Nghiên cứu xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy hệ thống điện phân phối có xét đến bảo quản định kỳ

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ Học viên : Lê Nguyễn Quốc Huy Chuyên ngành : Kỹ thuật đ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ NGUYỄN QUỐC HUY

NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ NGUYỄN QUỐC HUY

NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60 52 02 02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS TRẦN TẤN VINH

Đà Nẵng, Năm 2017

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

Lê Nguyễn Quốc Huy

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN

NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY

HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ

Học viên : Lê Nguyễn Quốc Huy Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số: 60520202 Khóa: K33 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Đánh giá đ tin cậy là m t c ng việc quan trọng của các đ n vị quản l hệ thống điện

ph n phối Trong thực tế vận hành m t điện phụ tải o cắt điện để phục vụ c ng tác ảo quản định k các đường y thiết ị chiếm khoảng 8 tổng thời gian m t điện của hệ thống điện

ph n phối Tuy nhiên Mo ule DRA PSS/ADEPT chỉ tính được đ tin cậy hệ thống điện ph n phối hình tia mà kh ng ph n tích được đầy đủ các trạng thái đổi nối trong s đồ hệ thống điện

ph n phối mạch vòng kín Luận văn ứng ụng phần mềm Matla và phư ng pháp kh ng gian trạng thái để nghiên cứu x y ựng chư ng trình tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối đối

v i c u tr c lư i hình tia hay mạch vòng kín – vận hành hở c x t đến các thao tác đổi nối của các thiết ị ph n đoạn khi sự cố các phần t và ảo quản định k các đường y thiết ị Kết quả tính toán là c sở để đánh giá ph n tích khả năng tin cậy cung c p điện nhằm đưa ra giải pháp tối ưu để n ng cao đ tin cậy đặc iệt ch trọng đến giảm thời gian m t điện trong c ng tác ảo quản định k

Từ khóa – hệ thống điện ph n phối; đ tin cậy; phư ng pháp kh ng gian trạng thái; sự cố; ảo

quản định k

RESEARCH ON PROGRAMMING RELIABLE CALCULATION PROGRAM

FOR POWER DISTRIBUTION SYSTEM WITH PERIODICAL

MAINTENANCE

Abstract - Reliability evaluation is an important part of power distribution system management

In operation, power outtage of the load due to power cut to do the periodical maintenance of the power lines, equipments accounted for about 80% of the total power outtage time of the distribution system However, the DRA PSS/ADEPT Module only calculates the reliability of the grid system without fully analyzing the switching states in the circuit diagram of the closed loop power distribution system This thesis uses Matlab application and state space method to study the program of calculating the reliability for the distribution power system with the grid structure or closed circuit - open operation, taking into account switching operations of segmentation devices when malfunctioning elements and periodical maintenance of lines and equipments The results of the calculation are the basis for assessing and analyzing the reliability of the electricity supply, in order to provide the optimum solution to improve reliability, especially to reduce the time of power cut-off in the periodical maintenance

Key words - power distribution systems; reliability; state-space method; fault; periodical

maintenance

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

MỤC LỤC ii

TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN iii

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT vii

DANH MỤC CÁC BẢNG viii

DANH MỤC CÁC HÌNH x

MỞ ĐẦU 1

1 L o chọn đề tài 1

2 Mục đích và mục tiêu nghiên cứu của đề tài 2

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2

4 Phư ng pháp nghiên cứu 3

5 Tên đề tài 3

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

7 C u tr c của luận văn 3

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐTC HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 4

1.1 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 4

1 1 1 Gi i thiệu chung về hệ thống điện ph n phối 4

1 1 2 Vận hành hệ thống điện ph n phối 4

1.2 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 7

1 2 1 Hệ thống điện và các phần t [2], [6] 7

1 2 2 Đ tin cậy [2], [6] 8

1.3 CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 8

1 3 1 Các yếu tố ảnh hưởng đến đ tin cậy [2] 11

1 3 2 Các giải pháp n ng cao đ tin cậy của hệ thống điện ph n phối [2] 12

1 3 2 1 Về mặt đ tin cậy hệ thống điện c các đặc điểm sau 12

1 3 2 2 Các iện pháp n ng cao đ tin cậy của hệ thống điện 12

1.4 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐTC HTĐ PHÂN PHỐI [2], [6], [10] 13

1 4 1 Phư ng pháp c u tr c nối tiếp - song song 13

1 4 2 Phư ng pháp c y hỏng h c 13

1 4 3 Phư ng pháp đường và lát cắt tối thiểu 14

1 4 3 1 Phư ng pháp đường tối thiểu 14

1 4 3 2 Phư ng pháp lát cắt tối thiểu 14

1 4 4 Phư ng pháp trạng thái 14

1 4 4 1 Trạng thái và kh ng gian trạng thái 14

1 4 4 2 Quá trình ngẫu nhiên Markov 15

1 4 5 Lựa chọn phư ng pháp 17

1.5 KẾT LUẬN 18

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ

XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ BẰNG PHƯƠNG PHÁP TRẠNG THÁI 19

2.1 TỔNG QUAN VỀ PHƯƠNG PHÁP TRẠNG THÁI ĐỂ TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY [2], [6], [10] 19

2 1 1 M hình trạng thái các phần t khi sự cố 19

2 1 1 1 M hình hai trạng thái 19

2 1 1 2 M hình 3 trạng thái của phần t 20

2 1 2 Tần su t và thời gian trạng thái 21

2 1 3 M hình trạng thái các phần t khi x t sự cố xếp chồng 23

2 1 3 1 M hình trạng thái của phần t khi x t c ng tác BQĐK 24

2 1 3 2 M hình trạng thái của hệ thống điện ph n phối c x t đến ảo ư ng định k của các nh m phần t 25

2 1 4 Kế hoạch h a c ng tác ảo quản định k 26

2.1.4.1 Tổ chức c ng tác ảo quản định k 26

2 1 4 2 Tính toán đ tin cậy khi ảo quản định k các nh m phần t 26

2 1 5 Hợp nh t trạng thái 27

2 1 6 Ph n tích ảnh hưởng hỏng h c các phần t đến đ tin cậy cung c p điện của các n t phụ tải 29

2 1 7 Phư ng pháp tính toán đ tin cậy ằng phư ng pháp trạng thái [2], [7], [10] 29

2 1 7 1 Tính toán đ tin cậy lư i ph n phối hình tia 29

2 1 7 2 Tính toán đ tin cậy lư i ph n phối mạch vòng kín vận hành hở 30

2.2 VÍ DỤ TÍNH TOÁN 31

2 2 1 Số liệu đầu vào 32

2 2 1 1 Số liệu các nhánh đường y 32

2 2 1 2 Số liệu các n t phụ tải 32

2 2 1 3 Số liệu đ tin cậy của các nhánh đường y 33

2 2 2 Tính toán lư i điện hình tia kh ng x t BQĐK 33

2 2 3 Tính toán lư i điện hình tia x t BQĐK 39

2.2.4 Tính toán lư i điện mạch vòng vận hành hở kh ng x t BQĐK 43

2.3 KẾT LUẬN 47

CHƯƠNG 3 XÂY DỰNG THUẬT TOÁN VÀ CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 48

3.1 THUẬT TOÁN TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY [7], [10] 48

3 1 1 Thuật toán hệ thống điện ph n phối hình tia 48

3 1 1 1 Dữ liệu tính toán 49

3 1 1 2 Th ng số c u tr c lư i điện 50

3 1 1 3 Th ng số đ tin cậy của các phần t 51

3 1 1 4 Tìm đường nối từ phụ tải đến nguồn điện [2], [7] 52

3 1 1 5 Vùng ảo vệ và vùng s a chữa các phần t [7] 53

3 1 1 6 Ph n loại trạng thái 54

3 1 2 Thuật toán đối v i hệ thống điện ạng mạch vòng 54

3.2 CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN 55

3 2 1 Chư ng trình tính toán 55

3 2 2 Giải thích chư ng trình Matla 55

3.2.2.1 File TruyxuatdulieuPSSADEPT.m 55

3.2.2.2 File ReadDataFileExcel.m 55

3.2.2.3 File Thutuctimduongnoiluoihinhtia.m 55

3.2.2.4 File Vungbaovebac1.m 55

3.2.2.5 File TimvungcatdienDCL1.m 56

3.2.2.6 File Phanloaitrangthai.m 56

3 2 2 7 Tính toán đ tin cậy 56

3 2 2 8 Lưu kết quả 56

3 2 3 Giao iện và tiện ích của chư ng trình 57

3 2 4 Tính toán kiểm chứng 57

3 2 4 1 Kết quả tính toán lư i điện hình tia kh ng x t BQĐK 58

3 2 4 2 Kết quả tính toán lư i điện hình tia x t BQĐK 59

3 2 4 3 Kết quả tính toán lư i điện mạch vòng vận hành hở kh ng x t BQĐK 61

3 2 4 4 Đánh giá 63

3.3 KẾT LUẬN 63

CHƯƠNG 4 ÁP DỤNG TÍNH TOÁN CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG 64

