Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối tỉnh hậu giang

Được minh Hình 1.2 Phân loại hệ thống điện theo cấp độ Đánh giá ĐTC trong hệ thống nguồn hay cấp độ I Hierarchical level I: HLI là xác định khả năng của nguồn điện với yêu cầu của phụ

Vietnam has been making a great effort to integrate into the world In addition

to the application of the electricity market, distribution system reliability have drawn a lot of attention EVN managing distribution system reliability with fault frequency co showed improvement on supplying quality and officers’ awareness and responsibility Reliability evaluation through standards of fault frequency, however, encountered many problems

The current study, therefore, used evaluation method basing on historical data This method offered new sight of reliability in Hau Giang and provided quantative data like SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI of each company or the whole province in per month or year This project also had an attempt to create applied software to help managers calculate the standards of reliability easily, quickly, and exactly

As a result, the researcher calculated some standards of reliability in Hau Giang in 2011 and succeed in creating the applied software in order to calculate, draw graphs, and compare the standards of reliability This visual software is able to

be widened in each branch, company and applied in the whole country easily

M C L C

Quyết định giao đề tài

Lý lịch cá nhân

Lời cam đoan i

Cảm tạ ii

Tóm tắt iii

Mục lục v

Danh sách các chữ viết tắt viii

Danh sách các hình ix

Danh sách các bảng xiv

Chương 1 T NG QUAN 1

1.1 Tổng quan 1

1.1.1 Mở đầu 1

1.1.2 Độ tin cậy trong hệ thống điện 1

1.1.3 Phân loại độ tin cậy theo cấp độ trong hệ thống điện 2

1.1.4 Độ tin cậy trong hệ thống phân phối 3

1.1.5 Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước 3

1.2 Tính cấp thiết của Đề tài 5

1.3 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 6

1.4 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu 6

1.5 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 6

1.6 Giải quyết vấn đề 7

1.7 Phương pháp nghiên cứu 7

1.8 Bố cục luận văn 7

Chương 2 C S LÝ THUY T 8

2.1 Tổng quan về đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối ở Việt Nam 8

2.2 Chỉ số độ tin cậy trong hệ thống phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366 9

2.2.1 Chỉ số độ tin cậy điểm tải 9

2.2.2 Chỉ số độ tin cậy hệ thống 9

2.3 Phương pháp đánh giá độ tin cậy 14

2.3.1 Phương pháp đồ thị giải tích 14

2.3.2 Phương pháp không gian trạng thái 14

2.3.3 Phương pháp dựa vào số liệu lịch sử 15

2.4 Các bài toán đánh giá độ tin cậy 15

2.4.1 Bài toán 1 15

2.4.2 Bài toán 2 17

Chương 3 ĐÁNH GIÁ Đ TIN C Y T NH H U GIANG 27

3.1 Giới thiệu Tỉnh Hậu Giang 27

3.2 Đánh giá độ tin cậy tỉnh Hậu Giang 27

3.2.1 Tính toán độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366 27

3.2.2 Đồ thị độ tin cậy tỉnh Hậu Giang 30

3.2.2.1 Thành phố Vị Thanh 30

3.2.2.2 Huyện Châu thành A 37

3.2.2.3 Thị xã Long Mỹ 42

3.2.2.4 Thị xã Ngã Bảy 47

3.2.2.5 Huyện Châu Thành 52

Chương 4 ÁP D NG PH M M M TệNH TOÁN Đ TIN C Y T NH H U GIANG 57

4.1 Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm DSRE 57

4.2 Hướng dẫn sử dụng 57

4.3 Áp dụng phần mềm tính toán độ tin cậy Tỉnh Hậu Giang 61

4.3.1 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ TP Vị Thanh 61

4.3.2 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Châu Thành A 64

4.3.3 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Long Mỹ 66

4.3.4 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Ngã Bảy 69

4.3.5 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Huyện Châu Thành 71

4.4 So sánh các chỉ tiêu độ tin cậy từng chi nhánh tỉnh Hậu Giang 74

4.5 Nhận xét phần mềm DSRE 76

Chương 5 K T LU N 78

5.1 Kết luận 78

5.2 Hạn chế và hướng phát triển 78

TÀI LI U THAM KH O 79

PH L C 82

ASUI - Average Service Unavailable Index: Chỉ tiêu không tin cậy

EENS - Expected Energy not supplied index: Năng lượng thiếu hụt

AENS - Average Energy not supplied index: Thiếu điện năng trung bình trên phụ tải

