Đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất có xét đến cường độ cắt phần tử cưỡng bức của đường dây

1 Đại Học Quốc Gia Tp Hồ Chí Minh TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ……………… NGUYỄN CHÍ TÍNH ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN HỢP NHẤT CÓ XÉT ĐẾN CƯỜNG ĐỘ CẮT PHẦN TỬ CƯỠNG BỨC CỦA ĐƯỜNG DÂY CHUYÊN NGÀNH: THIẾT BỊ, MẠNG VÀ NHÀ MÁY ĐIỆN Mã số ngành: 60.52.50 LUẬN VĂN THẠC SĨ TP HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2010 CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP HỒ CHÍ MINH CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS TRẦN TRUNG TÍNH PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT CÁN BỘ CHẤM NHẬN XÉT 1: CÁN BỘ CHẤM NHẬN XÉT 2: Luận văn thạc sĩ bảo vệ trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp HCM, ngày 13 tháng 07 năm 2010 Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm: Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV Bộ môn quản lý chuyên ngành TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA PHÒNG ĐÀO TẠO SAU ĐẠI HỌC CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự – Hạnh phúc Tp HCM, ngày… tháng … năm 2010 NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ Họ tên học viên: NGUYỄN CHÍ TÍNH Phái: Nam Ngày, tháng, năm sinh: 08/11/1980, Nơi sinh: Sóc Trăng Chuyên ngành: Thiết bị, mạng nhà máy điện MSHV: 01808324 I TÊN ĐỀ TÀI: ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN HỢP NHẤT CÓ XÉT ĐẾN CƯỜNG ĐỘ CẮT PHẦN TỬ CƯỠNG BỨC CỦA ĐƯỜNG DÂY II NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG: Nhiệm vụ: Nghiên cứu phương pháp đánh giá độ tin cậy hợp có xét đến cường độ cưỡng đường dây Nội dung: Đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp cấp độ công việc khó khăn phức tạp Nghiên cứu khơng trình bày phương pháp tính tốn độ tin cậy hệ thống điện hợp phương pháp mơ hình tương đương, mà cịn xác định nút tối ưu để đấu nối đường dây liên lạc hợp lý hai hệ thống điện độc lập Đồng thời, nghiên cứu đề xuất giải pháp xác định tối ưu cơng suất truyền tải cực đại đường dây liên kết sở số độ tin cậy Nghiên cứu giới thiệu thêm công cụ để kiểm tra độ ổn định hệ thống điện hợp phần mềm Powerworld Khả ứng dụng hiệu phương pháp, giải thuật đề xuất công cụ giới thiệu nghiên cứu chứng minh hệ thống điện nút với đường dây truyền tải hệ thống 25 nút III NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 25/01/2010 IV NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 02/07/2010 V CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS TRẦN TRUNG TÍNH PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT CÁN BỘ HƯỚNG DẪN CHỦ NHIỆM BỘ MƠN QL CHUN NGÀNH TS TRẦN TRUNG TÍNH PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT i LỜI CẢM ƠN Trước hết Em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc Thầy Nguyễn Hồng Việt Thầy Trần Trung Tính, người tận tình hướng dẫn, cung cấp tài liệu vơ q giá giúp đỡ Em suốt q trình nghiên cứu thực luận văn Xin chân thành cảm ơn quý Thầy Cô giảng dạy, truyền đạt tri thức khoa học giúp Em trưởng thành suốt khóa học sống Con vơ biết ơn Ba Má gia đình ni khơn lớn, chỗ dựa vững vật chất lẫn tinh thần, tạo điều kiện để học tập, trưởng thành ngày hôm Xin chân thành cảm ơn Anh Chị, bạn bè lớp Thiết bị, hệ thống nhà máy điện khoá 2008 khuyên răng, giúp đỡ trình học tập