Tính toán phân tích độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện và đánh giá hiệu quả của các thiết bị phân đoạn

2 Chương 1 .TỔNG QUAN CÁC CHỈ TIÊU TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NÓI CHUNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN NÓI RIÊNG .... Với đề tài: “Tính toán phân tích

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

PHẠM THỊ VƯƠNG

TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA CÁC

THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số:60520202

LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT

Thái Nguyên - 2014

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan những vấn đề được trình bày trong bản luận văn này là những nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, có tham khảo một số tài liệu Các số liệu và kết quả nghiên cứu nêu trong luận văn này là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một bản luận văn nào khác

Tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm nếu có sử dụng lại kết quả của người khác

Thái Nguyên, Ngày 20 tháng 05 năm 2014

Học viên

Phạm Thị Vương

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật i

MỤC LỤC

Trang TRANG PHỤ BÌA………

LỜI CAM ĐOAN

MỤC LỤC i

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU v

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU vi

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ vii

MỞ ĐẦU 1

1.Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài 1

2 Đối tượng nghiên cứu và phạm vi áp dụng 1

2.1 Đối tượng nghiên cứu 1

2.2 Phạm vi áp dụng 2

2.3 Áp dụng cụ thể 2

3 Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài 2

3.1 Ý nghĩa khoa học của đề tài 2

3.2 Tính thực tiễn của đề tài 2

4 Phương pháp nghiên cứu 2

5 Cấu trúc của luận văn 2

Chương 1 TỔNG QUAN CÁC CHỈ TIÊU TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NÓI CHUNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN NÓI RIÊNG 4

1.1 Khái niệm chung về độ tin cậy của hệ thống điện 4

1.1.1 Hệ thống điện và các phần tử 4

1.1.2 Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện 4

1.1.3 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện 6

1.2 Các biện pháp nâng cao độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện 9

1.2.1 Đặc điểm của hệ thống điện về mặt độ tin cậy 9

1.2.2 Các biện pháp chung nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 9

1.2.3 Các biện pháp thực hiện để nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 9

1.2.4 Nghiên cứu biện pháp nâng cao ĐTC CCĐ trong phạm vi luận văn 11

1.3 Tổng quan về các phương pháp tính toán độ tin cậy cung cấp điện 11

1.3.1 Phương pháp không gian trạng thái 11

1.3.2 Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo 11

1.3.3 Phương pháp đồ thị - giải tích 12

1.3.4 Phương pháp cây hỏng hóc 12

Chương 2 PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA TỪNG NÚT PHỤ TẢI 14

2.1 Đặt vấn đề 14

2.2 Mô hình bài toán và cơ sở phương pháp tính 15

2.2.1 Mô tả bài toán 15

2.2.2 Mô hình nguồn và phụ tải 15

2.2.3 Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC 17

2.2.4 Các ma trận cấu trúc 18

2.2.4.1 Ma trận liên hệ giữa các khu vực F (nxn) 18

2.2.4.2 Ma trận đường nối D(nxn) 18

2.2.4.3 Ma trận liên hệ giữa nguồn chính S với các khu vực khi có một khu vực bị sự cố As(nxn) 19

2.2.4.4 Ma trận ảnh hưởng thiết bị phân đoạn C(i, j) và Rpd(i, j) 19

2.3 Tính toán độ tin cậy cung cấp điện 21

2.3.1 Lưới điện hình tia không có nguồn dự phòng 21

2.3.2 Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng 22

2.4 Ví dụ ứng dụng tính toán độ tin cậy cung cấp điện 24

2.4.1 Sơ đồ và số liệu ban đầu 24

2.4.2 Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau 27

2.4.2.1 Tính toán ĐTC không xét tới nguồn dự phòng 27

2.4.2.2 Tính toán ĐTC có xét tới các nguồn dự phòng 31

2.5 Kết luận chương 2 33

Chương 3 TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO CÁC PHỤ TẢI THUỘC LỘ 372 E6.8 THÁI NGUYÊN 35

3.1 Đặc điểm tự nhiên, kinh tế xã hội 35

3.1.1 Đặc điểm tự nhiên: 35

3.1.2 Đặc điểm kinh tế xã hội 35

3.2 Đặc điểm lưới điện tỉnh Thái Nguyên 35

3.2.1 Đường dây 110kV: 35

3.2.2 Trạm 110kV 37

3.2.3 Lưới trung áp: 38

3.3 Giới thiệu một số chương trình tính toán chế độ xác lập 41

3.3.1 Phần mềm PSS/ADEPT 41

3.3.2 Phần mềm PSS/E ( Power Sytem Simulato for Engineering) 41

3.3.3 Phần mềm CONUS: 42

3.3.4 Ứng dụng phần mềm CONUS tính toán chế độ xác lập lộ 372E6.8 43

3.3.4.1 Cơ sở tính toán 43

3.3.4.2 Các số liệu ban đầu (nhập vào chương trình CONUS) 43

3.3.4.3.Kết quả tính toán 51

3.4 Ứng dụng phương pháp đồ thị giải tích tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải thuộc xuất tuyến 372E6.8 54

3.4.1 Cơ sở của phương pháp 54

3.4.2.Các số liệu tính toán khác 57

3.4.3 Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau 57

3.5 Nghiên cứu ảnh hưởng lựa chọn vị trí đặt TBPĐ 70

3.5.1 Đặt vấn đề 70

3.5.2.Các số liệu tính toán 70

3.5.3 Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau 73

3.6 Kết luận chương 3 85

KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ

TÀI LIỆU THAM KHẢO

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

CCĐ DCL DCLTĐ ĐDSCA ĐTC ĐTCCCĐ HTĐ HTCCĐ

LĐPP

MC NMĐ TBA TBĐC TBPĐ

: Cung cấp điện : Dao cách ly : Dao cách ly tự động : Đường dây siêu cao áp : Độ tin cậy

: Độ tin cậy cung cấp điện : Hệ thống điện

: Hệ thống cung cấp điện : Lưới điện phân phối : Máy cắt

: Nhà máy điện : Trạm biến áp : Thiết bị đóng cắt : Thiết bị phân đoạn

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1 Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải 27