TP – Thành phố

ĐTC – Độ tin cậy

HTĐ – Hệ thống điện

KH – Khách hàng

DANH SÁCH CÁC HÌNH

Hình 1.1 Sự phân chia độ tin cậy trong hệ thống điện 2

Hình 1.2 Phân loại hệ thống điện theo cấp độ 2

Hình 1.3 Cường độ hỏng hóc 4

Hình 2.1 Mạng điện đóng mở bằng tay 18

Hình 2.2 Mạch đóng cắt bằng tay với nguồn dự phòng 20

Hình 3.1: Đồ thị SAIFI theo sự cố của TP Vị Thanh 30

Hình 3.2: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 30

Hình 3.3: Đồ thị SAIFI TP Vị Thanh 31

Hình 3.4: Đồ thị SAIFI chi tiết TP Vị Thanh 31

Hình 3.5: Đồ thị SAIDI theo sự cố của TP Vị Thanh 32

Hình 3.6: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 32

Hình 3.7: Đồ thị SAIDI TP Vị Thanh 33

Hình 3.8: Đồ thị SAIDI chi tiết TP Vị Thanh 33

Hình 3.9: Đồ thị CAIDI theo sự cố của TP Vị Thanh 34

Hình 3.10: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 34

Hình 3.11: Đồ thị CAIDI TP Vị Thanh 35

Hình 3.12: Đồ thị CAIDI chi tiết Vị Thanh 35

Hình 3.13: Đồ thị ASAI theo sự cố của TP Vị Thanh 36

Hình 3.14: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 36

Hình 3.15: Đồ thị ASAI TP Vị Thanh 36

Hình 3.16: Đồ thị ASAI chi tiết TP Vị Thanh 36

Hình 3.17: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Châu Thành A 37

Hình 3.18: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Châu Thành A 37

Hình 3.19 Đồ thị SAIFI Châu Thành A 38

Hình 3.20 Đồ thị SAIFI chi tiết Châu Thành A 38

Hình 3.21: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Châu Thành A 39

Hình 3.22: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Châu Thành A 39

Hình 3.23: Đồ thị SAIDI Châu Thành A 39

Hình 3.24: Đồ thị SAIDI chi tiết Châu Thành A 39

Hình 3.25: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Châu Thành A 40

Hình 3.26: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Châu Thành A 40

Hình 3.27: Đồ thị CAIDI Châu Thành A 41

Hình 3.28: Đồ thị CAIDI chi tiết Châu Thành A 41

Hình 3.29: Đồ thị ASAI theo sự cố của Châu Thành A 41

Hình 3.30: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Châu Thành A 41

Hình 3.31: Đồ thị ASAI Châu Thành A 42

Hình 3.32: Đồ thị ASAI chi tiết Châu Thành A 42

Hình 3.33: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Long Mỹ 43

Hình 3.34: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Long Mỹ 43

Hình 3.35: Đồ thị SAIFI Long Mỹ 43

Hình 3.36: Đồ thị SAIFI chi tiết Long Mỹ 43

Hình 3.37: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Long Mỹ 44

Hình 3.38: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Long Mỹ 44

Hình 3.39: Đồ thị SAIDI Long Mỹ 44

Hình 3.40: Đồ thị SAIDI chi tiết Long Mỹ 44

Hình 3.41: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Long Mỹ 45

Hình 3.42: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Long Mỹ 45

Hình 3.43: Đồ thị CAIDI Long Mỹ 45

Hình 3.44: Đồ thị CAIDI chi tiết Long Mỹ 45

Hình 3.45: Đồ thị ASAI theo sự cố của Long Mỹ 46

Hình 3.46: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Long Mỹ 46

Hình 3.47: Đồ thị ASAI Long Mỹ 47

Hình 3.48: Đồ thị ASAI chi tiết Long Mỹ 47

Hình 3.49: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Ngã Bảy 47

Hình 3.50: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Ngã Bảy 47

Hình 3.51: Đồ thị SAIFI Ngã Bảy 48

Hình 3.52: Đồ thị SAIFI chi tiết Ngã Bảy 48

Hình 3.53: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Ngã Bảy 49

Hình 3.54: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Ngã Bảy 49

Hình 3.55: Đồ thị SAIDI Ngã Bảy 49

Hình 3.56: Đồ thị SAIDI chi tiết Ngã Bảy 49

Hình 3.57: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Ngã Bảy 50

Hình 3.58: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Ngã Bảy 50

Hình 3.59: Đồ thị CAIDI Ngã Bảy 50

Hình 3.60: Đồ thị CAIDI chi tiết Ngã Bảy 50

Hình 3.61: Đồ thị ASAI theo sự cố của Ngã Bảy 51

Hình 3.62: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Ngã Bảy 51

Hình 3.63: Đồ thị ASAI Ngã Bảy 51

Hình 3.64: Đồ thị ASAI chi tiết Ngã Bảy 51

Hình 3.65: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Châu Thành 52

Hình 3.66: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Châu Thành 52

Hình 3.67: Đồ thị SAIFI Châu Thành 52

Hình 3.68: Đồ thị SAIFI chi tiết Châu Thành 52

Hình 3.69: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Châu Thành 53

Hình 3.70: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Châu Thành 53

Hình 3.71: Đồ thị SAIDI Châu Thành 54

Hình 3.72: Đồ thị SAIDI chi tiết Châu Thành 54

Hình 3.73: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Châu Thành 55

Hình 3.74: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Châu Thành 55

Hình 3.75: Đồ thị CAIDI Châu Thành 55

Hình 3.76: Đồ thị CAIDI chi tiết Châu Thành 55

Hình 3.77: Đồ thị ASAI theo sự cố của Châu Thành 56

Hình 3.78: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Châu Thành 56

Hình 3.79: Đồ thị ASAI Châu Thành 56

Hình 3.80: Đồ thị ASAI chi tiết Châu Thành 56

Hình 4.1 Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy 57

Hình 4.2 menu tệp tin 58

Hình 4.3 menu công cụ 58

Hình 4.4 menu quản lý đơn vị 58

Hình 4.5 menu quản lý nguyên nhân mất điện 59

Hình 4.6 menu quản lý phần tử cấp điện 59

Hình 4.7 menu quản lý dữ liệu tháng 59

Hình 4.8 menu nhập liệu 60

Hình 4.9 menu tính toán và vẽ biểu đồ 61

Hình 4.10 đồ thị SAIFI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 61

Hình 4.11 đồ thị SAIDI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 62

Hình 4.12 đồ thị CAIDI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 62

Hình 4.13 đồ thị ASAI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 63

Hình 4.14 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE

63

Hình 4.15 đồ thị SAIFI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 64

Hình 4.16 đồ thị SAIDI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 64

Hình 4.17 đồ thị CAIDI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 65

Hình 4.18 đồ thị ASAI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 65

Hình 4.19 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 66

Hình 4.20 đồ thị SAIFI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 66

Hình 4.21 đồ thị SAIDI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 67

Hình 4.22 đồ thị CAIDI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 67

Hình 4.23 đồ thị ASAI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 68

Hình 4.24 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 68

Hình 4.25 đồ thị SAIFI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 69

Hình 4.26 đồ thị SAIDI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 69

Hình 4.27 đồ thị CAIDI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 70

Hình 4.28 đồ thị ASAI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 70

Hình 4.29 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 71

Hình 4.30 đồ thị SAIFI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 71

Hình 4.31 đồ thị SAIDI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 72

Hình 4.32 đồ thị CAIDI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 72

Hình 4.33 đồ thị ASAI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 73

Hình 4.34 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 73 Hình 4.35 đồ thị SAIFI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 74

Hình 4.36 đồ thị SAIDI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 74

Hình 4.37 đồ thị CAIDI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 75

Hình 4.38 đồ thị ASAI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 75

Hình 4.39 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Hậu Giang áp dụng phần mềm DSRE 76