sống TP Hồ Chí Minh, tháng năm 2010 Người thực Nguyễn Chí Tính ii TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ Chức hệ thống điện cung cấp điện khơng thỏa mãn số lượng mà cịn đạt chất lượng theo yêu cầu phụ tải liên tục tới nơi tiêu thụ với giá thành thấp Thông thường tăng nhu cầu phụ tải tăng độ tin cậy hệ thống phải mở rộng phát triển khơng hệ thống nguồn mà cịn mở rộng phát triển hệ thống truyền tải Tuy nhiên, đồng thời mở rộng phát triển hệ thống nguồn hệ thống truyền tải địi hỏi chi phí đầu tư lớn Để giải vấn đề trên, nhà quản lý nghiên cứu dùng phương pháp kết nối hai hay nhiều hệ thống điện độc lập lại với Hệ thống điện sau kết nối gọi hệ thống điện hợp “Interconnection system” Hệ thống điện hợp có nhiều thuận lợi công tác vận hành hệ thống, tăng hiệu kinh tế đầu tư, tăng độ tin cậy hệ thống, giảm công suất dự trữ hệ thống, v.v… Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hệ thống điện hợp theo phương pháp xác suất ngẫu nhiên phát mạnh mẽ với nhiều thuật toán, giải thuật khác Đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp công việc quan trọng vận hành, quản lý hệ thống điện Nghiên cứu đề xuất mơ hình tốn đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp có xét đến cường độ cưỡng hệ thống truyền tải đường dây liên lạc (tieline) Nghiên cứu cịn đề xuất giải pháp có khả ứng dụng thực tế tiến hành hợp hệ thống điện Thứ đề xuất giải pháp xác định tối ưu nút để đấu nối đường dây liên lạc sở số độ tin cậy Thứ hai đề xuất giải pháp xác định tối ưu hóa cơng suất truyền tải cực đại đường dây liên lạc sở số độ tin cậy Thứ ba sử dụng phần mềm PowerWold để kiểm tra độ ổn định hệ thống điện hợp Nghiên cứu chứng minh hệ thống điện nút đường dây iii MỤC LỤC CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU 1.1.Tổng quan hệ thống điện .1 1.2.Hệ thống điện hợp 1.2.1 Khái niệm 1.2.2 Phương pháp xác suất ngẫu nhiên .3 1.2.3 Phương pháp tổ máy tương đương CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN 2.1.Những thuật ngữ thường dùng đánh giá độ tin cậy .5 2.2.Các khái niệm độ tin cậy hệ thống điện 2.3.Đặc tính độ tin cậy hệ thống điện 2.4.Cơ sở chia hệ thống điện theo cách đánh giá độ tin cậy .7 2.5.Khái niệm cường độ cắt cưỡng phần tử 2.6.Đánh giá độ tin cậy xác suất ngẫu nhiên 11 2.7.Đánh giá độ cậy theo cấp độ I 11 2.8.Đánh giá độ tin cậy theo cấp độ II 13 2.9.Đánh giá độ tin cậy hệ thống truyền tải 14 2.10.Ví dụ đánh giá độ tin cậy hệ thống điện cấp độ I (HLI) 15 CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN HỢP NHẤT 18 3.1.Phương pháp đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp theo cấp độ I (HLI) 18 3.1.1 Định nghĩa công thức tính tốn thơng số đánh giá độ tin cậy hệ thống - HL1 20 iv 3.1.2 Chỉ số độ tin cậy hệ thống điện hợp 21 3.1.3 Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu tương trợ hệ thống hệ thống điện hợp .22 3.2.Phương pháp đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp theo cấp độ II (HLII)……………………………………………………………………… 22 3.2.1 Xây dựng mơ hình toán đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp 22 3.2.2 Giải thuật đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp cấp độ .29 3.3.Lưu đồ giải thuật đáng giá độ tin cậy hệ thống điện hợp 32 CHƯƠNG 4: ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU 33 4.1 Xác định nút tối ưu để kết nối đường dây liên