Với sơ đồ lưới điện phân phối đã có gồm các xuất tuyến trung áp từ các trạm biến áp khu vực hoặc các trạm trung gian, các số liệu thống kê về số lần sự cố, thời gian mất điện do sự cố, số lần ngừng điện theo kế hoạch, thời gian mất điện theo kế hoạch hàng năm và các số liệu về số lượng khách hàng, tải trung bình của từng trạm biến áp phụ tải chúng ta tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cho từng nút phụ tải (, t, T ) và từng xuất tuyến (SAIDI, SAIFI, CAIDI,
ASAI, ENS, AENS...).
Trên cơ sở sơ đồ thực tế lưới điện, các thiết bị phân đoạn có trên lưới, chúng ta xác định được mối quan hệ ảnh hưởng lẫn nhau về các thông số độ tin cậy (thông số dòng hỏng hóc, thời gian sự cố ...) giữa các đoạn lưới khi xảy ra sự cố trên một đoạn bất kỳ. Trong trường hợp mất điện theo kế hoạch để sửa chữa hoặc thao tác trên lưới cách tính toán cũng tương tự như cách tính toán của trường hợp mất điện do sự cố.
Tuy nhiên như đã giới thiệu ở những chương trước, lưới điện phân phối là rất phức tạp do cấp điện trực tiếp cho phụ tải nên có rất nhiều nhánh, nhiều nút và phân bố không theo bất kỳ một quy luật nào. Lưới phân phối có thể có cấu trúc hình cây hoặc mạch kín nhưng vận hành hở. Có nghĩa là khi vận hành lưới phân phối chỉ được cấp điện từ một phía.
Để tính toán độ tin cậy của lưới phân phối phân đoạn, trước tiên cần đẳng trị các đoạn lưới thành đoạn lưới chỉ có một phụ tải.
2.3.1. Đẳng trị lƣới phân phối thành sơ đồ tƣơng đƣơng:
Đẳng trị các đoạn lưới liền nhau mà giữa chúng không có thiết bị phân đoạn thành một đoạn lưới có thiết bị phân đoạn.
- Độ dài đẳng trị của m đoạn lưới liền nhau thành đoạn lưới j là:
m 1 i i l j l (2.11) - Cường độ hỏng hóc của đoạn lưới i là:
100 i oi i l , năm-1 (2.12) - Cường độ hỏng hóc của đoạn lưới j là:
m i i j 1 (2.13)
j m i i j oj t t 1 0 (2.14) - Tổng phụ tải đoạn lưới j cấp điện khi hệ số đồng thời bằng 1 là:
m i i j P P 1 max max (2.15) Pmaxi là phụ tải của đoạn lưới i (đấu ở cuối đoạn lưới i).
- Thời gian sử dụng công suất lớn nhất của đoạn lưới j Tmaxj là:
j m i i i j P T P T max 1 max max max (2.16) - Cường độ hỏng hóc j cũng là cường độ hỏng hóc của tất cả các trạm biến áp phân phối i, vì khi đoạn lưới j mất điện thì các trạm phân phối i cũng mất điện:
Pj = j (2.17) Tương tự
tPoi = toj (2.18) - Các chỉ tiêu độ tin cậy cần tính:
+ Số lần mất điện trung bình năm của một trạm biến áp phân phối:
1 1 1 N SLpi SL N i tb (2.19) SLpi: Số lần mất điện trạm biến áp phân phối i trong một năm;
N1: Số trạm biến áp phân phối thuộc lưới phân phối đang tính.
+ Thời gian mất điện trung bình cho một trạm phân phối trong một năm:
1 1 1 N t t N i hpi htb (2.20) thpi: Thời gian mất điện một trạm phân phối một năm.
N1 1 i t Wi W (2.21)
2.3.2. Mô tả lƣới phân phối theo cấu trúc ngƣợc.
Cấu trúc của lưới điện được mô tả cho máy tính bằng các nhánh và nút, sẽ được nhận dạng đầy đủ nếu cho biết nhánh và nút đầu, nút cuối của mỗi nhánh.
