1. Chương trình tính toán RELIAB đã thiết lập tỏ ra rất hiệu quả để tính toán ĐTC CCĐ cho LĐPP xét tới các NDP.
2. Kết quả tính toán các chỉ tiêu ĐTC CCĐ cho các phụ tải được cung cấp từ lộ 371 E37.5 huyện Phú Yên, tỉnh Sơ La cho thấy ĐTC còn thấp so với yêu cầu hiện nay. Một số khu vực xa nguồn có ĐTC rất thấp.
3. Việc sử dụng khả năng cung cấp hỗ trợ từ các lộ bên cạnh như các NDP có hiệu quả rất đáng kể để nâng cao ĐTC CCĐ, đặc biệt là cho một số khu vực xa nguồn chính. Đây cũng là ưu điểm cần tận dụng của sơ đồ lưới kín vận hành hở của LĐPP.
83
KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI
Đề tài nghiên cứu “Tính toán phân tích hiện trạng lưới điện trung áp huyện Phù Yên tỉnh Sơn La và đánh giá độ tin cậy CCĐ của xuất tuyến 371 TBA E17.5” được thực hiện nhằm mục đích nghiên cứu các vấn đề chính liên quan đến:
Đánh giá các chỉ tiêu ĐTCCCĐ LĐTA Việt Nam. Qua những phân tích và đánh giá, thấy rằng tại Việt Nam, số liệu thống kê về độ tin cậy CCĐ là chưa đầy đủ. Hiện nay mới chỉ đưa ra các suất sự cố trên đường dây và TBA; Trong công tác kiểm tra, thiết kế lưới điện, ĐTC CCĐ cho khách hàng cũng còn chưa được xét một cách đầy đủ, cũng như chưa có biện pháp cụ thể hay đề xuất một lộ trình cho việc tăng cường độ tin cậy.
Mô hình hệ thống CCĐ theo khu vực rất thích hợp với lưới điện trung áp để xây dựng các phương pháp tính toán ĐTCCCĐ. Trên cơ sở thiết lập các ma trận cấu trúc và ma trận ảnh hưởng TBPĐ có thể được tính toán được các chỉ tiêu cơ bản về ĐTCCCĐ thông qua các quan hệ giải tích
Trên cơ sở phân chia hộ phụ tải theo khu vực và thiết lập các ma trận liên kết, đề tài đã khai thác phương pháp đồ thị giải tích, đưa ra một loạt các ma trận cấu trúc nhằm phát triển mô hình, phương pháp tính toán ĐTC cho LĐPP có xét đến các đặc điểm: Cấu trúc kín vận hành hở, có nhiều NDP, ảnh hưởng khác nhau của TBPĐ.
Dựa trên mô hình, phương pháp, thuật toán, đề tài đã xây dựng chương trình tính toán ĐTCCCĐ lưới điện trung áp xét đến hiệu quả của các TBPĐ. Trên cơ sở chương trình tính toán ĐTC, đề tài đã tính toán ứng dụng cho lưới điện có cấu hình cụ thể.
Kết quả tính toán lưới điện cụ thể cho một tuyến lộ thuộc khu vực huyện Yên Phù tỉnh Sơn La cho thấy ĐTC không thấp lắm (99,1%) tuy nhiên điện năng bị mất trong năm tương đối lớn. khi xét đến NDP thì ĐTC được tăng lên rõ rệt, có thể đảm bảo yêu cầu
Những công việc cần triển khai tiếp tục về sau này của đề tài:
Việc nghiên cứu phương pháp đánh giá ĐTC trong luận văn (xét đến hiệu quả của TBPĐ và các NDP) chỉ là bước đầu. Thực tế để đầu tư thêm NDP hoặc nâng cấp TBPĐ còn phụ thuộc vào hiệu quả kinh tế. Cần so sánh chi phí đầu tư với hiệu quả giảm thiệt hại do mất điện để quyết định phương án. Việc lựa chọn tối ưu cho vị trí đặt TBPĐ cho có hiệu quả cũng là việc cần được quan tâm.