4.1 LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG 64

4.1.1 S lược lư i điện ph n phối Nha Trang 64

4 1 2 Phư ng thức vận hành tuyến 471-479-E27 65

4.2 TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN KHÔNG XÉT BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ 66

4 2 1 Lư i điện ph n phối hình tia 66

4 2 1 1 Trường hợp kh ng đặt ao cách ly 66

4 2 1 2 Trường hợp đặt ao cách ly 67

4 2 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng vận hành hở 67

4.3 TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN CÓ XÉT BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ 67

4 3 1 Lư i điện ph n phối hình tia 67

4 3 1 1 Trường hợp kh ng đặt ao cách ly 67

4 3 1 2 Trường hợp đặt ao cách ly 68

4 3 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng vận hành hở 68

4.4 PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ 68

4 4 1 Bảng tổng hợp số liệu 68

4 4 2 Nhận x t 69

4.5 KẾT LUẬN 70

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 71

TÀI LIỆU THAM KHẢO 73

PHỤ LỤC

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC PHẢN BIỆN

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2 1 C ng thức tính xác su t trạng thái và cường đ hỏng h c 24

Bảng 2 2 Số liệu đầu vào nhánh đường y 32

Bảng 2 3 Số liệu đầu vào n t phụ tải 32

Bảng 2 4 Vùng ảo vệ của các phần t 33

Bảng 2 5 Vùng s a chữa sự cố các phần t 34

Bảng 2 6 Đường nối từ các phụ tải đến nguồn 34

Bảng 2 7 Kết quả ph n tích các trạng thái 35

Bảng 2 8 Kết quả các th ng số trạng thái 36

Bảng 2 9 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy phụ tải PT8 37

Bảng 2 1 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải 38

Bảng 2 11 Vùng cắt điện của các phần t 39

Bảng 2 12 Vùng s a chữa sự cố BQĐK các phần t 39

Bảng 2 13 Đường nối từ phụ tải đến nguồn 40

Bảng 2 14 Kết quả ph n tích các trạng thái 40

Bảng 2 15 Kết quả các th ng số trạng thái 41

Bảng 2 16 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải 42

Bảng 2 17 Kết quả đường nối của phụ tải đến nguồn 2 44

Bảng 2 18 Kết quả ph n tích các trạng thái 44

Bảng 2 19 Kết quả các th ng số trạng thái 45

Bảng 2 2 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải 46

Bảng 3 1 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 58

Bảng 3 2 Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải 58

Bảng 3 3 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 58

Bảng 3 4 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 59

Bảng 3 5 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 59

Bảng 3 6 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 59

Bảng 3 7 Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải 60

Bảng 3 8 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 60

Bảng 3 9 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 60

Bảng 3 1 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 61

Bảng 3 11 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 61

Bảng 3.12 Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải 61

Bảng 3 13 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 62

Bảng 3 14 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 62

Bảng 3 15 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 62

Bảng 4 1 Th ng số kỹ thuật của các trạm 11 kV 64

Bảng 4 2 Th ng số kỹ thuật của các xu t tuyến trung áp 65

Bảng 4 3 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 67

Bảng 4 4 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 67

Bảng 4 5 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 67

Bảng 4 6 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 68

Bảng 4 7 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 68

Bảng 4 8 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 68

Bảng 4 9 Bảng so sánh các chỉ tiêu ĐTC LPP hình tia 69

Bảng 4 10 Bảng so sánh các chỉ tiêu ĐTC LPP hình mạch vòng 69

Bảng 4 11 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống 70

DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1 1 Lư i điện ph n phối hình tia c đặt MC và DCL ph n đoạn [7] 5

Hình 1 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng kín vận hành hở [8] 6

Hình 2 1 M hình hai trạng thái của phần t 20

Hình 2 2 M hình 3 trạng thái của phần t c x t đổi nối 20

Hình 2 3 S đồ minh họa tần su t và thời gian trạng thái 21

Hình 2 4 M hình a trạng thái của 2 phần t khi x t đến sự cố xếp chồng 23

Hình 2 5 M hình trạng thái của phần t khi x t BQĐK 24

Hình 2 6 M hình trạng thái của hệ thống n phần t c x t đến ảo quản định k 25 Hình 2 7 Hợp nh t các trạng thái 28

Hình 2 8 S đồ trạng thái của hệ thống 29

Hình 2 9 S đồ lư i điện ph n phối 32

Hình 3 1 S đồ thuật toán tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối 49

Hình 3 2 Trình tự truy xu t ữ liệu từ PSS/APEPT 50

Hình 3.3 Các th ng số đ tin cậy của các phần t 51

Hình 3 4 Thuật toán tìm ma trận đường nối 52

Hình 3 5 S đồ thuật toán xác định vùng ảo vệ của các phần t 53

Hình 3 6 Giao iện chư ng trình tính toán đ tin cậy 57

Hình 4 1 S đồ nguyên l tuyến 471-479-E27 66

MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Những năm qua nền kinh tế nư c ta không ngừng phát triển đời sống xã h i được nâng cao, nhu cầu s dụng điện ngày càng tăng đòi hỏi ch t lượng điện năng ngày càng cao yêu cầu c p điện liên tục an toàn và tin cậy lu n là mối quan t m thường xuyên và c p thiết đối v i ngành điện

Trong đ hệ thống điện ph n phối là kh u cuối cùng của hệ thống điện (HTĐ), đưa điện năng trực tiếp đến khách hàng s ụng điện Vì vậy tính liên tục cung c p điện cho phụ tải c mối quan hệ mật thiết và phụ thu c trực tiếp vào đ tin cậy của

lư i điện ph n phối (LPP) Nâng cao đ tin cậy (ĐTC) cung c p điện trên lư i điện được hiểu là giảm số lần m t điện và thời gian m t điện cho khách hàng trong t

k trường hợp nào như o sự cố (l o khách quan) hoặc o c ng tác ảo quản định

k (l o chủ quan)

Nhằm n ng cao ch t lượng phục vụ khách hàng của ngành điện đồng thời nâng cao c ng tác quản l vận hành và kinh oanh của đ n vị ph n phối điện Tập đoàn Điện lực Việt Nam lu n giám sát sát sao các chỉ số đ tin cậy cung c p điện

đã giao cho Tổng c ng ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) hoàn thành mục tiêu ngắn hạn trong năm 2 17 cụ thể: MAIFI 3,5 lần/năm, SAIDI 1.283 phút/kh năm, SAIFI 11,98 lần/năm và l trình n ng cao ĐTC đến cuối năm 2 2 phải hoàn thành mục tiêu: MAIFI 2 15 lần/năm SAIDI 4 2 ph t/kh năm, SAIFI 8,73 lần/năm Đứng trư c những yêu cầu ức thiết trên việc tính toán chính xác các chỉ tiêu ĐTC hệ thống điện để các phận tham mưu ph n tích đánh giá nguyên nh n và đưa ra các giải pháp khắc phục là hết sức cần thiết

Hiện tại phần mềm chuyên ùng PSS/ADEPT [3]

được EVNCPC trang ị cho các C ng ty Điện lực trực thu c s ụng để tính toán các chế đ vận hành tính toán tổn th t cũng như đ tin cậy của LPP Tuy nhiên trong ph n tích tính toán đ tin cậy Mo ule DRA PSS/ADEPT chỉ tính được đ tin cậy lư i điện ph n phối hình tia

mà kh ng ph n tích được đầy đủ các trạng thái đổi nối trong s đồ lư i điện ph n phối khi c mạch vòng kín kh ng tính được đến tính an toàn của các thiết ị trên đường y và chỉ tính được m t số chỉ tiêu theo tiêu chuẩn IEEE-1366 V n đề đặc iệt lưu t m là trong thực tế vận hành cho th y m t điện phụ tải o cắt điện để c ng tác ảo quản định k (BQĐK) các đường y thiết ị chiếm khoảng 8 tổng thời gian m t điện của LPP Nhưng phiên ản PSS/ADEPT đang được Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hòa s ụng chưa thể tính được các tình trạng m t điện này

Xu t phát từ những l o trên việc Nghiên cứu xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy hệ thống điện phân phối có xét đến bảo quản định kỳ là r t cần thiết

Luận văn ứng ụng phần mềm Matlab [1]