Nút có thể là điểm đấu phụ tải (bao gồm cả máy biến áp phân phối), điểm nối các nhánh rẽ, điểm đấu tụ bù, kháng điện, thiết bị đóng cắt,...
Nhánh là đoạn lưới hay phần tử lưới nối giữa hai nút liền kề nhau. Nhánh có thể là đường dây điện, máy biến áp lực, kháng điện, tụ bù, thiết bị đóng cắt. Nhánh được đánh số trùng với nút cuối của nó.
Trước hết đánh các số nút của lưới điện từ nút nguồn đến nút tải cuối cùng, nút được đánh bắt đầu từ nguồn, nút nguồn đánh số 0. Lưới điện phân phối hình tia có số nút và số nhánh bằng nhau và bằng N. Sau đó đánh số nhánh theo quy tắc số nhánh trùng với nút cuối của nó. Cách đánh này cho phép máy tính hiểu biết dễ dàng mối quan hệ giữa các nhánh và nút. Khi biết một nhánh là i có NĐ(i) và NC(i) thì ta biết ngay nhánh cấp điện cho nhánh này J = NĐ(i), còn nó cấp điện cho nhánh k có nút đầu là NĐ(k) = NC(i) = i.
Cách mô tả lưới phân phối này gọi là mô tả theo cấu trúc ngược, được lập cho từng xuất tuyến, hoặc toàn bộ lưới thuộc một trạm trung gian hoặc khu vực. Để giải tích độ tin cậy, mỗi nhánh và nút cần biết các thông số sau:
- Thông số nút gồm công suất phụ tải tối đa Pmax và thời gian sử dụng công suất lớn nhất Tmax.
- Thông số nhánh gồm:
+ Cường độ hỏng hóc o, 1/100km.năm; + Thời gian phục hồi sự cố to, h;
+ Thiết bị đóng cắt được cho bởi các thông số:
K(i) = 1 không có thiết bị đóng cắt hoặc TBĐC là dao cách ly. K(i) = 0 thiết bị đóng cắt là máy cắt.
M(i) = 0 nếu không có thiết bị đóng cắt (dùng để đẳng trị lưới). M(i) = 1 nếu có thiết bị đóng cắt.
Nếu là dao cách ly thì cho thời gian thao tác Tc (h), máy cắt thì Tc = 0. Khi sự cố trên đoạn lưới đặt dao cách ly thì tất cả các đoạn lưới phía trước nó cho đến dao cách ly gần nhất sẽ chịu ảnh hương toàn phần về số lần mất điện, còn thời gian sự cố bằng thời gian thao tác dao cách ly Tc.
2.3.3. Tính ma trận ảnh hƣởng.
Số lần mất điện SL(i) và thời gian mất điện th(i) của mỗi đoạn lưới là do hai nguyên nhân: Hỏng hóc bản thân đoạn lưới và ảnh hưởng hỏng hóc của các đoạn lưới khác.
Ảnh hưởng hỏng hóc của đoạn lưới khác được chia thành hai loại: - Loại 1: Bao gồm các đoạn lưới nằm trên đường nối từ nuồn đến đoạn lưới xét. Ảnh hưởng này là toàn phần, đoạn lưới xét ngừng điện đúng bằng đoạn lưới ảnh hưởng.
- Loại 2: Là các đoạn lưới còn lại nằm ngoài đường nối, đó là ảnh hưởng không toàn phần, phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn ảnh hưởng với đoạn lưới xét hoặc với các đoạn lưới trên đường nối của đoạn lưới xét.
Cho lưới phân phối có N đoạn lưới, ảnh hưởng lẫn nhau của chúng được bằng hai ma trận ảnh hưởng AS(i,j) và AH(i,j). Ma trận AS(i,j) cho ảnh hưởng về số lần mất điện của đoạn lưới i đến đoạn lưới j, ma trận AH(i,j) cho ảnh hưởng về thời gian mất điện của đoạn lưới i đến đoạn lưới j.