84
Xây dựng một hệ thống thống kê chỉ số độ tin cậy CCĐ khả dĩ nhằm đáp ứng các yêu cầu về phân tích sự cố lưới điện trong đó có thể phân tích được những tổn thất từ phía khách hàng do mất điện. Tiêu chuẩn cho thiết kế lưới điện trong công tác tính toán lưới điện
Trong thời gian ngắn và với lượng kiến thức còn hạn chế không thể tránh khỏi những thiếu sót rất mong được sự góp ý của thầy giáo. Em xin chân thành cảm ơn!
85
TÀI LIỆU THAM KHẢO
TIẾNG VIỆT
[1] Lã Văn Út, Nguyễn Đức Hạnh: Đánh giá độ tin cậy CCĐ của lưới điện trung áp trong giai đoạn quy hoạch, thiết kế. Tạp chí Khoa học và Công nghệ các trường Đại học Kỹ thuật, số 80/2011, trang 84-90.
[2] Trần Bách (2004), Lưới điện và hệ thống điện, tập I, II, III, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[3] Bản dịch (1981), Những phương pháp toán học trong lý thuyết độ tin cậy, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[4] Đặng Ngọc Dinh, Trần Bách, Ngô Hồng Quang, Trịnh Hùng Thám (1981), Hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[5] Viện Năng lượng (2009), Quy hoạch phát triển điện lực TP.Hà Nội giai đoạn 2010-2015-2020, Hà Nội.
[6] Công ty điện lực Huyện Phù Yên, tỉnh Sơn La, Tổng công ty điện lực Miền Bắc, Báo cáo công tác quản lý kỹ thuật năm 2010.
TIẾNG ANH
[7] Billinton, R. and Li, W (1994), Reliability Assessment of Electric Power Systems Using Monte Carlo Methods, Plenum Press edition, in English.
[8] In-Su Bae, Jin O Kim (2007), Reliability Evaluation of distributed Generation Based on Operation Mode, IEEE Trans. on Power systerms, vol.22, no 2 pp. 785-790.
[9] In-Su Bae, Jin O Kim (2008), Reliability Evaluation of Customers in Microgrid, IEEE Trans. On Power systerms, vol.23, no 3 pp. 1416-1422.
[10] R.Billinton and R.N.Allan (1996), Reliability Evaluation of Power Systems, Plenum Press edition, in New York.
[11] Roy Billinton and S.Jonnavithula (1996), Optimal swiching device placement in radial distribution systems, IEEE Trans. on Power Delivery, vol.11, no3, pp.1646- 1651. (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
86
PHỤ LỤC TỔNG HỢP KẾT QUẢ TÍNH TOÁN NGĂN LỘ 317 E17.5
Bảng 5. Bảng t ng hợp kết quả tính phân bố dòng áp của ngăn lộ 371 E17.5 trong phần mềm PSS/Adept 5.0
Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref
I(a) I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V
Total Branch Power Total Losses Total Dist P Q P Q
Line1 TC 8 ABC AC70 28.57 28.57 28.57 34.99 34.99 34.99 35 1,728 109 0 -2 0.3000 Line7 8 17 ABC AC70 19.71 19.71 19.71 34.98 34.98 34.98 35 1,167 -265 1 -10 1.4500 Line11 17 17/3 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.98 34.98 34.98 35 48 -1 0 -26 4.3500 Ban_Khoa 17/3 NODE18 ABC TRANS 4.38 4.38 4.38 7.05 7.05 7.05 7 48 25 0 2 4.3500 Line8 17 22B ABC AC70 18.86 18.86 18.86 34.95 34.95 34.95 35 1,118 -254 1 -19 3.7500 Line12 22B 22B/1 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.95 34.95 34.95 35 48 25 0 0 3.7900 Tran5 22B/1 NODE16 ABC TRANS 4.37 4.37 4.37 7.04 7.04 7.04 7 -48 -25 0 2 3.7900 Line9 22B 33 ABC AC70 18.17 18.17 18.17 34.95 34.95 34.95 35 1,069 -260 0 0 3.7800 Line10 33 33/1 