm mục tiêu và các ràng buộc kèm theo Từ đó, phạm vi mất điện thu hẹp, giảm số lượng khách hàng bị ảnh hưởng mất điện, các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện được cải thiện nhưng vẫn đảm các điều kiện ràng buộc vận hành của lưới điện

Theo đó, để đạt được mục tiêu tổng quát nêu trên Luận văn sẽ tập trung vào các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu chính cụ thể sau:

- Một là nghiên cứu và nắm vững cơ sở lý thuyết của phương pháp giải thuật đề xuất trong việc giải các bài toán tối ưu hóa;

- Hai là khảo sát nghiên cứu, xây dựng mô hình hóa và các hàm mục tiêu tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối; xác định các ràng buộc của lưới điện được chọn để hạn chế việc tính toán các mô hình lưới điện không hợp lý với thực tế; phương pháp giải quyết và lưu đồ thuật toán;

- Ba là dựa trên các kết quả tính toán từ thuật toán NSGA-II trên lưới điện thực tế được chọn, đề tài áp dụng thuật toán này để tìm:

+ Tái bố trí lại các thiết bị phân đoạn hiện hữu cũng như đầu tư mua sắm thêm thiết bị phân đoạn mới trên lưới điện trung áp với mục tiêu cải thiện các chỉ số độ tin

TS Nguyễn Phúc Khải cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI);

+ Tính toán các hàm mục tiêu các chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI);

+ Xem xét các kết quả tính toán cho lưới điện được chọn đối chiếu kiểm chứng với thực tiễn vận hành và kiểm tra các chỉ số độ tin cậy tăng hay giảm so với lưới điện hiện hữu Từ đó, đưa ra các nhận xét và đánh giá cho thuật toán được đề xuất.

Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Với đề tài Luận văn “Sử dụng thuật toán tối ưu để xác định vị trí phân đoạn tối ưu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện” nên đối tượng nghiên cứu là các thuật toán tối ưu và lưới điện 22kV thực tế tại Công ty Điện lực An Giang (điển hình là phát tuyến

480 Long Xuyên, Trạm biến áp 110kV Long Xuyên, tỉnh An Giang)

Với thời gian nghiên cứu có hạn luận văn này chỉ tập trung vào khảo sát nghiên cứu thực hiện cho một phát tuyến 22kV thực tế dựa trên mô hình toán học và dùng phần mềm MATLAB để giải bài toán tối ưu.

Ý nghĩa thực tiễn đề tài

- Kết quả nghiên cứu có thể sử dụng để lập kế hoạch cung cấp điện, vận hành và áp dụng cho các bài toán quy hoạch hệ thống điện, có thể được mở rộng áp dụng trong công tác quản lý vận hành cho các Công ty Điện lực, Điện lực để cung cấp điện đáng tin cậy và bền vững;

- Khi xây dựng được bài toán tối ưu và cho kết quả phù hợp, luận văn chứng minh được một lưới điện có cấu trúc thích hợp sẽ cải thiện các độ tin cậy cung cấp điện, góp phần giảm được ngừng cung cấp điện cho khách hàng sử dụng điện Kết quả của trường hợp nghiên cứu phù hợp với các kết quả nghiên cứu khác và mang tính ứng dụng trong thực tiễn của đề tài.

Ý nghĩa khoa học đề tài

- Kết quả phương pháp nghiên cứu có thể sử dụng làm tài liệu tham khảo cho các Công ty Điện lực, các sinh viên đại học, học viên cao học chuyên ngành Kỹ thuật Điện khi quan tâm đến bài toán tối ưu để cải thiện các chỉ số độ tin cậy lưới điện phân phối;

- Luận văn nghiên cứu, tìm hiểu thuật toán NSGA-II trên lưới điện thực tế được chọn để tái bố trí lại các thiết bị phân đoạn hiện hữu.

Cơ sở lý luận và giả thuyết khoa học

Về nội dung cơ sở lý thuyết, lý luận, giả thuyết khoa học được sử dụng trong Luận văn, được trình bày và trích dẫn chi tiết ở Chương 2 và Chương 3.

Phương pháp nghiên cứu

- Đầu tiên, tìm hiểu các nghiên cứu đã có trên các bài báo, tạp chí khoa học nói về lưới điện phân phối bố trí nhiều thiết bị phân đoạn với các tính năng khác nhau tác động đến các chỉ số độ tin cậy, xác định vị trí tối ưu thiết bị phân đoạn nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giải pháp được đề xuất để cải thiện tình trạng đó;

- Tiếp theo, luận văn sử dụng phương pháp tổng hợp để hệ thống hóa các cơ sở lý thuyết và các công trình, bài báo nghiên cứu liên quan cũng như đề xuất xây dựng mô hình và các hàm mục tiêu tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối; xác định các ràng buộc của lưới điện được chọn để hạn chế việc tính toán các mô hình lưới điện không hợp lý với thực tế; phương pháp giải quyết và lưu đồ thuật toán;

- Sau đó, lưới điện được chọn nghiên cứu sẽ được xây dựng mô hình hóa, giải thuật toán bằng phần mềm MATLAB để thực hiện tính toán thử nghiệm Mô hình lưới điện nghiên cứu ở đây là một phát tuyến 22kV thực tế tại Công ty Điện lực An Giang Giải pháp được đề xuất để cải thiện các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện nhưng vẫn đảm các điều kiện ràng buộc vận hành của lưới điện thông qua việc xác định số lượng, chủng loại và vị trí đặt thiết bị phân đoạn hiện hữu cũng như bổ sung thêm thiết bị phân đoạn mới Cuối cùng, luận văn sẽ phân tích, đánh giá kết quả và so sánh với thực tiễn vận hành

Kết quả đạt được

- Luận văn này đã mô hình hoá và tính toán áp dụng thuật toán nsga-ii để xác định điểm tối ưu các thiết bị phân đoạn trên một phát tuyến 22kv thực tế tại công ty điện lực an giang bằng phần mềm matlab, nhằm cải thiện các chỉ số đtc cung cấp điện thông qua việc tái bố trí lại các tbpđ hiện hữu;

- Các kết quả tính toán cho lưới điện thực tế sẽ được đối chiếu kiểm chứng với thực tiễn vận hành và kiểm tra các chỉ số độ tin cậy tăng hay giảm so với lưới điện hiện hữu;

- Đề tài này có thể áp dụng mở rộng cho các phát tuyến 22kv còn lại tại công ty điện lực an giang (ưu tiên thực hiện trước các phát tuyến 22kv có chỉ số đtc cung cấp điện đang ở mức cao hơn so với mức bình quân chung của đơn vị) để đưa ra giải pháp cần thiết nhằm cải thiện các chỉ số đtc cung cấp điện của phát tuyến hiện hữu cũng như của toàn đơn vị.

Tiến độ và kế hoạch thực hiện

TT Nội dung Năm 2023 Năm 2024

1 Lựa chọn đề tài thực hiện luận văn X X

Báo cáo thực hiện và hướng dẫn đề cương luận văn

3 Hoàn thành và nộp đề cương luận văn X

4 Bảo vệ đề cương luận văn X

5 Báo cáo thực hiện và hướng dẫn luận văn X X X X

6 Đánh giá giữa kỳ thực hiện luận văn X

Báo cáo thực hiện và hướng dẫn luận văn (tiếp theo)

8 Hoàn thành và nộp luận văn X

Bố cục luận văn

Luận văn được trình bày qua 06 Chương với nội dung như sau:

✓ Chương 1: Giới thiệu - trình bày các nội dung tổng quan về đề tài nghiên cứu như đặt vấn đề, mục tiêu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu, ý nghĩa thực tiễn, ý nghĩa khoa học, cơ sở lý luận và giả thuyết khoa học, phương pháp nghiên cứu, kết quả dự kiến đạt được, tiến độ kế hoạch thực hiện và bố cục của luận văn

✓ Chương 2: Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện - trình bày tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện, các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối và các bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện áp dụng tại việt nam

✓ Chương 3: Tối ưu hóa và các phương pháp tối ưu ứng dụng trong hệ thống điện - trình bày cơ sở lý thuyết về tối ưu hóa, các phương pháp tối ưu; tìm hiểu sơ lược về các thuật toán heuristics và meta-heuristics Sau khi có cái nhìn tổng quát đối với các thuật toán toán hiện đại trong việc giải các bài toán tối ưu sẽ đề xuất và đi vào tìm hiểu nghiên cứu kỹ hơn về phương pháp thuật toán sẽ áp dụng

✓ Chương 4: Xây dựng mô hình tính toán độ tin cậy lưới điện – Trình bày mô hình lưới điện phân phối; các hàm mục tiêu tính toán độ tin cậy và phương pháp giải quyết

✓ Chương 5: Bài toán để xác định vị trí phân đoạn tối ưu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện - Khảo sát thực hiện bài toán xác định vị trí phân đoạn tối ưu cho lưới điện 22kV thực tế tại Công ty Điện lực An Giang dựa trên mô hình toán học, các hàm mục tiêu tính toán độ tin cậy và dùng phần mềm MATLAB để giải thuật toán tối ưu Từ đó, đưa ra các nhận xét, so sánh và đánh giá hiệu quả cho thuật toán được đề xuất

✓ Chương 6: Kết luận và hướng phát triển - Kết hợp kết quả của phương pháp đề xuất với thực tiễn vận hành, cùng các nghiên cứu gần nhất để đưa ra nhận định về tính khả quan, độ hiệu quả Từ đó, cũng đưa ra các hạn chế của phương pháp và đề xuất hướng phát triển, cải tiến trong tương lai.

TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN

Một số định nghĩa

- Độ tin cậy là khả năng của đối tượng thực hiện đầy đủ chức năng của mình, đảm bảo các chỉ tiêu vận hành trong giới hạn cho trước tương ứng với điều kiện và chế độ sử dụng, chế độ bảo hành kỹ thuật, sửa chữa, tàng trữ và chuyên chở đã được quy định [4]

- Độ tin cậy cậy cung cấp điện (Service Reliability) là khả năng của một hệ thống điện đáp ứng được chức năng cung cấp của nó trong những điều kiện và thời gian quy định [4]

- Độ tin cậy của hệ thống điện được hiểu là khả năng của hệ thống đảm bảo việc cung cấp đầy đủ và liên tục điện năng cho các hộ tiêu thụ với chất lượng (điện áp, tần số) hợp chuẩn [5] Độ tin cậy cung cấp điện rất được xem trọng vì nó được ràng buộc trong hợp đồng giữa Công ty Điện lực và khách hàng tiêu thụ điện Trong những năm trở lại đây, với yêu cầu phải đáp ứng được nguồn năng lượng điện liên tục cho phát triển kinh tế và phục vụ đời sống nhân dân đang phát triển nhanh Đòi hỏi các Công ty sản xuất và vận hành các hệ thống điện phải đánh giá chính xác độ tin cậy cung cấp điện trong hệ thống đang quản lý

- Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối được hiểu là khả năng của hệ thống cung cấp đầy đủ và liên tục điện năng cho hộ tiêu thụ, với chất lượng điện năng (điện áp và tần số) đảm bảo (đúng quy định) Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện trên lưới điện phân phối, có hai giải pháp chính là làm giảm sự cố và giảm thời gian mất điện Biện pháp làm giảm thời gian mất điện (khoanh vùng và khắc phục sự cố nhanh) giảm đến mức tối thiểu khu vực mất điện bằng cách tăng số lượng lắp đặt thiết bị phân đoạn.

Các chỉ tiêu độ tin cậy [6, 7]

2.2.1 Các thông số liên quan tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy

Các thông số sau được coi là các thông số đầu vào để tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy: i : Thứ tự một sự kiện mất điện e : Sự kiện mất điện k : Số lần mất điện của một hộ tiêu thụ suốt thời gian nghiên cứu Σ : Tổng cộng ri : Thời gian phục hồi của mỗi lần mất điện

Pi : Tổng công suất phụ tải của các hộ tiêu thụ mỗi lần mất điện

PT Tổng công suất phụ tải toàn hệ thống

Ei : Năng lượng không được cung cấp tới các hộ tiêu thụ mỗi lần mất điện

ET : Tổng điện năng yêu cầu của phụ tải trong khoảng thời gian khảo sát

CI : Số hộ tiêu thụ đã bị mất điện ít nhất 1 lần

CMI : Thời gian hộ tiêu thụ bị mất điện (tính bằng phút)

IMi : Số lần mất điện tạm thời

IME : Số sự kiện mất điện tạm thời

Ni : Số lượng hộ tiêu thụ bị mất điện trong một sự kiện mất điện kéo dài trong suốt thời gian nghiên cứu

Nmi : Số lượng hộ tiêu thụ bị mất điện trong một sự kiện mất điện thoáng qua trong suốt thời gian nghiên cứu

NT : Tổng số hộ tiêu thụ trong vùng

Li : Số lượng kVA tải kết nối bị mất điện cho mỗi sự kiện mất điện

LT : Tổng số kVA tải của các hộ tiêu thụ

CN : Tổng số hộ tiêu thụ đã từng bị ít nhất một lần mất điện kéo dài trong thời gian nghiên cứu

CNT(k>m) : Tổng số hộ tiêu thụ bị ít nhất n lần mất điện tạm thời hoặc kéo dài trong thời gian nghiên cứu

2.2.2 Các chỉ tiêu mất điện kéo dài đối với hộ tiêu thụ a) Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI): Chỉ tiêu SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) chỉ ra tần suất (số lần) trung bình hộ tiêu thụ điện bị ít nhất một lần mất điện kéo dài tính trong một khoảng thời gian nhất định Chỉ tiêu này được tính như sau:

SAIFI = (Số lần mất điện) x (Số hộ tiêu thụ bị mất điện)

Tổng số hộ tiêu thụ trong hệ thống (2.1)

Công thức tính toán cụ thể:

N T (2.2) b) Chỉ tiêu thời gian mất điện trung bình của hệ thống (SAIDI): Chỉ tiêu

SAIDI (System Average Interruption Duration Index) chỉ ra thời gian bị mất điện trung bình của mỗi hộ tiêu thụ trong một khoảng thời gian nhất định Chỉ tiêu này có đơn vị là giờ mất điện hoặc phút mất điện và được tính như sau:

SAIDI = (Thời gian mất điện) x (Số hộ tiêu thụ bị mất điện)

Tổng số hộ tiêu thụ trong hệ thống (2.3) Công thức tính toán cụ thể:

N T (2.4) c) Chỉ tiêu thời gian mất điện trung bình của hộ tiêu thụ điện (CAIDI): Chỉ tiêu CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) cho ra thời gian trung bình cần thiết để cấp điện trở lại sau khi mất điện Chỉ tiêu này được tính như sau:

CAIDI = ∑ Thời gian mất điệncủa hộ tiêu thụ

Tổng số hộ tiêu thụ mất điện của các lần mất điện (2.5)

SAIFI (2.6) d) Chỉ tiêu tổng thời gian mất điện trung bình của hộ tiêu thụ điện (CTAIDI): Chỉ tiêu CTAIDI (Customer Total Average Interruption Duration

Index) chỉ ra thời gian trung bình cần thiết để cấp điện trở lại sau khi mất điện Chỉ tiêu này được tính như sau:

CTAIDI = ∑ Thời gianhộ tiêu thụ mất điện

Tổng số hộ tiêu thụ từng bị mất điện (2.7) Công thức tính toán cụ thể:

𝐶𝑁 (2.8) e) Chỉ tiêu tần suất mất điện trung bình của hộ tiêu thụ điện (CAIFI):

Chỉ tiêu CAIFI (Customer Average Interruption Frequency Index) chỉ ra tần suất trung bình mất điện kéo dài của các hộ tiêu thụ đã từng bị mất điện Chỉ tiêu này được tính như sau:

CAIFI = ∑ Số lần mất điệncủa hộ tiêu thụ

Tổng số hộ tiêu thụ đã từng bị mất điện (2.9) Công thức tính toán cụ thể:

𝐶𝑁 (2.10) f) Chỉ tiêu sẵn sàng cung cấp điện trung bình (ASAI): Chỉ tiêu ASAI

(Average Service Avaibility Index) tỉ lệ thời gian hộ tiêu thụ sẽ được cung cấp điện trong khoảng thời gian nghiên cứu Chỉ tiêu này được tính như sau:

ASAI = Số giờ được cung cấp điện

Số giờ yêu cầu của hộ tiêu thụ (2.11) Công thức tính toán cụ thể:

TS Nguyễn Phúc Khải g) Chỉ tiêu không sẵn sàng cung cấp điện trung bình (ASUI): Chỉ tiêu ASUI

(Average Service Unavaibility Index) tỉ lệ thời gian hộ tiêu thụ sẽ không được cung cấp điện trong khoảng thời gian nghiên cứu Chỉ tiêu này được tính như sau:

ASUI = Số giờ không được cung cấp điện

Số giờ yêu cầu của hộ tiêu thụ (2.13) Công thức tính toán cụ thể:

N T x 8760 (2.14) h) Hộ tiêu thụ bị mất điện kéo dài nhiều lần (CEMIn): Chỉ tiêu CEMIn (Customer Experiencing Multiple Interruptions) chỉ ra tỉ lệ số hộ tiêu thụ bị mất điện kéo dài nhiều hơn n lần trên tổng số hộ tiêu thụ Chỉ tiêu này được tính như sau:

CEMIn = Tổng số hộ tiêu thụ bị mất điện kéo dài trên n lần

Tổng số hộ tiêu thụ trên lưới điện (2.15) Công thức tính toán cụ thể:

2.2.3 Các chỉ tiêu mất điện ngắn hạn đối với hộ tiêu thụ a) Tần suất mất điện ngắn hạn trung bình (MAIFI): Chỉ tiêu MAIFI (Momentary Average System Interruption Frequency Index) thể hiện tần suất trung bình mất điện ngắn hạn của hệ thống Chỉ tiêu này được tính như sau:

MAIFI = Tổng số hộ tiêu thụ mất điện thoáng qua

N T (2.18) b) Tần suất sự kiện mất điện ngắn hạn trung bình (MAIFI E ): Chỉ tiêu MAIFIE thể hiện tần suất trung bình suy ra sự kiện mất điện ngắn hạn của hệ thống Chỉ tiêu này được tính như sau:

MAIFI 𝐸 = Tổng số hộ tiêu thụ bị mất điện ngắn hạn

N T (2.20) c) Hộ tiêu thụ bị mất điện nhiều lần (CEMSMIn): Chỉ tiêu CEMSMIn

(Customer Experiencing Multiple Sustained Interruption and Momentary Interruption) chỉ ra tỉ lệ số hộ tiêu thụ bị mất điện kéo dài hoặc mất điện ngắn hạn nhiều hơn n lần trên tổng số hộ tiêu thụ Chỉ tiêu này được tính như sau:

CEMSMIn = Tổng số hộ tiêu thụ bị mất điện trên n lần

Tổng số hộ tiêu thụ trên lưới điện (2.21) Công thức tính toán cụ thể:

2.2.4 Các chỉ tiêu độ tin cậy dựa trên công suất phụ tải a) Tần suất ngắt điện trung bình của hệ thống (ASIFI): Việc tính toán chi tiêu ASIFI (Average System Interruption Frequency Index) dựa trên công suất tải nhiều hơn là dựa trên ảnh hưởng đến hộ tiêu thụ ASIFI đôi khi được sử dụng để đánh giá hoạt động của lưới phân phối có ít hộ tiêu thụ nhưng công suất tiêu thụ rất lớn, thường là các hộ tiêu thụ công nghiệp Đối với lưới phân phối có phụ tải phân bố đều ASIFI sẽ giống như SAIFI Chỉ tiêu này được tính như sau:

ASIFI = ∑ Công suất phụ tải (kVA) mất điện

Tổng Công suất phụ tải (kVA) (2.23) Công thức tính toán cụ thể:

L T (2.24) b) Thời gian ngắt điện trung bình của hệ thống (ASIDI): Việc tính toán chỉ tiêu ASIDI (Average System Interruption Duration Index) dựa trên công

TS Nguyễn Phúc Khải suất tải nhiều hơn là dựa trên ảnh hưởng đến hộ tiêu thụ ASIDI được sử dụng rất hạn chế và có một sổ tính chất tương tự như ASIFI Chỉ tiêu này được tính như sau:

ASIDI = ∑ (Công suất phụ tải (kVA) mất điện) 𝑥 (𝑇ℎờ𝑖 𝑔𝑖𝑎𝑛 𝑚ấ𝑡 đ𝑖ệ𝑛)

Tổng Công suất phụ tải (kVA) (2.25)

2.2.5 Các chỉ tiêu dựa trên điện năng a) Điện năng không được cung cấp (ENS): Thông số ENS (Energy Not Supplied) thể hiện tổng lượng điện năng đã không cung cấp được cho các hộ tiêu thụ do mất điện ENS tính bằng MWh

ENS = ∑ P i i x 𝑟 𝑖 = ∑ E i i (2.27) b) Điện năng thiếu hụt trung bình (AENS): Chỉ tiêu AENS (Average Energy

Not Supply) thể hiện điện năng trung bình không được cung cấp cho các hộ tiêu thụ trong mỗi lần sự cố mất điện

∑ 𝑁 𝑖 𝑖 (2.28) c) Thiếu hụt điện năng trung bình hộ tiêu thụ (ACCI): Chỉ tiêu ACCI

(Average Customer Curtailement Index) thể hiện điện năng thiếu hụt trung bình của các hộ tiêu thụ trong một khoảng thời gian khảo sát

Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối

2.3.1 Các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối [8] bao gồm: a) Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Duration Index - SAIDI);

TS Nguyễn Phúc Khải b) Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI); c) Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI)

2.3.2 Các chỉ số về độ tin cậy của lưới điện phân phối được tính toán [8] như sau: a) SAIDI được tính bằng tổng số thời gian mất điện kéo dài trên 05 phút của Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

- Ti: Thời gian mất điện lần thứ i trong tháng t (chỉ xét các lần mất điện có thời gian kéo dài trên 05 phút);

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;

- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

- Kt: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong tháng t;

- SAIDIt (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;

- SAIDIy (phút): Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y b) SAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện kéo dài trên 05 phút chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

- n: Tổng số lần mất điện kéo dài trên 05 phút trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong tháng t;

- SAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;

- SAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối trong năm y c) MAIFI được tính bằng tổng số lượt Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị mất điện thoáng qua (thời gian mất điện kéo dài từ 05 phút trở xuống) chia cho tổng số Khách hàng sử dụng điện và Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện, xác định theo công thức sau:

- n: Tổng số lần mất điện thoáng qua trong tháng t thuộc phạm vi cung cấp điện của Đơn vị phân phối điện;

- Ki: Tổng số Khách hàng sử dụng điện và các Đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thoáng qua thứ i trong tháng t;

- MAIFIt: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong tháng t;

- MAIFIy: Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối trong năm y.

Các bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện

2.4.1 Độ tin cậy cung cấp điện được thống kê và đánh giá qua hai bộ chỉ số bao gồm “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” và “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối” Mỗi bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện bao gồm 03 chỉ số SAIDI, SAIFI và MAIFI được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư số 39/2015-BCT ngày 18/11/2015 của Bộ Công Thương [8]

2.4.2 Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện toàn phần” được sử dụng để đánh giá chất lượng cung cấp điện cho khách hàng mua điện của Đơn vị phân phối điện và được tính toán theo quy định tại Điều 12 Thông tư số 39/2015-BCT ngày 18/11/2015 của Bộ Công Thương khi không xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau [8]:

TS Nguyễn Phúc Khải a) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đề nghị cắt điện; b) Thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật, an toàn điện để được khôi phục cung cấp điện; c) Do sự cố thiết bị của Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối; d) Do các sự kiện bất khả kháng, ngoài khả năng kiểm soát của Đơn vị phân phối điện hoặc do Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối điện vi phạm quy định của pháp luật theo Quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện do

Bộ Công Thương ban hành

2.4.3 Bộ chỉ số “Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối” là một trong các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá hiệu quả hoạt động của Đơn vị phân phối điện được tính toán theo quy định tại Điều 12 Thông tư số 39/2015-BCT ngày 18/11/2015 của Bộ Công Thương khi không xét các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân sau [8]: a) Các trường hợp được quy định tại Khoản 2 Điều này; b) Do mất điện từ hệ thống điện truyền tải; c) Sa thải phụ tải theo lệnh điều độ của Cấp điều độ có quyền điều khiển; d) Cắt điện khi xét thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với con người và thiết bị trong quá trình vận hành hệ thống điện.

Kết luận

Theo đó, các tổ chức khoa học kỹ thuật điện uy tín trên thế giới như IEEE - Institue of Electrical and Electronic Enginneer, EEI - Edison Electric Institue, EPRI

- Electric Power Reasearch Instute và CEA - Canadian Electric Asociation đã đưa ra các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện và đã được áp dụng ở nhiều nước trên thế giới Phần lớn các nước trên thế giới đang áp dụng các chỉ số SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI… để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và hiện nay Việt Nam đã và đang triển khai áp dụng các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện

Vì vậy, trong luận văn, mục tiêu chính được xác định cụ thể là sử dụng các phương pháp tối ưu ứng dụng trong hệ thống điện để xác định được vị trí tối ưu của các thiết bị phân đoạn trên lưới điện trung áp để đánh giá các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện thuật toán sẽ sử dụng ba chỉ số: SAIDI, SAIFI, MAIFI.

Tổng kết

Chương này đã trình bày định nghĩa một số thuật ngữ về độ tin cậy, độ tin cậy cung cấp điện; các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện, gồm: Các thông số liên quan đến việc tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy; Các chỉ tiêu mất điện kéo dài đối với hộ tiêu thụ (SAIFI, SAIDI, CAIDI, CAIFI, CTAIDI, ASAI, ASUI, CEMIn); Các chỉ tiêu mất điện ngắn hạn đối với hộ tiêu thụ (MAIFI, MAIFIE, CEMSMIn); Các chỉ tiêu độ tin cậy dựa trên công suất phụ tải (ASIFI, ASIDI); Các chỉ tiêu dựa trên điện năng (ENS, AENS, ACCI)…

Chương này cũng giới thiệu các chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối; các bộ chỉ số độ tin cậy cung cấp điện đã và đang áp dụng tại Việt Nam theo Thông tư số 39/2015-BCT ngày 18/11/2015 của Bộ Công Thương.

TỐI ƯU HÓA VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TỐI ƯU ỨNG DỤNG

Giới thiệu

Giải bài toán xác định tối ưu số lượng, vị trí đặt các thiết bị phân đoạn lưới điện trung áp là việc đi tìm cấu trúc tối ưu mới của các thiết bị phân đoạn lưới điện bằng cách thay đổi trạng thái đóng/mở của các khóa điện để từ đó các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện được cải thiện nhưng vẫn đảm các điều kiện ràng buộc vận hành của hệ thống.

Tối ưu hóa trong hệ thống điện [9]

Về định nghĩa tổng quát, tối ưu hóa trong hệ thống điện là một tập hợp nhiều quyết định tương quan về việc xây dựng, vận hành và bảo trì các nguồn tài nguyên vật lý và con người việc sản xuất, truyền tải và phân phối điện sao cho tổng chi phí cung cấp điện đến tất cả cho khách hàng đáp ứng đầy đủ các ràng buộc về kỹ thuật, thị trường và điều độ Các bài toán trong hệ thống điện nói chung thường có đặc thủ là rất lớn, phức tạp và phân bố theo địa lý cũng như các yếu tố tác động ngẫu nhiên

Do đó, việc giải quyết các bài toán trong hệ thống điện thường có ý nghĩa rất quan trọng

Thực tế, vấn đề tối ưu hóa trong hệ thống điện cũng nhằm cải thiện các yếu hành hơn là chi phí như là độ tin cậy, hiệu quả, kinh tế, môi trường và an ninh

• Về độ tin cậy: bằng cách giảm thiểu chi phí ngắt điện và nhiễu chất lượng điện năng, giảm thiểu xác suất và hậu quả của việc sụp đổ hệ thống bị lan truyền

• Về kinh tế: bằng cách tiếp tục giảm giá điện, giảm lượng chi phí cho khách hàng và tạo ra việc làm

• Về mặt hiệu quả: bằng cách giảm chi phí sản suất, phân phối và tiêu thụ điện

• Về mặt môi trường: bằng cách giảm khí thải bằng cách cho phép sự tham gia của năng lượng tái tạo và cải thiện hiệu suất các khâu sản xuất, truyền tải, phân phối và tiêu thụ điện năng

Chính vì các vấn đề đó đã mang lại các lợi ích cho xã hội như giảm tổn thất, nâng cao chất lượng điện năng, tăng cường hiệu quả của lưới điện, giảm áp lực về giá điện, tăng trưởng kinh tế và phát triển lượng quốc gia

Các bài toán tối ưu trong hệ thống điện thường bao hàm trong các lĩnh vực sau:

• Quy hoạch: Quy hoạch hệ thống điện là một quá trình nhằm để đi đến quyết định hoặc là xây mới hoặc là nâng cấp các phần tử của hệ thống hiện hữu như nhà máy điện, trạm biến áp, các đường dây truyền tải hay cáp, các tụ điện hay cuộn kháng để đáp ứng nhu cầu phụ tải trong tương lai được dự báo trước Các quyết định liên quan đến việc xác định vị trí đặt các phần tử, khi nào lắp đặt, các đặc điểm nào của các phsần tử cần chọn lựa

• Vận hành và điều khiển: Vận hành hệ thống điện là tập hợp các thao tác nhằm duy trì chế độ làm việc bình thường của hệ thống điện để đáp ứng các yêu cầu về chất lượng, độ tin cậy và tính kinh tế của nó Do năng lượng điện không thể tích trữ với dung lượng lớn nên cần có công suất nguồn phát dự trữ và điều khiển được để đáp ứng được yêu cầu thay đổi liên tục của phụ tải Để bảo đảm được việc đó, hệ thống điện luôn được giám sát và điều khiển và người vận hành thực hiện các thao tác điều khiển khi cần thiết Thực tế, một hệ thống điện bao gồm một số lượng lớn các thiết bị tự động, tuy nhiên các thao tác điều khiển bằng tay cũng cần thiết để hỗ trợ them cho các thiết bị tự động.