Bảng 2.2 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ 31

Bảng 2.3 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ 33

Bảng 3.1: Số liệu nút phụ tải 43

Bảng 3.2: Số liệu nhánh 46

Bảng 3.3: Số liệu máy biến áp 49

Bảng 3.4 Điện áp các nút trên lưới 35 kV 51

Bảng 3.5 Điện áp các nút hạ áp 0,4 kV 52

Bảng 3.6.Thống kê dòng điện tính toán trên các nhánh 53

Bảng 3.7: Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải 56

Bảng 3.8 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC 68

Bảng 3.9 : Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải 72

Bảng 3.10 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC 84

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

Hình 2.1.Nguồn dự phòng trong lưới điện phân phối 14

Hình 2.2 Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu 15

Hình 2.3 Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian 16

Hình 2.4 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực 17

Hình 2.5 Sơ đồ HTCCĐ hình tia 21

Hình 2.6 Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng 23

Hình 2.7 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực 25

Hình 2.8: Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán 26

Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý lộ 372E6.8 40

Hình 3.2 Nhập số liệu nút 45

Hình 3.3 Nhập số liệu nhánh 48

Hình 3.4 Nhập số liệu cho máy biến áp 50

Hình 3.5: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực 55

Hình 3.6 Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán 55

Hình 3.7: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực 70

Hình 3.8 Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán 71

MỞ ĐẦU 1.Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài

Trong giai đoạn công nghiệp hóa và hiện đại hoá đất nước ta hiện nay, nhu cầu điện năng trong tất cả các lĩnh vực công nghiệp, dịch vụ, sinh hoạt, nông nghiệp luôn luôn không ngừng tăng lên và nó ngày càng đóng vai trò không thể thiếu trong nên kinh tế quốc dân

Nền kinh tế quốc dân ngày càng phát triển, tốc độ công nghiệp hóa tăng nhanh,

do đó ngày càng đòi hỏi nhiều năng lượng điện Điều đó đặt ra cho hệ thống cung cấp một nhiệm vụ khó khăn là vừa phải thỏa mãn lượng điện năng tiêu thụ, vừa phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng điện năng pháp định và độ tin cậy hợp lý Đó là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong đó việc nâng cao độ tin cậy ở lưới cung cấp điện có ảnh hưởng đáng kể đến chất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế của toàn bộ hệ thống

cung cấp điện

Độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện năng Nếu các chỉ tiêu về điện áp, tần số được đảm bảo nhưng điện năng không được cung cấp liên tục thì không những không đưa lại hiệu quả kinh tế mà còn gây thiệt hại, ảnh hướng lớn đến các hoạt động và an sinh xã hội

Chính vì vậy ngành điện cần phải có phương pháp tính toán thích hợp để đánh giá độ

tin cậy cung cấp điện

Với đề tài: “Tính toán phân tích độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện và

đánh giá hiệu quả của các thiết bị phân đoạn ” luận văn mong muốn đóng góp một

phần nhỏ những tìm tòi nghiên cứu của mình vào việc tính toán đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, nhằm đảm bảo yêu cầu sử dụng điện tin cậy cho từng hộ tiêu thụ điện

2 Đối tƣợng nghiên cứu và phạm vi áp dụng

2.1 Đối tƣợng nghiên cứu

Nghiên cứu lưới điện phân phối (LĐPP) có sơ đồ phức tạp (hình tia, lưới kín vận hành hở), xét đến các nguồn dự phòng, các phương tiện đóng cắt tự động loại trừ

sự cố

2.2 Phạm vi áp dụng

Kết quả nghiên cứu nhằm áp dụng vào thực tế các LĐPP của Việt Nam

2.3 Áp dụng cụ thể

Dự kiến áp dụng phương pháp nghiên cứu tính toán với lộ 372E6.8 thuộc sơ

đồ lưới điện của điện lực Thái nghuyên

3 Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài

3.1 Ý nghĩa khoa học của đề tài

- Luận văn đi sâu nghiên cứu, phát triển phương pháp đồ thị giải tích tính ĐTC CCĐ nhằm xét đến hiệu quả của các thiết bị đóng cắt tự động loại trừ nhanh sự cố, nâng cao độ tin cậy cho hệ thống

- Nghiên cứu, khai thác phần mềm CONUS để phân tích hiện trang LĐPP và đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho một số sơ đồ thực tế

3.2 Tính thực tiễn của đề tài

Các kết quả nghiên cứu trong đề tài có thể ứng dụng đối với việc đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho từng hộ cụ thể của lưới điện phân phối Thành Phố Thái Nguyên

4 Phương pháp nghiên cứu

- Kết hợp phương pháp nghiên cứu với tính toán kiểm tra cụ thể cho lưới điện thực

từ đó đưa ra kết luận về hiệu quả các giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện

5 Cấu trúc của luận văn

Ngoài phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, luận văn gồm 3 chương:

Chương 1: Tổng quan các chỉ tiêu tin cậy và các phương pháp tính toán độ tin cậy

của hệ thống điện nói chung và độ tin cậy cung cấp điện nói riêng

Chương 2: Phương pháp đồ thị - giải tích để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của

từng nút phụ tải

Chương 3: Tính toán chế độ xác lập và đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho các

phụ tải thuộc lộ 372E6.8 Thái Nguyên

Chương 1 TỔNG QUAN CÁC CHỈ TIÊU TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NÓI CHUNG VÀ

ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN NÓI RIÊNG 1.1 Khái niệm chung về độ tin cậy của hệ thống điện

1.1.1 Hệ thống điện và các phần tử

+ Hệ thống nói chung: là tập hợp các phần tử tương tác trong một cấu trúc

nhất định nhằm thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất trong hoạt động Bản thân các phần tử có thể có cấu trúc phức tạp, nếu xét riêng nó là một

hệ thống

+ Hệ thống điện: là hệ thống trong đó các phần tử là đường dây tải điện, máy

phát điện, máy biến áp, thiết bị đóng cắt…Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng đến các hộ tiêu thụ ( khách hàng ) Điện năng phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng điện năng pháp định và độ tin cậy hợp lý