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.95 34.95 34.95 35 48 25 0 0 3.8100 Tran6 33/1 NODE21 ABC TRANS 4.37 4.37 4.37 7.04 7.04 7.04 7 -48 -25 0 2 3.8100 Line13 33 34A ABC AC70 17.50 17.50 17.50 34.95 34.95 34.95 35 1,020 -284 0 0 3.8100 Line14 34A 34A/1 ABC AC50 2.10 2.10 2.10 34.95 34.95 34.95 35 110 64 0 0 3.8300 Tran10 34A/1 NODE27 ABC 250 10.23 10.23 10.23 6.78 6.78 6.78 7 -110 -64 2 12 3.8300 Line15 34A 50 ABC AC70 15.97 15.97 15.97 34.93 34.93 34.93 35 910 -347 1 -22 6.4200 Line17 50 371-7/58 ABC AC70 15.29 15.29 15.29 34.92 34.92 34.92 35 861 -349 0 -12 7.8200 Line18 371-7/58 58/1 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.92 34.92 34.92 35 48 25 0 0 7.8300 Tran9 58/1 NODE31 ABC TRANS 4.36 4.36 4.36 7.04 7.04 7.04 7 -48 -25 0 2 7.8300 Line19 371-7/58 67 ABC AC70 14.64 14.64 14.64 34.91 34.91 34.91 35 813 -362 0 -10 8.9500 Line20 67 67/2 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.91 34.91 34.91 35 48 24 0 -1 9.0400 Tran7 67/2 NODE33 ABC TRANS 4.36 4.36 4.36 7.04 7.04 7.04 7 48 25 0 2 9.0400 Line29 67 79 ABC AC70 13.98 13.98 13.98 34.90 34.90 34.90 35 764 -377 0 -15 10.6500 Line28 79 79/26 ABC AC70 2.84 2.84 2.84 34.90 34.90 34.90 35 121 -164 0 -43 15.6000 Line24 79/26 79/26/1 ABC AC50 1.03 1.03 1.03 34.90 34.90 34.90 35 61 11 0 -3 15.9300
87
Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref
I(a) I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist P Q P Q
Line30 79/26/1 79/26/1/1 ABC AC50 0.67 0.67 0.67 34.90 34.90 34.90 35 36 17 0 -1 16.0800 Tran12 79/26/1/1 NODE45 ABC USER 3.27 3.27 3.27 7.03 7.03 7.03 7 36 19 0 1 16.0800 Line25 79/26/1 79/26/13 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.90 34.90 34.90 35 25 -3 0 -16 17.7000 Tran11 79/26/13 NODE46 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 25 12 0 0 17.7000 Line23 79/26 79/40 ABC AC70 1.97 1.97 1.97 34.90 34.90 34.90 35 -61 132 0 -30 19.0000 Line21 79/40 79/40/5 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.90 34.90 34.90 35 -25 83 0 -95 29.8500 Tran13 79/40/5 NODE39 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 -25 -12 0 0 29.8500 Line22 79/40 79/66 ABC AC70 0.67 0.67 0.67 34.90 34.90 34.90 35 36 -20 0 -38 23.3600 Tran14 79/66 NODE43 ABC USER 3.27 3.27 3.27 7.03 7.03 7.03 7 36 19 0 1 23.3600 Line31 79 85 ABC AC70 11.06 11.06 11.06 34.90 34.90 34.90 35 642 -198 0 -11 11.9700 Line34 85 85/3 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.90 34.90 34.90 35 48 24 0 0 12.0200 Tran16 85/3 NODE53 ABC TRANS 4.36 4.36 4.36 7.03 7.03 7.03 7 48 25 0 2 12.0200 Line26 85 97 ABC AC70 10.34 10.34 10.34 34.90 34.90 34.90 35 594 -211 0 -16 13.8700 Line35 97 103 ABC AC70 9.77 9.77 9.77 34.89 34.89 34.89 35 558 -213 0 -18 15.9100 Line36 103 103/3 ABC AC70 2.83 2.83 2.83 34.89 34.89 34.89 35 154 -84 0 -9 16.9800 Line37 103/3 103/3/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 11 0 -1 17.0900 Tran18 103/3/1 NODE57 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 -25 -12 0 0 17.0900 Line38 103/3 103/8 ABC AC70 2.42 2.42 2.42 34.89 34.89 34.89 35 129 -86 0 -17 18.9700 Line39 103/8 103/18/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 