để x y ựng chư ng trình tính toán

đ tin cậy lư i điện ph n phối đối v i c u tr c lư i hình tia hay mạch vòng kín – vận hành hở c x t đến các thao tác đổi nối của các thiết ị ph n đoạn khi sự cố các phần t và BQĐK các đường y thiết ị trên LPP Các chỉ tiêu đ tin cậy của các

xu t tuyến hệ thống điện ph n phối được tính theo tiêu chuẩn IEEE-1366, của các

n t phụ tải là xác su t tần su t thời gian m t điện và điện năng ngừng cung c p hằng năm Chư ng trình tính toán c kết hợp v i phần mềm PSS/ADEPT để truy

xu t các ữ liệu liên quan đến s đồ lư i điện ph n phối, nhằm tận ụng ữ liệu s n

c của các C ng ty điện lực đã x y ựng và đang quản l

Kết quả tính toán là c sở để đánh giá ph n tích khả năng tin cậy cung c p điện nhằm đưa ra giải pháp tối ưu để n ng cao ĐTC đặc iệt ch trọng đến giảm thời gian m t điện trong c ng tác BQĐK ứng ụng tại LPP thành phố Nha Trang

và mở r ng cho các khu vực khác

2 Mục đ ch và mục tiêu nghiên cứu của đề tài

Mục đích nghiên cứu

Luận văn x y ựng c ng cụ để tính toán đ tin cậy của lư i điện ph n phối

g p phần n ng cao hiệu quả vận hành lư i điện và n ng cao ch t lượng phục vụ giảm thiểu cường đ và thời gian m t điện cho các khách hàng s ụng điện

Mục tiêu nghiên cứu

Nghiên cứu các phư ng pháp để lựa chọn phư ng pháp hợp l tính toán các chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện ph n phối c x t đến c ng tác BQĐK các phần t

từ đ x y ựng thuật toán làm c sở cho việc lập trình

Nghiên cứu x y ựng chư ng trình tính toán ĐTC của hệ thống điện phân phối hình tia và mạch vòng, c giao iện ễ s ụng và cho ph p lưu trữ các ữ liệu kết quả tính toán để người s ụng ễ àng ph n tích đánh giá

Áp ụng để tính toán và đánh giá đ tin cậy LPP thành phố Nha Trang trên c

sở các số liệu thống kê từ thực tế vận hành đã x y ựng trong phần mềm PSS/ADEPT

3 Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu

Lư i điện ph n phối

Các chỉ tiêu đánh giá đ tin cậy hệ thống điện ph n phối

Các phư ng pháp tính toán và đánh giá đ tin cậy

Thuật toán tối ưu của phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK ựa trên c

sở ữ liệu thực tế vận hành

Phạm vi nghiên cứu:

Lư i điện ph n phối

Phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK trên c sở m t thuật toán tối ưu được chọn để tiến hành ph n tích tính toán và đưa ra các giải pháp n ng cao các chỉ tiêu đ tin cậy

4 Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu l thuyết và ùng phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK để

x y ựng chư ng trình tính toán đ tin cậy trong hệ thống điện ph n phối c u tr c hình tia và mạch vòng vận hành hở

Tính toán để kiểm chứng kết quả chư ng trình được x y ựng

Thu thập số liệu thực tế để áp ụng tính toán và đánh giá các chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện ph n phối Thành phố Nha Trang

5 Tên đề tài

“Nghiên cứu xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy hệ thống điện phân phối có xét đến bảo quản định kỳ”

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

“Đảm ảo cung c p đủ điện phục vụ phát triển kinh tế - xã h i và đời sống

nh n n v i ch t lượng và đ tin cậy ngày càng cao” là nhiệm vụ được Tập đoàn Điện lực Việt Nam đặt trọng t m từ nay đến năm 2 2 và tạo tiền đề cho giai đoạn tiếp theo thể hiện rõ trong chỉ thị 989/CT-EVN ban hành ngày 18/3/2016

Đề tài đặt trọng t m nghiên cứu phư ng pháp tính toán đánh giá đ tin cậy hệ thống điện ph n phối nhằm đưa ra các giải pháp n ng cao đ tin cậy cung c p điện

g p phần quan trọng trong c ng tác sản xu t kinh oanh của C ng ty từ kh u lập kế hoạch BQĐK đến tối ưu hoá chi phí đầu tư giảm giá thành điện năng

7 Cấu trúc của luận văn

Mở đầu

Chư ng 1: Tổng quan về đ tin cậy hệ thống điện ph n phối

Chư ng 2: Tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối c x t đến ảo quản định k ằng phư ng pháp trạng thái

Chư ng 3: X y ựng thuật toán và chư ng trình tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối

Chư ng 4: Áp ụng tính toán cho lư i điện ph n phối Thành phố Nha Trang Kết luận và kiến nghị

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

gian đến các khách hàng trực tiếp s ụng điện

LPP là phần lư i điện ao gồm các đường y và trạm điện c c p điện áp đến 110kV, các c p điện áp anh định trong hệ thống điện ph n phối ao gồm 11 kV 35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV và 0,4kV Lư i điện ph n phối c thể s ụng kết

c u đường y trên kh ng hay cáp ngầm

LPP đường y trên kh ng được s ụng phổ iến ở các khu vực kh ng ị hạn chế về mỹ quan điều kiện an toàn nhờ các ưu điểm c ản về giá thành tìm kiếm

điểm sự cố thuận lợi trong việc phát triển các phụ tải m i trên tuyến

LPP cáp ngầm được s ụng ở các khu vực đ thị c yêu cầu cao về mỹ quan hành lang an toàn phụ tải trên tuyến tập trung và ổn định nhược điểm giá thành cao kh tìm điểm sự cố và kh khăn trong việc đ u nối cáp để phát triển các phụ tải

kh ng kết lư i vận hành ở chế đ mạch vòng trên LPP trừ các trường hợp phải

kh p vòng để chuyển tải hoặc đổi nguồn c p nhằm n ng cao đ tin cậy cung c p điện nhưng phải đảm ảo kh ng g y mở r ng sự cố [5]

LPP thường c s đồ c u tr c hình tia như Hình 1.1, các xu t tuyến nhận điện

từ các trạm iến áp trung gian cung c p đến phụ tải ằng các đường y trên kh ng hoặc cáp ngầm và được ảo vệ ằng máy cắt điện V i c u tr c lư i điện như Hình 1.1 máy cắt MC1 được s ụng để ảo vệ toàn đường y MC2 ảo vệ nhánh rẽ sau đường y (7) các ao cách ly CL1 CL2 CL3 ùng để ph n đoạn c lập các phần t phía sau khi c sự cố hoặc thực hiện c ng tác BQĐK

X t m t số trường hợp thao tác chuyển đổi kết lư i trong vận hành:

Hình 1.1 Lưới điện phân phối hình tia có đặt MC và DCL phân đoạn [7]

Khi c sự cố hoặc c ng tác các thiết ị sau ao cách ly CL2 nh n viên vận hành cắt máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL2 để c lập các thiết ị cần c ng tác sau

đ đ ng máy cắt MC1 c p điện lại cho các phụ tải trư c ao cách ly CL2 tư ng tự đối v i trường hợp các thiết ị sau ao ách ly CL1 Trong các tình huống này, các phụ tải khác phải m t điện trong khoảng thời gian để thao tác ao cách ly g y ảnh hưởng đến khách hàng đặc iệt là các phụ tải ưu tiên quan trọng

Để khắc phục tình trạng trên ta x t trường hợp nhánh rẽ sau máy cắt MC2 khi cần c lập các thiết ị sau ao cách ly CL3 nh n viên vận hành cắt máy cắt MC2 cắt ao cách ly CL3 đ ng lại máy cắt MC2 c p điện các phụ tải trư c ao cách ly CL3 Như vậy khi c máy cắt MC2 các phụ tải trư c máy cắt MC2 kh ng m t điện khi cần c lập các thiết ị sau máy cắt MC2 điều này hạn chế được khu vực m t điện trong thời gian thao tác ao cách ly

Khi c sự cố hoặc c ng tác ảo trì ảo ư ng đường y (8) nh n viên vận hành cắt MC1 c lập đường y (8) g y m t điện toàn phụ tải trên tuyến trong trường hợp này nh n viên vận hành kh ng thể cắt MC2 để àn giao c ng tác vì

kh ng đảm ảo điều kiện khoảng hở tr ng th y theo quy định o đ để hạn chế m t điện thoáng qua cho các phụ tải trư c máy cắt MC2 cần lắp ổ sung ao cách ly tại máy cắt MC2

Ngoài ra để tăng cường ĐTC cung c p điện các đường y trục chính hoặc các nhánh rẽ (tu thu c vị trí địa l ) được x y ựng tạo thành các mạch vòng liên lạc v i các đường y khác