DANH SÁCH CÁC B NG

Bảng 2.1 Chỉ tiêu độ tin cậy của Canada 12

Bảng 2.2 Chỉ tiêu độ tin cậy của Bang Indiana, Mỹ 12

Bảng 2.3 Chỉ tiêu độ tin cậy của Miền Nam Tenessee 13

Bảng 2.4 Chỉ tiêu SAIFI của một số khu vực (lần/năm) 13

Bảng 2.5 Chỉ tiêu SAIDI của một số khu vực (phút/năm) 13

Bảng 2.6 Chỉ tiêu CAIDI của một số khu vực (phút/lần) 13

Bảng 2.7 Chỉ tiêu ASAI của một số khu vực 14

Bảng 2.8 Số khách hàng và công suất của bài toán 1 15

Bảng 2.9 Khách hàng mất điện và thời gian mất điện của bài toán 1 16

Bảng 2.10 Khách hàng mất điện x thời gian mất điện của bài toán 1 16

Bảng 2.11 Kết quả chỉ số độ tin cậy bài toán 1 17

Bảng 2.12: Các số liệu tính toán trong hình 2.1 18

Bảng2.13Kết quả tính toán trường hợp 1 19

Bảng 2.14 Các số liệu tính toán trong hình 2.2 21

Bảng 2.15 Kết quả tính toán trường hợp 2 21

Bảng 2.16 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 2 21

Bảng 2.17 Các số liệu tính toán trong hình 2.2với xác suất chuyển đổi là 0,5 22

Bảng 2.18 Kết quả tính toán trường hợp 3 22

Bảng 2.19 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 3 23

Bảng 2.20 Các số liệu tính toán trong hình 2.1ứng với trường hợp 4 23

Bảng 2.21 Kết quả tính toán trường hợp 4 24

Bảng 2.22 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 4 24

Bảng 2.23 Các số liệu tính toán trong hình 2.1 24

Bảng 2.24 Kết quả tính toán trường hợp 5 25

Bảng 2.25 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 5 25

Bảng 2.26Bảng tổng hợp kết quả cho 5 trường hợp 25

Bảng 3.1 Thống kê số khách hàng và thời gian mất điện TP Vị Thanh 27 Bảng 3.2 Kết quả chỉ tiêu độ tin cậy tháng 1 theo sự cố TP Vị Thanh 30

về số lượng cũng như chất lượng Tuy nhiên KH luôn đòi hỏi là chất lượng điện ngày càng cao, mà đặc biệt là độ tin cậy (ĐTC) cung cấp điện ĐTC cung cấp điện

là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện năng Chất lượng điện năng ngoài các yêu cầu về điện áp, tần số còn có các yêu cầu về tính liên tục cấp điện cho KH Do vậy, vấn đề về ĐTC cậy cung cấp điện cần được quan tâm đúng mức trong thiết kế cũng như trong vận hành

1.1.2 Đ tin cậy trong h thống đi n

ĐTC là khả năng một phần tử hay hệ thống thực hiện một chức năng yêu cầu trong một khoảng thời gian nhất định ở một điều kiện vận hành nhất định [1]

ĐTC không phải là một vấn đề mới trong ngành điện Tuy nhiên, ĐTC khá quan trọng vì nó ảnh hưởng đến chi phí, sự hài lòng của KH và hậu quả để lại là khá lớn Do đó, nhiều thập niên qua có rất nhiều đề tài nghiên cứu về ĐTC trong HTĐ Chức năng cơ bản của HTĐ là cung cấp điện cho phụ tải phải đảm bảo chất lượng, liên tục và giá thành hợp lý Khả năng cung cấp của HTĐ ứng với một giới hạn về ĐTC Khái niệm về ĐTC trong cung cấp điện là khá rộng và bao gồm nhiều khía cạnh Điều này nói lên khả năng của hệ thống đáp ứng được các yêu cầu của

KH Đặc tính về ĐTC của HTĐ được thể hiện trong hình 1.1 [6]

- Đặc tính phù hợp: là khả năng của hệ thống đáp ứng các yêu cầu của phụ tải

- Đặc tính an toàn: là khả năng của HTĐ chịu được tác động của các yếu tố làm rối loạn hệ thống

Hình 1.1 Sự phân chia độ tin cậy trong hệ thống điện

1.1.3 Phân loại đ tin cậy theo cấp đ trong h thống đi n

HTĐ hiện đại rất phức tạp, tích hợp rất cao và rất lớn Cho nên khi đánh giá ĐTC, họ chia HTĐ thành những hệ thống con theo các chức năng chính của HTĐ

Đó là hệ thống nguồn, hệ thống truyền tải và hệ thống phân phối [6] Được minh

Hình 1.2 Phân loại hệ thống điện theo cấp độ

Đánh giá ĐTC trong hệ thống nguồn hay cấp độ I (Hierarchical level I: HLI)

là xác định khả năng của nguồn điện với yêu cầu của phụ tải có xét đến những thất bại ngẫu nhiên và bảo dưỡng dự phòng, với giả định hệ thống truyền tải và hệ thống phân phối là hoàn hảo

Đánh giá ĐTC trong hệ thống truyền tải hay cấp độ II (Hierarchical level II: HLII) là kết hợp hệ thống nguồn với hệ thống truyền tải Đánh giá ĐTC hệ thống điện cấp độ II khá phức tạp và chỉ số ĐTC là chung cho cả hai hệ thống nguồn và truyền tải

H thống ngu n

H thống truy n tải

H thống phân phối

HLI HLII HLIII

Đ tin cậy h thống

Đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối hay cấp độ III (Hierarchical level III:

HLIII) là toàn bộ hệ thống Đối với hệ thống phân phối cần được phân tích riêng

1.1.4 Đ tin cậy trong h thống phân phối

Trong lịch sử, đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối rất ít được chú ý Vì hệ thống phân phối có chi phí thấp và khi mất điện nó chỉ ảnh hưởng cục bộ tại một địa phương không giống như việc mất điện của hệ thống nguồn hay hệ thống truyền tải Tuy nhiên, hệ thống phân phối chiếm tới 90% tất cả các vấn đề về ĐTC của

KH, nâng cao ĐTC phân phối là chìa khóa để cải thiện ĐTC của KH

Một khía cạnh khác cũng cần được xem xét trong sự cần thiết để đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối Thứ nhất cũng cố hệ thống này cần chi phí ít Thứ hai nó đảm bảo sự cân bằng hợp lý về ĐTC Thứ ba nó tạo điều kiện thuận lợi cho các kỹ sư thay thế thiết bị, phân bố phụ tải, kế hoạch bảo trì và kế hoạch hoạt động

để đảm bảo ĐTC cho khách hàng

Một KH được kết nối với một hệ thống phân phối không đáng tin cậy thì nguồn điện của KH nhận được là không tin cậy bất chấp hệ thống nguồn và hệ thống truyền tải có ĐTC rất cao Điều này chứng minh tầm quan trọng của hệ thống

phân phối và chúng ta cần phải tiến hành đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối

1.1.5 Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước

a Ngoài nước

Đánh giá ĐTC không phải vấn đề mới nên trên thế giới có rất nhiều nghiên cứu Do tầm quan trọng của hệ thống nguồn và hệ thống truyền tải nên hầu như các nghiên cứu đều tập trung vào đó Tuy nhiên trong những năm gần đây hệ thống phân phối được chú ý nhiều hơn ĐTC của hệ thống phân phối được đánh giá qua nhiều chỉ tiêu khác nhau, trong đó các chỉ tiêu đánh giá ĐTC lưới phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện nay được sử dụng phổ biến trên thế giới