Các phần tử của hai ma trận được tính như sau: - Ảnh hưởng của đoạn lưới j đến chính nó:
AH(i,j) = (j).to(j) (2.22) - Ảnh hưởng của các đoạn lưới k nằm trên 0-j từ nguồn đến đoạn lưới j (cũng là nút j):
AS(k,j) = (k)
AH(k,j) = (k).to(k) (2.23) - Ảnh hưởng của các đoạn lưới i còn lại nằm ngoài đường nối nhưng nối vào đoạn lưới z trên đường nối 0-j:
AS(i,j) = (i).K(i)
AH(i,j) = K(i).tC(i) (2.24) - Ảnh hưởng của các đoạn còn lại nằm ngoài đường nối và cũng không nối vào đoạn lưới z trên đường nối 0-j:
AS(i,j) = K(a).K(b)...(i).K(i)
AH(i,j) = K(a).K9b)...K(i).tC(i) (2.25) K(a).K(b)... chỉ thông số của các thiết bị phân đoạn trên các đoạn lưới a, b, ... nối giữa doạn i và đoạn lưới j.
Khi K(a).K(b)...K(i) = 1, có nghĩa hỏng hóc đoạn lưới i gây ra ngừng điện trên đoạn lưới j.
Khi K(a).K(b)...K(i) = 0 (có ít nhất một máy cắt giữa j và j hoặc z) thì hỏng hóc đoạn lưới i không gây ngừng điện trên đoạn lưới j.
Tính chỉ tiêu độ tin cậy:
Chỉ tiêu độ tin cậy của đoạn lưới j cũng là của phụ tải j (TPP j) đấu vào đoạn lưới, đó là tổng hợp của cột j trong hai ma trận ảnh hưởng:
SL(j) = SPPj = i AS(i,j) (2.26) th(j) = thPj = i AH(i,j) (2.27) W(j) = thPj.Pmax(j).Tmax(j) 8760 1 (2.28)
Trong đó: SL(j) - Số lần cắt điện đoạn lưới j trong một năm. SPPj - Số lần cắt điện phụ tải j trong một năm.
th(j) - Thời gian cắt điện trung bình của đoạn lưới j trong một năm. thPj - Thời gian cắt điện trung bình của phụ tải j trong một năm. AS(i,j) - Ma trận số lần ảnh hưởng.
AH(i,j) - Ma trận thời gian ảnh hưởng.
W(j) - Điện năng mất trên đoạn lưới j trong một năm. Pmax(j) - Công suất tiêu thụ cực đại của phụ tải j.
Tmax(j) - Thời gian sử dụng công suất cực đại của phụ tải j. Các chỉ tiêu trung bình của toàn lưới phân phối tính theo lưới phân phối góc
2.3.4. Thuật toán ma trận đƣờng nối.
Ma trận B(i,j) j = 0 j = j + 1 B(i,j) = 1 r = j r1 = NĐ(r) r1 = 0 r = r1 B(r1,j) = 1 Đúng Sai
Đường nối từ nguồn đến từng nút tải rất cần thiết để tính độ tin cậy của lưới phân phối. Đường nối bao gồm tát cả các đoạn lưới nối từ nguồn tới nút tải. Tất cả các đường nối nằm trong ma trận đường nối của lưới phân phối B(i,j), trong đó j là nút đích, i là đoạn lưới.
Nếu B(i,j) = 1 thì đoạn lưới i nằm trên đường nối đến nút j.
Nếu B(i,j) = 0 thì đoạn lưới i không nằm trên đường nối đến nút j. Tìm đường nối j bằng cấu trúc ngược: Đoạn lưới đầu tiên của đường nối này là đoạn lưới j, đoạn lưới tiếp theo là đoạn lưới k có nút cuối trùng với trùng với nút đầu của đoạn lưới j(NC(k) = NĐ(j)), tiếp theo sẽ là đoạn lưới có nút cuối trùng với nút đầu của đoạn lưới k. Tìm kiếm tiếp tục cho đến khi nút đầu của đoạn lưới bằng 0, đó là đoạn cuối cùng.