Các phương pháp tối ưu ứng dụng trong hệ thống điện [9]

Do tính phức tạp, kích thước lớn và đa dạng của các bài toán tối ưu trong hệ thống điện, các phương pháp tối ưu áp dụng trong hệ thống điện cần phải hiệu quả để giải quyết được các bài toán này Thực tế, đã có rất nhiều bài toán tối ưu trong hệ thống điện được nghiên cứu và số lượng phương pháp tối ưu được áp dụng cho các bài toán này là rất lớn Xu hướng trong tương lai là các bài toán tối ưu trong hệ thống

TS Nguyễn Phúc Khải điện vẫn tiếp tục phát triển và các phương pháp tối ưu cũng luôn tiếp tục được phát triển để giải quyết các bài toán mới luôn phát sinh trong thực tiễn

Các phương pháp tối ưu áp dụng cho các bài toán trong hệ thống điện bao gồm một số nhóm chính như sau:

• Hệ chuyên gia: Hệ chuyên gia là một chương trình máy tính bao hàm các kiến thức, kinh nghiệm và cơ chế suy luận để giải quyết vấn đề trong thực tiễn giống như một chuyên gia thực thụ Các thành phần chính của một hệ chuyên gia gồm cơ sở dữ liệu, cơ chế suy luận và giao tiếp người sử dụng Đã có rất nhiều hệ chuyên gia được phát triển cho vận hành và điều khiển hệ thống điện

• Mạng nơ-ron nhân tạo: Mạng nơ-ron nhân tạo là một mô hình toán học xử lý phân tán dựa trên hoạt động của mạng nơ-ron sinh học Về mặt cấu trúc, một mạng nơ-ron có thể có một hay nhiều lớp, mỗi lớp có nhiều nơ-ron và các lớp nối với nhau bởi các khớp nối có trọng số Hoạt động của mạng nơ-ron bao gồm các khâu tiếp nhận, xử lý và truyền tải thông tin Mạng nơ-ron có nhiều loại khác nhau và được ứng dụng rất phổ biến trong hệ thống điện, nhất là trong giám sát và điều khiển

• Lô-gích mờ: Cơ sở của lô-gích mờ là sử dụng ngôn ngữ thay cho các biến dùng để chỉ mức độ thay vì giá trị cố định như thông thường Lô-gích mờ sử dụng các kinh nghiệm của nhân loại, các hàm thành viên và các quy tắc mờ Các bước chính cho việc áp dụng lô-gích mờ để giải quyết các vấn đề bao gồm mờ hóa dữ liệu, thực hiện các quy tắc suy luận mờ và khử mờ để trả lại dữ liệu số như ban đầu Lô- gích mờ đã được ứng dụng rất phổ biến trong hệ thống điện, nhất là trong vấn đề nhận dạng và điều khiển hệ thống điện

• Các phương pháp tìm kiếm: Cơ cấu của các phương pháp tìm kiếm thường là dựa vào nguyên lý tiến hóa hoặc các đặc tính tồn tại trong tự nhiên Quá trình tìm kiếm của các phương pháp tìm kiếm thưởng phải dựa vào các cá thể trong một quần thể và kết quả tìm kiếm của phương pháp chính là kết quả tìm kiếm của cá thể tìm ra lời giải tốt nhất Đặc điểm của các phương pháp này là dựa trên các bước tiến hóa hoặc biến đổi ngẫu nhiên Do đó, khi áp dụng các phương pháp này cho một bài toán

TS Nguyễn Phúc Khải tối ưu thì các phương pháp này cần được chạy nhiều lần độc lập để đạt kết quả tốt nhất vì một lần chạy chưa bảo đảm đạt được kết quả tốt nhất

• Các phương pháp lai: Các phương phái lai là sự kết hợp của hai hay nhiều phương pháp để tạo ra phương pháp mới hiệu quả hơn các phương pháp cấu thành Các phương pháp cũng được sử dụng khá phổ biến trong các bài toán tối ưu trong hệ thống điện Tuy nhiên, để áp dụng hiệu quả các phương pháp lai người sử dụng cần kiểm soát tốt các tham số cũng như ưu điểm của các phương pháp thành phần, nếu không phương pháp lai sẽ không hiệu quả vì có quán nhiều tham số để kiểm soát và việc áp dụng cũng rất phức tạp.

Giới thiệu về thuật toán Heuristics và Meta-heuristics

• Thuật toán Heuristic [10] là các kỹ thuật tối ưu hoá sử dụng các phương pháp liên quan đến một số hiện tượng thực tế thường là hành vi của con người hay các loài động vật trong tự nhiên để đưa ra một lời giải tối ưu gần đúng Từ ngữ “Heuristics” bắt nguồn từ chữ “Heuriskein” trong tiếng Hi Lạp có nghĩa là tìm hoặc khám phá Ý tưởng cơ bản của hầu hết các thuật toán Heuristic là thử và sai, do đó thuật toán này có thể sử dụng cho hầu hết mọi vấn đề, đặc biệt trong lĩnh vực kỹ thuật

• Các thuật toán Heuristic thường sẽ tạo ra các lời giải ngẫu nhiên trong không gian tìm kiếm và đánh giá chúng để tìm ra lời giải tối ưu Do đó, các lời giải được đề xuất bởi thuật toán Heuristic có thể không phải là lời giải tốt nhất, nhưng nó là các kết quả có thể chấp nhận được trong việc áp dụng vào các vấn đề kỹ thuật

• Trong thuật toán Meta-heuristics từ “Meta” có nghĩa là cấp độ cao hơn hoặc vượt trội so với thuật toán Heuristic Tất cả các thuật toán Meta-heuristics đều sử dụng các phương pháp thăm dò cục bộ hoặc toàn cục với các lời giải được tạo ra một cách đa dạng, phong phú bằng sự ngẫu nhiên Mặc dù các thuật toán Metaheuristics rất phổ biến không có định nghĩa chính xác được đưa ra, do đó một số nhà nghiên cứu có thể sử dụng hai từ Heuristics và Meta-heuristics tương tự nhau

• Tuy nhiên, xu hướng gần đây đều đặt tên cho tất cả các thuật toán ngẫu nhiên và khám phá toàn cục là Meta-heuristics Phương pháp tốt nhất để chuyển một thuật

TS Nguyễn Phúc Khải toán từ tìm kiếm cục bộ thành tìm kiếm toàn cục chính là sự ngẫu nhiên Do đó, hầu hết các thuật toán Metaheuristics được sử dụng với các mô hình phi tuyến và tối ưu hoá toàn cục

• Meta-heuristics có thể là một cách hiệu quả để áp dụng phương pháp tối ưu tạo ra một lời giải có thể chấp nhận được đối một số vấn đề phức tạp trong thực tế khi nó khó có thể tìm ra một lời giải chính xác, bởi vì mục đích của chúng ta là tìm ra một lời giải đủ tốt, khả thi trong một phạm vi có thể chấp nhận được Ý tưởng là phải có một thuật toán hiệu quả và thực tế trong đó nó sẽ luôn hoạt động và tạo ra các lời giải tốt Giữa những lời giải có chất lượng được tìm thấy chúng ta có thể dự kiến rằng một trong số chúng sẽ là lời giải tối ưu, mặc dù chúng ta không chắc chắn nó là lời giải tối nhất

3.4.1 Đặc điểm của Meta-heuristics

• Xuyên suốt lịch sử, đặc biệt là thời kì đầu của lịch sử loài người, cách tiếp cận chính để giải quyết một vấn đề luôn là Heuristics hoặc Meta-heuristics – thông qua phương pháp thử sai

• Trên thực tế, kinh nghiệm học tập hằng ngày của chúng ra, ít nhất là đối với trẻ em phần lớn là Heuristics và có nhiều lí do cho sự nổi tiếng và thành công của Metaheuristics và một trong những lí do chính là các thuật toán này được phát triển bằng cách sao chép các tiến trình thành công nhất trong tự nhiên, bao gồm hệ thống sinh học, các quá trình vật lí và hoá học

• Đối với hầu hết các thuật toán chúng ta đều nắm rõ các thành phần cơ bản của thuật toán bao gồm biến điều khiển hay hàm mục tiêu, nhưng cách các yếu tố này tương tác với nhau chính xác thế nào để đạt được hiệu quả vẫn còn là một bí ẩn truyền cảm hứng cho việc nghiên cứu

• Phân tích quá trình hội tụ một vài thuật toán có thể cho ta một số hiểu biết nhất định nhưng nói chung, việc phân tích toán học các thuật toán Meta-heuristics còn là một câu hỏi mở và là một chủ để nghiên cứu đang diễn ra một cách sôi nổi trên thế giới

• Hiệu quả đáng kể của thuật toán Meta-heuristics chủ yếu đến từ việc chúng sao chép các quá trình tốt nhất trong tự nhiên Sự tăng cường và đa dạng hoá là hai tính năng chính của thuật toán Meta-heuristics:

- Giải đoạn tăng cường hay còn gọi là giai đoạn khai thác, thuật toán sẽ dựa vào các lời giải tốt nhất được tìm thấy để tìm kiếm xung quanh lời giải này nhằm tìm ra lời giải tối ưu

- Giai đoạn đa dạng hoá còn gọi là giai đoạn thăm dò, nhằm mục đích giúp thuật toán khám phá không gian tìm kiếm hiệu quả hơn Hiệu suất tổng thể của một thuật toán chịu ảnh hưởng chủ yếu bởi sự cân bằng giữa hai thành phần này

• Chúng ta có thể bị mắc kẹt trong điểm tối ưu cục bộ nếu có quá ít điểm thăm dò hoặc khai thác quá nhiều Trong trường hợp này, sẽ rất khó hoặc không thể tìm ra lời giải tối ưu toàn cục

• Mặc khác, nếu có quá nhiều việc thăm dò nhưng có quá ít việc khai thác dẫn đến việc khó hội tụ Trong trường hợp này, hiệu suất tìm kiếm tổng thể sẽ giảm xuống

Do đó chúng ta phải cân bằng hai thành phần này để đạt được lời giải tối ưu

Tổng kết

Trong Chương này tìm hiểu cơ sở lý thuyết về tối ưu hóa trong hệ thống điện; các phương pháp tối ưu ứng dụng trong hệ thống điện (hệ chuyên gia, mạng nơ-ron nhân tạo, lô-gích mờ, các phương pháp tìm kiếm, các phương pháp lai); Giới thiệu về thuật toán Heuristics và Meta-heuristics (như Thuật toán mô phỏng luyện kim SA, Thuật toán tiến hoá vi phân DE, Thuật toán tối ưu quần thể PSO, Thuật toán đom đóm FA, Thuật toán tìm kiếm của chim Cuckoo CS, Thuật toán tối ưu sói xám GWO, Thuật toán tối ưu dựa trên dạy và học TLBO, Thuật toán di truyền GA…)

Sau khi tìm hiểu sơ lược về các thuật toán Meta-heuristics ở trên ta thấy rằng điểm khác nhau chủ yếu và quan trọng nhất giữa các thuật toán Meta-heuristics là việc tạo ra các lời giải mới cho bài toán Sau khi đã có cái nhìn tổng quát đối với các thuật toán toán hiện đại trong việc giải các bài toán tối ưu sẽ đề xuất và đi vào tìm hiểu thuật toán NSGA-II và lưu đồ giải thuật được trình bày trong Chương 4

XÂY DỰNG MÔ HÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN

Xây dựng mô hình tính toán độ tin cậy lưới điện

4.1.1 Mô hình lưới điện phân phối [13]

Lưới điện phân phối biểu diễn dưới dạng sơ đồ một sợi, gồm nút và nhánh Cách thức đánh số thứ tự sao cho số thứ tự của nhánh trùng với số thứ tự nút cuối Tên thiết bị phân đoạn được lấy theo số thứ tự nhánh

4.1.2 Các hàm mục tiêu tính toán độ tin cậy

Mô hình toán học của các hàm mục tiêu được xây dựng dựa trên các toán tử p(i) và s(i) [14, 15], trong đó toán tử p(i) được ký hiệu là liền kề trước của nhánh thứ i, s(i) được ký hiệu là liền kề sau nhánh thứ i

Toán tử P(i, j) được định nghĩa là tập hợp tất cả các nhánh phía trước nhánh i mà được bắt đầu từ nhánh thứ j

Toán tử S(i,j) được định nghĩa là tập hợp tất cả các nhánh phía sau nhánh i mà điểm cuối là nhánh thứ j

Sơ đồ xây dựng hàm tính toán độ tin cậy LĐPP được trình bày trong Hình 4.1

Hình 4.1 Sơ đồ xây dựng hàm tính toán độ tin cậy LĐPP

Hàm mục tiêu SAIFI được thiết lập như sau:

Trong đó: thành phần SAIFIĐZ – các đoạn đường dây trong LĐPP; SAIFITBPĐ – các TBPĐ; SAIFITBA – TBA

NT: Tổng số khách hàng; ns: Tổng số nhánh trong lưới điện phân phối; nTBPĐ: Tổng số TBPĐ;

TS Nguyễn Phúc Khải ntr: Tổng số TBA phân phối của lưới điện;

𝜆 𝑖 : Suất sự cố duy trì (kéo dài) của nhánh thứ i (lần/km/năm);

𝜆 ℎ 𝑇𝐵𝑃Đ : Suất sự cố của TBPĐ thứ h (lần/năm);

𝜆 ℎ 𝐹𝑇𝐵𝐴 : Suất sự cố của cầu chì TBA phân phối thứ h (lần/năm);

𝜆 𝑘 𝑇𝐵𝐴 : Suất sự cố của TBA phân phối thứ k (lần/năm);

𝛾 𝑖 : Suất sự cố thoáng qua của nhánh thứ i (lần/km/năm);

𝑙 𝑖 : Chiều dài của nhánh thứ i (km);

𝑁 𝑗 , 𝑁 𝑘 : Số khách hàng nút phụ tải thứ j, k; Ω 𝑖 : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) do sự cố ở nhánh thứ i gây ra, được xác định theo công thức sau: Ω 𝑖 = 𝑆(𝑃(𝑖, 𝑀𝐶 ∪ 𝐹) ∩ (𝑀𝐶 ∪ 𝐹)) (4.5)

Vùng bị mất điện được xác định từ nhánh bị sự cố làm cho thiết bị bảo vệ tác động để cô lập điểm sự cố (MC hoặc F) Ω ℎ : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) do sự cố TBPĐ thứ h gây ra, được xác định theo công thức sau: Ω ℎ = 𝑆(𝑃(𝑘, 𝑀𝐶 ∪ 𝐹\ℎ) ∩ (𝑀𝐶 ∪ 𝐹)\ℎ) (4.6)

Sự cố thoáng qua trên nhánh i được xác định như sau:

Hàm mục tiêu SAIDI được thiết lập theo công thức:

Trong đó: thành phần SAIDIĐZ - các đoạn đường dây trong LĐPP; SAIDITBPĐ

- vị trí các TBPĐ; SAIDITBA-TBA

𝑟 𝑖 𝑠 : Thời gian trung bình thao tác cô lập sự cố nhánh i;

𝑟 𝑖 𝑟 : Thời gian trung bình sửa chữa sự cố nhánh i;

𝑟 ℎ 𝑠 𝑇𝐵𝑃Đ : Thời gian trung bình thao tác cô lập sự cố TBPĐ thứ h;

𝑟 ℎ 𝑟 𝑇𝐵𝑃Đ : Thời gian trung bình sửa chữa sự cố TBPĐ thứ h;

𝑟 ℎ 𝑟 𝑡𝑟 : Thời gian trung bình sửa chữa sự cố TBA thứ k; nTBPĐ: Tổng số TBPĐ; Ω 𝑖 𝑠 : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) trong thời gian thao tác để cô lập sự cố ở nhánh i, được xác định theo công thức sau:

Số k trong công thức (4.10) xác định vị trí nhánh sau nhánh bị sự cố có đặt TBPĐ để có thể cô lập sự cố, từ đó xác định khu vực có thể chuyển tải max (𝑇𝐶(𝑆(𝑘) ∩ 𝑇𝑃) ≥ ∑ 𝑗∈𝑆(𝑘) 𝑃 𝑗 (4.11) Trong đó:

+ max (𝑇𝐶(𝑆(𝑘) ∩ 𝑇𝑃): là khả năng công suất lớn nhất của nguồn dự phòng nằm trong tập hợp TP có nối đến khu vực chuyển tải 𝑆(𝑘)

+ ∑ 𝑗∈𝑆(𝑘) 𝑃 𝑗 : là tổng công suất phụ tải trong khu vực chuyển tải S(k)

* Nếu khu vực không bị sự cố, có thể chuyển tải được S(k)∩TP   thì: Ω 𝑖 𝑠 = {𝑆(𝑘), 𝑛ế𝑢 𝑃(𝑖, 𝑀𝐶 ∪ 𝐹 ∪ 𝐷 ∪ 𝐿𝐵𝑆) ∩ (MC ∪ F ∪ D ∪ LBS) ∈ (MC ∪ F)

* Nếu khu vực không bị sự cố, không chuyển tải được S(k)∩TP = , thì:

TS Nguyễn Phúc Khải Ω 𝑖 𝑠 = 𝑆(𝑃(𝑖, 𝑀𝐶 ∪ 𝐹) ∩ (𝑀𝐶 ∪ 𝐹), 𝑃(𝑖, 𝐷 ∪ 𝐿𝐵𝑆) ∩ (𝐷 ∪ 𝐿𝐵𝑆) (4.13) Ω 𝑖 𝑟 : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) trong thời gian sửa chữa sự cố ở nhánh thứ i, được xác định theo công thức sau: Ω 𝑖 𝑟 = S(P(i, MC ∪ F ∪ D ∪ LBS) ∩ (MC ∪ F ∪ D ∪ LBS)) − Ω 𝑖 𝑠 (4.14) Ω ℎ 𝑠 : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) trong thời gian thao tác để cô lập sự cố TBPĐ thứ h, được xác định theo công thức như ở (4.10, 4.11, 4.12, 4.13) nhưng loại bỏ TBPĐ thứ h, cụ thể:

𝑘 = S((h, MC ∪ D LBS)\h) ∩ ((MC ∪ D ∪ LBS)\h) (4.15) max (𝑇𝐶(𝑆(𝑘) ∩ 𝑇𝑃) ≥ ∑ 𝑗∈𝑆(𝑘) 𝑃 𝑗 (4.16)