Cụ thể như bài báo ĐTC tin cậy của hệ thống dịch vụ khách hàng [5], trong nghiên cứu tác giả đã trình bày tổng quan về hệ thống phân phối đưa ra chín nguyên nhân: lịch trình, mất nguồn, cây, sét, thiết bị, thời tiết, môi trường tiếp xúc, nguyên nhân không rõ, con người làm ảnh hưởng trực tiếp mạng điện sau đó sử dụng số liệu

trong 5 năm liên tục tại Canada để phân tích tỷ lệ phần trăm của các nguyên nhân từ

đó dự báo và đưa ra biện pháp nhằm giảm bớt tình trạng mất điện

Bài báo ĐTC trong mạng phân phối: Tự động hóa có phải là một giải pháp lâu dài? [22] Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng phương pháp mô phỏng Monte Carlo để mô phỏng từ đó phân tích các nhân tố làm ảnh hương đến mạng điện Phương pháp này được sử dụng trong việc so sánh các phương pháp nhằm nâng cao ĐTC Nhiều nghiên cứu cho thấy rằng mặc dù áp dụng rộng rãi tự động hóa nhưng

nó không thể đủ khả năng để đối phó với việc lão hóa thiết bị

Bài báo Tự động hóa trong mạng phân phối bằng thuật toán di truyền [21] Thuật toán di truyền là một phương pháp tương đối mới trong tối ưu hóa hệ thống điện Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng thuật toán di truyền (GA) để tìm vị trí đặt tối ưu cho các thiết bị tự động từ đó nâng cao khả năng của chúng, giảm các sự

cố mất điện, nâng cao được ĐTC trong hệ thống phấn phối

Bài báo đánh giá ĐTC trong hệ thống điện thông qua tỷ lệ hỏng hóc theo thời gian [23] Trong bài báo này tác giả sử dụng phương pháp hàm cường độ hỏng hóc (hình 1.3) Để đánh giá ĐTC trong mạng phân phối từ đó so sánh với phương pháp

tỷ lệ hỏng hóc trung bình Khi so sánh giữa phương pháp hàm tỷ lệ hỏng hóc theo thời gian và phương pháp tỷ lệ hỏng hóc trung bình thì thấy rằng phương pháp hàm

tỷ lệ hỏng hóc tốt hơn

Hình 1.3 Cường độ hỏng hóc ĐTC trong hệ thống phân phối chịu ảnh hưởng rất nhiều do điều kiện môi trường Vì thế có một số nghiên cứu về ảnh hưởng của môi trường đến ĐTC như: sử

dụng những số liệu bị mất điện do khách hàng gọi đến để làm mô hình dự báo mất điện Tuy nhiên mô hình đã không thành công do không biết được phần tử nào bị sự

cố [27] Sử dụng mô phỏng Monte Carlo đánh giá tác động của các cơn bảo nghiên cứu này đã định lượng được sự gián đoạn trong cơn bão trong mạng phân phối [28] Trong vài năm gần đây, để nâng cao ĐTC trong hệ thống phân phối nhiều phương pháp mới đã được ứng dụng chẳng hạn như phương pháp tự học [24], tự động chuyển mạch [25], Relay thế hệ mới [26] Tuy nhiên về khía cạnh tài chính thì các phương pháp mới này ít được sử dụng

b Trong nước

Trong nước ta, khi ngành điện chuẩn bị chuyển sang thị trường điện thì ĐTC ngày càng được nhắc đến nhiều Trong đó có một số nghiên cứu về đánh giá độ tin cậy ở cấp độ 1 và cấp độ 2 như:

- Nghiên cứu “Đánh giá ĐTC cậy HTĐ hợp nhất có xét đến cường độ cắt phần

tử cưỡng bức của đường dây” của Nguyễn Chí Tính năm 2010 [3] Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng phương pháp mô phỏng tương đương để tính toán ĐTC HTĐ hợp nhất, xác định được nút thanh cái tối ưu để đấu nối hai HTĐ độc lập đồng thời xác định công suất tối ưu trên đường dây truyền tải trên cơ sở các chỉ số ĐTC

- Nghiên cứu “Đánh giá ĐTC Đồng Bằng Sông Cửu Long” của Trần Nhựt Hiếu năm 2011 [2] Trong nghiên cứu tác giả sử dụng phương pháp xác suất ngẫu nhiên đánh giá ĐTC để xác định các chỉ số ĐTC của hệ thống nguồn, hệ thống nguồn kết hợp với truyền tải và hệ thống nguồn kết hợp với thanh cái

1.2 Tính cấp thi t của Đ tài

Theo xu thế hội nhập với thế giới thì các Công ty Điện lực Việt Nam cần phải đưa ra các cam kết có tính định lượng về tính liên tục cung cấp điện đối với KH, đặc biệt các KH là nhà đầu tư nước ngoài

Định lượng tính liên tục cung cấp điện thể hiện ở các chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện bình quân và tổng số giờ ngừng cấp điện bình quân của KH trong một khoảng thời gian nhất định

Thị trường điện Việt Nam đã và đang phát triển đến năm 2022 thì sẽ hoàn chỉnh Khi thị trường điện phát triển thì lúc đó KH có thể lựa chọn nhà cung cấp điện và yêu cầu các nhà cung cấp phải cung cấp điện một cách liên tục và giá thấp

Hệ thống phân phối chiếm tới 90 % sự cố mất điện trong hệ thống [8]

Từ những phân tích trên cho thấy việc nghiên cứu đề tài “Đánh giá độ tin cậy trong mạng phân phối” thật sự có ý nghĩa nó đem lại cái nhìn mới về khách hàng Giúp chúng ta đánh giá thực trạng về ĐTC của hệ thống mình quản lý và từ đó có những giải pháp nhằm nâng cao ĐTC của hệ thống phân phối và cũng chính là nâng cao ĐTC trong toàn HTĐ, giúp kỹ sư vận hành phân tích các chỉ số ĐTC và đưa ra những phương án vận hành để đảm bảo ĐTC cho KH sao cho chi phí thấp nhất

1.3 Ý nghĩa khoa học và thực ti n

Đề tài có những ý nghĩa khoa học và thực tiễn như sau:

- Định hướng về đánh giá độ tin cậy trong hệ thống phân phối tại Việt Nam

- Xác định các chỉ số độ tin cậy cho Tỉnh Hậu Giang

- Phân tích các chỉ số độ tin cậy

- Giúp kỹ sư vận hành chọn phương án vận hành thích hợp

- Tài liệu, kết quả nghiên cứu và phần mềm mô phỏng có thể được sử dụng để phục vụ các nghiên cứu ở mức độ cao hơn hoặc làm tài liệu tham khảo, tài liệu giảng dạy, huấn luyện về độ tin cậy trong hệ thống điện