kết hệ thống điện A B 34 4.1.1 Trường hợp 1: 34 4.1.2 Trường hợp 40 4.1.3 Trường hợp 42 4.1.4 Trường hợp 47 4.2 Xác định công suất tối ưu cho đường dây liên kết 49 4.2.1 Trường hợp TICP = 50 4.2.2 Trường hợp TICP = 5: 54 4.2.3 Trường hợp TICP = 10 55 4.2.4 Trường hợp TICP = 20MW 58 4.3.Kiểm tra độ ổn định hệ thống 62 4.4 Bài toán ứng dụng 65 4.4.1.Tìm điểm tối ưu hệ thống hổ trợ mạng điện hợp 69 4.4.2.Tìm cơng suất tối ưu cho đường dây liên lạc hệ thống hợp 69 v 4.4.3.Tìm điểm liên kết tối ưu hợp hệ thống 70 4.5 Kiểm tra ổn định hệ thống 71 CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN 73 PHỤ LỤC 74 P.1.Giới thiệu phần mềm PowerWorld .74 P.2.Tạo mô PowerWorld 74 vi MỤC LỤC HÌNH Hình Sự phân chia độ tin cậy hệ thống điện .7 Hình Phân loại hệ thống điện theo cấp độ .8 Hình Hai trạng thái phần tử Hình Chu kỳ hai trạng thái phần tử Hình Hệ thống điện thực tế mô tương đương với cấp độ I 12 Hình Hệ thống gồm máy phát 15 Hình Mơ hình biến đổi q G1, G2 16 Hình Mơ hình liên kết hệ thống điện 18 Hình Mơ hình tương đương hệ thống B C 18 Hình 10 Mơ hình tổng hợp hệ thống 19 Hình 11 Sơ đồ phân bố cơng suất hai hệ thống .23 Hình 12 Mơ hình hệ thống điện thực tế - HLII 23 Hình 13 Mơ hình phân tích tương đương máy phát 24 Hình 14 Mơ hình tương đương tổng hợp hệ thống điện hợp 24 Hình 15 SFEG#BK SFEG#CK điểm tải #BK #CK hệ thống hổ trợ B, C 27 Hình 16 Mơ hình tương đương máy phát EAG#BK EAG#CK 28 Hình 17 Mơ hình ttương đương máy phát TEAGB TEAGC .29 Hình 18 Mơ hình liên kết ba hệ thống điện HLII 29 Hình 19 Mơ hình tương đương máy phát (SFEG#BK, SFEG#CK) Bus #BK, #CK hệ thống B, C 30 Hình 20 Mơ hình tương đương máy phát (EAG#BK, EAG#CK) Bus #BK, #CK hệ thống B, C 30 Hình 21 Mơ hình máy phát tương đương có tính đến giới hạn công suất đường dây truyền tải (TEAG#AK) nút #AK hệ thống B, C 31 Hình 22 Mơ hình liên kết hồn chỉnh SFEGAI ba hệ thống A, B C 31 Hình 23 Lưu đồ giải thuật đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp có xét đến cường độ cưỡng đường dây 32 Hình 24 hệ thống điện khảo sát 33 Hình 25 Hệ thống A liên kết với hệ thống B Bus A2-B2 34 Hình 26 Hệ thống B 34 Hình 27 Mơ hình máy phát tương đương (SFEGB2) Bus B2 hệ thống B 35 Hình 28 Mơ hình máy phát tương đương (EAGB2) Bus B2 hệ thống B 36 Hình 29 Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) Bus A2 hệ thống A 37 Hình 30 Hợp SFEGA2 hệ thống A với mơ hình tương đương hệ thống B BusA2 38 Hình 31 Biểu đồ phân bố xác suất hệ thống A sau hợp hai hệ thống BusA2 39 Hình 32 Liên kết hai hệ thống A B BusA1 - BusB2 .40 Hình 33 Biểu đồ phân bố xác suất hệ thống A sau hợp hai hệ thống BusA1 42 Hình 34 Hệ thống điện hợp liên kết với A2-B1 42 vii Hình 35 Mơ hình tương đương máy phát EAGB1 hệ thống B BusB1 42 Hình 36 Mơ hình máy phát tương đương (EAGB1) BusB1 hệ thống B 44 Hình 37 Mơ hình máy phát tương đương (TEAGA2) hệ thống B với hệ thống A BusA2 45 Hình 38 Mơ hình máy phát tương đương hệ thống hợp BusA2 45 Hình 39 Hợp hai hệ thống A B BusA1 - BusB1 47 Hình 40 Hệ thống A liên kết với hệ thống B Bus A2-B2 49 Hình 41 Hệ thống A liên kết với hệ thống B Bus A2-B2 50 Hình 42 Hệ thống B 50 Hình 43 Mơ hình máy phát tương đương (SFEGB2) Bus B2 hệ thống B 51 Hình 44 Mơ hình máy phát tương đương (EAGB2) Bus B2 hệ thống B 52 Hình 45 Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) Bus A2 hệ thống