* Nếu khu vực không bị sự cố, có thể chuyển tải được S(k)∩TP   thì: Ω ℎ 𝑠 =

* Nếu khu vực không bị sự cố, không chuyển tải được S(k)∩TP = , thì: Ω ℎ 𝑠 = 𝑆 (𝑃((ℎ,𝑀𝐶∪𝐹)\ℎ)∩((𝑀𝐶∪𝐹)\ℎ),

𝑃((ℎ,𝐷∪𝐿𝐵𝑆)\ℎ)∩((𝐷∪𝐿𝐵𝑆)\ℎ)) (4.18) Ω ℎ 𝑟 : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) trong thời gian sửa chữa TBPĐ thứ h, được xác định theo công thức như ở (4.14) nhưng loại bỏ TBPĐ thứ k Cụ thể: Ω ℎ 𝑟 = (𝑃((ℎ, 𝑀𝐶 ∪ 𝐹 ∪ 𝐷 ∪ 𝐿𝐵𝑆)\ℎ) ∩ ((𝑀𝐶 ∪ 𝐹 ∪ 𝐷 ∪ 𝐿𝐵𝑆)\ℎ)) − Ω ℎ 𝑠 (4.19)

Hàm mục tiêu MAIFI được thiết lập như sau: minMAIFI = 1

𝑖=1 (4.20) Ω 𝑖 𝜆 : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) do sự cố vĩnh cửu của nhánh thứ i gây ra, được xác định theo công thức sau: Ω 𝑖 𝜆 = { ∅,𝑘= ∅ 𝑣à 𝑟 ∈ 𝐹

(4.21) với k = P(i,MC) ∩ MC; r = P(i,MC ∪ F) ∩ (MC ∪ F)

TS Nguyễn Phúc Khải Ω 𝑖 𝛾 : Khu vực bị mất điện (tập hợp các nhánh) do sự cố thoáng qua của nhánh thứ i gây ra, được xác định theo công thức sau: Ω 𝑖 𝛾 = { ∅,𝑘= ∅

4.1.3 Xác định các ràng buộc của lưới điện Để hạn chế việc tính toán các mô hình lưới điện không hợp lý với thực tế, trong bài báo thiết lập các ràng buộc sau:

- Ràng buộc cứng: Phải có Recloser đặt đầu nguồn, FCO hoặc LBFCO lắp trên nhánh rẽ, các mạch vòng đáp ứng đủ nguồn, không xảy ra quá dòng hoặc thấp áp khi chuyển tải sự cố

- Ràng buộc mềm: Số lượng Recloser được lắp đặt nối tiếp không quá 3 cái nhằm đảm bảo tính phối hợp bảo vệ trong LĐPP; FCO hoặc LBFCO không được lắp đặt trước MC, số lượng FCO hoặc LBFCO nối tiếp không được quá 3 cái.

Phương pháp giải quyết

Áp dụng phương pháp giải quyết bài toán tối ưu hóa đa mục tiêu cho n đối tượng qua mô hình:

Trong đó: 𝑦 → là vectơ đối tượng, 𝑔 𝑗 (𝑥 → ) biểu diễn ràng buộc và 𝑥 → là vectơ quyết định trong không gian Ω [16]

Vấn đề tối ưu hóa đa mục tiêu gặp nhiều khó khăn trong việc tối ưu các hàm đối tượng ở cùng một thời điểm, vì vậy tối ưu Pareto được đưa ra để giải quyết vấn đề này

Vectơ quyết định 𝑢 → 𝜖 Ω được gọi là Pareto trội so với vector 𝑣 → 𝜖 Ω trong hàm tối thiểu, khi và chỉ khi:

Pareto trội được dùng để so sánh và xếp thứ hạng cho các vector quyết định Vector 𝑢 → trội hơn vector 𝑣 → có nghĩa là 𝐹 → (𝑢 → ) hoặc là tốt hơn hoặc là giống như

𝐹 → (𝑣 → ) cho tất các hàm đối tượng, và ở đây có ít nhất một hàm đối tượng trong 𝐹 → (𝑢 → ) là chặt hơn (nhỏ hơn) 𝐹 → (𝑣 → ) [16].

Thuật toán NSGA-II xác định điểm tối ưu các TBPĐ

Lưu đồ thuật toán NSGA-II xác định điểm tối ưu các TBPĐ thông qua trình tự các bước thực hiện như sau:

✓ Bước 1 Nhập số liệu lưới điện: thông số LĐPP, suất sự cố , vị trí các TBPĐ

✓ Bước 2 Mã hóa lưới điện: Lưới điện được mã hóa thành ma trận liên kết nút/nhánh dưới dạng các số nguyên dương Một nhiễm sắc thể được biểu diễn cho một cá thể trong quần thể và được xem như tổ hợp các gen Mỗi gen biểu diễn vị trí TBPĐ Chiều dài nhiễm sắc thể bằng số lượng TBPĐ được lắp đặt Cá thể [REC|DS|LBS|LBFCO]

✓ Bước 3 Khởi tạo quần thể ban đầu: Tạo ngẫu nhiên quần thể đầu tiên P0 với n cá thể Gán thế hệ đầu tiên t = 0

✓ Bước 4 Tính toán các hàm mục tiêu: SAIFI, SAIDI và MAIFI cho từng cá thể

✓ Bước 5 Tính toán điều kiện ràng buộc cho từng cá thể, phân nhóm các cá thể theo mức độ thỏa mãn ràng buộc

✓ Bước 6 Dùng thuật toán sắp xếp các nghiệm không trội để nhận diện các biên chứa các nghiệm không trội F1, F2, …, Fk trong các miền ràng buộc Ci

✓ Bước 7 Dùng thuật toán đánh giá khoảng cách quy tụ

✓ Bước 8 Lựa chọn nghiệm ưu việt để hình thành quần thể Pt

Hình 4.2 Quá trình xử lý tìm kiếm nghiệm ưu việt [17, 18]

✓ Bước 9 Kiểm tra điều kiện dừng: Kiểm tra thỏa mãn khi đạt được số thế hệ cho trước, dừng và xuất ra quần thể Ptmax

✓ Bước 10 Lựa chọn: Là quá trình trong đó cá thể được lựa chọn tùy thuộc vào độ thích nghi của cá thể trong quần thể

✓ Bước 11 Toán tử lai ghép: Sử dụng phương pháp lai ghép đa điểm cho nhiểm sắc thể theo vị trí MC, D, LBS, F

✓ Bước 12 Toán tử đột biến: Sử dụng phương pháp đột biến bằng cách thay đổi một hoặc nhiều nhiễm sắc thể theo vị trí MC, D, LBS, F

✓ Bước 13 Tập hợp các cá thể con sau quá trình tiến hóa hình thành quần thể con Qt

✓ Bước 14 Xây dựng quần thể mới, thế hệ t+1 dựa trên n cá thể ưu việt (Pt) và n cá thể con Qt

✓ Bước 15 Nhận quần thể ở thế hệ cuối cùng ứng với t = tmax

✓ Bước 16 Trong quần thể ưu việt cuối cùng có n cá thể, cần loại bỏ các nghiệm nằm lân cận với nghiệm cực trị

✓ Bước 17 Quyết định tập nghiệm tối ưu: Có thể sử dụng phương án trọng số hoặc tiêu chuẩn Max - Min nhằm giới hạn số cá thể cần chọn trong tập nghiệm tối ưu

✓ Bước 18 Xuất ra kết quả các giải pháp bố trí TBPĐ tối ưu

Hình 4.3 Lưu đồ thuật toán tìm vị trí tối ưu TBPĐ

BÀI TOÁN ĐỂ XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ TỐI ƯU THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN

Giới thiệu

Như đã đề cập trong Chương 1, trong quá trình vận hành thực tế, các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện phản ánh mức độ tin cậy trong cung cấp điện của các Công ty Điện lực, các chỉ số này thường bị ảnh hưởng bởi cách thức sử dụng các thiết bị phân đoạn trên lưới điện Do đó, cần tìm ra một phương pháp hiệu quả để giải quyết bài toán tối ưu hóa việc sử dụng số lượng, chủng loại và vị trí đặt thiết bị phân đoạn hiện hữu trung thế với các hàm mục tiêu, các ràng buộc kèm theo Từ đó, phạm vi mất điện thu hẹp, giảm số lượng khách hàng bị ảnh hưởng mất điện, các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện được cải thiện

Tác giả trong bài báo [13] đề xuất áp dụng phương pháp thuật toán di truyền giải bài toán tối ưu phi tuyến đa mục tiêu là xác định được vị trí tối ưu của các thiết bị phân đoạn trên lưới điện phân phối để cải thiện các chỉ số độ tin cậy, đồng thời đảm bảo sơ đồ phối hợp bảo vệ rơle giữa các thiết bị phân đoạn Mục đích chính của phương pháp này là xác định tối ưu số lượng, vị trí đặt các thiết bị phân đoạn lưới điện trung áp bằng cách thay đổi vị trí đặt các thiết bị phân đoạn hiện hữu với các hàm mục tiêu để từ đó các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện (SAIFI, SAIDI, MAIFI) được cải thiện

Luận văn này tiến hành khảo sát, thu thập dữ liệu của lưới điện 22kV thực tế tại Công ty Điện lực An Giang trong một năm thực hiện dựa trên mô hình toán học và dùng phần mềm MATLAB để giải thuật toán tối ưu đã đề xuất với mục tiêu nghiên cứu chính là tính toán định lượng tính hiệu quả thông qua việc tái bố trí lại các TBPĐ hiện hữu để tối ưu hóa các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện.