1.4 Mục tiêu và nhi m vụ nghiên cứu

Đề tài đặt ra các mục tiêu chính như sau:

- Nghiên cứu các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối

- Nghiên cứu, tính toán độ tin cậy cho lưới điện phân phối Tỉnh Hậu Giang

- Xây dựng phần mềm ứng dụng tính toán độ tin cậy

- Đánh giá, kết quả

1.5 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là lưới điện phân phối

- Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối Tỉnh Hậu Giang

- Thu thập số liệu, khảo sát sơ đồ hệ thống phân phối điện tại Tỉnh Hậu Giang

- Nghiên cứu phân tích các mô hình toán trong việc đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối

- Viết chương trình (phần mềm) hổ trợ tính toán, vẽ biểu đồ

- Mô phỏng tìm các chỉ số ĐTC

- Phân tích các chỉ số ĐTC

1.7 Phương pháp nghiên cứu

- Phân tích lý thuyết: nghiên cứu về lý thuyết ĐTC, hệ thống phân phối, phương pháp đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối,…

- Tổng hợp lý thuyết: sưu tầm, tổng hợp và chọn lọc các nguồn tài liệu

- Phương pháp khảo sát: khảo sát hệ thống phân phối tại Tỉnh Hậu Giang

- Phương pháp đánh giá: đánh giá tính chính xác của chương trình

- Phương pháp đối chiếu: đối chiếu kết quả tính toán và thực tế

- Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng phương pháp đánh giá ĐTC dựa vào

số liệu lịch sử

1.8 Bố cục luận văn

Nội dung của luận văn được chia làm 5 chương

Chương 1 Tổng quan

Chương 2 Cơ sở lý thuyết

Chương 3 Đánh giá độ tin cậy Tỉnh Hậu Giang

Chương 4 Áp dụng phần mềm tính toán độ tin cậy Tỉnh Hậu Giang

Chương 5 Kết luận và hướng phát triển của đề tài

Chương 2

2.1 T ng quan v đánh giá đ tin cậy lưới đi n phân phối Vi t Nam

Công tác quản lý ĐTC cậy trong lưới điện phân phối được thực hiện theo qui định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) Theo qui định, ĐTC của lưới điện phân phối được đánh giá qua suất sự cố đối với đường dây và trạm biến áp

Các qui định này đã mang lại nhiều cải thiện tích cực về chất lượng cung ứng điện trên toàn hệ thống, cũng như tác động tích cực đến ý thức trách nhiệm trong đội ngũ cán bộ là công tác quản lý kỹ thuật vận hành HTĐ Tuy nhiên, việc đánh giá ĐTC cung cấp điện qua suất sự cố còn một số bất cập sau:

Chỉ tiêu suất sự cố chỉ cho biết số lần mất điện (do sự cố) trung bình của hệ thống Chỉ tiêu này không thể hiện được số lần và thời gian mất điện của KH, lượng công suất và điện năng không cung cấp được Do vậy, ta không thể tính toán các thiệt hại do mất điện gây ra và có biện pháp thích hợp để giảm số lần và thời gian mất điện của KH

Chỉ tiêu suất sự cố nêu trên không phản ánh hiệu quả kinh tế đem lại từ các dự

án, cải tạo lưới điện, lắp đặt các hệ thống tự động phân đoạn sự cố cũng như hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối, đặc biệt là sự cần thiết phải xây dựng các mạch liên lạc giữa các trạm nguồn, các mạch vòng cung cấp điện để giảm thời gian mất điện cũng như hạn chế số hộ mất điện, hạn chế lượng điện năng và công suất

không cung cấp được do sự cố hoặc thao tác hay bảo dưỡng thí nghiệm định kỳ

Để giải quyết vấn đề trên, ngoài chỉ tiêu suất sự cố cần bổ sung các chỉ tiêu

liên quan đến số lần xảy ra ngừng cấp điện và thời gian duy trì ngừng cung cấp điện nhằm lượng hóa được ĐTC lưới điện phân phối Từ các chỉ tiêu định lượng, có thể xác định được các thiệt hại do sự cố ngừng cấp điện đối với ngành điện cũng như đối với KH cũng như có một chính sách hoặc kế hoạch đầu tư nâng cao ĐTC của lưới điện một cách thích hợp, thỏa hiệp hài hòa giữa lợi ích ngành điện và KH cũng như của toàn xã hội

Tổ chức IEEE (Institule Electrical and Electronic Engineers) đã xây dựng một

số chỉ số để đánh giá ĐTC cung cấp điện Hiện nay, nhiều nước trên thế giới đánh giá ĐTC lưới điện phân phối của mình thông qua các chỉ tiêu ĐTC theo tiêu chuẩn IEEE 1366 như: Luật về lưới điện phân phối của Philippin – 2001 sử dụng các chỉ tiêu ĐTC SAIDI, SAIFI, MAIFI; Luật về lưới điện phân phối của Úc – 2006 sử dụng các chỉ tiêu ĐTC SAIDI, SAIFI, MAIFI, CAIDI; các nước Mỹ, Thái Lan, Malaisia,… đều sử dụng các tiêu chuẩn này

nước ta, Bộ Công Thương đã ban hành thông tư 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 quy định HTĐ phân phối Trong thông tư thì các tiêu chuẩn vận hành lưới điện phân phối cũng sử dụng các chỉ tiêu ĐTC theo tiêu chuẩn IEEE 1366

2.2 Ch số đ tin cậy trong h thống phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366

ĐTC trong hệ thống phân phối có thể được mô tả qua hai bộ chỉ số ĐTC Đó

là chỉ số ĐTC điểm tải và chỉ số ĐTC của hệ thống

2.2 1 Ch số đ tin cậy điểm tải

Trong chỉ số ĐTC điểm tải thì có ba chỉ số độ tin cậy cơ bản để diễn tả sự cung cấp điện liên tục của hệ thống nguồn đến điểm tải Đó là tỷ lệ hư hỏng (λ), thời gian hư hỏng trung bình (r) và thời gian mất điện trung bình hàng năm (U)

Chỉ số hư hỏng cho chúng ta biết được số lần hư hỏng tại điểm tải đó trong một năm Thời gian mất điện trung bình là thời gian mất điện trung bình tại điểm tải