12 0 0 19.0100 Tran25 103/18/1 NODE64 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 25 12 0 0 19.0100 Line40 103/8 103/41 ABC AC70 2.19 2.19 2.19 34.89 34.89 34.89 35 105 -81 0 0 18.9900 Line41 103/41 103/41/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 12 0 0 19.0250 Tran20 103/41/1 NODE66 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 25 12 0 0 19.0250 Line42 103/41 103/67 ABC AC70 1.55 1.55 1.55 34.89 34.89 34.89 35 80 -93 0 -44 23.9900 Line43 103/67 103/67/4 ABC AC50 0.69 0.69 0.69 34.89 34.89 34.89 35 40 -18 0 -6 24.7300 Line44 103/67/4 103/67/22 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.89 34.89 34.89 35 15 -23 0 -30 28.2100 Tran21 103/67/22 NODE68 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.10 7.10 7.10 7 15 8 0 0 28.2100 Line45 103/67/4 103/67/4/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 12 0 -1 24.8150 Tran22 103/67/4/1 NODE70 ABC 50 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 -25 -12 0 0 24.8150 Line46 103/67 103/89 ABC AC70 0.70 0.70 0.70 34.88 34.88 34.88 35 40 -31 0 -45 29.0900
88
Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref
I(a) I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist P Q P Q
Line47 103/89 103/89/5 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.88 34.88 34.88 35 15 3 0 -5 29.6500 Tran23 103/89/5 NODE74 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.10 7.10 7.10 7 -15 -8 0 0 29.6500 Line48 103/89 103/91 ABC AC70 0.45 0.45 0.45 34.88 34.88 34.88 35 25 11 0 -1 29.2400 Tran24 103/91 NODE72 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 -25 -12 0 0 29.2400 Line49 103 104 ABC AC70 6.91 6.91 6.91 34.89 34.89 34.89 35 404 -111 0 -5 16.4580 Line50 104 104/2 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.89 34.89 34.89 35 25 11 0 -1 16.5580 5 104/2 NODE92 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 25 12 0 0 16.5580 Line51 104 116 ABC AC70 6.51 6.51 6.51 34.88 34.88 34.88 35 379 -117 0 -12 17.8350 Line52 116 116/2 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.88 34.88 34.88 35 48 24 0 -1 17.9350 Tran27 116/2 NODE94 ABC USER 4.36 4.36 4.36 7.03 7.03 7.03 7 48 25 0 2 17.9350 Line80 116 127 ABC AC70 5.79 5.79 5.79 34.88 34.88 34.88 35 331 -129 0 -16 19.6350 Line55 127 127/2 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.88 34.88 34.88 35 25 11 0 -1 19.7650 Tran28 127/2 NODE96 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.10 7.10 7.10 7 25 12 0 0 19.7650 Line56 127 141 ABC AC70 5.34 5.34 5.34 34.87 34.87 34.87 35 306 -125 0 -23 22.2350 Line57 141 141/3 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.87 34.87 34.87 35 25 8 0 -5 22.7850 Tran29 141/3 NODE98 ABC USER 2.22 2.22 2.22 7.09 7.09 7.09 7 25 12 0 0 22.7850 Line58 141 159 ABC AC70 4.86 4.86 4.86 34.86 34.86 34.86 35 282 -109 0 -27 25.3450 Line59 159 159/1 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.86 34.86 34.86 35 15 7 0 0 25.3850 Tran30 159/1 NODE100 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 7 15 8 0 0 25.3850 Line60 159 174 ABC AC70 4.52 4.52 4.52 34.85 34.85 34.85 35 266 -90 0 -30 28.8050 Line61 174 174/1 