2.3.5. Thuật toán tính ma trận ảnh hƣởng:
Để lập ma trận ảnh hưởng ta xét từng cột j của ma trận B(i,j) bắt đầu từ j = 1 đến j = N, với mỗi cột lại xét từng i bắt đầu từ i = 1 đến i = N. Có thể xảy ra các trường hợp sau:
- Nếu B(i,j) = 1, đoạn lưới i nằm trên đường nối 0 - j, theo (2.24) ta có: AS(i,j) = (i)
AH(i,j) = (i).to(i) (2.29) - Nếu B(i,j) = 0, đoạn lưới i không nằm trên đường 0 - j nằm giữa đoạn lưới i và đoạn lưới j đó là các đoạn lưới a, b... Trước tiên tìm đoạn lưới k đứng ngay trước đoạn lưới i theo điều kiện: NĐ(i) = NC(k), sau đó xét B(k,j):
+ B(k,j) = 1, đoạn lưới k nằm trên đường nối 0 - j, theo (2.25) ta có: AS(i,j) = (i).K(i)
AH(i,j) = (i).K(i).tC(i) (2.30) + B(k,j) = 0, đoạn lưới k nằm trên đường nối 0 - j, vì vậy:
) ( ). ( (k) j) AH(k, j) AS(i, K i i
) ( ). ( ). ( ) ( (k).t j) AH(k, j) AH(i, c i t i i K k c (2.31) Các công thức (2.27) và (2.28) có tác dụng giữ lại trong AS(k,j) và AH(k,j) các K(a), K(b)... tức là mã thiết bị phân đoạn trên đường nối giữa đoạn lưới k và đoạn lưới j hoặc đoạn lưới bất kỳ trên đường nối 0-j.
Theo thuật toán này với cách đánh số nút và nhánh như trên thì AS(k,j), AH(k,j) được tính trước AS(i,j), AH(i,j) vì k < i.
2.3.6. Chƣơng trình tính toán.
Chương trình tính toán được thiết lập bằng ngôn ngữ Delphi hướng đối tượng Object Pascal, dễ học, dễ hiểu, phần mền kế thừa mọi ưu điểm của Pascal.
Môi trường sử dụng trục quan, tốc độ nhanh và khả năng quản lý cơ sở dữ liệu chặt chẽ có thể truy xuất nhiều loại cơ sở dữ liệu khác nhau.
Tích hợp các công nghệ riêng rẽ để tạo nên môi trường phát triển toàn diện. Công việc nhập và sửa chữa số liệu dễ dàng, rất thuận lợi để áp dụng cho khối lượng nhập số liệu lớn như tính toán độ tin cậy của lưới điện phức tạp.
Chƣơng 3
TÍNH TOÁN - ĐÁNH GIÁ - PHÂN TÍCH ĐỘ TIN CẬY CỦA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TỈNH TUYÊN QUANG 3.1. Giới thiệu tổng quát về lƣới điện phân phối tỉnh Tuyên Quang. 3.1.1. Nguồn điện.
Toàn tỉnh Tuyên Quang có 3 trạm biến áp 110kV với tổng dung lượng 113MVA được bố trí như sau - Bảng 3.1
Bảng 3.1: Công suất các trạm biến áp 110 tỉnh Tuyên Quang
TT Trạm biến áp Địa điểm Công suất Cấp điện áp
1 E14.1 Thị xã Tuyên Quang 16MVA 110/35/10kV 40MVA 110/35/10kV 2 E14.2 Huyện Chiên hoá 16MVA 110/35/22kV 25MVA 110/35/22kV 3 E14.3 Huyện Sơn Dương 16MVA 110/35/10kV
- Trạm biến áp E14.1 cấp điện cho thị xã Tuyên Quang và các huyện Yên Sơn, huyện Hàm yên với cấp điện áp là 35kV. Cấp điện cho huyện Yên Sơn qua 2 trạm biến áp trung gian Hưng Thành 35/10kV. Cấp điện cho Phường Tân Hà qua trạm biến áp trung gian Gò Chẩu 35/10kV và cấp điện cho nhà máy xi măng qua trạm biến áp trung gian Xi măng 35/6kV