đó do một sự hư hỏng ảnh hưởng đến điểm tải Thời gian mất điện trung bình hằng năm tại một điểm tải ước tính thông qua chỉ số hư hỏng và thời gian hư hỏng trung bình, đây là tổng thời gian tải mất điện Ba chỉ số này là dự kiến và không tuyệt đối chính xác, về lâu dài cần tính toán giá trị trung bình và phân phối xác suất

a Ch tiêu tần suất ngừng cung cấp đi n trung bình của h thống (System

Average Interruption Frequency Index: SAIFI)

Chỉ tiêu này được định nghĩa là giá trị trung bình gián đoạn phục vụ KH trong một năm Nó được tính bởi tỷ số giữa tổng số KH bị ngừng cung cấp điện trên tổng

N

).N(vô

phôchµngkh¸chsèTæng

cÊpcungngõngbÞhµngkh¸chsèTæng

Trong đó

λi là tỷ lệ hỏng hóc của điểm tải thứ i

Ni là số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i

b Ch tiêu tần suất trung bình ngừng cung cấp đi n của khách hàng

(Customer Average Interruption Frequency Index: CAIFI)

Chỉ tiêu này được định nghĩa là giá trị trung bình gián đoạn cho mỗi KH bị gián đoạn trong một năm Nó được tính bởi tỷ số giữa tổng số KH bị ngừng cung cấp điện trên tổng số KH bị ảnh hưởng

N

).N(h-ëng

nh

¶bÞit¶

phôsèTæng

cÊpcungngõngbÞhµngkh¸chsèTæng

(2.2)

Trong đó

λilà tỷ lệ hỏng hóc của điểm tải thứ i

Nilà số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i

N’i là số khách hàng bị ảnh hưởng

c Ch tiêu th i gian ngừng cung cấp đi n trung bình của h thống (System

Average Interruption Duration Index: SAIDI)

Chỉ tiêu này được định nghĩa là thời gian gián đoạn trung bình cho mỗi KH được phục vụ trong một năm Nó được tính bằng tỷ số giữa tổng thời gian ngừng cung cấp điện cho KH trên tổng số KH được phục vụ

N U

hµngkh¸chsèTæng

hµngkh¸chchocÊpcungngõnggianthêiTæng

(2.3)

Trong đó

Ni là số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i

Uilà thời gian mất điện hàng năm

d Ch tiêu th i gian trung bình gián đoạn của khách hàng (Customer

Average Interruption Duration Index: CAIDI)

Chỉ tiêu này được định nghĩa là thời gian gián đoạn trung bình cho KH bị gián đoạn trong một năm Nó được tính bằng tỷ số giữa tổng thời gian ngừng cung cấp điện cho KH trên tổng số KH bị mất điện

).(

i i

i i N

N U CAIDI

cÊp

cungngõngbÞhµngkh¸chsèTæng

hµngkh¸chchocÊpcungngõnggianthêiTæng

(2.4)

Trong đó

λilà tỷ lệ hỏng hóc của điểm tải thứ i

Nilà số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i

Uilà thời gian mất điện hàng năm

e Ch tiêu đ tin cậy (Average Service Available Index: ASAI hoặc Index of

h Thi u đi n năng trung bình trên phụ tải (Average Energy not supplied

index: AENS)

i

i i N

U L AA

Uilà thời gian mất điện hàng năm

Nilà số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i

Trong tám chỉ số ĐTC hệ thống thì sáu chỉ số đầu là các chỉ số định hướng nó ảnh hưởng đến KH và hai chỉ số cuối cũng là những chỉ số định hướng nhưng nó ảnh hưởng đến tải và nguồn

Khảo sát một số chỉ tiêu về ĐTC ở một số quốc gia và khu vực

Bảng 2.1 Chỉ tiêu độ tin cậy của Canada

(lần/năm) 1,45 1,24 1,24 1,4 1,06 1,11 0,88 SAIDI

(phút/năm) 350 238 238 317 180 199 140 CAIDI

(phút/lần) 242 192 192 277 169 179 159 ASAI 0,999334 0,999547 0,999547 0,999397 0,999658 0,999621 0,999734 ASUI 0,000666 0,000453 0,000453 0,000603 0,000342 0,000379 0,000266

Bảng 2.3 Chỉ tiêu độ tin cậy của Miền Nam Tenessee

Bảng 2.5 Chỉ tiêu SAIDI của một số khu vực (phút/năm)

2001-02 2002-03 2003-04 2004-05 2005-06 2006-07 2007-08 Queensland 275 265 434 283 353 231 264 New South Wales 324 193 279 218 191 211 180 Victoria 152 151 161 132 165 165 197 South Australia 147 184 164 169 199 184 150 Tamania 198 214 324 314 292 255 304

Bảng 2.6 Chỉ tiêu CAIDI của một số khu vực (phút/lần)

2001-02 2002-03 2003-04 2004-05 2005-06 2006-07 2007-08 Queensland 98 98 128 105 113 110 110 New South Wales 125 137 174 136 106 111 106 Victoria 76 76 73 69 92 87 94 South Australia 92 102 96 99 105 102 100 Tamania 86 89 105 101 101 98 117

Bảng 2.7 Chỉ tiêu ASAI của một số khu vực

2001-02 2002-03 2003-04 2004-05 2005-06 2006-07 2007-08 Queensland 0,999477 0,999496 0,999174 0,999462 0,999382 0,999561 0,999498 New South

Wales 0,999384 0,999633 0,999469 0,999585 0,999637 0,999599 0,999658 Victoria 0,999711 0,999713 0,999694 0,999749 0,999686 0,999686 0,999625 South Australia 0,999720 0,999650 0,999688 0,999678 0,999621 0,999650 0,999715 Tamania 0,999623 0,999593 0,999384 0,999403 0,999444 0,999515 0,999422

Trong tiêu chuẩn của IEEE có nhiều chỉ tiêu nhưng thường sử dụng phồ biến nhất là các chỉ tiêu: SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI và đây cũng là các chỉ tiêu được lựa chọn để đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối của Tỉnh Hậu Giang

2.3 Phương pháp đánh giá đ tin cậy

đồ Có thể gồm nhiều đường nối từ nguồn đến nút tải, mỗi đường gồm nhiều nhánh nối tiếp Trạng thái hoạt động của hệ thống là trạng thái có ít nhất một đường nối từ nguồn đến nút tải Khi nút tải và nguồn bị tách rời do hỏng hóc các phần tử thì hệ thống ở trạng thái hỏng

Trên cơ sở phân tích sơ đồ ĐTC và các tính toán giải tích ta tính được các chỉ tiêu về ĐTC hệ thống

2.3.2 Phương pháp không gian trạng thái

Trong phương pháp này hệ thống được diễn tả bởi các trạng thái hoạt động và các khả năng chuyển đổi giữa các trạng thái đó