ABC AC50 0.68 0.68 0.68 34.85 34.85 34.85 35 37 18 0 0 28.8550 Tran31 174/1 NODE102 ABC USER 3.31 3.31 3.31 7.09 7.09 7.09 7 37 18 0 1 28.8550 Line62 174 190 ABC AC70 3.99 3.99 3.99 34.85 34.85 34.85 35 229 -77 0 -3 29.1050 Line63 190 190/4 ABC AC50 1.51 1.51 1.51 34.85 34.85 34.85 35 79 43 0 -3 29.4050 Tran32 190/4 NODE104 ABC USER 7.33 7.33 7.33 6.76 6.76 6.76 7 79 46 1 8 29.4050 Line64 190 204 ABC AC70 2.85 2.85 2.85 34.85 34.85 34.85 35 151 -118 0 -34 33.0050 Line65 204 204/2 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.85 34.85 34.85 35 15 7 0 -1 33.1050 Tran40 204/2 NODE121 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 7 15 8 0 0 33.1050 Line66 204 222 ABC AC70 2.50 2.50 2.50 34.84 34.84 34.84 35 135 -90 0 -23 35.6050 Line67 222 222/1 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.84 34.84 34.84 35 15 7 0 -1 35.7050
89
Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref
I(a) I(b) I(c) |Vab| |Vbc| |Vca| Min V Total Branch Power Total Losses Total Dist P Q P Q
Tran33 222/1 NODE106 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 7 15 8 0 0 35.7050 Line68 222 230 ABC AC70 2.26 2.26 2.26 34.84 34.84 34.84 35 120 -75 0 -10 36.7050 Line69 230 230/9 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.84 34.84 34.84 35 15 -5 0 -12 38.1050 Tran34 230/9 NODE108 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 7 15 8 0 0 38.1050 Line70 230 240 ABC AC70 1.89 1.89 1.89 34.84 34.84 34.84 35 104 -60 0 -15 38.4050 Line71 240 240/2 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.84 34.84 34.84 35 24 11 0 -1 38.5050 Tran35 240/2 NODE110 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.09 7.09 7.09 7 24 12 0 0 38.5050 Line72 240 254 ABC AC70 1.47 1.47 1.47 34.84 34.84 34.84 35 80 -57 0 -18 40.4550 Line73 254 254/2 ABC AC50 0.29 0.29 0.29 34.84 34.84 34.84 35 15 7 0 -1 40.5850 Tran36 254/2 NODE112 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 7 15 8 0 0 40.5850 Line74 254 280 ABC AC70 1.11 1.11 1.11 34.84 34.84 34.84 35 64 -45 0 -27 43.5450 Line75 280 280/1 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.84 34.84 34.84 35 24 12 0 0 43.5950 Tran37 280/1 NODE114 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.09 7.09 7.09 7 24 12 0 0 43.5950 Line76 280 303 ABC AC70 0.67 0.67 0.67 34.84 34.84 34.84 35 40 -30 0 -36 47.6450 Line77 303 303/4 ABC AC50 0.45 0.45 0.45 34.84 34.84 34.84 35 24 9 0 -3 47.9700 Tran38 303/4 NODE116 ABC USER 2.21 2.21 2.21 7.09 7.09 7.09 7 24 12 0 0 47.9700 Line81 303 309/1 ABC AC70 0.29 0.29 0.29 34.84 34.84 34.84 35 15 -4 0 -11 48.9450 Tran41 309/1 NODE118 ABC USER 1.39 1.39 1.39 7.09 7.09 7.09 7 15 8 0 0 48.9450 Line27 97 97/1 ABC AC50 0.67 0.67 0.67 34.90 34.90 34.90 35 36 18 0 0 13.9200 Tran17 97/1 NODE55 ABC TRANS 3.27 3.27 3.27 7.03 7.03 7.03 7 36 19 0 1 13.9200 Line16 50 50/2 ABC AC50 0.90 0.90 0.90 34.93 34.93 34.93 35 48 24 0 -1 6.5200
Tran8 50/2 NODE29 ABC TRANS 4.37 4.37 4.37 7.04 7.04 7.04 7 48 25 0 2 6.5200 Line6 8 8/4 ABC AC50 11.17 11.17 11.17 34.99 34.99 34.99 35 -561 -376 0 -3 0.6500 Line5 8/4 8/12 ABC AC50 10.36 10.36 10.36 34.98 34.98 34.98 35 -512 -355 0 -9 1.6800