A 52 Hình 46 Hợp SFEGA2 hệ thống A với mơ hình tương đương hệ thống B BusA2 53 Hình 47 Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) Bus A2 hệ thống A 55 Hình 48 Hợp SFEGA2 hệ thống A với mơ hình tương đương hệ thống B BusA2 56 Hình 49 Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) Bus A2 hệ thống A 58 Hình 50 Hợp SFEGA2 hệ thống A với mơ hình tương đương hệ thống B BusA2 59 Hình 51 Đường cong đặc tính LOLP hệ thống điện A tăng công suất đường dây liên lạc .62 Hình 52 Hai hệ thống liên kết A2-B2 TICP = 63 Hình 53 Hai hệ thống liên kết A2-B2 TICP = 63 Hình 54 Hai hệ thống liên kết A2-B2 TICP = 10 64 Hình 55 Hai hệ thống liên kết A2-B2 TICP = 20 65 Hình 56 Hệ thống IEEE – MRTS chuẩn .66 Hình 57 Hợp hai hệ thống điện độc lập nút thánh CBUS 19 – BUS 6A 71 82 - Hộp Mvar Value nhập công suất phản kháng Kvar - Nhấp chọn Right để định hướng cho tải - Nhấn nút Save để lưu thông tin vừa chọn Nhấn nút OK để kết thúc l/ Vẽ máy phát nối với bus Three - Nhập vào hộp MW Output (công suất tác dụng ngõ ra) 100 KW - Nhập vào hộp Mvar Output (Công suất phản kháng ngõ ra) Kvar - Trong vùng Cubic Input/Output Model (Mbtu/h) nhập 20 vào hộp B, hộp lại mức - Các bước lại thực tương tự 83 Chương trình tìm tối ưu nút tối ưu công suất đường dây liên lạc C C C C C C C Main Variables ; -IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z) INTEGER SB,EB,GODR,TODR,GNSTT,TNSTT DIMENSION SB(200),EB(200),NN(200),SATAB(200),ZATAB(200), *TFOR(200),FATAB(200),TTFOR(200) DIMENSION GFOR(40),GGFOR(40) DIMENSION GNSTT(500000,40),TNSTT(10000,60),CMEDS(40,500) DIMENSION ROADH(40,500),PKLD(40),EENSP(40),PKDD(40),TICAP(40) DIMENSION APBS(40),PDFBS(40,5000) CONSIDERED SYSTEM DO 11 I=1,NG 11 GGFOR(I)=GFOR(I) DO 12 I=1,NLE 12 TTFOR(I)=TFOR(I) DO 10 I=1,NLP DO 10 K=1,NLD 10 CMEDS(I,K)=0.0 IF(ISYS.EQ.1) GO TO 1201 IF(ISYS.EQ.2) GO TO 1301 IF(ISYS.EQ.3) GO TO 1401 1201 DO 1200 I=1,NLE IF(I.GT.NG.AND.I.LE.NG+NTL) TTFOR(I)=0.0 1200 CONTINUE GO TO 1401 1301 DO 1300 I=1,NLE IF(I.GT.NG) GO TO 1300 GGFOR(I)=0.0 1300 CONTINUE 1401 WRITE(3,1000) ISYS 1000 FORMAT(///////1X,'*** POWER SYSTEM LEVEL =',I2,' ***') DO 1400 I=1,NLE IF(I.LE.NG) TTFOR(I)=GGFOR(I) 1400 WRITE(3,13) I,SB(I),EB(I),NN(I),SATAB(I),TTFOR(I) 13 FORMAT(4I5,F10.0,F10.5) C C STATES TABEL OF SYSTEM 84 C CALL GNSTB(GNSTT,NG,GODR,NGS,NN) CALL TNSTB(TNSTT,NTL,TODR,NTS,NN,NG) C C C CACULATING PROB.(Pij) AND ARRIVAL POWER ARij AT j-state NS=0 NSS=0 TSTP=0.0 TLOP=0.0 NMXP=0 NLS=NG+NTL+1 MDSG=MDS DO JG=1,NGS DO JT=1,NTS NS=NS+1 CALL PROB(GGFOR,TTFOR,GNSTT,TNSTT,NG,NTL,JG,JT,STP,NN,NDTH, *NGD,NTD) IF(STP.LE.STPLMT) GO TO IF(NGD.GE.GODR.OR.NTD.GE.TODR) GO TO TSTP=TSTP+STP NSS=NSS+1 CALL MKSYS(SATAB,ZATAB,GNSTT,TNSTT,NG,NTL,JG,JT,NLE,NN) CALL MFLP(SB,EB,ZATAB,NG,NTL,NLE,FATAB,OPR,APBS) C C CALUATION OF TOTAL PROBABILITY OF LOSS OF LOAD C IF(OPR.GT.0.0) TLOP=TLOP+STP C C PDF CALCULATION OF SFEG C CALL PDFSG(NLP,STP,MDSG,APBS,PDFBS,NMXP) C C CMELDC CALCULATION using ENUMERTION METHOD C CALL CMELDC(ROADH,PKLD,FATAB,NLS,NLE,CMEDS,MDS,STP) C WRITE(*,*) 'OK3' WRITE(*,3000) NS,NSS,NGD,NTD,NDTH,STP,OPR C WRITE(3,3000) NS,NSS,NGD,NTD,NDTH,STP,OPR 3000 FORMAT(1X,'TST=',I7,2X,'EST=',I7, *2X,'NGD=',I3,2X,'NTD=',I3,2X,'NDTH=',I3, *2X,'STP=',F15.10,2X,'OPR=',F15.5) 85 GO TO CONTINUE C WRITE(*,3002) NS,NSS,STP CC WRITE(3,3002) NS,NSS,STP C3002 