+Phần tử: là các bộ phận tạo thành hệ thống mà trong một quá trình nhất định,

được xem là một thực thể duy nhất không thể chia cắt được, đặc trưng bởi các thông

số độ tin cậy chung, chỉ phụ thuộc các yếu tố bên ngoài chứ không phụ thuộc vào cấu trúc bên trong của phần tử Vì bản thân phần tử cũng có thể có cấu trúc phức tạp, nếu xét riêng nó là một hệ thống Ví dụ, máy phát là một hệ thống phức tạp nếu xét riêng, nhưng trong bài toán về độ tin cậy của hệ thống điện nó chỉ là một phần tử với các thông số như cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi không đổi…

Ngoài ra người ta còn sử dụng khái niệm hệ thống cung cấp điện (HTCCĐ) để chỉ tập hợp các phần tử nằm trong sơ đồ phần lưới điện cung cấp cho phụ tải một khu vực Khi đó lưới điện phân phối có thể hiểu là HTCCĐ địa phương

1.1.2 Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện

Độ tin cậy là xác suất làm việc tốt của một thiết bị trong một chu kỳ dưới các điều kiện vận hành đã được thử nghiệm

Độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện năng Một HTCCĐ, mặc dù có các chỉ tiêu về tần số , điện áp…được đảm bảo, nhưng điện năng không được cung cấp liên tục thì xẽ gây ra những thiệt hại to

h lv

lv

T T

T B

lớn về kinh tế - xã hội Chính vì vậy vấn đề độ tin cậy cung cấp điện cần phải được quan tâm đúng mức trong thiết kế cũng như vận hành và cần phải tìm được cách để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ngày càng tốt hơn

Mặt khác độ tin cậy là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật, đặc biệt là khi xuất hiện hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các lĩnh vực công nghiệp khác nhau

Các phần tử của lưới điện như là: đường dây, máy biến áp, thiết bị đóng cắt mà

độ tin cậy của chúng cùng cách thức ghép nối chúng trong sơ đồ quyết định độ tin cậy của lưới điện

Các phần tử của HTCCĐ trong vận hành đều có thể bị hỏng bất ngờ Khả năng

này được đặc trưng bởi cường độ hỏng hóc λ(t) Trong nghiên cứu ĐTC lưới điện,

thay cho giá trị thực phụ thuộc thời gian, người ta thường dùng giá trị trung bình của

λ và gọi là cường độ hỏng hóc trung bình của phần tử trong năm

Ta có: λ = 1 / Tlv (lần/năm),

Trong đó, Tlv là thời gian trung bình của trạng thái làm việc tốt

Các phần tử hỏng hóc có thể được sửa chữa, phục hồi lại sự làm việc bình thường với hệ thống sau một thời gian Khi đó phần tử được gọi là phần tử có phục hồi

Các phần tử của hệ thống điện là các phần tử có phục hồi Khi bị hỏng, nó được sửa chữa sau đó lại tiếp tục vận hành Gọi thời gian sửa chữa sự cố là Th, ta có

cường độ phục hồi A như sau:

h

T

A 1

Như vậy phần tử có phục hồi chỉ ngừng làm việc trong thời gian sửa chữa Để

thể hiện đặc tính này cần sử dụng một đại lượng mới và được gọi là độ sẵn sàng B

Ta có:

Độ sẵn sàng cũng chính là xác suất để phần tử ở trạng thái tốt, sẵn sàng phục vụ trong thời điểm bất kỳ t

Ngoài số lần ngừng làm việc do hỏng hóc, các phần tử lưới điện, trong năm còn phải cắt điện một số lần để làm công tác bảo quản, sửa chữa hoặc xây dựng ( cắt theo lịch ) và được đặc trưng bởi số lần ngừng điện trung bình năm λCT và thời gian trung bình 1 lần ngừng điện công tác TCT

1.1.3 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện

Đối với HTĐ nói chung và HTCCĐ nói riêng, độ tin cậy được xác định bởi số lượng và thời gian xảy ra sự cố trong hệ thống

Các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là cường 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

Tmđ 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, nhưng chúng không đại diện một cách toàn diện

để thể hiện độ tin cậy của hệ thống Do đó người ta đưa ra hàng loạt các chỉ tiêu khác nhau, liên quan đến các đại lượng cần quan tâm

- Tần suất ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống ( System average

interruption frequency index - SAIFI)

Chỉ số SAIFI cho biết thông tin về tần suất trung bình các lần mất điện duy trì

trên mỗi khách hàng (KH) của một vùng cho trước, liên quan đến số lần mất điện của

một khách hàng dùng điện trong một năm

N

N

Tổng số khách hàng

SAIFI (Số lần/phụ tải.năm)

Trong đó: i là cường độ mất điện

Ni là số khách hàng ở nút phụ tải thứ i

- Thời gian mất điện trung bình của hệ thống ( System average interruption

duration index – SAIDI) Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của

N

N

T

Tổng số khách hàng

SAIDI (giờ/phụ tải.năm)

Trong đó: Tmdi là thời gian mất điện trung bình hàng năm

Ni là số khách hàng ở nút phụ tải thứ i

- Thời gian mất điện trung bình của khách hàng

(Customer interruption duration index - CAIDI)

CAIDI =

Tổng thời gian mất điện của KH

=

i i

i mdi

N

N

T

Tổng số khách hàng bị mất điện

Trong đó: Tmdi là thời gian mất điện trung bình hàng năm

Ni là số khách hàng ở nút phụ tải thứ i

i là cường độ mất điện

Chỉ tiêu CAIDI cho biết thời gian mất điện trung bình trong một năm cho một khách hàng dùng điện

- Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình của hệ thống

( Average service availability index- ASAI )

N

N T N

Tổng thời gian KH có nhu cầu

+ Độ không sẵn sàng cung cấp điện trung bình

(Average service unavailability index- ASUI)

8760

*

ASAI1

ASUI

i

i i

N

N T

Chỉ tiêu này xác định mức độ sẵn sàng hay độ tin cậy (không sẵn sàng) của hệ

- Thời gian ngừng CCĐ cho các khách hàng trong năm (T mđ )