Trạng thái hệ thống được diễn tả là tổ hợp các trạng thái của các phần tử Mỗi

tổ hợp trạng thái phần tử cho một trạng thái hệ thống Phần tử có thể có nhiều trạng

thái khác nhau chẳng hạn tốt hay hỏng Sự thay đổi trạng thái của các phần tử sẽ thay đổi trạng thái của hệ thống

Phương pháp không gian trạng thái sử dụng quá trình Markov để tính xác suất trạng thái và tần suất trạng thái từ đó tính được các chỉ tiêu ĐTC của hệ thống

2.3.3 Phương pháp dựa vào số li u lịch sử

Phương pháp đánh giá ĐTC dựa vào các số liệu lịch sử Là quá trình thu thập các số liệu mất điện, từ đó tính toán các chỉ số ĐTC và dùng những chỉ số này để đánh giá những nguyên nhân gây ra mất điện, so sánh chỉ số ĐTC của các năm, so sánh từng nguyên nhân dẫn đến sự mất điện Cuối cùng kết quả tính toán ĐTC sẽ được ứng dụng để lập kế hoạch, điều hành và duy trì hệ thống phân phối

Phương pháp đánh giá dựa vào dữ liệu lịch sử liên quan đến việc thu thập phân tích các số liệu mất điện của hệ thống và KH Điều đó rất cần thiết cho các Công ty Điện lực để đo lường mức độ phân phối và hiệu suất của hệ thống xác định các chỉ số thực hiện để giúp đánh giá chức năng cơ bản của việc cung cấp điện

Dữ liệu lịch sử rất hữu ích để phân tích những gì đã xảy ra trong quá khứ và được xem là số liệu đầu vào để dự đoán ĐTC trong tương lai Mỗi một lần mất điện được đưa vào xem xét phân tích các nguyên nhân thất bại, thời gian và khu vực bị ảnh hưởng Trong quyển Luận văn này tác giả sử dụng phương pháp này để đánh giá ĐTC cho tỉnh Hậu Giang nhằm xác định thực trạng về ĐTC của tỉnh

2.4 Các bài toán đánh giá đ tin cậy

2.4.1 Bài toán 1

Xét một hệ thống điện phân phối gồm 6 bus với số KH, công suất được cho tương ứng như bảng 2.8:

Bảng 2.8 Số khách hàng và công suất Bus Khách hàng (KH) Công suất tải (kVA)

Công suất tải mất điện (kVA)

Thời gian (giờ)

Sau đây ta tính các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366

1 Chỉ tiêu tần suất ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống (SAIFI)

51,0000.5

550.2

N

).N(h-ëng

nh

¶bÞit¶

phôsèTæng

cÊpcungngõngbÞhµngkh¸chsèTængSAIFI

2 Chỉ tiêu tần suất trung bình ngừng cung cấp điện của khách hàng

Số khách hàng bị ảnh hưởng là 2.150 từ 2.500 khách hàng bị mất điện vì trong trường hợp thứ 3 số khách hàng mất điện là 800 nhưng có 400 khách hàng trùng với trường hợp thứ nhất

19,1150.2

500.2

N

).N(h-ëng

nh

¶bÞit¶

phôsèTæng

cÊpcungngõngbÞhµngkh¸chsèTængCAIFI

3 Chỉ tiêu thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống

Bảng 2.10 Khách hàng mất điện x thời gian mất điện Trường hợp

mất điện

Khách hàng mất điện

Thời gian (giờ)

Khách hàng x Thời gian

N U SAIDI

hµngkh¸chsèTæng

hµngkh¸chchocÊpcungngõnggianthêiTæng

4 Chỉ tiêu thời gian trung bình gián đoạn của khách hàng

47,1550.2

750.3)(

).(

i i N

N U CAIDI

cÊp

cungngõngbÞhµngkh¸chsèTæng

hµngkh¸chchocÊpcungngõnggianthêiTæng

5 Chỉ tiêu độ tin cậy

8760

75,087608760

2.4.2 Bài toán 2

Xét một sơ đồ mạng phân phối đơn giản như hình 2.1 [5] với các số liệu được cho tương ứng trên hình vẽ Sau đây ta tính toán ĐTC cụ thể 5 trường hợp như sau:

- Nhánh chính: λ0= 0,0621 ; lỗi/km.năm

r = 3 giờ ; thời gian trung bình sửa chữa

- Nhánh rẽ: λ0= 0,1553 ; lỗi/km.năm

r = 1 giờ ; thời gian trung bình sửa chữa

Thời gian đóng mở bằng tay của các thiết bị đóng cắt là 0,5 giờ

Phương pháp tiếp cận cơ bản từ việc thực hiện phân tích kiểu thất bại và tác dụng được thể hiện trong bảng 2.12 từ các phương trình cơ bản (2.9; 2.10; 2.11)

r r





Bảng 2.12: Các số liệu tính toán trong hình 2.1

Thông số Điểm tải A Điểm tải B Điểm tải C

Bảng2.13Kết quả tính toán trường hợp 1

Hệ thống phân phối hình 2.1 được ứng dụng rất nhiều đặc biệt ở những khu vực nông thôn

Giả sử trong hệ thống phân phối hình 2.1 có 400 khách hàng và điểm tải A cung cấp cho 250 khách hàng, điểm tải B cung cấp cho 100 khách hàng và điểm tải

C cung cấp cho 50 khách hàng

Các chỉ số ĐTC được tính cụ thể như sau

Chỉ số gián đoạn khách hàng trong từng năm

i.N i 250.0,8385100.0,683250.0,5279304,34

Chỉ tiêu tần suất ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống (SAIFI)

400

5279,0.506832,0.1008385,0.250).(

N U SAIDI

Chỉ tiêu thời gian trung bình gián đoạn của khách hàng (CAIDI)

5279,0.506832,0.1008385,0.250

2631,1.502632,1.1009528,0.250)

(

).(

i i N

N U CAIDI

 Chỉ tiêu độ tin cậy (ASAI hoặc IOR)

8760.400

675,4278760

Bảng 2.14 là kết quả khi sử dụng nguồn dự phòng trong tính toán các chỉ số ĐTC Các số liệu sử dụng như trường hợp 1 và thời gian trung bình đóng nguồn dự phòng là 1 giờ