FORMAT(1X,'TST=',I10, C *2X,'EST=',I10, C *2X,'STP=',F15.10, C *2X,'THIS STATE IS CANCELED!!) CONTINUE CONTINUE PRTNS=FLOAT(NSS)/NS*100 WRITE(*,3001) GODR,TODR,STPLMT,TSTP,NS,NSS,PRTNS,TLOP WRITE(3,3001) GODR,TODR,STPLMT,TSTP,NS,NSS,PRTNS,TLOP 3001 FORMAT(//1X,'+++ CONTINGENCY DEPTHS AND STATE PROBABILITIES +++', * /1X,'CONTINGENCY DEPTH OF GENERATOR SYS =',I15, * /1X,'CONTINGENCY DEPTH OF TRANSMISSION SYS =',I15, * /1X,'CUTTING STATE PROBABILITY CRITERIA =',F15.10, * /1X,'TOTAL STATE PROBABILITY =',F15.10, * /1X,'TOTAL CONTINGENCY STATES =',I15, * /1X,'EFFECTIVE CONTINGENCY STATES =',I15, * /1X,'EFF CONT STATES RATE(NSS*100/NS) =',E15.5,'[%]' * /1X,'TOTAL LOSS OF LOAD PROBABILITY(HLII) =',F15.10) C C CONPENSATING TPDF=1.0 OF SFEG AT LOAD BUSES C WRITE(*,8) WRITE(3,8) FORMAT(//1X,'* TOTAL PROBABILITY OF SFEG AT BUSES *' * //1X,'LDBS'4X'TOTAL PROB.') DO IK=1,NLP TPDFIK=0.0 DO JK=1,NMXP TPDFIK=TPDFIK+PDFBS(IK,JK) CONTINUE WRITE(*,3003) SB(IK+NG+NTL),TPDFIK WRITE(3,3003) SB(IK+NG+NTL),TPDFIK 3003 FORMAT(I5,F15.10) IF(TPDFIK.LT.1.0) PDFBS(IK,1)=PDFBS(IK,1)+(1-TPDFIK) CONTINUE C C WRITING PDF OF FINAL SFEG AT LOAD BUSES C 86 WRITE(*,5) WRITE(3,5) FORMAT(//1X,'STEP I: PDF OF SFEG AT BUSES ' * //3X,'JK'4X'AP'8X'PDF(IK)') DO JK=1,NMXP WRITE(*,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) WRITE(3,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) 3002 FORMAT(I5,I6,40F15.10) CONTINUE C C PDF CALCULATION OF EAG CONSIDERING PEAK LOAD AT LOAD BUS C CALL PDFEAG(NG,NTL,NLE,NLP,MDS,PDFBS,NMXP,PKDD,TICAP) WRITE(*,14) WRITE(3,14) 14 FORMAT(//1X,'STEP II: PDF OF EAG AT BUSES' * //3X,'JK'4X'AP'8X'PDF(IK)') DO 15 JK=1,NMXP WRITE(*,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) WRITE(3,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) 15 CONTINUE C C PDF CALCULATION OF TEAG CONSIDERING TIE LINE CAPACITY C CALL PDFTEAG(NG,NTL,NLE,NLP,MDS,PDFBS,NMXP,PKDD,TICAP) WRITE(*,16) WRITE(3,16) 16 FORMAT(//1X,'STEP III: PDF OF TEAG AT INTERCONNECTED POINTS' * //3X,'JK'4X'AP'8X'PDF(IK)') DO 17 JK=1,NMXP WRITE(*,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) WRITE(3,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) 17 CONTINUE C C PDF CALCULATION OF TEAG CONSIDERING TIE LINE CAPACITY C CALL TEAG2S(NG,NTL,NLE,NLP,MDS,PDFBS,NMXP,PKDD,TICAP) WRITE(*,18) WRITE(3,18) 18 FORMAT(//1X,'STEP IV: PDF OF TWO-STATE TEAG' * //3X,'JK'4X'AP'8X'PDF(IK)') 87 DO 19 JK=1,NMXP WRITE(*,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) WRITE(3,3002) JK,(JK-1)*MDSG,(PDFBS(IK,JK),IK=1,NLP) CONTINUE 19 C C FINAL CMEDLC MAKING AND RELIABILITY EVLAUTION C IDHL=2 CALL CMREV(IDHL,ISYS,CMEDS,MDS,NLD,NLP,EENSP,EENSS,ELCS,SLOLE, *SB,NG,NTL) RETURN END C C 21 C 32 SUBROUTINE GNSTB(GNSTT,NG,ODR,NGS,NN) IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z) INTEGER ODR,GNSTT DIMENSION GNSTT(500000,40),NN(200) Zero order DO I=1,NG GNSTT(1,I)=0 CONTINUE NJS=1 First order NJ=NG DO J=1,NJ DO I=1,NG IF(I.NE.J) GO TO DO 21 KP=1,NN(I) GNSTT(NJS+1,I)=KP NJS=NJS+1 CONTINUE CONTINUE NJS1=NJS Second order IF(NG.LE.1) GO TO 9000 IF(ODR.LT.2) GO TO 9000 K=NG-1 DO JK=1,K DO 31 KP1=1,NN(NG-K) DO 31 KP2=1,NN(NG-K+JK) 88 31 33 C 43 42 44 41 C 53 52 54 51 GNSTT(NJS+1,NG-K)=KP1 GNSTT(NJS+1,NG-K+JK)=KP2 NJS=NJS+1 CONTINUE CONTINUE IF(K.EQ.1) GO TO 33 K=K-1 GO TO 32 CONTINUE NJS2=NJS Third order