Ý nghĩa: là chỉ tiêu hướng tới phụ tải, chỉ thời gian mất điện trung bình của khách hàng trong năm, đơn vị tính h/năm (tương tự như CAIDI)

+ Thời gian mất điện trung bình hệ thống (SAIDI)

+ Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình hệ thống (ASAI)

Các chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá được độ tin cậy CCĐ cho các khách hàng và so sánh với yêu cầu

- Điện năng ngừng CCĐ ( E mđ )

Điện năng ngừng CCĐ được xem xét cho khách hàng và của toàn HTCCĐ

+ Điện năng ngừng CCĐ cho các khách hàng:

Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới phụ tải, chỉ điện năng bị mất do ngừng CCĐ đối với khách hàng, đơn vị tính kWh/năm Chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá được mức độ thiệt hại của các khách hàng do CCĐ kém tin cậy gây ra

+ Điện năng ngừng CCĐ cho HTCCĐ:

Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới HTCCĐ, chỉ điện năng ngừng CCĐ của HTCCĐ trong năm, đơn vị tính kWh/năm Chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá chung được ĐTC của toàn HTCCĐ về phương diện thỏa mãn nhu cầu điện năng

1.2 Các biện pháp nâng cao độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện

1.2.1 Đặc điểm của hệ thống điện về mặt độ tin cậy

- HTĐ có nhiều phần tử, các phần tử rất đa dạng, có nhiều trạng thái làm việc

và có thể phục hồi được

- Mối liên hệ giữa các phần tử trong HTĐ là phức tạp

- Hệ thống điện có nhiều trạng thái làm việc, mỗi trạng thái tương ứng với mức

độ hoàn thành công việc khác nhau

- Hệ thống điện là hệ thống có dự phòng về: công suất, năng lượng sơ cấp, số phần tử và khả năng tải của chúng, sơ đồ nối dây

1.2.2 Các biện pháp chung nâng cao độ tin cậy hệ thống điện

- Sử dụng hợp lý các loại dự trữ: công suất máy biến áp, khả năng tải của lưới điện về phát nóng, dự trữ năng lượng sơ cấp, dự trữ công suất nguồn, về tổn thất điện

1.2.3 Các biện pháp thực hiện để nâng cao độ tin cậy hệ thống điện

a Nâng cao năng lực thông qua một số phần tử yếu

- Mỗi phần tử trong hệ thống điện đều có một khả năng truyền tải công suất nhất định, để nâng cao năng lực của hệ thống điện thì ta cần phải nâng cao năng lực phần tử yếu

- Nếu phần tử “yếu” ở trong hệ thống điện là máy biến áp chẳng hạn, ta có thể tăng khả năng truyền tải bằng cách nâng công suất của máy biến áp Nếu đó là đường dây thì ta tăng khả năng truyền tải bằng cách tăng tiết diện dây dẫn hoặc mắc thêm lộ song song Trường hợp phần tử “yếu” trong hệ thống điện là dao cách ly, aptomat hay máy cắt thì biện pháp nâng cao năng lực của các phần tử này là chọn các thiết bị có

dòng cho phép cao hơn…

b Hoàn thiện hệ thống quản lý

Trình độ và kinh nghiệm của nhân viên vận hành rất ảnh hưởng đến độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện Nếu trình độ tốt và có kinh nghiệm họ có thể sử lý sự cố rất nhanh

c Tăng mức độ dự phòng về cấu trúc

Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, chẳng hạn theo chỉ tiêu giảm xác suất hỏng hóc của hệ thống để tạo ra độ dôi dư về cấu trúc Hệ thống điện có thêm những phần tử gọi là hệ thống có dự phòng

d Sử dụng các thiết bị tự động trong lưới điện

Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo cung cấp điện liên tục và an toàn người ta sử dụng một số các thiết bị tự động như: tự động điều chỉnh điện áp ,tự động đóng lại, tự động giảm tải sự cố theo tần số, tự động đóng dự trữ …

Như vậy việc quyết định sử dụng các thiết bị tự động cần phải xem xét mọi khía cạnh của hệ thống điện và phải phối hợp với nhiều mặt như chọn sơ đồ nối dây, chọn thiết bị, hình thức bảo vệ, trình độ vận hành và khai thác các thiết bị tự động…

+ Sử dụng các thiết bị phân đoạn cách ly sự cố: Khi một phần tử bị sự cố, các

thiết bị đóng cắt gần nhất sẽ tác động, cách ly phần tử bị sự cố, thực hiện các thao tác đổi nối và các phần tử còn lại không bị hỏng hóc có thể tiếp tục làm việc

+ Tự động đóng dự phòng: Một trong những biện pháp để nâng cao độ tin cậy

cung cấp điện là đặt các phần tử dự phòng trong hệ thống điện Để đưa phần tử dự phòng vào làm việc nhanh chóng và an toàn thường đặt các thiết bị tự động đóng dự phòng Trong trường hợp này khi nguồn làm việc bị cắt ra thì thiết bị tự động đóng

dự phòng sẽ đóng nguồn cung cấp dự phòng

+ Tự động điều chỉnh điện áp: Điện áp là một trong hai chỉ tiêu cơ bản của chất

lượng điện năng Nếu đặt điện áp vào phụ tải không hoàn toàn đúng với điện áp định mức của phụ tải yêu cầu thì ít hay nhiều tình trạng làm việc của thiết bị sẽ trở nên không tốt, làm giảm tuổi thọ, tăng xác suất hỏng thiết bị, vì vậy tự động điều chỉnh điện áp là một biện pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

+ Tự động đóng trở lại:Thực chất của tự đóng lại là khi một phần tử của hệ

thống cung cấp điện bị tự động ngắt ra, sau một thời gian xác định nào đó được đóng trở lại vào điện áp (nếu như không bị cấm đóng trở lại) và nếu như nguyên nhân làm cho phần tử bị cắt ra không còn nữa thì phần tử có thể tiếp tục làm việc trở lại