Bảng 2.14 Các số liệu tính toán trong hình 2.2

Thông số Điểm tải A Điểm tải B Điểm tải C

Các chỉ số độ tin cậy được tính tương tự và thể hiện trong bảng 2.16 như sau

Bảng 2.16 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 2

Thông số Giá trị tính toán

trường hợp trong đó sự phục hồi của dịch vụ được thực hiện bằng tay Nếu thiết bị chuyển mạch được sử dụng và thời gian mất điện của KH quá ngắn thì sự cố đó không được liệt kê vào sự cố mất điện và khi đó thì tỷ lệ lỗi sẽ được giảm đáng kể Khả năng cung cấp trở lại có ảnh hưởng rõ rệt vào độ dài gián đoạn đặc biệt đối với những KH nằm ở những nhánh rẽ của nhánh chính Hiệu quả giảm đáng kể nếu khả năng cung cấp trở lại phụ thuộc có điều kiện vào tải của nguồn dự phòng Thời gian phục hồi trong bảng 2.14 cho các điểm tải B và C có thể được sửa đổi để phản ảnh xác suất có thể cung cấp cho tải từ các nguồn thay thế Điều này được thể hiện trong bảng 2.17 với xác suất chuyển đổi là 0,5

Khả năng chuyển tải giảm theo thời gian khi tải tăng nếu chúng ta không thay đổi mạch điện để phân phối lại cho KH

d Trư ng hợp 4

Từ các nghiên cứu này, chúng ta thấy rằng tỷ lệ lỗi của các điểm tải phụ thuộc vào các yếu tố gây nên lỗi và mức độ tự động cách ly các thành phần lỗi trong mạng điện Hiệu quả này, có thể nhìn thấy trong sơ đồ mạng điện hình 2.1 Nếu mỗi nhánh rẽ kết nối chắc chắn với nhánh chính, tất cả điểm tải sẽ có tỷ lệ lỗi giống nhau bởi vì bị bất cứ một lỗi nào đều dẫn đến việc mở máy cắt Trường hợp này được phân tích trong bảng 2.20

Bảng 2.20 Các số liệu tính toán trong hình 2.1 ứng với trường hợp 4

Thông số Điểm tải A Điểm tải B Điểm tải C

Khu vực 2 km 0,3106 0,5 0,1553 0,3106 1,0 0,3106 0,3106 1,0 0,3106

Tổng 1,3044 0,9091 1,1858 1,3044 1,3852 1,8068 1,3044 1,5636 2,0396

Bảng 2.21 Kết quả tính toán trường hợp 4

Khu vực 2 km 0,0311 0,5 0,0156 0,3106 1,0 0,3106 0,0311 0,5 0,0156

Tổng 0,8696 1,1226 0,9762 0,7453 1,7366 1,2943 0,6056 2,1499 1,3020

Bảng 2.24 Kết quả tính toán trường hợp 5

Các chỉ số ĐTC được tính tương tự và thể hiện trong bảng 2.19 như sau

Bảng 2.25 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 5

Thông số Giá trị tính toán

ASAI 0,999875 Kết quả của 5 trường hợp được trình bày trong bảng 2.26

Bảng 2.26Bảng tổng hợp kết quả cho 5 trường hợp

λ – lỗi/năm 0,6832 0,6832 0,6832 1,3044 0,7453

r – giờ/lỗi 1,8563 1,5000 1,6818 1,3852 1,7366

U – giờ/năm 1,2632 1,0248 1,1490 1,8068 1,2943 Điểm tải C

Chương 3

ĐÁNH GIÁ Đ TIN C Y T NH H U GIANG

3.1 Giới thi u T nh Hậu Giang

Hậu Giang là tỉnh ở trung tâm đồng bằng sông Cửu Long, thị xã tỉnh lị Vị Thanh cách Thành phố Hồ Chí Minh 240 km về phía tây nam, phía bắc giáp với Thành phố Cần Thơ, phía nam giáp tỉnh Sóc Trăng, phía đông giáp sông Hậu và

tỉnh Vĩnh Long, phía tây giáp tỉnh Kiên Giang và Bạc Liêu

Công ty Điện lực Hậu Giang là đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực 2, được thành lập từ ngày 02/07/2004 trên cơ sở chia tách từ Điện lực Cần Thơ (theo quyết định số 45/QĐ-EVN/HĐQT ngày 20/02/2004 của Hội đồng quản trị Tổng Công ty Điện lực Việt Nam) Công ty quản lý 5 chi nhánh gồm: chi nhánh TP Vị Thanh, Châu Thành A, Long Mỹ, Ngã Bảy, và Châu Thành

Trụ sở chính: Số 503 đường Trần Hưng Đạo, khu vực 3, phường 1, TP Vị Thanh, tỉnh Hậu Giang

3.2 Đánh giá đ tin cậy t nh Hậu Giang

3.2.1 Tính toán đ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366

Căn cứ vào số liệu báo cáo về tình hình mất điện của tỉnh Hậu Giang ta thống kê, tính toán được thời gian mất điện và số KH mất điện thực tế trong năm 2011 của

TP Vị Thanh được trình bày như bảng 3.1

Bảng 3.1 Thống kê số KH và thời gian mất điện TP Vị Thanh

1

Tổng số khách hàng bị mất điện 74.272 130.072 204.344 Tổng thời gian mất điện (phút) 728 15.613 16.341 Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 1.663.349 40.877.785 42.541.134

2 Tổng số khách hàng bị mất điện 22.051 199.393 221.444

Tổng thời gian mất điện (phút) 543 8.541 9.084

Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 742.537 22.342.526 23.085.063

3

Tổng số khách hàng bị mất điện 76.129 284.880 361.009 Tổng thời gian mất điện (phút) 865 31.071 31.936 Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 2.951.160 75.190.636 78.141.796

4

Tổng số khách hàng bị mất điện 72.536 104.707 177.243 Tổng thời gian mất điện (phút) 919 10.428 11.347 Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 1.595.527 22.840.011 24.435.538

5

Tổng số khách hàng bị mất điện 127.326 112.659 239.985 Tổng thời gian mất điện (phút) 464 17.486 17.950 Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 756.114 20.659.015 21.415.129

6

Tổng số khách hàng bị mất điện 76.529 222.487 299.016 Tổng thời gian mất điện (phút) 3.189 11.749 14.938 Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 3.538.804 46.985.061 50.523.865

7

Tổng số khách hàng bị mất điện 59.637 211.080 270.717 Tổng thời gian mất điện (phút) 1.646 21.428 23.074 Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 2.774.530 70.943.842 73.718.372

8

Tổng số khách hàng bị mất điện 64.470 178.078 242.548 Tổng thời gian mất điện (phút) 711 12.518 13.229 Tổng thời gian mất điện * số

khách hàng bị mất điện tương ứng 2.070.035 43.259.020 45.329.055

9 Tổng số khách hàng bị mất điện 76.041 392.951 468.992

Tổng thời gian mất điện (phút) 1.113 27.039 28.152