- Trạm biến áp 110kV E14.2 cấp điện cho huyện Chiêm hoá và Huyện Na Hang với cấp điện áp là 35kV. Cấp điện cho huyện Hàm Yên qua trạm biến áp trung gian Hàm yên 35/10kV, cấp điện cho huyện Na Hang qua 2 trạm biến áp trung gian Na Hang 35/6kV
- Trạm biến áp 110kV E14.3 cấp điện cho trung tâm huyện Sơn Dương với cấp điện áp là 35kV, cấp điện cho các khu vực còn lại của huyện qua trạm biến áp trung gian 35/10kV
Toàn tỉnh Tuyên Quang có 9 trạm biến áp trung gian với tổng dung lượng 48.800kVA nhận điện qua 5 trạm biến áp 110kV và được bố trí như sau
Bảng 3.2: Công suất các trạm biến áp trung gian tỉnh Tuyên Quang
TT Trạm biến áp Địa điểm Công suất
(kVA) Cấp điện áp
1 Hưng Thành Thị xã Tuyên Quang 1x5600+1x4000 35/10kV 2 Gò chẩu Phường Tân Hà 2x4000 35/10kV 3 Xi măng Xã Tràng Đà 2x4000 35/6kV 4 Nông tiến Phường Nông Tiến 1x1800 35/10kV 5 Hàm Yên Huyện Hàm Yên 1x1800 35/10kV 6 Na Hang Huyện Na Hang 2x5600 35/6kV 7 Sơn Dương Huyện Sơn Dương 1x1800 35/10kV 8 Thiếc Sơn Dương Huyện Sơn Dương 1x1800 35/10kV 9 Hà Cù Huyện Yên Sơn 1x1600+1x3200 35/6kV
3.1.2. Lƣới điện trung áp.
Đến cuối năm 2009 có 1,482 km đường dây trung thế (trong đó có 1,265 km đường dây 35kV, 198,8km đường dây 10 kV và 17 km đường dây 06 kV) và 1,932 km đường dây hạ thế. Hiện nay, Điện lực tỉnh quản lý 1.213,4 km đường dây trung thế, 662 km đường dây hạ thế; các HTX dịch vụ điện và tổ điện địa phương quản lý 214,3 km đường dây trung thế và 1.270 km đường dây hạ thế. Khối lượng trạm biến áp là 794 và máy biến áp là 806. Điện lực quản lý 538 trạm và 540 máy, còn lại là các HTX dịch vụ điện và tổ điện địa phương quản lý. Công suất phụ tải cực đại của toàn tỉnh năm 2009 là 45MW, tải trung bình là 36,5MW. Sản lượng điện thương phẩm của toàn tỉnh năm 2009 là 224,09 triệu kWh, điện thương phẩm là 211,43 triệu kWh, tổn thất điện năng là 5,64%.
- Điện cho Nông nghiệp 3,94 triệu kWh, chiếm tỷ trọng 1,86%. - Điện cho Thương nghiệp 6,84 triệu kWh, chiếm tỷ trọng 3,23%. - Điện cho tiêu dùng dân cư 127,98 triệu kWh, chiếm tỷ trọng 60,53%. - Các hoạt động khác là 7,19 triệu kWh, chiếm tỷ trọng 3,40%.
- Giá bán điện bình quân cả năm thực hiện 811,5 đ/kWh. - Tổng số khách hàng mua điện của Điện lực là 67.421.
Để nâng cao chất lượng điện áp, giảm tổn thất điện năng, hàng năm Điện lực tỉnh có kế hoạch sửa chữa lớn, sửa chữa thường xuyên hệ thống đường dây và trạm biến áp, máy biến áp. Năm 2008, Điện lực nâng cấp chống quá tải lưới điện ở 26 đầu điểm công trình tại 5 huyện, thị xã với tổng nguồn vốn đầu tư xây dựng là 20,9 tỷ đồng. Để chống quá tải cho 26 đầu điểm công trình này, ngành điện đã phải thay 14 máy biến áp và bổ sung 70km đường dây 0,4 kV. Hiện các đầu điểm công trình đang được nghiệm thu và đưa vào sử dụng. Dự kiến năm 2009, sẽ nâng cấp chống quá tải lưới điện 26 đầu điểm