1.2.4 Nghiên cứu biện pháp nâng cao ĐTC CCĐ trong phạm vi luận văn

Trong phạm vi luận văn, tác giả dùng biện pháp sử dụng thiết bị phân đoạn như dao cách ly hoặc máy cắt được xem xét nghiên cứu để nâng cao độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện Đối với lưới điện phân phối hiện tại, các thiết bị đóng cắt được

sử dụng phổ biến với mục đích cách ly sự cố, đảm bảo an toàn trong công tác vận hành, bảo dưỡng thay thế thiết bị, do đó việc bố trí thiết bị đóng cắt nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy, giảm tổn thất điện năng do ngừng cung cấp điện sự cố hoặc ngừng điện công tác chưa được chú ý xem xét

1.3 Tổng quan về các phương pháp tính toán độ tin cậy cung cấp điện

Tùy theo mục đích và phạm vi nghiên cứu, để tính toán ĐTC của HTĐ nói chung và độ tin cậy cung cấp điện nói riêng mà người ta đã đưa ra các phương pháp khác nhau Có thể phân loại các phương pháp tính toán ĐTCCCĐ đó như sau:

1.3.1 Phương pháp không gian trạng thái

Với phương pháp này, hệ thống được diễn tả bởi các trạng thái hoạt động và khả năng chuyển giữa các trạng thái đó.Trạng thái hệ thống được xác định bởi tổ hợp các trạng thái của các phần tử Mỗi tổ hợp trạng thái của phần tử cho một trạng thái của

hệ thống.Phương pháp không gian trạng thái có thể xét các phần tử có nhiều trạng thái khác nhau và với các giả thiết nhất định có thể áp dụng phương pháp quá trình Markov một cách hiệu quả để tính xác suất trạng thái và tần suất trạng thái, từ đó tính được các chỉ tiêu ĐTC của HTCCĐ

Như vậy phương pháp không gian trạng thái chủ yếu được sử dụng trong bài toán đánh giá độ tin cậy lưới điện truyền tải

1.3.2 Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo

Phương pháp Monte Carlo mô phỏng hoạt động của các phần tử trong hệ thống điện như một quá trình ngẫu nhiên Nó tạo ra lịch sử hoạt động của phần tử và hệ

thống một cách nhân tạo trên máy tính điện tử, sau đó sử dụng các phương pháp đánh giá thống kê để phân tích, đánh giá và rút ra các kết luận ĐTC của các phần tử và hệ thống điện

Phương pháp này cho phép xét đến tác động vận hành tới các chỉ tiêu ĐTC, tuy nhiên nhược điểm của phương pháp là cần nhiều thời gian, khối lượng tính toán lớn Trong ([9], [11]), [12] ) đã sử dụng phương pháp này để tính toán ĐTC

Phương pháp Monte Carlo chủ yếu dùng để đánh giá độ tin cậy nguồn điện xét đến đặc trưng xác suất dòng chảy ở các nhà máy thủy điện

1.3.3 Phương pháp đồ thị - giải tích

Phương pháp này bao gồm việc lập sơ đồ ĐTC và áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole và lý thuyết xác suất các tập hợp để tính toán ĐTC

Trong sơ đồ ĐTC bao gồm:

+ Các nút trong đó có nút nguồn, nút tải, nút trung gian;

+ Nhánh được thể hiện bằng các khối mô tả trạng thái tốt của các phần tử của HTĐ

Phương pháp đồ thị-giải tích áp dụng rất hiệu quả cho các bài toán độ tin cậy lưới điện Trong ([8], [10])đã áp dụng khá hiệu quả phương pháp đồ thị - giải tích để đánh giá ĐTC cho HTCCĐ có cấu trúc phức tạp

Phương pháp cây hỏng hóc thích hợp với bài toán độ tin cậy của nhà máy điện, sơ đồ bảo vệ, điều khiển

Qua đây ta thấy nhìn chung các phương pháp tính toán ĐTC của HTĐ phức tạp

đều có những ưu, nhược điểm riêng của nó, do đó việc lựa chọn phương pháp tính toán phụ thuộc vào nhiệm vụ và yêu cầu do bài toán đặt ra Hơn nữa, trong những điều kiện cụ thể người nghiên cứu luôn luôn phải vận dụng và phát triển phương pháp

ở mức độ nhất định trước khi áp dụng tính toán cho sơ đồ thực tế

Trong luận văn này tác giả sẽ đi sâu tìm hiểu và áp dụng phương pháp đồ thị - giải tích nhằm tính toán ĐTC của HTCCĐ Đặc điểm của lưới điện này là có sơ đồ hình tia và có thiết bị phân đoạn

Các nội dung của phương pháp này được trình bầy riêng ở chương 2

Chương 2 PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY

CUNG CẤP ĐIỆN CỦA TỪNG NÚT PHỤ TẢI

2.1 Đặt vấn đề

Lĩnh vực nghiên cứu tính toán ĐTC đối với HTĐ bao hàm những nội dung rất

đa dạng, với những mục tiêu (bài toán) khác nhau: ĐTC nguồn điện, ĐTC lưới truyền tải, ĐTC LĐPP, ĐTC hệ thống bảo vệ và điều khiển, ĐTC đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng

Thời gian gần đây ĐTC CCĐ ngày càng được quan tâm từ phía khách hàng Những khách hàng đặc biệt, có yêu cầu cao về chất lượng điện năng và ĐTC CCĐ thường được cung cấp từ ít nhất hai nguồn theo sơ đồ lưới kín vận hành hở Cũng có thể sử dụng thêm nguồn dự phòng ,như hình 2.1

Hình 2.1.Nguồn dự phòng trong lưới điện phân phối

Tuy nhiên ĐTC CCĐ thực tế nhận được cho mỗi khách hàng không giống nhau, phụ thuộc hàng loạt yếu tố như:

- Vị trí phụ tải (khách hàng) trên sơ đồ;

- Cấu trúc LĐPP, trong đó có các thiết bị phân đoạn;

- Giới hạn công suất hỗ trợ từ nguồn dự phòng là lưới điện lân cận và vị trí kết nối của nguồn này sang lưới đang xét, ĐTC CCĐ của chính nguồn này tính đến điểm kết nối