Các đường y này c thể được c p điện từ chính trạm iến áp trung gian đ hay trạm iến áp trung gian kế cận như Hình 1.2

X t m t số trường hợp thao tác chuyển đổi kết lư i trong vận hành:

1

CL3

(6)

(4) (3)

(7)

8 (8)

(2)

3

7

6 (5) PT2

300

Hình 1.2 Lưới điện phân phối mạch vòng kín vận hành hở [8]

Chế đ kết lư i c ản: Trạm iến áp A c p điện cho các phụ tải PT1 PT2 PT3 PT5 PT6 PT4 PT7 PT8 và PT9 Trạm iến áp B c p điện cho các phụ tải PT1 PT11 PT12 PT13 PT14 và PT5 các xu t tuyến liên lạc v i nhau qua các

ao cách ly thường mở CL3 và CL1 Giả s tiết iện các đường y liên lạc đảm

ảo truyền tải c ng su t khi cần c p điện từ trạm iến A đến MC2 và ngược lại

Khi xảy ra sự cố hoặc c c ng tác trên đường y (15) nh n viên vận hành cắt máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL7 CL9 đ ng lại máy cắt MC1 c p điện đến ao cách ly CL7 cắt máy cắt MC2 đ ng ao cách ly liên lạc CL1 đ ng máy cắt MC2

c p điện đến đầu ao cách ly CL9 Như vậy các phụ tải sau ao cách ly CL9 được

m t số trường hợp khác đối v i đường y từ trạm iến áp B

Qua đ ĐTC cung c p điện cho phụ tải được n ng cao so v i trường hợp LPP hình tia tuy nhiên qua hai trường hợp trên các phụ tải vẫn phải m t điện trong thời gian nh n viên vận hành i chuyển thao tác các ao cách ly làm tăng chỉ số m t điện trung ình thoáng qua của khách hàng

PT13

29 PT12

28

9 (8)

17 PT7

Để n ng cao ĐTC cung c p điện cho phụ tải trên các đường y trục chính thường lắp các thiết ị ph n đoạn như: thiết ị tự đ ng lại (Automatic Circuit Recloser) ao cắt c tải (Loa Break Switch) kèm ao cách ly Các nhánh rẽ thường lắp các thiết ị đ ng cắt kèm ảo vệ đ n giản như: cầu chì tự r i (Fuse Cut Out) hay cầu chì tự r i kết hợp cắt tải (Loa Break Fuse Cut Out) Các thiết ị trên được kết nối SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) về trung tâm điều khiển gi p nh n viên vận hành điều khiển từ xa giảm tối đa thời gian i chuyển thao tác Đánh giá lại trường hợp trên khi đặt ổ sung các ao cắt c tải tại các vị trí ao cách ly như sau:

Khi c c ng tác trên đường y (15) nh n viên vận hành tại trung t m điều khiển kiểm tra th ng số hệ thống đảm ảo điều điện đ ng kh p vòng hai xu t tuyến (nếu lư i điện chưa được đầu tư hệ thống SCADA đ n vị quản l vận hành ố trí các nh m thao tác hợp l để giảm thiểu thời gian đ ng cắt thiết ị) tại dao cách ly liên lạc CL1 đ ng từ xa CL1 và ao cắt c tải CLT1 sau đ cắt ao cắt c tải CLT7 và CL7 CLT9 và CL9 c lập đoạn đường y (15) Như vậy các phụ tải trên tuyến kh ng ị m t điện thoáng qua đảm ảo được c p điện liên tục n ng cao đ tin cậy cung c p điện cho khách hàng

TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.2.

Hệ thống điện và các phần tử [2], [6]

1.2.1.

Hệ thống là tập hợp những phần t tư ng tác trong m t c u trúc nh t định nhằm thực hiện m t nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nh t hoạt đ ng cũng như sự phát triển

Trong HTĐ các phần t là máy phát điện, máy iến áp đường dây,… nhiệm

vụ là sản xu t và truyền tải phân phối điện năng đến các h tiêu thụ Điện năng phải đảm ảo các chỉ tiêu ch t lượng pháp định như điện áp, tần số và đ tin cậy hợp lý HTĐ phải được phát triển m t cách tối ưu và vận hành v i hiệu quả kinh tế cao nh t Về mặt đ tin cậy, HTĐ là m t hệ phức tạp, thể hiện ở các điểm:

HTĐ là hệ thống phục hồi các phần t của n c thể ị hỏng sau khi được

phục hồi lại đưa vào hoạt đ ng

Độ tin cậy [2], [6]

1.2.2.

ĐTC là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật đặc iệt là khi xu t hiện những hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các lĩnh vực công nghiệp khác nhau

ĐTC của phần t hoặc cả hệ thống được đánh giá m t cách định lượng ựa trên hai yếu tố c ản: tính làm việc an toàn và tính s a chữa được

Độ tin cậy là xác suất để hệ thống hoặc phần tử hoàn thành triệt để nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định

Đối v i hệ thống điện, ĐTC được đánh giá thông qua khả năng cung c p điện liên tục và đảm ảo ch t lượng điện năng

HTĐ là hệ thống phục hồi, nên khái niệm về khoảng thời gian xác định không còn mang ý nghĩa ắt u c vì hệ thống làm việc liên tục Do vậy đ tin cậy được đo

ởi m t đại lượng thích hợp h n, đ là đ s n sàng:

Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ

Đ s n sàng cũng là xác su t để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm t

k và được tính ằng tỉ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt đ ng Ngược lại v i đ s n sàng là đ không s n sàng đ là xác su t để hệ thống hay phần t ở trạng thái hỏng

Đối v i hệ thống điện đ s n sàng (gọi chung là đ tin cậy) hoặc đ không

s n sàng chưa đủ để đánh giá đ tin cậy trong các bài toán cụ thể, do đ phải s ụng thêm nhiều chỉ tiêu khác cũng có tính xác su t để đánh giá

CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI 1.3.

Các chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện ph n phối ao gồm:

Xác su t thiếu điện cho phụ tải: đ là xác su t c ng su t phụ tải l n h n c ng

su t nguồn điện

Xác su t thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại

Điện năng thiếu (hay điện năng m t) cho phụ tải đ là k vọng điện năng phụ

tải ị cắt o hỏng h c hệ thống trong m t năm

Thiệt hại kinh tế tính ằng tiền o m t điện

Thời gian m t điện trung ình cho m t phụ tải trong m t năm

Số lần m t điện trung ình cho m t phụ tải trong m t năm [2]

Tuy nhiên để đánh giá được m t cách toàn iện về sự m t điện của hệ thống hiện nay nhiều nư c trên thế gi i đánh giá đ tin cậy lư i điện ph n phối qua các chỉ tiêu được quy định ởi tiêu chuẩn IEEE 1366 [9] như về tần su t m t điện trung ình của hệ thống (SAIFI) chỉ số thời gian m t điện trung ình của hệ thống

(SAIDI) chỉ số thời gian m t điện trung ình khách hàng (CAIDI) chỉ số tần su t

m t điện trung ình khách hàng (CAIFI) đ s n sàng (ASAI) chỉ số thiếu hụt điện năng (ENS) thiệt hại o m t điện khách hàng (ECOST) Trong tính toán các chỉ tiêu đ tin cậy theo IEEE 1366, ý nghĩa của các thông số, công thức tính toán như sau:

i : iểu thị m t sự kiện ngừng c p điện

ri : thời gian khôi phục đối v i mỗi sự kiện ngừng c p điện

CI : tổng số lần m t điện khách hàng của hệ thống

CMi : số phút khách hàng ị ngừng c p điện

IMi : số lần ngừng c p điện thoáng qua

IME : số sự kiện ngừng c p điện thoáng qua

Ni : số khách hàng ị ngừng c p điện vĩnh c u đối v i sự kiện i

Nmi : số khách hàng ị ngừng c p điện thoáng qua đối v i sự

kiện i

NT : tổng số khách hàng phục vụ cho các khu vực

Li : tải ị cắt đối v i m t sự kiện ngừng c p điện

LT : tổng tải được cung c p

k : số lần ngừng c p điện thể hiện ởi m t khách hàng riêng lẻ

trong thời k báo cáo

TMED : giá trị ngư ng để xác định ngày sự kiện đặc iệt

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống SAIFI (System Average

Interruption Frequency Index): cho iết số lần m t điện trung bình của m t khách hàng ị ngừng c p điện vĩnh c u bao nhiêu lần trong thời k báo cáo (thường là trong m t năm):

T T

iNN

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI (System Average

Interruption Duration Index): cho iết trung bình m t khách hàng ị ngừng c p điện vĩnh c u bao nhiêu giờ trong thời k báo cáo (thường là trong m t năm):

T i T

i i

N

CMN

Nr

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng CAIDI (Customer

Average Interruption Duration Index): là thời gian trung ình cần để phục hồi cung

c p điện cho khách hàng trong m t lần m t điện vĩnh c u được tính ằng:

SAIFI

SAIDI N

N r

i

i i

CAIDI  





(phút) (1.3)

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI (Customer

Average Interruption Frequency Index) cho iết số lần ị ngừng c p điện vĩnh c u

trung bình đối v i m t khách hàng trong m t năm:

CN

Ni

Chỉ số tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng CTAIDI (Customer

Total Average Interruption Duration Index): Đối v i khách hàng thực tế đã m t điện, chỉ số này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông báo bị

m t điện Chỉ số này được tính toán như chỉ số CAIDI, trừ việc khách hàng bị m t điện nhiều lần chỉ được tính m t lần:

CN

N

ri i

Chỉ số sẵn sàng cấp điện trung bình ASAI (Average Service Availability

Index) cho iết phần trăm về thời gian khách hàng được c p điện so v i tổng số giờ khách hàng yêu cầu:

Sogio/nam

N

Nrgio/namSo

NT

i i T

T

n k n

N

CN

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống ASIFI (Average System

Interruption Frequency In ex) Các chỉ tiêu đưa ra ở phần này ựa trên phụ tải h n

là khách hàng ị ảnh hưởng ASIFI đ i khi được s ụng để đo lường tính năng hệ thống ph n phối cung c p số lượng khách hàng ít phụ tải tập trung l n như các

khách hàng c ng nghiệp thư ng mại Về l thuyết nếu tải ph n ố đồng nh t ASIFI giống như SAIFI:

T

iL

L

Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống ASIDI (Average

System Interruption Duration Index):

T

i iL

Lr

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thoáng qua MAIFI (Momentary

Average Interruption Frequency Index): Chỉ số này cung c p th ng tin về số lần

m t điện thoáng qua trung ình của m t khách hàng (trong m t khu vực) trong m t năm:

T

mi iN

NIM

Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua MAIFI E

(Momentary Average Interruption Event Frequency Index): Chỉ số này cung c p

th ng tin về con số trung ình của các sự kiện m t điện thoáng qua của m t khách hàng (trong m t khu vực) trong m t năm:

T

mi E E

N

NIM

Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy [2]

1.3.1.

Đ tin cậy của phần t :

Cường đ hỏng h c thời gian phục hồi

S a chữa định k

Ngừng điện c ng tác

C u tr c của hệ thống:

Sự gh p nối giữa các phần t trong s đồ trạm hình áng lư i điện

Khả năng thao tác và đổi nối trong s đồ (tự đ ng hoặc ằng tay)

Hệ thống tổ chức quản l và vận hành:

Tổ chức và ố trí các đ n vị c đ ng can thiệp khi sự cố

Tổ chức mạng lư i phục hồi sự cố và s a chữa định k

Dự trữ thiết ị s a chữa

Dự trữ c ng su t trong hệ thống

C u tr c và hoạt đ ng của hệ thống điều khiển vận hành

Sách lược ảo quản định k thiết ị

Ảnh hưởng m i trường:

Phụ tải điện

Yếu tố thời tiết khí hậu nhiệt đ và đ nhiễm của m i trường

Yếu tố con người: trình đ của nh n viên vận hành yếu tố kỹ thuật tự đ ng

mà m t số yếu tố ị ỏ qua ị lược t hoặc đ n giản h a

Các giải pháp n ng cao độ tin cậy của hệ thống điện phân phối [2]

1.3.2.

1.3.2.1 Về mặt độ tin cậy hệ thống điện có các đặc điểm sau

C nhiều phần t các phần t c nhiều trạng thái làm việc và c thể phụ hồi Mối liên hệ giữa các phần t phức tạp nên vận hành phức tạp

Hệ thống điện là hệ thống c ự phòng về c ng su t năng lượng s c p số

phần t và khả năng tải của ch ng s đồ nối y

Hệ thống điện c khả năng phục hồi o các phần t c khả năng phục hồi

Hệ thống điện c nhiều trạng trạng thái làm việc mỗi trạng thái tư ng ứng v i

mức đ hoàn thành c ng việc khác nhau

Hệ thống điện c ảo quản định k : tiểu tu trung tu và đại tu Khi phần t hết hạn s ụng sẽ được loại ỏ và thay ằng phần t m i o đ hệ thống điện lu n ở

trong giai đoạn làm việc ình thường v i cường đ hỏng h c trung ình là hằng số Tác đ ng vận hành phức tạp

1.3.2.2 Các biện pháp nâng cao độ tin cậy của hệ thống điện

S ụng hợp l các loại ự trữ:

Dự trữ năng lượng s c p

Dự trữ c ng su t nguồn c ng su t máy iến áp khả năng tải của lư i điện về tổn th t điện áp về ổn định tĩnh và ổn định đ ng ự trữ thiết ị thay thế

Hoàn thiện c u tr c lư i điện làm ch ng trở nên linh hoạt c đ ự trữ cao và

c khả năng thích ứng nhanh v i mọi tình huống vận hành (s ụng s đồ lư i điện

c c u tr c mềm ẻo và đ ng)

S ụng các thiết ị ảo vệ thiết ị điều khiển tự đ ng chống sự cố và điều

chỉnh chế đ ngày càng hoàn thiện

S ụng các thiết ị điện c ch t lượng cao

Tổ chức tốt hệ thống quản l vận hành

Nâng cao khả năng vận hành của cán kỹ sư cũng như c ng nh n

Ngoài ra để giảm t tổn th t kinh tế o m t điện khi sự cố cần thực hiện các

iện pháp sa thải phụ tải hợp l và tổ chức tốt c ng tác ở phụ tải khi xảy ra m t điện

Phư ng pháp này ao gồm việc lập s đồ đ tin cậy và áp ụng l thuyết xác

su t các tập hợp đại số Boole l thuyết graph để tính toán đ tin cậy

S đồ đ tin cậy của hệ thống x y ựng trên c sở ph n tích ảnh hưởng của hỏng h c phần t đến hỏng h c hệ thống S đồ đ tin cậy ao gồm các n t trong đ

c n t nguồn n t tải các nút trung gian và các nhánh Nhánh và n t tạo thành mạng

lư i nối n t nguồn và n t tải của s đồ Theo s đồ trạng thái tốt của hệ thống là trạng thái trong đ c ít nh t m t đường gồm nhiều nhánh nối từ n t phát đến n t tải Còn trạng thái hỏng của hệ thống xảy ra khi n t phát và n t tải ị tách rời o hỏng các phần t

Đối v i hệ thống điện s đồ đ tin cậy c thể trùng hoặc kh ng trùng v i s

đồ điện tu thu c vào tiêu chuẩn hỏng h c của hệ thống được lựa chọn và đặc tính của các phần t Trên c sở ph n tích s đồ đ tin cậy và các tính toán giải tích ta

tính được các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống

Phương pháp c y hỏng hóc

1.4.2.

C y hỏng h c là phư ng pháp hiệu quả để nghiên cứu đ tin cậy của các hệ thống phức tạp c thể áp ụng tốt cho hệ thống điện C y hỏng h c cho ph p đánh giá hệ thống về ch t lượng cũng như về số lượng trên quan điểm đ tin cậy Về mặt

ch t lượng c y hỏng h c cho hình ảnh rõ ràng về nguyên nh n cách thức xảy ra hỏng h c và các hành vi của hệ thống H n nữa phư ng pháp c y hỏng h c cho

ph p tính được các chỉ tiêu đ tin cậy của hệ thống

C y hỏng h c m tả ằng đồ thị quan hệ nh n quả giữa các ạng hỏng h c trong hệ thống giữa hỏng h c hệ thống và các hỏng h c thành phần trên c sở hàm đại số Boole C sở cuối cùng để tính toán là các hỏng h c c ản của các phần t Hỏng h c c ản là nguyên nh n của các hỏng h c cao h n gọi là các hỏng

h c trung gian Các hỏng h c này là nguyên nh n của hỏng h c đỉnh tức hỏng h c

hệ thống mà ta quan t m

T m lại c y hỏng h c m tả quan hệ logic giữa các phần t hay giữa các phần

t và từng mảng của hệ thống m t cách rõ n t giữa các hỏng h c c ản và hỏng

h c đỉnh mà ta đang khảo sát

Phương pháp đường và lát cắt tối thiểu

1.4.3.

1.4.3.1 Phương pháp đường tối thiểu

Từ n t nguồn đến n t phụ tải c thể c r t nhiều đường mỗi đường ao gồm

m t số phần t nối tiếp nối liền n t nguồn v i n t tải

Đường tối thiểu là đường trong đ kh ng c n t nào xu t hiện hai lần

Các đường c thể phụ thu c vào nhau vì c các phần t tham gia nhiều đường Sau khi tìm được các đường ta c s đồ đ tin cậy của hệ thống ao gồm các đường nối song song

Nếu giả thiết rằng mỗi đường đều đủ khả năng đáp ứng phụ tải thì hệ thống sẽ tốt khi c ít nh t m t đường tốt Trạng thái hỏng của hệ thống xảy ra khi t t cả các đường hỏng

1.4.3.2 Phương pháp lát cắt tối thiểu

Lát cắt ao gồm các phần t mà khi các phần t này đồng thời hỏng thì hệ thống sẽ hỏng V i giả thiết rằng mỗi phần t đều c khả năng tải đáp ứng nhu cầu phụ tải Lát cắt tối thiểu là lát cắt ao gồm số lượng tối thiểu các phần t

Khi hệ thống hỏng o t t cả các phần t của m t lát cắt tối thiểu ị hỏng thì chỉ cần phục hồi m t phần t t k hệ thống sẽ được phục hồi Điều này nhiều khi ùng để nhận ạng lát cắt tối thiểu trong phư ng pháp kh ng gian trạng thái

Hệ thống chỉ tốt khi t t cả các lát cắt tối thiểu đều tốt nếu chỉ m t lát cắt tối thiểu hỏng thì hệ thống sẽ hỏng M t lát cắt tối thiểu hỏng khi t t cả các phần t của

n hỏng Như vậy lát cắt được m tả ởi sự nối song song các phần t của n còn

s đồ đ tin cậy của hệ thống sẽ là sự gh p nối nối tiếp các lát cắt tối thiểu

Phương pháp trạng thái

1.4.4.

1.4.4.1 Trạng thái và không gian trạng thái

Trong phư ng pháp này, hệ thống được iễn tả ởi các trạng thái hoạt đ ng và khả năng chuyển giữa các trạng thái đ

Trạng thái hệ thống được xác định ởi tổ hợp các trạng thái của các phần t Mỗi tổ hợp trạng thái của phần t cho m t trạng thái của hệ thống Phần t c thể c nhiều trạng thái khác nhau như: trạng thái tốt trạng thái hỏng trạng thái ảo ư ng định k Do đ mỗi sự thay đổi trạng thái của phần t đều làm cho hệ thống chuyển sang m t trạng thái m i T t cả các trạng thái c thể của hệ thống tạo thành

kh ng gian trạng thái Hệ thống lu n ở m t trong các trạng thái này Do đ tổng xác su t trạng thái ằng 1

Ưu thế của phư ng pháp kh ng gian trạng thái là c thể x t các phần t c nhiều trạng thái khác nhau và v i các giả thiết nh t định c thể áp ụng quá trình Markov

1.4.4.2 Quá trình ngẫu nhiên Markov

a Khái quát chung

Quá trình ngẫu nhiên Markov là m hình toán học iễn tả quá trình ngẫu nhiên trong đ phần t hoặc hệ thống liên tiếp chuyển từ trạng thái này sang trạng thái khác trong kh ng gian trạng thái

Đối v i hệ thống điện sự chuyển trạng thái xảy ra khi xảy ra hỏng h c hoặc phục hồi các phần t V i giả thiết thời gian làm việc và thời gian phục hồi của phần t tu n theo luật ph n ố mũ thì thời gian hệ thống ở các trạng thái và cường

đ chuyển trạng thái kh ng phụ thu c thời gian cũng sẽ tu n theo luật này c thể áp ụng quá trình Markov đồng nh t

V i hệ thống điện chỉ áp ụng hai loại quá trình ngẫu nhiên Markov sau

b Quá trình Markov rời rạc trong không gian và rời rạc theo thời gian (Xích Markov)

Viết ư i ạng ma trận:

Trong đ :

P(k) = [P1(k), P2(k) … Pn(k)] là ma trận hàng 1 x n v i các phần t là xác su t trạng thái của hệ ở ư c k

P(k-1) = [P1(k-1), P2(k-1) … Pn(k-1)] là ma trận hàng 1 x n v i các phần t là xác su t trạng thái của hệ ở ư c (k-1)

P là ma trận chuyển trạng thái v i các phần t là xác su t chuyển trạng thái của hệ vì giả thiết là quá trình Markov đồng nh t nên các phần t là hằng số ở các

1

n 22

21

n 12

11

p

pp

pp

p

pp

Vì ở mỗi ư c hệ chỉ c thể ở lại trạng thái cũ hoặc chuyển sang m t trong n-1 trạng thái còn lại nên tổng các xác su t chuyển trạng thái trong từng hàng của ma trận P phải ằng 1

Giả s an đầu iết chắc chắn hệ đang ở trạng thái Sj thì xác su t Pj(0) = 1 và

Pi( ) = v i i = 1 n và ij

Ở ư c k = 1: P(1) = P( ) P

Ở ư c k = 2: P(2) = P(1) P = P( ) P2

Tư ng tự ở ư c k t k :

P(k) = P(k-1).P = P(0).Pk (1.14) Biểu thức (1.14) cho ph p ta xác định được xác su t các trạng thái của hệ ở

ư c thời gian k khi đã iết xác su t trạng thái an đầu P( ) và ma trận chuyển trạng thái P

Ở trạng thái ừng (k ) xác su t trạng thái sẽ kh ng thay đổi:

P(k) = P(k-1).P (1.15) Đặt P(k) gọi là ma trận xác su t hành vi gi i hạn (vect t đ ng) của hệ và

i

 là xác su t ừng của trạng thái Si

Từ (1.16) và (1.17) ta c thể tìm được xác su t trạng thái ừng của hệ

c Quá trình Markov rời rạc trong không gian và liên tục theo thời gian

Tư ng tự ta lập được hệ phư ng trình Kolmogorov:

kh ng phải là xác su t chuyển trạng thái

Trong thực tế để n ng cao đ tin cậy cung c p điện cho phụ tải trên lư i điện

ph n phối thường được đặt thêm các thiết ị ph n đoạn vì vậy khi m t phần t sự

cố thì sau khi ảo vệ r le tác đ ng loại trừ sự cố nh n viên vận hành c thể thao tác để hạn chế phạm vi m t điện Như vậy mỗi phần t c thể c nhiều h n hai trạng thái khi đ kh ng thể ùng phư ng pháp c u tr c để đánh giá đ tin cậy của

lư i điện ph n phối

Tuy nhiên tính toán đánh giá đ tin cậy của m t xu t tuyến l n hay m t hệ thống ph n phối là ài toán phức tạp Tính phức tạp của ài toán đ tin cậy lư i

ph n phối o hệ thống c quá nhiều phần t nhiều trạng thái chế đ làm việc phư ng thức vận hành thay đổi phức tạp

Việc s ụng phư ng pháp trên để tính toán đ tin cậy m t lư i điện ph n phối đòi hỏi người ph n tích thực hiện m t khối lượng tính toán l n phức tạp o

đ cần phải c sự hỗ trợ của máy tính v i các phần mềm chuyên ùng trong quản l

lư i điện ph n phối

Hiện tại phần mềm chuyên ùng PSS/ADEPT đã được nhiều C ng ty Điện lực s ụng để tính toán các chế đ vận hành tính toán tổn th t cũng như đ tin cậy của lư i điện ph n phối Tuy nhiên trong ph n tích tính toán đ tin cậy Mo ule DRA PSS/ADEPT chỉ tính được trong lư i điện ph n phối hình tia mà kh ng ph n tích được đầy đủ các trạng thái đổi nối trong s đồ lư i điện ph n phối khi c mạch vòng kín kh ng tính được đến tính an toàn của các thiết ị trên đường y và chỉ tính được m t số chỉ tiêu theo tiêu chuẩn IEEE-1366

Hiện nay c nhiều ng n ngữ lập trình hỗ trợ để giải quyết ài toán như Foxpro, Visual Basic, Matlab Mỗi ng n ngữ lập trình đều c những ưu khuyết điểm riêng V i khả năng tính toán quản l c sở ữ liệu tốt giao iện th n thiện thuận tiện trong việc lập trình và c khả năng kết nối v i các phần mềm khác như Excel Access nên ng n ngữ lập trình Matla được xem x t và lựa chọn

Từ c sở l luận trên luận văn s ụng phư ng pháp kh ng gian trạng thái c

x t đến ảo quản định k và ng n ngữ lập trình Matla để x y ựng chư ng trình tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối

KẾT LUẬN

1.5.

Luận văn đã gi i thiệu s lược về c u tr c lư i điện cách chỉ huy vận hành hệ thống điện ph n phối trình tự thao tác đổi nối các thiết ị ph n đoạn trong quá trình

x l sự cố hoặc thực hiện c ng tác ảo quản định k

Ngoài ra để c cách nhìn tổng thể mối liên hệ giữa c ng tác vận hành c u tr c

lư i điện v i đ tin cậy cung c p điện từ l thuyết c sở đã nghiên cứu tác giả trình

ày khái quát các định nghĩa c ản về đ tin cậy chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện

ph n phối, nêu m t số yếu tố ảnh hưởng đến đ tin cậy và các giải pháp n ng cao đ tin cậy hệ thống điện ph n phối

Tuy nhiên kh ng thể định tính để đánh giá chính xác các mối quan hệ trên mà cần phải định lượng th ng qua các phư ng pháp tính toán được trình ày ở mục 1 4 Trên c sở ph n tích các ưu nhược điểm của từng phư ng pháp tác giả đã lựa chọn phư ng pháp kh ng gian trạng thái c x t đến ảo quản định k và ngôn ngữ lập trình Matla để x y ựng chư ng trình tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối được triển khai trong các chư ng tiếp theo

CHƯƠNG 2 TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ BẰNG PHƯƠNG PHÁP

TỔNG QUAN VỀ PHƯƠNG PHÁP TRẠNG THÁI ĐỂ TÍNH TOÁN ĐỘ 2.1.

TIN CẬY [2], [6], [10]

Hệ thống điện ph n phối gồm nhiều phần t hợp thành như các đường y máy iến áp thanh g p thiết ị đ ng cắt thiết ị ù Mỗi m t phần t của hệ thống trong quá trình vận hành c thể c nhiều trạng thái khác nhau và c thể chuyển từ trạng thái này sang trạng thái khác m t cách ngẫu nhiên

Ở m t thời điểm nh t định phần t chỉ m t trạng thái nào đ Mỗi m t trạng thái của phần t sẽ xác định m t trạng thái của hệ thống vì vậy o phần t thay đổi trạng thái nên hệ thống cũng c thể chuyển từ trạng thái này sang m t trạng thái khác

So v i phư ng pháp đồ thị giải tích thì phư ng pháp quá trình Markov cho lượng th ng tin về đ tin cậy nhiều h n Trong khi phư ng pháp đồ thị giải tích chỉ cho iết xác su t trạng thái ở chế đ ừng thì phư ng pháp kh ng gian trạng thái cho iết:

Hàm thời gian của xác su t trạng thái

Xác su t trạng thái (XSTT) ở chế đ xác lập

Tần su t trạng thái (TSTT)

Thời gian trạng thái (TGTT)

Ngoài ra, phư ng pháp kh ng gian trạng thái còn cho ph p x t đến các phần t

c nhiều h n hai trạng thái

Mô hình trạng thái các phần tử khi sự cố

2.1.1.

2.1.1.1 M hình hai trạng thái

Th ng thường khi m t phần t ị sự cố thì phần t đ chuyển từ trạng thái làm việc ình thường (k hiệu N) sang trạng thái sự cố l c này phần t sự cố sẽ phải được s a chữa nên trạng thái này còn gọi là trạng thái s a chữa (k hiệu R)

Sau khi s a chữa xong thì phần t trở

về lại trạng thái an đầu như vậy phần t sẽ

được m hình ư i ạng hai trạng thái như

Hình 2.1

Cường đ sự cố là  và cường đ phục

hồi (s a chữa sự cố) là  Thời gian làm việc

an toàn trung ình là TN và thời gian s a

chữa sự cố trung ình là TR Ta c mối liên

m t điện sau khi máy cắt gần nh t đã

cắt (giả thiết máy cắt hoàn toàn tin

cậy) Việc thao tác đổi nối c thể thực

hiện ằng tay hoặc tự đ ng (th ng qua

hệ thống SCADA) Hình 2 Mô hình trạng thái của phần tử có xét đổi nối Đối v i những phần t này thì m hình gồm a trạng thái như Hình 2 2

Từ trạng thái làm việc ình thường (N) nếu c sự cố thì phần t sẽ chuyển về trạng thái đổi nối (k hiệu S) v i cường đ chuyển trạng thái là  và sau khi đổi nối xong thì phần t sẽ chuyển về trạng thái R là trạng thái phần t đang được s a chữa

sự cố cường đ chuyển trạng thái là S

Sau khi s a chữa xong phần t chuyển về trạng thái an đầu N v i cường đ chuyển trạng thái (gọi là cường đ phục hồi) là 

Quan hệ giữa cường đ và thời gian trạng thái các trạng thái như sau:

λ

1

TN ;

S S

1T

Tần suất và thời gian trạng thái

2.1.2.

X t m t phần t c nhiều trạng thái: Trạng thái i và các trạng thái khác trạng thái i được gh p chung v i nhau thành trạng thái A như Hình 2.3 Hai th ng số quan trọng của m t trạng thái i t k là tần su t và thời gian trạng thái được định nghĩa như sau:

Tần suất trạng thái i được k hiệu fi là số lần hệ thống r i vào trạng thái i trong m t đ n vị thời gian đ cũng chính là số lần hệ thống đi vào hoặc đi khỏi trạng thái i

Thời gian trạng thái Ti là thời gian trung ình hệ thống ở trạng thái i khi đã r i vào trạng thái i đó

Để tìm mối liên hệ giữa a đại

lượng xác su t: trạng thái pi tần su t

trạng thái fi và thời gian trạng thái Ti ta

xem hệ thống gồm c hai trạng thái là

trạng thái i và trạng thái khác i - được k

hiệu là trạng thái A (nghĩa là các trạng

thái khác trạng thái i được hợp nh t lại

thành trạng thái A)

Hình 3 Sơ đ minh h a tần suất

và thời gian trạng thái

S đồ trạng thái của hệ thống như trên, gọi thời gian trung ình của hệ thống ở trạng thái i là Ti ở trạng thái khác i là Ti’ Khi đ thời gian chu k trạng thái i của

hệ thống là Tcki = Ti+Ti’

Từ định nghĩa tần su t trạng thái nhận th y rằng ở chế đ ừng tần su t trạng thái fi sẽ ằng nghịch đảo của thời gian chu k :

Theo cách tính xác xu t trạng thái ừng đối v i hệ thống c hai trạng thái như

ở chư ng 1 và theo định nghĩa của hệ số s n sàng A thì

cki

i

T

Tchính ằng xác su t trạng thái pi Vì vậy:

i

i i

( X ( t t ) j ) ( X ( t ) i )

P t

1 lim f

0 t

( X ( t t ) j ) /( X ( t ) i ) P X ( t ) i

P t

1 lim f

0 t

1 T

λ P

P λT T

P

R

N R R

R

Trong đ : λ và μ là cường đ sự cố và cường đ phục hồi của phần t ; TN và

TR là thời gian làm việc an toàn trung ình và thời gian s a chữa (phục hồi) trung ình của phần t

Áp ụng vào m hình 3 trạng thái các phần t khi ị sự cố ở Hình 2.2

Xác su t các trạng thái:

N S N S

λ

1 λ

N R N

V i TS là thời gian đổi nối trung ình của phần t

Mô hình trạng thái các phần tử khi t sự cố ếp chồng

2.1.3.

Graph trạng thái của hệ thống khi xảy ra sự cố xếp chồng hai phần t như trình

ày ở Hình 2 4

M hình trên Hình 2 4 iểu iễn các trạng thái của hai phần t đ c lập A và B

Cả hai phần t đều phải chịu sự đổi nối sau khi ị sự cố

Hình 4 Mô hình ba trạng thái của phần tử khi xét đến sự cố xếp ch ng

M hình này được mở r ng từ s đồ như Hình 2 2 đối v i hai phần t đ c lập

c a trạng thái ằng cách xếp chồng hai sự cố phần t và x t đến khả năng chuyển giữa các trạng thái A và B

Trong Hình 2 4 ta k hiệu trạng thái ASBR là trạng thái của hệ khi phần t A đang ở AS còn phần t B đang ở BR.Đ là trạng thái hai phần t A và B đều ị sự

cố nhưng phần t A thì đang ở trạng thái trư c đổi nối còn B thì đã đổi nối xong và đưa vào s a chữa

Để xảy ra trạng thái ASBS thì xảy ra sự cố phần t thứ hai phải xảy ra trư c khi hoàn thành các thao tác đổi nối o sự cố phần t thứ nh t và như vậy ở trạng thái này cả hai phần t đều chưa đổi nối xong

Các thành phần xác su t trạng thái của hệ thống và tần su t trạng thái khi xảy

ra 1 2 hay 3 phần t ị hỏng h c trư c và sau khi đổi nối c thể tính gần đ ng ằng phư ng pháp lát cắt tối thiểu

Bảng 2 1 cho các c ng thức tính sự tham gia các trạng thái m t phần t hai phần t a phần t c x t đến đổi nối và đ tin cậy của hệ thống

Bảng 2.1 Công thức t nh ác suất trạng thái và cường độ hỏng hóc

Trạng thái Xác suất trạng thái Cường độ hỏng hóc

phần t trong quá trình làm việc ngày càng giảm

tin cậy cường đ sự cố ngày càng tăng o già cỗi

cách điện cũng như giảm đ ền c học Vì vậy

để uy trì đ tin cậy cho các phần t phải áp ụng

chế đ ảo quản định k c thể c các hình thức

s a chữa nhỏ s a chữa l n v i kế hoạch hợp l

o c quan quản l lập Hình 5 Mô hình trạng thái của phần tử khi xét Đ

Như vậy các phần t c thể chuyển từ trạng thái làm việc ình thường sang trạng thái ảo quản định k (k hiệu là M) như Hình 2.5

Đ y là quá trình ngẫu nhiên v i cường đ chuyển trạng thái là cường đ ảo quản M thời gian ảo quản trung ình là TM

Xác su t các trạng thái:

M M

M N

M

λP

λTP





M M

M

N μ λ

μP

M

T

PTλT

P

2.1.3.2 Mô hình trạng thái của hệ thống điện phân phối có xét đến bảo dưỡng định kỳ của các nhóm phần tử

X t hệ thống điện ph n phối c n phần t gồm các phần t như đường y máy iến áp thiết ị ù thiết ị đ ng cắt…

Như đã trình ày ở trên các phần t trong quá trình làm việc c thể chuyển từ trạng thái này sang trạng thái khác Mỗi m t sự chuyển trạng thái của phần t đều làm cho hệ thống c thể thay đổi trạng thái Như vậy vào m t thời điểm nh t định

hệ thống sẽ ở m t trạng thái nào đ o trạng thái của các phần t trong hệ thống quyết định

Mỗi trạng thái của hệ thống c thể là trạng thái tốt (k hiệu là TTT) là trạng thái phụ tải c điện hoặc trạng thái hỏng (TTH) là trạng thái phụ tải m t điện Việc

ph n loại các trạng thái của hệ thống được thực hiện ằng việc ph n tích ảnh hưởng hỏng h c các phần t của hệ thống sẽ trình ày ở mục 2 1 6

S đồ trạng thái của hệ thống n phần t như Hình 2 6

Hình 6 Mô hình trạng thái của hệ thống

n phần tử, có xét đến bảo quản định kỳ

Giả s số phần t chỉ c hai trạng thái

là n1 và số phần t a trạng thái (c

x t trạng thái đổi nối S) là n2; thì tổng

số trạng thái trong s đồ trạng thái sẽ

PN + P + Ri P + Si P = 1 Mi

n

1 i Si

i(T T )Pλ

N Mi

m 1 i Mi Mi Ri

Si

i(T T ) λ Tλ

Bằng cách ph n tích ảnh hưởng hỏng h c của các phần t đến hệ thống c thể định ra các trạng thái tốt (c điện) và trạng thái hỏng (m t điện) trong các trạng thái đổi nối Si trạng thái s a chữa Ri trạng thái ảo ư ng định k Mi

Hợp nh t các trạng thái hỏng và tốt thành các trạng thái tốt (TTT) và trạng thái hỏng (TTH) của hệ thống Chi tiết phư ng pháp hợp nh t trạng thái được trình ày

ở mục 2.1.5 từ đ tính được xác su t m t điện của hệ thống:

PH = (PSi PRi PMi)

TTH i

Đ tin cậy cung c p điện và sự vận hành an toàn của hệ thống điện phụ thu c

r t nhiều vào ch t lượng các thiết ị trên lư i điện Vì vậy, việc tổ chức thực hiện tốt c ng tác thí nghiệm, ảo ư ng định k g p phần n ng cao tuổi thọ làm việc của thiết ị và giảm thiểu th p nh t các sự cố xảy ra nguyên nh n hư hỏng thiết ị Căn cứ quy định thí nghiệm ảo ư ng thiết ị điện, các C ng ty điện lực đều thực hiện cắt điện thiết ị trên LPP để tiến hành thí nghiệm ảo ư ng kiểm tra ngăn ngừa sự cố

Tuy nhiên o c ng nghệ còn hạn chế, nh n lực thực hiện c ng tác thí nghiệm định k còn thiếu nên số lần và thời gian cắt điện phục vụ c ng tác thí nghiệm ảo trì ảo ư ng thiết ị chiếm tỷ trọng l n ảnh hưởng kh ng nhỏ đến việc c p điện liên tục cho các khách hàng s ụng điện

Để giảm cường đ và thời gian m t điện o BQĐK thì cần phải c chiến lược

m t cách hợp l ao gồm các giải pháp để hạn chế số lần cắt điện giảm thiểu thời gian ảo quản và giảm nhỏ phạm vi m t điện nhờ vào các thiết ị ph n đoạn

Về nguyên tắc việc ảo quản được thực hiện đồng thời trên t t cả các phần t của các đường y trong khả năng phạm vi cho ph p của đ n vị quản l vận hành Cường đ ngừng điện ảo quản NĐBQ và thời gian ngừng điện ảo quản TNĐBQ của đường y phụ thu c vào cường đ ngừng điện ảo quản và thời gian ngừng điện

ảo quản của từng phần t của n và được tính như trình ày sau đ y

2.1.4.2 ính toán độ tin cậy khi bảo quản định kỳ các nhóm phần tử

Từ kế hoạch ảo quản của từng phần t xác định chu k ảo quản Tđki của từng phần t Sau đ xác định i số chung nhỏ nh t của các Tđki đ chính là chu

k ảo quản chung của đường y k hiệu là Tđk trong khoảng thời gian này mỗi phần t đều c số lần ảo quản kh ng đổi

Trong mỗi năm t t k nếu c ít nh t m t phần t phải ảo quản định k thì xem như toàn đường y phải ảo quản Nếu số lần BQĐK của đường y trong chu k BQĐK là m thì cường đ ngừng điện ảo quản sẽ là:

Thời gian m t lần ảo quản của đường y là thời gian ảo quản của phần t

c thời gian ảo quản l n nh t TBi Thời gian ảo quản trung ình của đường y được tính:

m

TT

m

1 i Bi B

QNĐBQ =

8760

T.λ8760

TNDBQ NDBQ B

T m lại để tính toán ĐTC hệ thống điện khi x t c ng tác BQĐK cần phải: Lập kế hoạch cắt điện để BQĐK theo nh m Phạm vi các nh m được thiết lập trên c sở điều kiện nguồn lực hiện c của đ n vị quản l vận hành

Tính toán cường đ và thời gian cắt điện trung ình cho từng nh m

Dựa vào kế hoạch và các th ng số này tính toán đ tin cậy cho toàn hệ thống

Hợp nhất trạng thái

2.1.5.

Theo phư ng pháp này m t số trạng thái riêng lẻ sẽ được gh p lại thành m t trạng thái hợp nh t Khi đ ta kh ng cần quan t m đến các th ng tin về chuyển đổi trạng thái trong ản th n các trạng thái hợp nh t này Vì vậy phư ng pháp này chỉ được ùng khi các th ng tin đ kh ng quan trọng Bằng phư ng pháp này ta sẽ iến đổi quá trình phức tạp thành m t quá trình m i mà trong đ chỉ c m t số trạng thái hợp nh t và sự chuyển đổi giữa các trạng thái đ

Trong nhiều trường hợp quá trình m i này kh ng phải là quá trình Markov vì thời gian trạng thái kh ng c ạng ph n ố mũ Để giải ằng phư ng pháp gần đ ng như ở các phần trư c thì phải chắc chắn rằng quá trình trên là quá trình Markov đồng nh t

Hình 7 Hợp nhất các trạng thái

Xét s đồ ở, trong đ m t số trạng thái j

được gh p chung lại thành trạng thái hợp

nh t k hiệu là trạng thái J Xác su t trạng thái J - kí hiệu là PJ - được tính ằng tổng các xác su t Pj của các trạng thái j hợp thành trạng thái J:







J j j

i j J ji

 

Để giải quá trình J  i cần phải iết được các cường đ chuyển trạng thái Ji

và iJ Các cường đ chuyển trạng thái này được tính toán ựa trên c sở là tần su t chuyển trạng thái từ trạng thái i đến trạng thái hợp nh t J hoàn toàn ằng tần su t chuyển từ trạng thái i đến t t cả các trạng thái j trư c khi hợp nh t và các tần su t chuyển từ J đến i cũng tư ng tự

Ta có:

PiiJ = 

 J j ij

i λP

PJJi = 

 J j ji

J j

ji jP