Tổng quan lưới điện phân phối khu vực tỉnh An Giang

5.2.1 Vị trí địa lý, khí hậu

- Tỉnh An Giang có vị trí đầu nguồn sông Mê Kông, phía đông bắc giáp tỉnh

TS Nguyễn Phúc Khải Đồng Tháp, tây bắc giáp Campuchia với đường biên giới dài 104km, phía tây nam giáp tỉnh Kiên Giang và phía nam giáp thành phố Cần Thơ

- Địa hình đồi núi hiểm trở, sông rạch chằng chịt, do đó vào mùa mưa bão một số vị trí lưới điện nằm cặp các bờ sông, kênh rạch, đồi núi chịu ảnh hưởng trực tiếp từ bão lũ có khả năng gây ra xói mòn, sạt lở… ảnh hưởng đến tình hình vận hành lưới điện

- Khí hậu: Tỉnh An Giang nằm trong vùng nhiệt đới gió mùa, khí hậu có sự phân chia 2 mùa rõ rệt: mùa khô bắt đầu từ tháng 11 đến hết tháng 4 năm sau và mùa mưa bắt đầu từ tháng 5 đến tháng 10; Nhiệt độ trung bình trong khoảng 28 0 C đến

32 0 C, độ ẩm không khí trung bình từ 80% đến 82%

5.2.2 Quy mô lưới điện quản lý a) Quy mô lưới điện: Tính đến ngày 31 tháng 12 năm 2023, Công ty Điện lực

An Giang đang quản lý vận hành ổn định và an toàn gồm: Đường dây 110kV 319,01 km (25 đường dây 110kV) với 11 trạm 110kV(20MBA)/854MVA Đường dây trung thế: 3.243,86 km (tài sản Điện lực 2.592,43 km, tài sản khách hàng 651,43 km) với tổng số khoảng 85 phát tuyến 22kV; đường dây hạ thế: 3.932,57 km (Điện lực 1.065,1 km, khách hàng 2.867,3 km); trạm biến áp phân phối (TBAPP): 10.696 trạm/ 1.921.154 MVA (Điện lực 4.316 trạm/ 499,7MVA; Khách hàng 6.380 trạm/1.421,45MVA) b) Nguồn cung cấp điện: Tỉnh An Giang được cấp điện từ hệ thống điện Quốc gia như sau:

- Trạm 220/110kV Châu Đốc 2 (2x250MVA): cấp điện các trạm 110kV Châu Đốc, Cái Dầu, An Phú, Phú Châu, Tịnh Biên, Tri Tôn, Phú Tân và T2 Chợ Mới

- Trạm 220/110/22kV Long Xuyên 2 (1x250MVA): cấp điện cho trạm 110kV

An Châu, Long Xuyên, dự phòng cấp trạm 110kV Vĩnh Thạnh (Tp Cần Thơ) Riêng trạm 110kV Thoại Sơn nhận điện từ trạm 220/110kV Rạch Giá 2 và MBA T1 trạm 110kV Chợ Mới nhận điện từ trạm 220/110kV Cao Lãnh 2

- Đường dây 110kV 173 Long Xuyên 2 – 172 Vĩnh Thạnh (dây ACSR240/32

- dài 15,295km): cấp điện trạm Vĩnh Thạnh (Cần Thơ)

- Đường dây 110kV 175 Long Xuyên 2 – 172 Long Xuyên (dây ACSR240/32

- dài 4,456km): cấp điện thành phố Long Xuyên

- Đường dây 110kV 176 Long Xuyên 2 – 172 An Châu (dây 2xACKP150/19

- dài 15,295km) cấp điện: huyện Châu Thành

- Đường dây 110kV 171 Cái Dầu – 171 An Châu (dây 2xACKP150/19 - dài 15,457km) cấp điện: dự phòng cấp huyện Châu Thành

- Đường dây 110kV 171 Châu Đốc 2 – 173 Cái Dầu (dây 2xACKP150/19 - dài 19,59km) cấp điện: huyện Châu Phú

- Đường dây 110kV 172 Châu Đốc 2 – 172 Châu Đốc (dây ACSR185/29 - dài 0,395km) cấp điện: thành phố Châu Đốc

- Đường dây 110kV 173 Châu Đốc 2 – Phú Châu – 172 Hồng Ngự (dây ACSR240 - đoạn CĐ2 – PC dài 30,808km) cấp điện: TX Tân Châu

- Đường dây 110kV 174 Châu Đốc 2 – 132 An Phú (dây ACSR185/29 - dài 26,9km) cấp điện: huyện An Phú

- Đường dây 110kV 175 Châu Đốc 2 – 172 NMĐMT Sao Mai (dây ACSR 240/32 - dài 31,79km) cấp điện: NMĐMT Sao Mai

- Đường dây 110kV 176 Châu Đốc 2 – 171 Tịnh Biên (dây ACSR 240/32 - dài 21,3km) cấp điện: thị xã Tịnh Biên

- Đường dây 110kV 177 Châu Đốc 2 – 172 Tịnh Biên (dây ACSR 240/32 - dài 21,3km) cấp điện: thị xã Tịnh Biên

- Đường dây 110kV 171 NMĐMT Sao Mai – Tri Tôn (dây ACSR 240/32 - dài 7,056km) cấp điện: huyện Tri Tôn

- Đường dây 110kV 172 Cái Dầu – 171 Phú Tân (dây ACSR185/29 - dài 13,789km) cấp điện: huyện Phú Tân

- Đường dây 110kV 171 Phú Tân – 172 Chợ Mới (dây ACSR185/29 - dài

17,073km) cấp điện: huyện Chợ Mới

- Đường dây 110kV 174 Thạnh Hưng – 171 Chợ Mới (dây ACSR240 - dài 24,351km) cấp điện: huyện Chợ Mới

- Đường dây 110kV 171 Thới Thuận – 171 Long Xuyên (dây 2xACSR160/26

- dài 12,168km): cấp điện thành phố Long Xuyên

- Đường dây 110kV 171 Thạnh Đông – Thoại Sơn (dây ACSR240/32 - dài 29,094km) cấp điện: huyện Thoại Sơn

(Nguồn số liệu tại mục 5.2.2 nêu trên được lấy từ các Chương trình quản lý của ngành điện: Hệ thống quản lý kỹ thuật nguồn điện lưới điện (Power Management Information System_PMIS), Chương trình đọc thông số vận hành trạm biến áp 110kV_Appmeter)

5.2.3 Phương án cấp điện khu vực thành phố Long Xuyên

(*) Khu vực trạm 110KV Long Xuyên (LX) a) Bình thường: Trạm 110/22kV Long Xuyên (2x63 MVA), MBA T1, MBA T2 nhận nguồn từ Long Xuyên 2, cấp điện cho 10 phát tuyến trung áp: 471, 473, 475,

477, 472, 474, 476, 478, 480 và 482 Long Xuyên, trong đó:

- Tuyến 471LX: Cấp điện khu Đông lạnh Mỹ Quý thuộc phường Mỹ Quý và khu Bê tông Ly tâm thuộc phường Mỹ Thới; Tuyến này kết vòng với tuyến 474LX tại trụ 1-3/21.39

- Tuyến 473LX: Cấp điện phường Mỹ Thới, Mỹ Thạnh (khu vực từ Cống Bà Thứ đến cầu Cái Sắn Lớn phía bên trái QL91) và một phần phường Mỹ Quý, Mỹ Thới (khu vực chợ Bà Khen, Ngọn Cầu Đôi, Ngọn Gòi Lớn và Ngọn Ngã Cại) Tuyến này kết vòng với tuyến 474LX tại trụ 3/21.93 và tuyến 473TT tại trụ 3/21.172 (14/20)

- Tuyến 475LX: Cấp điện phường Mỹ Phước, Mỹ Quý, Mỹ Thới, Mỹ Thạnh (khu vực từ cầu Cái Sơn đến cầu Cái Sắn Lớn phía bên phải QL91, trừ siêu thị Mega, khu vực chợ Bà Khen, Ngọn Cầu Đôi, Ngọn Gòi Lớn và Ngọn Ngã Cại) Tuyến này kết vòng với tuyến 474LX tại trụ 3-5/87 và tuyến 472TT tại trụ 3/21.172 (14/20)

- Tuyến 477LX: Cấp điện phường Mỹ Long, một phần phường Mỹ Xuyên Tuyến này kết vòng với tuyến 474LX tại trụ 4/1 và trụ 2-4/26, kết vòng với tuyến 476LX tại trụ 4/28.10, này kết vòng với tuyến 472LX tại trụ 4/7.2

- Tuyến 472LX: Cấp điện một phần phường Mỹ Xuyên, Đông Xuyên, Mỹ Phước (khu vực đường Ung Văn Khiêm, Nguyễn Văn Linh, BV Đa khoa AG và KDC Tiến Đạt…) Tuyến này kết vòng với tuyến 477LX tại trụ 4/7.2

- Tuyến 474LX: Cấp điện một phần phường Mỹ Long (khu vực từ Cty Xây Lắp đến cầu Cái Sơn), siêu thị Mega thuộc phường Mỹ Phước và các phường Mỹ Phước,

Mỹ Quý, Mỹ Thới (khu vực từ cầu Cái Sơn đến Cống Bà Thứ phía bên trái QL91) Tuyến này kết vòng với tuyến 477LX tại trụ 4/1 và trụ 2-4/26; tuyến 471LX tại trụ 3/21.39 và tuyến 473LX tại trụ 3/21.93

- Tuyến 476LX: Cấp điện phường Mỹ Bình, khu Trung tâm hành chánh tỉnh và một phần phường Mỹ Xuyên Tuyến này kết vòng với tuyến 482LX tại trụ 8-3-6/22, trụ 8-2-6/48 và kết vòng với tuyến 477LX tại trụ 4/28.10

- Tuyến 478LX: Cấp điện một phần phường Bình Khánh, Bình Đức (từ cầu Nguyễn Trung Trực đến Tu viện Thánh Gia phía bên trái QL91) và xã Mỹ Hòa Hưng Tuyến này kết vòng với tuyến 478 An Châu tại trụ 8/110

Kết quả tính toán từ thuật toán

Qua khảo sát và tham khảo số liệu thực tế từ Công ty Điện lực An Giang, sẽ chọn phát tuyến 22kV thực tế là phát tuyến 480 Long Xuyên thuộc trạm 110kV Long Xuyên, tỉnh An Giang để áp dụng tính toán xác định vị trí tối ưu thiết bị phân đoạn nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng thuật toán NSGA-II với hàm mục tiêu là cực tiểu hóa các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện

Dữ liệu về đường dây và phụ tải của phát tuyến 480 Long Xuyên được lấy trực tiếp từ phần mềm Hệ thống quản lý thông tin mất điện (OMS) của Tổng công ty Điện lực miền Nam Các thông số sự cố lưới điện dùng để tính toán được cho trong Bảng 5.4 Lưu đồ thuật toán tìm vị trí tối ưu TBPĐ được trình bày trong Hình 4.3

Khảo sát đánh giá bố trí TBPĐ trên lưới điện đang vận hành thực tế - phát tuyến

480 Long Xuyên (trạm 110kV Long Xuyên, tỉnh An Giang) Tổng số khách hàng: 9.453; chiều dài: 23,91km; tổng số TBApp: 54 trạm; tổng số nhánh của lưới điện: 68 nhánh (Thực tế tổng số nhánh của phát tuyến này là 192 nhánh để bài toán trở nên đơn giản hơn rút lại 68 nhánh); 2 điểm liên lạc với nguồn khác (472LX, 479LX2) tại các nhánh (43, 68); 1 MC tại đầu phát tuyến trạm 110kV; 2 Recloser đường dây (1, 12), 1 LBS đường dây (44); 4 dao cách ly (4, 33, 34, 43); 9 LBFCO phân đoạn (8,

16, 22, 28, 35, 39, 58, 64, 65) và 54 FCO bảo vệ TBAPP; trong đó có 14 khóa thường đóng và 3 khóa thường mở (33, 43, 68) Tổng công suất phụ tải của phát tuyến này là 7,80 MW và 0,20 Mvar

Các dữ liệu thông số kỹ thuật của phát tuyến 480 Long Xuyên được trình bày tại Phụ lục II Sơ đồ nguyên lý của phát tuyến 480 Long Xuyên được trình bày tại Phụ lục III

Bảng 5.4 Thông số sự cố lưới điện [13,19]

TT Tên đối tượng Mã đối tượng

Suất sự cố thoáng qua

Suất sự cố vĩnh cửu

(lần/năm) (lần/năm) (phút)

TT Tên đối tượng Mã đối tượng

Suất sự cố thoáng qua

Suất sự cố vĩnh cửu

(lần/năm) (lần/năm) (phút)

4 Trạm biến áp phân phối M4 0,0059 420

- (*) : Đơn vị (lần/ km/ năm)

- Thời gian thao tác thiết bị phân đoạn: 20 (phút) [13, 19]

Bảng 5.5 Các chỉ số độ tin cậy cho lưới điện hiện trạng

Vị trí TBPĐ hiện trạng lưới điện Chỉ số độ tin cậy

Recloser LBS DS F phân đoạn SAIFI SAIDI MAIFI

5.3.1 Bài toán xác định vị trí các TBPĐ để tối ưu hóa chỉ số SAIFI

Số liệu cho thuật toán quần thể có n bằng 20 cá thể, thực hiện 50 thế hệ; chiều dài nhiễm sắc thể: 17 gen, trong đó: có 2 gen cho Recloser, 2 gen cho LBS, 4 gen cho

DS và 9 gen cho LBFCO phân đoạn

Kết quả tóm tắt khi chạy thuật toán được trình bày trong Bảng 5.6 và kết quả các lần chạy điển hình (12 lần) cho thuật toán bố trí TBPĐ tối ưu đối với chỉ số SAIFI được thể hiện trong Hình 5.4

Bảng 5.6 Tóm tắt đánh giá chỉ số SAIFI

Chỉ số Lớn nhất Trung bình Nhỏ Nhất Độ lệch chuẩn

Hình 5.4 Kết quả các lần chạy điển hình thuật toán tối ưu chỉ số SAIFI

Hình 5.5 Đồ thị biểu thị độ hội tụ của thuật toán NSGA-II chỉ số SAIFI

Sau khi thực hiện qua 50 thế hệ tiến hóa, kết quả tính toán từ thuật toán cho ra kết quả phương án tối ưu các vị trí TBPĐ được tổng hợp ở Bảng 5.7 và Hình 5.6

Bảng 5.7 Phương án bố trí TBPĐ tối ưu chỉ số SAIFI

Vị trí tối ưu TBPĐ Chỉ số

Hình 5.6 Kết quả thuật toán chỉ số SAIFI

Nhận xét: Kết quả tính toán đưa ra nhiều vị trí thay đổi cho TBPĐ nhằm cải thiện chỉ số SAIFI (kết quả ở Hình 5.6 được lựa chọn trong các lần chạy điển hình):

- Điều chuyển Recloser từ vị trí 12 (hiện trạng) đến vị trí 8 (tối ưu) Với vị trí

12 này, phụ tải tập trung (từ nút số 13 đến 27 - sử dụng cáp ngầm trung áp có suất sự cố thấp) khu vực này không bị ảnh hưởng bởi đường dây trên không nằm sau nhánh số 12

- Điều chuyển LBS từ vị trí 44, 68 (hiện trạng) đến vị trí 4, 35 (tối ưu);

- Điều chuyển DS từ vị trí 4 (hiện trạng) đến vị trí 64 (tối ưu);

- Đối với các vị trí LBFCO được tính toán trên cơ sở so sánh mức độ ảnh hưởng suất sự cố từng nhánh đến lưới điện và đưa ra kết quả có giá trị ĐTC tốt nhất

- So với lưới điện hiện hữu, chỉ số SAIFI sẽ giảm 0,084 lần, tương ứng giảm 12,00%

5.3.2 Bài toán xác định vị trí các TBPĐ để tối ưu hóa chỉ số SAIDI

Kết quả tóm tắt khi chạy thuật toán được trình bày trong Bảng 5.8 và kết quả các lần chạy điển hình (12 lần) cho thuật toán bố trí TBPĐ tối ưu đối với chỉ số SAIDI được thể hiện trong Hình 5.7

Bảng 5.8 Tóm tắt đánh giá chỉ số SAIDI

Chỉ số Lớn nhất Trung bình Nhỏ Nhất Độ lệch chuẩn

Hình 5.7 Kết quả các lần chạy điển hình thuật toán tối ưu chỉ số SAIDI

Hình 5.8 Đồ thị biểu thị độ hội tụ của thuật toán NSGA-II chỉ số SAIDI

Số liệu cho thuật toán sử dụng tương tự như bài toán chỉ số SAIFI ở trên, kết quả tính toán từ thuật toán cho ra kết quả phương án tối ưu các vị trí TBPĐ được tổng hợp ở Bảng 5.9 và Hình 5.9

Bảng 5.9 Phương án bố trí TBPĐ tối ưu chỉ số SAIDI

Vị trí tối ưu TBPĐ Chỉ số

Hình 5.9 Kết quả thuật toán chỉ số SAIDI

Nhận xét: Kết quả tính toán đưa ra nhiều vị trí thay đổi cho TBPĐ nhằm cải thiện chỉ số SAIDI (kết quả ở Hình 5.9 được lựa chọn trong các lần chạy điển hình):

- Điều chuyển Recloser từ vị trí 12 (hiện trạng) đến vị trí 34 (tối ưu) Với vị trí

12 này, phụ tải tập trung (từ nút số 13 đến 27 - sử dụng cáp ngầm trung áp có suất sự cố thấp) khu vực này không bị ảnh hưởng bởi đường dây trên không nằm sau nhánh số 12

- Điều chuyển LBS từ vị trí 44, 68 (hiện trạng) đến vị trí 43, 4 (tối ưu);

- Điều chuyển DS từ các vị trí 4, 33 (hiện trạng) đến các vị trí 39, 68 (tối ưu);

- Đối với các vị trí LBFCO được tính toán trên cơ sở so sánh mức độ ảnh hưởng suất sự cố từng nhánh đến lưới điện và đưa ra kết quả có giá trị ĐTC tốt nhất

- So với lưới điện hiện hữu, chỉ số SAIDI sẽ giảm 17,72 phút, tương ứng giảm 9,57%

5.3.3 Bài toán xác định vị trí các TBPĐ để tối ưu hóa chỉ số MAIFI

Tổng kết

Chương này đã trình bày tổng quan lưới điện phân phối khu vực tỉnh An Giang (vị trí địa lý, khí hậu; quy mô lưới điện quản lý; phương án cấp điện khu vực thành phố Long Xuyên; Kế hoạch độ tin cậy cung cấp điện) và kết quả tính toán từ thuật toán

Một trong những bài toán quan trọng trong hệ thống điện sẽ được xử lí bằng thuật toán NSGA-II chính là xác định điểm tối ưu các thiết bị phân đoạn trên lưới điện phân phối với mục tiêu cải thiện các chỉ số độ tin cậy (SAIFI, SAIDI, MAIFI)

Giải bài toán xác định tối ưu số lượng, vị trí đặt các thiết bị phân đoạn lưới điện trung áp là việc đi tìm cấu trúc tối ưu mới của các thiết bị phân đoạn lưới điện bằng cách thay đổi vị trí đặt các thiết bị phân đoạn hiện hữu với các hàm mục tiêu và ràng buộc kèm theo để từ đó các chỉ số độ tin cậy cung cấp điện được cải thiện nhưng vẫn đảm các điều kiện ràng buộc vận hành của lưới điện phân phối.

Tiêu đề	Sử dụng thuật toán tối ưu để xác định vị trí phân đoạn tối ưu nâng cao độ tin cậy cung cấp điện
Tác giả	Nguyễn Hữu Phước
Người hướng dẫn	TS. Nguyễn Chấn Việt, TS. Nguyễn Phúc Khải
Trường học	Trường Đại học Bách Khoa - ĐHQG-HCM
Chuyên ngành	Kỹ thuật điện
Thể loại	Luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2024
Thành phố	Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	113
Dung lượng	1,97 MB