- Thời điểm xảy ra sự cố (tương ứng với tổng phụ tải tiêu thụ lớn hay bé)

Như vậy, để đảm bảo ĐTC CCĐ cho mỗi khách hàng không thể không áp dụng một giải pháp chung mà cần tính toán đánh giá định lượng hiệu quả của từng biện pháp và lựa chọn thích hợp cho mỗi khách hàng Nghiên cứu các phương pháp tính toán thích hợp, cho phép xét đến hiệu quả của các giải pháp khác nhau đến ĐTC CCĐ là nội dung vẫn đang được quan tâm nghiên cứu

Luận văn tập trung nghiên cứu các vấn đề liên quan đến ĐTC CCĐ cho các hộ phụ tải trong hệ thống cung cấp điện khu vực (thuộc LĐPP), do đó các nội dung tính toán ĐTC cũng tập trung chủ yếu vào sơ đồ hình tia với cấu trúc kín vận hành hở

2.2 Mô hình bài toán và cơ sở phương pháp tính

2.2.1 Mô tả bài toán

Lưới điện được đưa vào xem xét, tính toán ĐTC CCĐ bao gồm: các khách hàng (phụ tải), thanh cái cung cấp công suất vô cùng lớn, các nguồn điện dự phòng, các thiết bị phân đoạn (TBPĐ) đặt tại một số vị trí trên các mạch đường dây (hình 2.2)

Hình 2.2 Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu

Bài toán đặt ra là: cho trước cấu trúc HTCCĐ, biểu đồ phụ tải, cường độ hỏng hóc/phục hồi của các phần tử, thời gian thao tác của các TBPĐ , cần tính các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện cho các phụ tải và các chỉ tiêu chung cho HTCCĐ

2.2.2 Mô hình nguồn và phụ tải

phân thành hai loại

- Nguồn chính, có công suất cung cấp không giới hạn (đủ cho nhu cầu phụ tải) như NMĐ, trạm BA trung gian 110/22(35)kV, ký hiệu là S

- Nguồn dự phòng có công suất hữu hạn hoặc không giới hạn, được ký hiệu là

Sk (k- số hiệu nguồn) Các nguồn dự phòng cần được cho trị số giới hạn công suất, ĐTC sẵn sàng làm việc, thời gian khởi động

b Phụ tải

Xác xuất xảy ra sự cố phân bố đều theo thời gian nên về nguyên tắc, các tính toán thiếu hụt công suất cần được thực hiện với toàn bộ thời gian theo biểu đồ phụ tải ngày tự nhiên Tuy nhiên, với mục đích xác định khoảng thời gian tổng bị thiếu công suất, có thể tính toán gần đúng theo biểu đồ thời gian kéo dài Hơn nữa, để thuận lợi quy ra chỉ tiêu ĐTC năm, có thể xây dựng và tính toán trực tiếp theo biểu đồ phụ tải năm kéo dài, bằng cách nhân thời gian (theo biểu đồ ngày) với số ngày trong năm

Hình 2.3 Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian

Từ biểu đồ phụ tải ngày kéo dài có thể xác định thêm một số thông số sau:

- Hệ số phụ tải trung bình:

24

) t ( P 24

dt ) t ( P

24

1 i i 24

0

- Hệ số phụ tải đỉnh với thời gian kéo dài τ:

mức 1 mức 2

mức 3 mức 4 mức 5

t

24

) t ( P 24

dt ) t ( P

1 i i 0

Các hệ số phụ tải được sử dụng tính toán cho các công thức xác định ĐTCCCĐ

2.2.3 Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC

a Phân miền khu vực trong sơ đồ HTCCĐ

Để tính toán ĐTC riêng cho các hộ phụ tải cần phân miền khu vực cho sơ đồ Các TBPĐ phân chia lưới điện thành các khu vực khác nhau Các khách hàng trong cùng khu vực có ĐTC CCĐ như nhau bởi đồng thời được đóng hoặc cắt điện

Hình 2.4 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực

Cấu trúc theo khu vực là ý tưởng cơ sở để phân tích, tính toán ĐTC CCĐ cho các khách hàng Với lưới điện hình 2.4,a, dựa vào vị trí các dao cách li và máy cắt có thể phân miền sơ đồ thành 4 khu vực như trên hình 2.4,b Sơ đồ tính toán ĐTC thường được biểu diễn đơn giản hơn như hình 2.4,c

b Các thông số ĐTC đẳng trị của phần lưới điện khu vực

Để tính toán ĐTC, trước tiên cần đẳng trị các đoạn lưới liền nhau mà giữa chúng không có TBPĐ (trong mỗi khu vực)

Độ dài đẳng trị của n đoạn lưới nhánh liền nhau thành đoạn lưới Lj của khu vực j:

rj =

j

n

i j oi

2.2.4.1 Ma trận liên hệ giữa các khu vực F (nxn)

Ma trận F gồm n hàng và n cột tương ứng với n khu vực Các số hạng trong

ma trận F có thông số là 1 hoặc 0 Trong đó F(i, j) = 1 khi i nối với j, F(i, j) = 0 khi i không nối với j

2.2.4.2 Ma trận đường nối D(nxn)

Ma trận đường nối D thể hiện tất cả các đường nối, nối từ nguồn S tới nút tải Các số hạng trong ma trận D có thông số là 1 hoặc 0; D(i, j) = 1, có nghĩa là khu vực j nằm trên đường nối từ nguồn S đến nút i, nếu D(i, j) = 0, có nghĩa là khu vực j không nằm trên đường nối từ nguồn S đến nút i

2.2.4.3 Ma trận liên hệ giữa nguồn chính S với các khu vực khi có một khu vực bị

sự cố A s (nxn)