IF(NG.LE.2) GO TO 9000 IF(ODR.LT.3) GO TO 9000 DO JK1=1,NG-2 DO 41 JK2=NJS1+1,NJS2 DO 43 IK=1,JK1 IF(GNSTT(JK2,IK).GE.1) GO TO 41 CONTINUE DO 44 KP=1,NN(JK1) GNSTT(NJS+1,JK1)=KP DO 42 IK=JK1+1,NG GNSTT(NJS+1,IK)=GNSTT(JK2,IK) NJS=NJS+1 CONTINUE CONTINUE CONTINUE NJS3=NJS Fourth order IF(NG.LE.3) GO TO 9000 IF(ODR.LT.4) GO TO 9000 DO JK1=1,NG-3 DO 51 JK2=NJS2+1,NJS3 DO 53 IK=1,JK1 IF(GNSTT(JK2,IK).GE.1) GO TO 51 CONTINUE DO 54 KP=1,NN(JK1) GNSTT(NJS+1,JK1)=KP DO 52 IK=JK1+1,NG GNSTT(NJS+1,IK)=GNSTT(JK2,IK) NJS=NJS+1 CONTINUE CONTINUE CONTINUE 89 C GNSTT Writing 9000 CONTINUE NGS=NJS C WRITE(3,302) NG,NGS C302 FORMAT(/1X,'GNSTT'/1X,'NG =',I5/1X,'STATES=',I5) C DO I=1,NGS C9 WRITE(3,301) (GNSTT(I,J),J=1,NG) C301 FORMAT(50I2) RETURN END C C 21 C 32 SUBROUTINE TNSTB(TNSTT,NG,ODR,NTS,NN,NP) IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z) INTEGER ODR,TNSTT DIMENSION TNSTT(10000,60),NN(200) Zero order DO I=1,NG TNSTT(1,I)=0 CONTINUE NJS=1 First order NJ=NG DO J=1,NJ DO I=1,NG IF(I.NE.J) GO TO DO 21 KP=1,NN(I+NP) TNSTT(NJS+1,I)=KP NJS=NJS+1 CONTINUE CONTINUE NJS1=NJS Second order IF(NG.LE.1) GO TO 9000 IF(ODR.LT.2) GO TO 9000 K=NG-1 DO JK=1,K DO 31 KP1=1,NN(NG-K+NP) DO 31 KP2=1,NN(NG-K+JK+NP) TNSTT(NJS+1,NG-K)=KP1 TNSTT(NJS+1,NG-K+JK)=KP2 NJS=NJS+1 90 31 CONTINUE CONTINUE IF(K.EQ.1) GO TO 33 K=K-1 GO TO 32 33 CONTINUE NJS2=NJS C Third order IF(NG.LE.2) GO TO 9000 IF(ODR.LT.3) GO TO 9000 DO JK1=1,NG-2 DO 41 JK2=NJS1+1,NJS2 DO 43 IK=1,JK1 IF(TNSTT(JK2,IK).GE.1) GO TO 41 43 CONTINUE DO 44 KP=1,NN(JK1+NP) TNSTT(NJS+1,JK1)=KP DO 42 IK=JK1+1,NG 42 TNSTT(NJS+1,IK)=TNSTT(JK2,IK) NJS=NJS+1 44 CONTINUE 41 CONTINUE CONTINUE NJS3=NJS C Fourth order IF(NG.LE.3) GO TO 9000 IF(ODR.LT.4) GO TO 9000 DO JK1=1,NG-3 DO 51 JK2=NJS2+1,NJS3 DO 53 IK=1,JK1 IF(TNSTT(JK2,IK).GE.1) GO TO 51 53 CONTINUE DO 54 KP=1,NN(JK1+NP) TNSTT(NJS+1,JK1)=KP DO 52 IK=JK1+1,NG 52 TNSTT(NJS+1,IK)=TNSTT(JK2,IK) NJS=NJS+1 54 CONTINUE 51 CONTINUE CONTINUE C TNSTT Writing 9000 CONTINUE NTS=NJS 91 C WRITE(3,302) NG,NTS C302 FORMAT(/1X,'TNSTT'/1X,'NTL =',I5/1X,'STATES=',I5) C DO I=1,NTS C9 WRITE(3,301) (TNSTT(I,J),J=1,NG) C301 FORMAT(50I2) RETURN END SUBROUTINE PROB(GFOR,TFOR,GNSTT,TNSTT,NG,NTL,JG,JT,STP,NN,NDTH, *NGD,NTD) IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z) INTEGER GNSTT,TNSTT DIMENSION GFOR(40),TFOR(200),GNSTT(500000,40),TNSTT(10000,60), *NN(200) GSTP=1.0 NGD=0 DO I=1,NG NX=NN(I) KX=GNSTT(JG,I) IF(KX.EQ.0) GSTP=GSTP*(1-GFOR(I))**NX IF(KX.GE.1) GSTP=GSTP*(1-GFOR(I))**(NX-KX)*GFOR(I)**KX **ICNKX(NX,KX) NGD=NGD+KX CONTINUE TSTP=1 NTD=0 DO I=1,NTL NX=NN(I+NG) KX=TNSTT(JT,I) IF(KX.EQ.0) TSTP=TSTP*(1-TFOR(I+NG))**NX IF(KX.GE.1) TSTP=TSTP*(1-TFOR(I+NG))**(NX-KX)*TFOR(I+NG)**KX **ICNKX(NX,KX) NTD=NTD+KX CONTINUE STP=GSTP*TSTP NDTH=NGD+NTD C WRITE(3,3) JG,JT,(GNSTT(JG,I),I=1,NG),(TNSTT(JT,I),I=1,NTL) C3 FORMAT(2I5,3X,2(20I2)) C WRITE(3,4) GSTP,TSTP,STP C4 FORMAT(1X,'GSTP =',F12.8,5X,'TSTP =',F12.8,5X,' STP =',F12.8) 92 RETURN END FUNCTION ICNKX(NX,KX) INTEGER AX,BX AX=1 DO K=NX,NX-KX+1,-1 AX=AX*K BX=1 DO K=KX,1,-1 BX=BX*K ICNKX=AX/BX RETURN END SUBROUTINE MKSYS(SATAB,ZATAB,GNSTT,TNSTT,NG,NTL,JG,JT,NLE,NN) IMPLICIT REAL*8(A-H,O-Z) INTEGER GNSTT,TNSTT DIMENSION SATAB(200),ZATAB(200),GNSTT(500000,40),TNSTT(10000,60), *NN(200) DO I=1,NG ZATAB(I)=SATAB(I)*NN(I) IF(GNSTT(JG,I).GE.1) ZATAB(I)=SATAB(I)*(NN(I)-GNSTT(JG,I)) CONTINUE