Các số hạng trong ma trận As có giá trị là 1 hoặc 0 Trong đó: As(i, j) = 0, khi

hỏng hóc tại khu vực j, nguồn S không cấp cho khu vực i As(i, j) = 1, khi hỏng hóc

tại khu vực j, nguồn S vẫn cấp được cho khu vực i

Xét ví dụ HTCCĐ như hình 2.4, ma trận F(i, j), As(i, j), thành lập được như sau

F =

0110

1001

0001

0010

; D =

1111

1010

0100

1000

; As=

0000

0101

1011

0111

Trong ma trận F, số hạng F(1, 2)= 1 có nghĩa là khu vực 1 nối trực tiếp với khu vực 2; F(1, 4)= 0, có nghĩa khu vực 4 không nối với khu vực 1

Trong ma trận D, cột thứ 1 có véc tơ [1 1 1 1] có nghĩa là khu vực 1 nằm trên đường nối từ nguồn có công suất không giới hạn tới các khu vực 2, 3 và 4

Trong ma trận As, cột thứ 2 có véc tơ [1 0 1 0] có nghĩa là khi hỏng hóc tại khu vực 2 thì khu vực 1 và 3 được nối với nguồn, khu vực 2, 4 không được nối với nguồn

có công suất không giới hạn

Hoàn toàn tương tự cho các nguồn dự phòng ta thiết lập được các ma trận Ak Khi thiết lập ma trận liên hệ cho mỗi nguồn, ta không xét sự có mặt của các nguồn khác

2.2.4.4 Ma trận ảnh hưởng thiết bị phân đoạn C(i, j) và R pd (i, j)

Ma trận ảnh hưởng TBPĐ, kí hiệu C, với các số hạng C(i, j) có giá trị bằng 1 hoặc bằng 0 Số hạng C(i,j) = 1 nếu khi sự cố tại khu vực j, khu vực i được cấp điện trở lại (từ nguồn chính S hoặc nguồn dự phòng Sk ) với thời gian bị mất điện tạm thời hữu hạn (bằng rpdij) Số hạng C(i, j) = 0 trong các trường hợp còn lại, bao gồm các trường hợp thời gian bị mất điện tạm thời rất ngắn có thể bỏ qua (rpdij=0) hoặc mất hẳn (rpdij=∞) Việc thiết lập ma trận cấu trúc C(i,j) có ý nghĩa rất quan trọng nhằm xét đến ảnh hưởng thời gian thao tác TBPĐ đến ĐTC CCĐ

Vẫn ví dụ HTCCĐ như hình 2.4, xét cho các trường hợp, ma trận C(i,j) như sau:

+ Nếu các DCL khu vực 2, 3, 4 là DCL thường, chưa xét tới nguồn dự phòng,

0101

1011

0111

; C2 =

1010

1101

1011

0111

; C3 =

0000

0000

0000

0000

Trong ma trận C1, cột thứ 2 có véc tơ [1 0 1 0] có nghĩa là khi hỏng hóc tại khu vực 2 thì khu vực 1, 3 được cấp điện trở lại sau khi bị mất điện tạm thời trong thời gian thao tác TBPĐ Khu vực 2 và 4 mất điện hẳn

Trong ma trận C2, cột thứ 2 có véc tơ [1 0 1 1] có nghĩa là khi hỏng hóc tại khu vực 2 thì khu vực 1, 3 và 4 được cấp điện trở lại sau khi mất điện tạm thời trong thời gian thao tác TBPĐ (khu vực 1,3 được cấp trở lại từ nguồn chính, khu vực 4 được cấp trở lại từ nguồn dự phòng )

Ma trận C3 có các số hạng đều bằng 0 vì khi sự cố một khu vực bất kỳ các khu vực còn lại hoặc không mất điện hoặc mất hẳn

Thực tế để thiết lập được ma trận ảnh hưởng cần am hiểu hoạt động của các bảo

vệ và quy trình thao tác xử lí sự cố trong LĐPP đang xét Cũng có thể thiết lập ma trận thời gian ngừng điện tạm thời dưới dạng sau:

Rpd1 =

0000

0

0

32 12

pd

pd

r r

43 pd

23 pd

13 pd

r0rr

0rrr

34 pd

24 pd

14 pd

; Rpd2 =

41

21

0 0

32 pd

12 pd

rr0r

43 pd

23 pd

13 pd

r0rr

0rrr

34 pd

24 pd

14 pd

; Rpd3 =

0000

0000

0000

0000

;

Như vậy ta đã thiết lập ma trận thời gian thao tác xử lí sự cố, phục hồi làm việc của HTCCĐ Về cấu trúc Rpd hoàn toàn tương đương với ma trận C (nếu thay các phần tử khác 0 trong Rpd bằng 1 ta có ma trận C)

2.3 Tính toán độ tin cậy cung cấp điện

2.3.1 Lưới điện hình tia không có nguồn dự phòng

Xét HTCCĐ như hình 2.5, giả thiết biết biểu đồ phụ tải, cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số lần ngừng điện công tác, thời gian ngừng điện mỗi lần thao tác của các khu vực, thời gian thao tác của các TBPĐ, các ma trận As(i, j), C(i, j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và hệ thống cung cấp điện

Bỏ qua sự cố xếp chồng, thời gian ngừng CCĐ cả năm của khu vực i do sự cố tất cả các khu vực gây ra tính được:

này bằng 0) Sau đó, nếu nguồn (chính) nối được với khu vực i (As(i,j)=1) thì có điện ngay, ngược lại (As(i,j)=0) mất điện thêm thời gian sửa chữa khu vực j là rj Nhân với

số lần hỏng hóc khu vực j là λj ta có thời gian mất điện tổng cộng trong năm

Để tính điện năng ngừng CCĐ ta cũng cần xác định điện năng ngừng CCĐ gây

ra riêng bởi sự cố từng khu vực Ta có điện năng ngừng CCĐ khu vực i do sự cố khu vực j như sau:

Emđij= [Rpd(i,j)+(1-As(i,j) rj]λj

T

1 T

t 1

Pi(t)]

= {Rpd(i,j)+[1-As(i,j)] rj}λj tbi (2.6)

Ở đây Pi(t) công suất phụ tải khu vực i, tương ứng với thời gian kéo dài t, tính theo biểu đồ phụ tải kéo dài năm, T=8760 h (Có thể quy đổi từ biểu đồ phụ tải ngày kéo dài)