DO I=NG+1,NG+NTL ZATAB(I)=SATAB(I)*NN(I) IF(TNSTT(JT,I-NG).GE.1) ZATAB(I)=SATAB(I)*(NN(I)-TNSTT(JT,I-NG)) CONTINUE DO I=NG+NTL+1,NLE ZATAB(I)=SATAB(I) CONTINUE C WRITE(3,*) JG,JT,(SATAB(I),I=1,NG+NTL) C WRITE(3,*) JG,JT,(ZATAB(I),I=1,NG+NTL) RETURN END 93 TÀI LIỆU THAM KHẢO Mohammad Shahidehpour, Hatim Yamin and Zuyi Li 2002 Market Operations In Electric Power Systems A John Wiley & Sons, Inc., Publication [2] Wang, J.R McDonald 1994 Modern Power System Planning McGraw-Hill Book Company [3] Risheng Fang and David J Hill “A New Strategy for Transmission Expansion in Competitive Electricity Markets,” IEEE Transactions on , Vol 18, pp 374 380, Feb 2003 [4] Gellings, C.W, “Power Delivery System of The Future,” IEEE Transactions on , Vol 22, pp.7–12, Dec 2002 [5] Sergei Podkovalnikov, “Study for Russia, Democratic People Republic of Korea, Republic of Korea, and China Power Interconnection Analysis of Current Status”, Report of Energy Systems Institute Siberian Branch, Russian Academy of Sciences, Irkutsk, 664033, Russia R Billinton and R N Allan, “Reliability Evaluation of Power Systems”, Plenum Press, 1984 [6] Hamoud, G., “Probabilistic assessment of interconnection assistance between power systems”, IEEE Transactions on PS, Vol 13, No 2, pp 535-542, May 1998 [7] Yin, C.K., Mazumdar, M., “Reliability computations for interconnected generating systems via large deviation approximation”, IEEE Transactions on PS, Vol 4, No.1, pp 1-8, Feb 1989 [8] Alex Lago-Gonzalez, Singh, C., “The Extended Decomposition–Simulation Approach for Multi-Area Reliability Calculation”, IEEE Transactions on PS, Vol 5, No.3, pp.1024-1031, Aug 1990 [9] Gubbala, N., Singh, C., “A fast and efficient method for reliability evaluation of interconnected power systems-preferential decomposition method”, Power Industry Computer Application Conference Proceedings, pp 209-217, 4-7 May 1993 [10] Sigh, C., Gubbah, N., “A new approach for reliability evaluation of interconnected power systems”, AthensPPowerPTech, 1993.PAPTP93 Proceedings Joint International Power Conference, Vol.2, pp 771-775, 5-8 Sep 1993 [11] Billinton, R., Gan L., “A Monte Carlo simulation model for adequacy assessment of multi-area generating systems, Probabilistic Methods Applied to Electric Power Systems”, 1991 Third International Conference on, pp.317-322, 3-5 Jul 1991 [1] 94 [12] Cook,gA.S.,pRose,LI.A, “A Monte Carlo technique for computing the benefits arising from the interconnection of power systems, Power Systems”, IEEE Transactions on, Volume: 8, Issue: 3, pp 873-878, Aug 1993 [13] Billinton, R., ChDeng, Z., Singh, C., “A new approach to reliability evaluation of interconnected power systems including planned outages and frequency calculations”, IEEE Transaction on PS, Vol.7, No.2, pp 734-743, May 1992 [14] J.S Choi, D.H Do, S.P Moon and R Billinton, “Development of a Method for ELDC Construction in a Composite Power System”, in Proceedings of Large Engineering Systems Conference on Power System’99 (LESCOPE’99), pp.189194, Halifax, NS, Canada, June 20-22, 1999 [15] J.S Choi, S.P Moon, H.S Kim, B.G Lee and R Billinton, “Development of ELDC and Reliability Evaluation of Composite Power System Using Monte Carlo Method”, IEEE PES SM2000 Conference, Seattle, WA, USA, July 16-20, 2000 [16] Jaeseok Choi, Seougpil Moon, Hongsik Kim, Jinjung Kang, Hoyong Kim and Roy Billinton, “Development of an Analytical Method for Outage Cost Assessment in a Composite Power System”, PowerCon 2000, Perth, Australia [17] Jaeseok Choi, Hongsik Kim, Junmin Cha and Roy Billinton, “Nodal Probabilistic Congestion and Reliability Evaluation of a Transmission System under Deregulated Electricity Market”, IEEE, PES, SM2001, July 16-19, 2001, Vancouver, Canada [18] Jaeseok Choi, Hongsik Kim, Seougpil Moon and Roy Billinton, “Nodal Probabilistic Production Cost Simulation and Reliability Evaluation at Load Points of Composite Power System”, UPEC2001, Swansea, September 11-13, 2001, UK [19] S.P Moon, J B Chu, D H Jeon, H S Kim, J S Choi and R Billinton, “Transmission System Reliability Evaluation of KEPCO System in Face of Deregulation”, IEEE PES SM2002 Conference, Chicago, IL, USA, July 21-25, 2002 [20] R Billinton and W Li, “Reliability Assessment of Electric Power Systems Using Monte Carlo Methods” (Plenum Press, 1994.) [21] R Billinton and A Sankarakrishnan, “A Comparison of Monte Carlo Simulation Techniques for Composite Power System Reliability Assessment”, IEEE WESCANEX ’95 proceedings, pp.145-150, 1995 95 [22] L.Chen, H Suwa and J Toyoda, “Power Arrival Evaluation of Bulk System Including Network Constraints Based on Linear Programming Approach”, IEEE Trans on PS, Vol 6, No 1, pp 37-42, Feb 1991 [23] Allan, R., Billinton, R., “Probabilistic assessment of power systems”, Proceedings of the IEEE, Volume: 88, Issue: 2, pp 140-162, Feb 2000 [24] Jaeseok Choi, TrungTinh Tran, Sungrok Kang, Dongwook Park, Jaeyoung Yoon, Seungil Moon, and Roy Billinton, “Tie Line Constrained Equivalent Assisting Generator Model (TEAG) Considering Forced Outage Rates of Transmission Systems”, KIEE, International Journal on PE, June, 2004 [25] G.F Kovalev, “Methods and Algorithms for Evaluating the EPS Reliability in Steady-State Conditions”, 6th -USSR Energy Symposium Proceedings, Tokyo, pp.97-119, November 13, 1985 96 LÝ LỊCH TRÍCH NGANG Họ tên: Nguyễn Chí Tính Ngày, tháng, năm sinh: 08/11/1980 Nơi sinh: Sóc Trăng Địa liên lạc: 114A Kinh Xáng, P8, TP sóc Trăng, tỉnh Sóc Trăng Điện thoại: 0983046509 Email: thutinhkd@yahoo.com Quá trình đào tạo: - Từ 2000 đến 2005, học đại học trường đại học Cần Thơ, chuyên ngành K ỹ thuật điện - Từ năm 2008 đến 2010, học cao học trường ĐHBK Tp.HCM, chuyên ngành Thiết bị, mạng nhà máy điện Q trình cơng tác: Từ tháng năm 2005 đến ngày 08/2008 công tác Điện lực Sóc Trăng tỉnh Sóc Trăng Từ tháng năm 2009 đến công tác Trung tâm Nghiên cứu Công nghệ Thiết bị công nghiệp – ĐHBK TP.HCM ... khác Đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp công việc quan trọng vận hành, quản lý hệ thống điện Nghiên cứu đề xuất mơ hình tốn đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp có xét đến cường độ cưỡng hệ thống. .. 0.1 18 CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN HỢP NHẤT 3.1 Phương pháp đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp theo cấp độ I (HLI) Xét hệ thống điện hợp gồm hệ thống điện độc lập A, B, C Hình... đường dây truyền tải ba hệ thống Độ tin cậy hệ thống A đánh giá sử dụng mơ hình TEAG 3.2.2 Giải thuật đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp cấp độ Thuật toán để đánh giá độ tin cậy hệ thống điện