Điện năng ngừng CCĐ tổng của khu vực i:

2.3.2 Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng

Xét HTCCĐ hình tia có một nguồn dự phòng như hình 2.6, giả thiết nguồn dự phòng có công suất đủ lớn, biết cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số lần ngừng điện công tác, các ma trận As(i,j), Ak(i,j), Rpd(i,j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và HTCCĐ

Hình 2.6 Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng

Trong trường hợp này không cần quan tâm đến tương quan giữa công suất nguồn và biểu đồ phụ tải bởi luôn đủ công suất và khu vực tốt sẽ được cấp điện trở lại, nếu sau khi cách li khỏi khu vực sự cố nó được nối đến ít nhất một nguồn

Thời gian ngừng CCĐ của khu vực i gây ra bởi khu vực j (j có thể bằng i):

Tmđij = {Rpd(i,j)+[1-As(i,j)]

dp

N 1 k

k(i,j)]

A1

[1-As(i,j)]

dp

N 1 k

k(i,j)]

A1

k(i,j)]

A1

Điện năng ngừng CCĐ khu vực i do sự cố khu vực j như sau:

Emđij= {Rpd(i,j)+[1-As(i,j)]

dp

N 1 k

k(i,j)]

A1

2.4 Ví dụ ứng dụng tính toán độ tin cậy cung cấp điện

2.4.1 Sơ đồ và số liệu ban đầu

Xét HTCCĐ cho trong hình 2.7 (lấy như hình 2.4), biểu đồ phụ tải các khu vực như trên hình 2.8

Hình 2.7 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực

Hình 2.8: Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán

Để phục vụ cho mục đích tính toán biểu đồ còn được cho dưới dạng số như trong bảng 2.1 Do giả thiết xác suất xảy ra sự cố phân bố đều theo thời gian trong ngày nên việc tính toán có thể thực hiện theo biểu đồ thời gian kéo dài (quy theo mức công suất)

KV3 KV4

KV2 KV1

2.0

0.5

Bảng 2.1 Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải

2.4.2 Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau

2.4.2.1 Tính toán ĐTC không xét tới nguồn dự phòng

Xét cho 2 trường hợp TBPĐ đều là DCL và trường hợp TBPĐ là DCLTĐ (đầu

nguồn luôn là máy cắt) Như trên đã phân tích, ma trận ảnh hưởng TBPĐ cho 2 trường hợp và ma trận liên kết nguồn như sau:

C1 =

0000

0101

1011

0111

; C2 =

0000

0000

0000

0000

; As=

0000

0101

1011

0111

0

0

32 12

pd

pd

r r

43

23 13

0

pd

pd pd

r

r r

0

34 24 14

pd pd pd

r r r

= 0000

0202

2022

022

2

;

Áp dụng các công thức từ (2.4) đến (2.8) ta có thời gian ngừng CCĐ, điện năng ngừng CCĐ cho các khu vực, HTCCĐ khi sự cố Cộng thêm thời gian mất điện do ngừng công tác ta được thời gian mất điện tổng cộng

Trước hết ta tính cường độ hỏng hóc λ cho các khu vực, áp dụng công thức (2.2)

Vì sơ đồ chỉ có 4 khu vực nên việc tính toán có thể thực hiện dễ dàng bằng tay

Ví dụ ta tính thời gian ngừng cung cấp điện các khu vực

- Do sự cố khu vực 1 như sau:

Tmđ11 = {Rpd(1,1)+[1-As(1,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

Tmđ21 = {Rpd(2,1)+[1-As(2,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

Tmđ31 = {Rpd(3,1)+[1-As(3,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

Tmđ41 = {Rpd(4,1)+[1-As(4,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

+ Khi ngừng điện công tác khu vực 1:

Lúc này tất cả các các khu vực đều mất điện (As(i,1) đều bằng 0), do đó cần cộng thêm thời gian mất điện cho mọi khu vực i:

TCTi1 = [1-As(i,1)].λCT.rCT + As(i,1) λCT.rCL = 1 x 6 x 2 = 12 h/năm

Ở đây, rCT là thời gian một lần ngừng công tác, rCL là thời gian phụ thêm do phải thao tác đóng cắt DCL (bằng 0 nếu là máy cắt hay DCL tự động) Khi có ngừng công tác, rCL thường tính chung vào rCT Khi khu vực i không bị ảnh hưởng do ngừng công tác khu vực j (nghĩa là A(i,j) = 1 ) thì nó vẫn bị mất thời gian thao tác DCL để cách li khu vực sửa chữa là rCL , cần được tính đến

Theo bảng 2.1 ta có αtb1 = (4,1.4+3,4.3+2.12+3.5)/24 = 2,7333 MW Nếu coi biểu đồ

phụ tải các ngày trong năm gần như nhau thì khi tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm

ta cũng có αtb1 = 2,7333MW Ta có điện năng khu vực 1 bị ngừng cung cấp:

Emđ1 = 27,4 h/năm x 2,7333MW = 74,892 MWh/năm

Kết quả tính tương tự cho 4 khu vực như trong bảng 2.2 hạng mục I

Trường hợp sử dụng tất cả là DCL tự động, là máy cắt ta vẫn tính theo các

công thức trên Tuy nhiên, cần sử dụng ma trận C2 hay tương ứng với các phần

tử ma trận Rpd2 đều bằng 0 Kết quả ta có như hạng mục II trong bảng 2.2

Bảng 2.2 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ

Cộng các khu vực ta có điện năng ngừng CCĐ toàn hệ thống: Khi sử dụng DCL

thường: 269301kWh ( trong một năm); khi sử dụng DCLTĐ: 209385 kWh (trong một

năm) Như vậy, nếu sử dụng DCLTĐ hoặc máy cắt thì thời gian mất điện cũng như

điện năng bị mất cung cấp giảm đi rất đáng kể

2.4.2.2 Tính toán ĐTC có xét tới các nguồn dự phòng

Giả thiết có nguồn dự phòng S1 nối vào khu vực 4 Trường hợp này còn cần

thiết lập thêm ma trận Ak (k = 1) Ta có: