Tính toán và đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối điện lực phong điền

Vì vậy, mục tiêu của luận văn là tính toán độ tin cậy cung cấp điện hiện trạng và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền.. Để thực hiện mục

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

Các kết quả trong luận văn là trung thực và chưa được công bố trong bất kỳ công trình nào

Tác giả luận văn

THÂN NGUYÊN KHÁNH LỘC

DUT.LRCC

Tôi xin bảy tỏ lòng kính trọng và lời cảm ơn sâu sắc đến TS Phan Đình Chung người hướng dẫn khoa học đã thường xuyên hướng dẫn, tận tình giúp đỡ tôi trong suốt quá trình thực hiện luận văn

Xin trân trọng cảm ơn Ban Giám hiệu, các Thầy, Cô giáo Trường Đại học Bách khoa Đà Nẵng đã giảng dạy, giúp đỡ tôi trong quá trình học tập và nghiên cứu

Tôi xin trân trọng cảm ơn tất cả

Tác giả luận văn

THÂN NGUYÊN KHÁNH LỘC

DUT.LRCC

Học viên: Thân Nguyên Khánh Lộc Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện

Mã số: 8520201 Khóa: K34.KTĐ, Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN

Tóm tắt

Yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện thuộc Điện lực Phong Điền quản lý ngày càng cao nhằm cung cấp điện đảm bảo chất lượng, an toàn và liên tục Thực tế vận hành cho thấy hiện nay các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện Điện lực Phong Điền còn khá cao Vì vậy, mục tiêu của luận văn là tính toán độ tin cậy cung cấp điện hiện trạng và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền Để thực hiện mục tiêu này, tác giả đã thu thập số liệu sự cố xảy ra từ năm 2014-2018 trên lưới điện thuộc Điện lực Phong Điền cũng như của các lưới điện có điều kiện tương đồng thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế quản lý; phân loại sự cố theo từng phần tử; nguyên nhân… từ đó tính toán được cường độ hỏng hóc; thời gian sửa chữa do sự cố của các phần tử trên lưới điện Từ kết quả thống kê trên, tác giả sẽ tính toán được chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện hiện trạng của từng xuất tuyến bằng chương trình PSS/Adept Kết quả tính toán là cơ sở để tác giả chọn lựa các xuất tuyến để cải tạo nhằm nâng cao độ tin cậy gồm các xuất tuyến 471, 472,

473, 477 và 479 Phong Điền Luận văn đã đề xuất 2 phương án để cải tạo, giải pháp cơ bản trong mỗi phương án là bổ sung, thay thế các thiết bị đóng/cắt, phân đoạn hoặc xây dựng mạch liên lạc giữa các xuất tuyến… Bằng chương trình PSS/Adept, tác giả

sẽ tính toán được độ tin cậy cung cấp điện sau khi thực hiện phương án 1 và phương

án 2 đồng thời sẽ so sánh giữa tỉ lệ đầu tư/ tỉ lệ hiệu quả làm lợi chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện từ đó sẽ lựa chọn được phương án 1 là phương pháp tối ưu hơn về mặt cải thiện chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện cũng như chi phí đầu tư trên lưới điện thuộc

Điện lực Phong Điền quản lý

CALCULATING AND PROPOSING SOLUTIONS TO IMPROVE RELIABILITY

OF PHONG DIEN ELECTRICITY DISTRIBUTION NETWORK

The requirement of electricity supply reliability of Phong Dien grid is increasing so that the power supply ensures quality, safety, and continuity Actual operation data shows its actual reliability indicators are still quite high Therefore, this thesis’s objective is to calculate the current power supply reliability of this grid and then propose solutions to improve the reliability of this grid To obtain this goal, the author collected the incident data from 2014-2018 on the electricity grid of Phong Dien Power Branch as well as those of similar conditional electricity networks of Thua Thien Hue Power Company; and then author classified incidents according to each element; causes from which the author calculated failure intensity and repairing

DUT.LRCC

software From calculation results, the author chose the feeders with high reliability indicators for improvement in order to improve the reliability indicators including 471,

472, 473, 477, and 479 Phong Dien In this research, the author has proposed 2 improvement schemes, the basic solution in each scheme is based on supplement and replacement of the switching equipment such as LBS, FCO…, segmenting or building communication circuits between feeders The author also calculated the power supply reliability indicators after the implementation of above solutions and compare both the investment rate and efficiency of two improvement schemes From comparison results, the author selected the most reasonable scheme which is reasonable in terms of improving the reliability of electricity supply as well as the investment cost

DUT.LRCC

CAM ĐOAN

LỜI CẢM ƠN

TÓM TẮT LUẬN VĂN

CÁC TỪ VIẾT TẮT SỬ DỤNG TRONG LUẬN VĂN

DANH MỤC CÁC HÌNH

DANH MỤC CÁC BẢNG

MỞ ĐẦU 1

I Lý do chọn đề tài: 1

II Mục tiêu nghiên cứu: 3

III Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: 3

IV Phương pháp nghiên cứu: 3

V Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 3

VI Dàn ý nội dung chính: 4

Căn cứ mục tiêu nghiên cứu, phương pháp nghiên cứu, luận văn được bố cục gồm 4 chương 4

Chương 1 5

TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 5

ĐIỆN LỰC PHONG ĐIỀN 5

1.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền 5

1.1.1 Đặc điểm tự nhiên xã hội: 5

1.1.2 Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền: 5

1.2 Thực trạng về các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền 7

1.2.1 Tổng hợp sự cố và độ tin cậy thực tế trong từ năm 2014 đến năm 2018 của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền và các Điện lực lân cận có địa hình tương đồng 7

1.2.2 Thiệt hại kinh tế do ảnh hưởng của độ tin cậy hiện trạng: 10

1.2.3 Đánh giá về độ tin cậy hiện trạng của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền: 10

1.2.4 Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện: 10

1.3 Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy: 12

1.3.1 Đối với đường dây trung áp: 12

1.3.2 Đối với các TBA phụ tải: 12

1.3.3 Đối với các thiết bị đóng cắt (TBĐC), cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp: 13

DUT.LRCC

CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 15

2.1 Khái niệm về độ tin cậy 1: 15

2.1.1 Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu 16

2.2 Các phương pháp đánh giá độ tin cậy[3] 19

2.2.1 Phương pháp đồ thị - giải tích 19

2.2.2 Phương pháp không gian trạng thái 21

Đối với hệ thống điện sự chuyển trạng thái xảy ra khi hỏng hóc hay phục hồi các phần tử Với giả thiết thời gian làm việc và thời gian phục hồi các phần tử có phân bố mũ, thì thời gian hệ thống ở các trạng thái cũng phân theo phân bố mũ và cường độ chuyển trạng thái bằng hằng số và không phụ thuộc vào thời gian, ta sử dụng 2 quá trình a và b 28

Chương 3 29

TÍNH TOÁN, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 29

ĐIỆN LỰC PHONG ĐIỀN HIỆN TRẠNG 29

3.1 Tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền hiện trạng: 29 3.1.1 Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện: 29

3.1.2 Tính toán xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố 33

3.1.3 Tính toán độ tin cậy sự cố trên các xuất tuyến của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền hiện trạng: 34

3.2 Đánh giá chung độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền hiện trạng: 40

Chương 4 41

CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC PHONG ĐIỀN 41

4.1 Các nguyên tắc đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy: 41

4.2 Các giải pháp cụ thể: 41

Giải pháp này nhằm tối ưu hóa việc che kín dây dẫn hoặc phần nối dây chưa được cách điện, tránh được hiện tượng phóng điện xuyên ty sứ cho các vùng điện áp không ổn định, như hình 4.1 41

4.3 Phương án 1 47

4.3.1 Giải pháp bổ sung thiết bị đóng cắt, phân đoạn: 48

4.3.2 Giải pháp về xây dựng đường dây liên lạc giữa các xuất tuyến 51

4.3.3 Khối lượng đầu tư xây dựng để thực hiện giải pháp: 52

4.3.4 Tính toán hiệu quả về ĐTC của giải pháp: 52

4.4 Phương án 2: 57

DUT.LRCC

4.5 So sánh hiệu quả của hai phương án: 66

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 68 TÀI LIỆU THAM KHẢO 69

DUT.LRCC

TTHPC : Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế EVNCPC : Tổng Công ty Điện lực miền Trung

DUT.LRCC

Hình 2.1: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp 19

Hình 2.2: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song 20

Hình 2.3 Sơ đồ trạng thái 1 22

Hình 2.4 Sơ đồ trạng thái 2 24

Hình 3.1: Giao diện mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 471 Phong Điền hiện trạng 35

Hình 3.2: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 471 Đồng Lâm hiện trạng 36

Hình 3.3: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 472 Phong Điền hiện trạng 36

Hình 3.4: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 473 Phong Điền hiện trạng 37

Hình 3.5: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 477 Phong Điền hiện trạng 38

Hình 3.6: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 479 Phong Điền hiện trạng 39

Hình 4.1 Ống bọc cách điện trung áp 42

Hình 4.2 Nắp chụp sứ đỡ 42

Hình 4.3: Chụp cách điện FCO,LBFCO 42

Hình 4.4: Chụp cách điện MBA 42

Hình 4.5: Chụp cách điện kẹp quai 42

Hình 4.6: Chụp cách điện LA 42

Hình 4.7: Thi công đấu nối Hotline tại PC Thừa Thiên Huế 43

Hình 4.8: Vệ sinh Hotline tại trạm cắt An Lỗ 44

Hình 4.9: Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 471 Phong Điền sau áp dụng giải pháp thứ nhất 49

Hình 4.10 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 473 Phong Điền sau áp dụng giải pháp thứ nhất 50

Hình 4.11: Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 479 Phong Điền sau áp dụng giải pháp thứ nhất 50

Hình 4.12: Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 477 Phong Điền sau áp dụng giải pháp thứ nhất 51

Hình 4.13 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 472 Phong Điền và xuất tuyến 472 TC An Lỗ sau khi xây dựng đường dây liên lạc 51

Hình 4.14: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 471 Phong Điền sau áp dụng giải pháp lắp đặt bổ sung FCO và xây dựng đường dây liên lạc 52

Hình 4.15: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 473 Phong Điền sau áp dụng giải pháp 53

Hình 4.16: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 477 Phong Điền sau áp dụng giải pháp bổ sung thiết bị phân đoạn và xây dựng mạch liên lạc 54

Hình 4.17: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 479 Phong Điền sau áp dụng giải pháp bổ sung thiết bị phân đoạn 55

Hình 4.18: Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 471 Phong Điền và xuất tuyến 477 Phong Điền sau khi áp dụng giải pháp thứ hai 58

Hình 4.19 Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 473 Phong Điền(471 TC An Lỗ) và xuất tuyến 479 Phong Điền sau khi áp dụng giải pháp thứ hai 59

Hình 4.20: Sơ đồ nguyên lý xuất tuyến 473 Phong Điền(472 TC An Lỗ) và xuất tuyến 472 Phong Điền sau khi áp dụng giải pháp thứ hai 60

DUT.LRCC

Hình 4.22: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 472 Phong Điền sau

áp dụng giải pháp bổ sung thiết bị phân đoạn 61Hình 4.23: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 477 Phong Điền sau

áp dụng giải pháp bổ sung thiết bị phân đoạn và xây dựng đường dây liên lạc 62Hình 4.24: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 473 Phong Điền sau

áp dụng giải pháp bổ sung thiết bị phân đoạn và xây dựng đường dây liên lạc 63Hình 4.25: Giao diện Mô đun DRA tính toán ĐTC cho xuất tuyến 479 Phong Điền sau

áp dụng giải pháp bổ sung thiết bị phân đoạn 64

DUT.LRCC

cho Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế: 2

Bảng 0.2: Tổng hợp thực hiện chỉ tiêu độ tin cậy – Điện lực Phong Điền 2

Năm 2014-2018 2

Bảng 0.3: Chỉ tiêu giao thực hiện độ tin cậy – Điện lực Phong Điền – Năm 2019 3

Bảng 1.1 Điện lực Phong Điền 8

Bảng 1.2 Điện lực Hương Trà 8

Bảng 1.3 Điện lực Quảng Điền 9

Bảng 3.1: Các số liệu cần phải thu thập 29

Bảng 3.2: Thống kê và phân loại sự cố trên lưới điện thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế từ năm 2014-2018 31

Bảng 3.3: Tổng hợp thời gian sự cố trên lưới điện thuộc Công ty điện lực Thừa Thiên Huế từ năm 2014-2018 32

Bảng 3.4: Số lượng từng phần tử trên lưới điện tỉnh Thừa Thiên Huế 33

Bảng 3.5: Kết quả tính toán xác suất hỏng hóc và thời gian sửa chữa do sự cố 34

Bảng 3.6: Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền hiện trạng 40

Bảng 4.1: Tổng hợp đề xuất thay thế, bổ sung mạch vòng liên lạc và thiết bị phân đoạn của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền 47

Bảng 4.4 Kết quả tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy sự cố sau áp dụng giải pháp: 55

Bảng 4.5: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTC sự cố trước và sau áp dụng giải pháp 56

Bảng 4.6 Chi phí đầu tư của việc áp dụng giải pháp thứ nhất 56

Bảng 4.6: Tổng hợp đề xuất thay thế, bổ sung mạch vòng liên lạc và thiết bị phân đoạn của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền 57

Bảng 4.7: Tổng hợp các chỉ tiêu ĐTC sự cố trước và sau áp dụng giải pháp 65

Bảng 4.8 Chi phí đầu tư của việc áp dụng giải pháp thứ hai 65

Bảng 4.9 So sánh 2 phương án 66

Bảng 4.10 ĐTCCCĐ sau khi áp dụng phương án 1 và so sánh chỉ tiêu giao 66

DUT.LRCC

MỞ ĐẦU

I Lý do chọn đề tài:

Do đặc điểm địa lý cũng như sự phân bố dân cư của tỉnh Thừa Thiên Huế nói chung, huyện Phong Điền nói riêng là trải dài từ miền núi đến vùng biển nên đặc điểm của lưới điện phân phối 22kV được phân bố trên diện rộng, đi qua nhiều địa hình phức tạp có nhiều cây cối, bán kính cấp điện lớn, và một số xuất tuyến trung áp chưa có kết nối mạch vòng, kết cấu lưới điện chưa phù hợp … vì vậy số lần mất điện nhiều, thời gian mất điện lớn, thời gian xử lý sự cố kéo dài

Lưới điện phân phối (LĐPP) là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng trực tiếp đến hộ tiêu dùng Vì thế, quá trình cung cấp điện liên tục cho phụ tải có mối quan hệ mật thiết và phụ thuộc trực tiếp vào độ tin cậy của lưới điện phân phối Độ tin cậy (ĐTC) này được đánh giá qua nhiều chỉ tiêu khác nhau, trong đó các chỉ tiêu đánh giá theo tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện nay được sử dụng phổ biến trên thế giới Dựa trên các tiêu chí trong tiêu chuẩn IEEE 1366 và cấu trúc lưới điện Việt Nam, Bộ Công Thương đã xây dựng quy định thực hiện các chỉ tiêu về ĐTC qua thông tư số: 39/2015/TT-BCT ngày 25 tháng 11 năm 2015, quản lý kỹ thuật hệ thống điện để áp dụng tại các đơn vị nhắm đến mục đích tăng cường và nâng cao chất lượng công tác quản lý kỹ thuật, hướng tới phục vụ khách hàng ngày một tốt hơn, đồng thời phù hợp với những quy định mới

Theo xu thế hội nhập thế giới, yêu cầu đảm bảo chất lượng cung cấp điện đối với các công ty Điện lực ngày càng nghiêm ngặt, ngoài các yêu cầu về điện áp, tần số còn yêu cầu về cấp điện an toàn và liên tục, nhất là các khách hàng đầu tư nước ngoài Nhằm đảm bảo yêu cầu cung cấp điện an toàn và liên tục cho các nhu cầu về điện,

Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 32/2010/TT-BCT ngày 30/7/2010 về Quy định Hệ thống điện phân phối trong đó có quy định về độ tin cậy của lưới điện phân phối bao gồm:

- Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối SAIDI

- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối SAIFI

- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối MAIFI Ngày 18/11/2015 Bộ Công Thương đã ban hành lại Thông tư số 39/2019/TT-BCT thay thế cho Thông tư 32/2010 quy định cách tính các chỉ số độ tin cậy

Ngày 25/12/2015 Tổng Công ty Điện lực miền Trung đã có Quyết định số 9027/QĐ-EVNCPC về việc giao chỉ tiêu sản xuất kinh doanh và năng suất lao động 2016-2020 cụ thể như bảng 0.1

DUT.LRCC

Bảng 0.1: Kế hoạch giao các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện đến năm 2020

cho Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế:

Chỉ tiêu

dƣỡng

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

MAIFI (lần)

SAIDI (phút)

SAIFI (lần)

Để đáp ứng theo chỉ tiêu đề ra, Điện lực Phong Điền đã thực hiện được chỉ tiêu độ tin cậy từ năm 2014-2018 như bảng 0.2 Từ bảng số liệu này, ta thấy hiện nay độ tin cậy của lưới điện thuộc Điện lực Phong Điền còn thấp

Để thực hiện cung cấp điện đảm bảo chất lượng điện năng, an toàn và liên tục;

cũng như đáp ứng được chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của Công ty Điện lực Thừa

Thiên Huế đã giao cho Điện lực Phong Điền thực hiện như bảng 0.3, Điện lực Phong Điền phải có các giải pháp mang tính thực thi để đạt được các chỉ tiêu này

Bảng 0.3: Chỉ tiêu giao thực hiện độ tin cậy – Điện lực Phong Điền – Năm 2019

II Mục tiêu nghiên cứu:

 Tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền hiện trạng

 Đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền hiện trạng (theo kết quả tính toán)

 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền

 Tính toán độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền sau áp dụng giải pháp

 Đánh giá hiệu quả của các giải pháp đề xuất để lựa chọn giải pháp tối ưu nhất

III Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

 Đối tượng nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy của lưới điện phân phối

 Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền trong trường hợp lưới điện bị sự cố

IV Phương pháp nghiên cứu:

- Xây dựng sơ đồ độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền;

 Thống kê và tính toán và đánh giá chỉ tiêu độ tin cậy hiện trạng;

 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền;

 Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện sau khi áp dụng các giải pháp So sánh và lựa chọn phương pháp tối ưu nhất để áp dụng trên lưới điện thuộc Điện lực Phong Điền quản lý

V Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

- Trước những yêu cầu ngày càng cao về cung cấp điện đảm bảo chất lượng, an toàn và liên tục, việc tính toán độ tin cậy cung cấp điện và xuất các giải pháp nâng cao

DUT.LRCC

độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền là yêu cầu rất cần thiết đối với thực tế hiện nay

- Từ kết quả tính toán của đề tài, đánh giá được độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền trong trường hợp lưới điện bị sự cố nhằm

định lượng được tính liên tục cung cấp điện, từ đó đề xuất những giải pháp hợp lý

nhất về mặt kinh tế, kỹ thuật, cũng như quản lý vận hành; đảm bảo độ tin cậy của lưới điện ngày càng được nâng cao, đáp ứng nhu cầu phát triển chung của xã hội

VI Dàn ý nội dung chính:

Căn cứ mục tiêu nghiên cứu, phương pháp nghiên cứu, luận văn được bố cục gồm 4 chương

Phần mở đầu

- Lý do chọn đề tài:

- Mục tiêu nghiên cứu:

- Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

- Phương pháp nghiên cứu:

- Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

Chương 1: Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực Phong

Điền

Chương 2: Các phương pháp tính toán độ tin cậy trong hệ thống điện

Chương 3: Tính toán, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực

Phong Điền hiện trạng

Chương 4: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối Điện lực

Phong Điền

Kết luận và kiến nghị

DUT.LRCC

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

ĐIỆN LỰC PHONG ĐIỀN

1.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền

1.1.1 Đặc điểm tự nhiên xã hội:

- Phong Điền là huyện nằm ở cửa ngõ phía Bắc tỉnh Thừa Thiên Huế, rộng 953,751 km2, gần bằng 1/5 diện tích tự nhiên của tỉnh, có tọa độ địa lý (chỉ tính đất liền) từ 16020'55'' đến 16044'30'' vĩ Bắc và 10703'00'' đến 107030'22'' kinh Đông

- Về phía Đông và Đông Nam, Phong Điền giáp hai huyện Quảng Điền và Hương Trà Phong Điền phía Đông Bắc giáp biển Đông với đường bờ thẳng tắp theo hướng Tây Bắc - Đông Nam trên chiều dài gần 16 km Lãnh thổ Phong Điền trải rộng theo hướng Tây Nam - Đông Bắc từ Trường Sơn ra tận biển với chiều dài gần 46 km

Đi theo hướng Tây Bắc - Đông Nam lãnh thổ thu hẹp Nơi hẹp nhất chỉ chừng 10 km (cửa sông Ô Lâu đến Hải Lăng) Sự phân bố lãnh thổ huyện như trên khiến sự phân hóa thiên nhiên theo chiều Tây - Đông đa dạng hơn chiều Nam - Bắc

Địa hình Phong Điền trên nét chung là hình ảnh thu gọn của địa hình tỉnh Thừa Thiên Huế, có đầy đủ cả núi đồi, đồng bằng, đầm phá và bờ biển Đó là kết quả của một quá trình biến đổi không ngừng của bộ phận lãnh thổ thuộc sườn Đông Trường Sơn từ hàng trăm triệu năm về trước đến nay

- Lưới điện phân phối thuộc Điện lực Phong Điền được trải dài ở nhiều khu vực gồm: 09 xã và 01 thị trấn thuộc huyện Phong Điền trong đó có 01 khu phụ tải tập trung

là Khu Công nghiệp (KCN) Phong Điền

1.1.2 Đặc điểm của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền:

- Lưới điện của Điện lực Phong Điền như phụ lục 1 là lưới điện phân phối mạch vòng, vận hành hở

- Quy mô lưới điện:

+ Đường dây trung áp: 217 km, gồm 5 xuất tuyến 22kV được cấp điện qua 01 TBA 110kV Phong Điền (E65), 01 xuất tuyến 22kV được cấp điện qua TBA 110kV Đồng Lâm, 02 trạm cắt được cấp điện từ 02 xuất tuyến 22kV

+ Trạm biến áp phân phối: 194 trạm biến áp với tổng dung lượng 50,498MVA + Đường dây hạ áp: 398 km

+ Tụ bù trung áp: 04 cụm với tổng dung lượng 1200 kVAr Tụ bù hạ áp: 148 cụm với tổng dung lượng 15270 kVAr, trong đó tài sản khách hàng 21 cụm với dung lượng 6300 kVAr

+ Thiết bị đóng cắt gồm :14 Recloser, 31 dao cắt phụ tải ngành điện

+ Sản lượng điện thương phẩm của Điện lực Phong Điền năm 2017 là 205,17 triệu kWh, chiếm 20,27 tổng sản lượng toàn Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế (1012 triệu kWh) Phụ tải điện của Điện lực Phong Điền gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt, công nghiệp xây dựng, thương nghiệp, nhà hàng, nông nghiệp… với tổng số 20.819 khách hàng

DUT.LRCC

- Các vị trí liên lạc (LL) giữa các xuất tuyến (XT): Gồm 15 LL, vị trí cụ thể:

+ LL thị trấn Phong Điền (DCL): Giữa XT 471PĐ và XT 473PĐ

+ LL Thôn Mè (LBS): Giữa XT 471PĐ và XT 471TC-PCH

+ LL Phong Chương (RC: Giữa XT 471PĐ và XT 472 Điền Lộc

+ LL Triều Dương (DCL): Giữa XT 472PĐ và XT 472 TC Sịa

+ LL Bắc Hiền-Quảng Thái (RC): Giữa XT 472PĐ và XT 472 TC Sịa

+ LL Bồ Điền (LBS): Giữa XT 473PĐ và XT 480E7

+ LL Vinh Phú (RC): Giữa XT 477PĐ và XT 479PĐ

+ LL Phong Xuân(RC): Giữa XT 474/E17.2 và XT 473/E17.2

+ LL Hòa Mỹ(LBS): Giữa XT 471 Đồng Lâm và XT 477PĐ

+ LL Bồ Điền (DCL): Giữa XT 471 TC An Lỗ và XT 480E7

+ LL Hiền Lương (LTD): Giữa XT 472 TC An Lỗ và XT 471 TC Sịa

+ LL Vân Trình (LTD): Giữa XT 471 TC Phong Chương và XT 478 Điền Lộc + LL Mỹ Phú (DCL): Giữa XT 472 TC Phong Chương và XT 472 TC Sịa

+ LL TC An Lỗ(DCL): Giữa XT 471 TC An Lỗ và XT 472 TC An Lỗ

+ LL TC Phong Chương(DCL): Giữa XT 471 TC Phong Chương và XT 472 TC Phong Chương

- Các vị trí phân đoạn (PĐ) xuất tuyến: Gồm 30 PĐ

+ XT 471/PĐ: 04 phân đoạn + XT 472/PĐ: 03 phân đoạn

+ XT 473/PĐ: 01 phân đoạn + XT 477/PĐ: 06 phân đoạn

+ XT 479/PĐ: 03 phân đoạn + XT 471/TC An Lỗ: 04 phân đoạn + XT 472/TC An Lỗ: 02 phân đoạn + XT 471/TC Phong Chương: 05 phân đoạn

+ XT 472/TC Phong Chương: 02 phân đoạn

Vị trí cụ thể:

+ XT 471 Phong Điền: + LTD 471-7/41 Phò Trạch; + RC 471-7/41/10 Phò Trạch; + FCO 471-7/92/28 Ưu Thượng

+ DCL 477-7/88 Nam Phong; + LTD 477-7/139 Phong Mỹ;

+ FCO 477-7/271 Tân Mỹ; + FCO 477-7/262/2 Đông Thái

- XT 479 Phong Điền:

+ LTD 479-7/57 Bến Củi; + LBS 479-7/124 Phong Xuân

DUT.LRCC

+ RC 479-7/158 Phong Xuân

- XT 471 TC An Lỗ:

+ DCL 471-7/9 Bồ Điền; + LBS 471-7/44 Nam Sơn;

+ LTD 471-7/104 Cổ Bi; + DCL 471-7/182 Thanh Tân

Thống kê và phân loại sự cố ở các đơn vị trực thuộc Công ty Điện lực Thừa Thiên Huế từ năm 2014-2018 có địa hình tương đồng Điện lực Phong Điền như Bảng 1.1 đến Bảng 1.3

DUT.LRCC

Bảng 1.1 Điện lực Phong Điền

TT Năm

Số vụ sự cố đường dây

Số vụ

sự cố MBA

Chạm chập,

Đứt dây Động vật Thiết bị Tụt

Số vụ

sự cố MBA

Chạm chập,

Đứt dây Động vật Thiết bị Tụt

Bảng 1.3 Điện lực Quảng Điền

TT Năm

Số vụ sự cố đường dây

Số vụ

sự cố MBA

Chạm chập,

Đứt dây Động vật Thiết bị Tụt

1.2.2 Thiệt hại kinh tế do ảnh hưởng của độ tin cậy hiện trạng:

- Việc mất điện sẽ gây ra các hậu quả về kinh tế và xã hội rất lớn Trên quan điểm phân loại hậu quả do mất điện, người ra chia thành 2 loại:

- Loại phụ tải mà khi mất điện thì gây ra các hậu quả mang tính chính trị, xã hội

- Loại phụ tải mà khi mất điện gây ra các hậu quả về kinh tế

Đối với loại phụ tải thứ nhất phụ tải cần được cấp điện với độ tin cậy cao nhất Còn đối với loại thứ hai là bài toán kinh tế - kỹ thuật, trên cơ sở cân nhắc giữa vốn đầu

tư vào hệ thống điện và tổn thất kinh tế do mất điện

- Thiệt hại với các Công ty Điện lực: Các thiệt hại bao gồm: Giảm lợi nhuận tương ứng với sản lượng điện năng tiêu thụ bị giảm trong thời gian khách hàng bị ngừng cấp điện, trong quá trình sự cố, dòng điện sự cố sinh ra lớn dẫn đến giảm tuổi thọ thiết bị, tăng chi phí do phải sửa chữa các hư hỏng lưới điện Ngoài ra còn các thiệt hại không thể ước tính được bao gồm: Giảm mức độ hài lòng của khách hàng sử dụng điện, ảnh hưởng đến kinh tế, chính trị và các hoạt động văn hóa tại địa phương

- Thiệt hại với khách hàng:

+ Đối với khách hàng là các nhà máy, doanh nghiệp sản xuất, các cơ sở kinh doanh dịch vụ có thể gây thiệt hại do dây chuyền sản xuất bị ngừng đột ngột; một số thiết bị có thể hư hỏng; sản phẩm bị thiếu hụt, hư hại do ngừng điện; chi phí sản xuất tăng cao do phải trả lương cho công nhân trong thời gian mất điện, do thiết bị sản xuất

bị hư hại, chi phí bảo dưỡng tăng thêm, v.v

+ Với khách hàng sinh hoạt, các cơ quan chính quyền, bệnh viện, trường học, giao thông công cộng v.v : Những thiệt hại khó tính toán được như sinh hoạt bị đảo lộn, trì trệ; các hoạt động của cơ quan bị đình trệ; cản trở các hoạt động chính trị, văn hoá, xã hội đang diễn ra; gián đoạn các hoạt động dịch vụ, vui chơi giải trí Một số trường hợp ngừng điện có thể dẫn đến những hậu quả nghiêm trọng như: Mất trật tự xã hội, tai nạn giao thông, ảnh hưởng đến việc cấp cứu, cứu chữa bệnh nhân v.v

1.2.3 Đánh giá về độ tin cậy hiện trạng của lưới điện phân phối Điện lực Phong Điền:

Nhìn chung lưới điện hiện nay có độ tin cậy thấp, thời gian mất điện thường kéo dài đặc biệt vào mùa mưa bão từ tháng tám đến tháng mười hai hàng năm Do nhu cầu về độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao của phụ tải cần thiết phải xây dựng các giải pháp để nâng cao độ tin cho lưới điện Phong Điền Trong chương này sẽ trình bày phần tính toán độ tin cậy cho lưới điện huyện Phong Điền, trên cơ sở số liệu tính toán để đề ra các giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy cho lưới điện huyện Phong Điền

1.2.4 Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy trên lưới điện:

a Các yếu tố chủ quan:

DUT.LRCC

- Sơ đồ kết lưới phân phối: Có ý nghĩa rất lớn đối với độ tin cậy của lưới vì nó ảnh hưởng đến khả năng dự phòng khi sự cố hoặc bảo dưỡng đường dây, khả năng thay đổi linh hoạt sơ đồ kết dây Một sơ đồ lưới phân phối hợp lý có khả năng kết nối linh hoạt có thể giảm cường độ hỏng hóc và giảm thời gian mất điện cho phụ tải

- Chất lượng thiết bị trong lưới điện: Ảnh hưởng trực tiếp đến cường độ hỏng hóc của lưới phân phối Các thiết bị đóng cắt như máy cắt điện, dao cách ly… trước đây có cường độ hỏng hóc và thời gian bảo dưỡng lớn Ngày nay với công nghệ hiện đại các thiết bị đóng cắt có độ bền cao, cường độ hỏng hóc nhỏ làm tăng đáng kể độ tin cậy của lưới phân phối

- Mức độ hiện đại hóa của các thiết bị điều khiển và tự động hóa: Với các thiết bị thế

hệ cũ không có khả năng điều khiển từ xa, việc điều khiển lưới mất nhiều thời gian do phải đi thao tác tại chỗ đặt thiết bị Hiện nay áp dụng các thiết bị đo lường, điều khiển

từ xa và với sự trợ giúp của máy tính các chế độ vận hành được tính toán tối ưu giúp cho việc điều khiển lưới điện nhanh chóng và hiệu quả, do đó độ tin cậy của lưới phân phối có thể tăng lên rất nhiều

- Mặt khác các thiết bị tự động như tự động đóng lại (TĐL), tự động đóng nguồn dự phòng (TĐN)… có thể loại trừ ảnh hưởng của các sự cố thoáng qua hoặc kịp thời cấp nguồn dự phòng, do đó giảm cường độ hỏng hóc của lưới điện

- Kết cấu đường dây và trạm biến áp: Thời gian sửa chữa bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp phụ thuộc nhiều vào kết cấu, nếu kết cấu hợp lý có thể làm giảm thời gian sửa chữa phục hồi thiết bị do đó làm giảm thời gian mất điện cho các phụ tải

- Trình độ đội ngũ cán bộ, công nhân làm công tác quản lý vận hành và sửa chữa sự cố: Thời gian tìm và xử lý cố phụ thuộc nhiều vào trình độ tổ chức và tay nghề công nhân trong hệ thống quản lý vận hành lưới phân phối Để giảm thời gian sửa chữa phục hồi cần có phương pháp tổ chức khoa học và đội ngũ cán bộ công nhân có tay nghề cao

b Các yếu tố khách quan:

- Thiên tai, sự kiện bất khả kháng: Thời tiết bất thường như mưa, sét ảnh hưởng trực tiếp đến an toàn vận hành đường dây và trạm biến áp: mất điện đường dây, hư hỏng cách điện đường dây, hư hỏng trạm biến áp,… Hàng năm số lần mất điện do sét đánh

phân phối rất nhiều, nhất là vùng có mật độ sét cao, điển hình tại các khu vực xã Phong Mỹ, Phong Xuân, Phong Chương thuộc huyện Phong Điền

- Môi trường: Môi trường ô nhiễm hoặc vùng ven biển cũng ảnh hưởng đến

độ bền cách điện của các thiết bị phân phối, đường dây và trạm biến áp, do đó có thể làm tăng cường độ hỏng hóc của lưới phân phối

DUT.LRCC

1.3 Các giải pháp đã áp dụng để nâng cao độ tin cậy:

1.3.1 Đối với đường dây trung áp:

- Tăng cường công tác kiểm tra định kỳ đường dây và trạm, nâng cao chất lượng công tác thí nghiệm định kỳ thiết bị, tổ chức theo dõi lưu trữ số liệu thí nghiệm quá khứ để chẩn đoán tình trạng thiết bị

- Tăng cường công tác kiểm tra lưới điện bằng camera nhiệt Fluke Ti200 nhằm phát hiện sớm và xử lý kịp thời các vị trí tiếp xúc kém, quá tải gây phát nhiệt

- Về hành lang an toàn lưới điện (HLATLĐ): Phối hợp với chính quyền địa phương và

cơ quan chức năng để rà soát, thống kê chính xác các cây cao ở trong và ngoài hành lang tuyến có khả năng ngã đổ vào đường dây, tiến hành lập phương án hỗ trợ, đền bù, vận hành động để phát quang hành lang tuyến

- Thống kê các xuất tuyến, nhánh rẽ có chất lượng dây dẫn kém, bị lão hóa hoặc

có nguy cơ quá tải dây dẫn để đưa vào kế hoạch đầu tư xây dựng hoặc sửa chữa lớn hằng năm

- Thống kê các vị trí tồn tại tiềm ẩn nguy cơ gây sự cố cao, cần xử lý gấp như:

Vỡ sứ, tiếp xúc kém gây chạm chập, khoảng cách pha đất không đảm bảo, lập phương

án sửa chữa thường xuyên để xử lý hàng tháng, hàng quý

- Tính toán, phân tích và khảo sát thực tế hiện trường để đề xuất phương án lắp đặt bổ sung hoặc hoán chuyển các thiết bị phân đoạn, xây dựng mạch liên lạc giữa các xuất tuyến trung áp nhằm vận hành linh hoạt khi bị sự cố cũng như phát huy tối đa hiệu quả của thiết bị

- Lập kế hoạch công tác bảo dưỡng ngắn hạn, trung hạn và dài hạn nhằm định hướng và kết hợp tối đa công tác trong một lần cắt điện, hạn chế cắt điện lặp lại nhiều lần trên cùng một xuất tuyến

- Lắp đặt chụp cách điện tại đầu sứ cách điện, các đầu cực thiết bị, các vị trí tiếp xúc, ưu tiên thực hiện trên các đoạn tuyến đi qua khu vực bụi rậm, đồng ruộng thường xuyên xảy ra sự cố do động vật, bò sát

- Sử dụng phương pháp lắp ốp tôn vào các cột điện để hạn chế nguy cơ sự cố do động vật bò sát

1.3.2 Đối với các TBA phụ tải:

a) Tổ chức công tác thí nghiệm định kỳ các TBA, đặc biệt tập trung cho các hạng mục thí nghiệm để phát hiện tình trạng thiết bị, lỗi thiết bị, hệ thống nhằm phát hiện kịp thời các sự cố tiềm ẩn có nguy cơ cao như MBA Xem xét nếu MBA nào chưa được thí nghiệm dầu trong thời gian gần đây thì đăng ký lấy mẫu dầu để phân tích hàm lượng nước, điện thế đánh thủng để đưa vào kế hoạch xử lý thay thế Xử lý và thay thế dần các MBA trên 15 năm có phân tích hàm lượng nước không đạt

- Thường xuyên theo dõi mức độ mang tải của các TBA phụ tải, sử dụng công cụ

DUT.LRCC

đo xa DSPM (hiện nay 100% các TBA tại Điện lực Phong Điền đều đã lắp đặt hệ thống theo dõi thông số vận hành từ xa)

- Lập kế hoạch và tiến hành cân pha, sang tải tại các TBA bị lệch pha, đảm bảo

I0< 15(Ia + Ib + Ic)/3 tại mọi thời điểm

- Đối với các MBA khô cần thường xuyên thực hiện kiểm tra tín hiệu, cảm biến nhiệt độ trong quá trình vận hành nhằm phát hiện kịp thời các MBA khô có tình trạng nhiệt độ quá cao, vượt ngưỡng cho phép

- Tổng hợp các tồn tại sau kiểm tra định kỳ, lập phương án và đưa vào kế hoạch thực hiện sửa chữa thường xuyên theo từng quý

b) Lập kế hoạch và triển khai thực hiện việc cắt điện để bảo dưỡng TBA phụ tải định kỳ Chú trọng việc kiểm tra dầu cách điện và hạt hút ẩm MBA, nếu cần thiết tiến hành kiểm tra cách điện, điện trở một chiều của MBA, bổ sung ngay dầu cách điện và thay thế hạt hút ẩm

- Kiểm tra định kỳ trị số tiếp đất tại các TBA, lập phương án bổ sung tiếp đất tại các vị trí có trị số tiếp đất không đạt, đảm bảo trị số tiếp đất tại các TBA dưới 4Ohm tại mọi thời điểm

- Lập kế hoạch và thực hiện thí nghiệm chống sét van theo đúng quy định

- Lắp đặt chụp cách điện đầu cực MBA tại một số TBA thường xuyên bị ngắn mạch đầu cực MBA (do chim, chuột, rắn …) và lắp chụp cách điện đầu cực ATM tại các TBA có nhiều xuất tuyến

1.3.3 Đối với các thiết bị đóng cắt (TBĐC), cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp:

- Lập kế hoạch và thực hiện thí nghiệm định kỳ (TNĐK) các TBĐC, cụm bù trung áp, tủ bù hạ áp đầy đủ các hạng mục và đảm bảo đúng thời gian qui định; lập phương án SCTX xử lý ngay các tồn tại sau TNĐK

- Kiểm tra, thay các ống catốt bị cong vênh, thay dây chảy vận hành lâu ngày của FCO phân đoạn, nhánh rẽ của đường dây và tại TBA, lựa chọn dây chảy phù hợp với công suất của MBA

1.3.4 Đối với ĐDHA:

- Tăng cường công tác phát quang hành lang tuyến dọc đường dây 0,4kV;

- Tiến hành tháo hạ các vị trí sử dụng cầu đồng hạ thế để đấu nối dây xuống công

tơ, sử dụng kẹp răng để thay thế

- Sử dụng camera nhiệt Fluke Ti200 để tăng cường công tác kiểm tra, phát hiện các xuất tuyến có khả năng đầy tải hoặc quá tải, đề xuất lập phương án SCTX để san tải, xử lý tiếp xúc

- Kiểm tra, thống kê các vị trí công tơ đo đếm (thùng công tơ, cầu dao, áptômát, dây dẫn về công tơ, ) vận hành lâu năm bị hư hỏng và lập kế hoạch thực hiện sửa chữa theo từng quý

DUT.LRCC

- Kiểm tra công suất sử dụng điện của các khách hàng để phát hiện các trường hợp công suất tăng cao, để thay thế kịp thời hệ thống đo đếm phù hợp với công suất sử dụng

- Theo dõi tình trạng vận hành vô công, tính toán, đề xuất điều chỉnh, bổ sung tụ

bù hạ áp hợp lý nhằm nâng cao chất lượng điện năng

DUT.LRCC

Chương 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

2.1 Khái niệm về độ tin cậy 1:

Định nghĩa về độ tin cậy:

"Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định"[2]

Độ tin cậy của phần tử hoặc cả hệ thống được đánh giá một cách định lượng dựa trên hai yếu tố cơ bản: tính làm việc an toàn và tính sửa chữa được

Độ tin cậy của hệ thống điện được hiểu là khả năng của hệ thống đảm bảo việc cung cấp đầy đủ và liên tục điện năng cho các hộ tiêu thụ với chất lượng hợp chuẩn

Độ tin cậy của các phần tử là yếu tố quyết định độ tin cậy của hệ thống Có hai loại phần tử: phần tử không phục hồi và phần tử phục hồi Trong hệ thống điện thì các phần tử được xem là các phần tử phục hồi

Đối với hệ thống điện, độ tin cậy được đánh giá thông qua khả năng cung cấp điện liên tục và đảm bảo chất lượng điện năng

Như vậy độ tin cậy luôn gắn với việc hoàn thành một nhiệm vụ cụ thể trong khoảng thời gian nhất định và trong một hoàn cảnh cụ thể nhất định

Hệ thống điện và các phần tử:

Hệ thống là tập hợp những phần tử tương tác trong một cấu trúc nhất định nhằm thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất sự hoạt động cũng như sự phát triển

 Về mặt ĐTC, HTĐ là một hệ phức tạp, thể hiện ở các điểm:

- Số lượng các phần tử rất lớn

- Cấu trúc phức tạp

- Rộng lớn trong không gian

- Phát triển không ngừng theo thời gian

- Hoạt động phức tạp

Vì vậy HTĐ thường được quản lý phân cấp, để có thể quản lý, điều khiển phát triển, cũng như vận hành một cách hiệu quả

DUT.LRCC

Các chỉ tiêu độ tin cậy các phần tử

Các chỉ tiêu độ tin cậy lưới phân phối được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó

là cường độ mất điện trung bình (do sự cố hoặc theo kế hoạch), thời gian mất điện (sửa chữa) trung bình t, thời gian mất điện hằng năm trung bình T của phụ tải

2.1.1 Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu

a, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống SAIFI

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình của hệ thống cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu lần trong thời kỳ báo cáo (thường là trong một năm)

Về mặt toán học, SAIFI được xác định như sau:

SAIFI =

2.1) Tổng số khách hàng của hệ thống

Công thức tính toán :

∑ (2.2) Trong đó:

Ni : số khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu đối với sự kiện i

NT : tổng số khách hàng được cấp điện, được xác định bằng tổng số khách hàng của hệ thống phân phối

CI : tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống

b, Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (SAIDI)

Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình của hệ thống cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu giờ trong thời kỳ báo cáo (thưòng là trong một năm)

SAIDI =

Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống (

2.3) Tổng số khách hàng của hệ thống

DUT.LRCC

Công thức tính toán :

∑ ∑ (2.6)

d, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng (CAIFI)

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình của khách hàng cho biết số lần bị ngừng cấp điện vĩnh cửu trung bình đối với một khách hàng có bị ngừng cấp điện

Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống

(2.7) Tổng số khách hàng có bị ngừng cấp điện

Công thức tính toán:

∑

(2.8)

e, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống (ASIFI)

Các chỉ tiêu đưa ra ở phần này dựa trên phụ tải hơn là khách hàng bị ảnh hưởng ASIFI đôi khi được sử dụng để đo lường tính năng hệ thống phân phối cung cấp số lượng khách hàng ít, phụ tải tập trung lớn như các khách hàng công nghiệp, thương mại Về lý thuyết, nếu tải phân bố đồng nhất, ASIFI giống như SAIFI

ASIFI =

Tổng số lần mất phụ tải của hệ

Tổng số phụ tải của hệ thống Công thức tính toán:

∑ (2.10)

DUT.LRCC

f, Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (ASIDI)

Các chỉ tiêu đưa ra ở phần này dựa trên phụ tải hơn là khách hàng bị ảnh hưởng

ASIDI =

2.11) Tổng số phụ tải được cung cấp

Côngthứctínhtoán:

∑ (2.12)

2.1.2 Các chỉ tiêu đối với ngừng điện thoáng qua

a, Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thoáng qua (MAIFI)

MAIFI =

2.13) Tổng số khách hàng của hệ thống

DUT.LRCC

Sơ đồ ĐTC của hệ thống được xây dựng trên cơ sở phân tích ảnh hưởng hỏng hóc PT đến hỏng hóc của hệ thống Sơ đồ ĐTC bao gồm nút (gồm nút nguồn, nút tải

và các nút trung gian) và nhánh tạo thành mạng lưới nối liền nút nguồn và nút tải của

sơ đồ Có thể có nhiều đường nối từ nút phát đến nút tải, mỗi đường gồm nhiều nhánh nối tiếp

Trạng thái tốt của hệ thống là trạng thái trong đó có ít nhất một đường nối từ nút phát đến nút tải Trạng thái hỏng của hệ thống là trạng thái khi nút phát bị tách rời với nút tải do hỏng hóc với PT

Đối với hệ thống điện, sơ đồ ĐTC có thể trùng hoặc không trùng với sơ đồ nối điện (sơ đồ vật lý) tùy thuộc vào tiêu chuẩn hỏng hóc của hệ thống được lựa chọn

a) Sơ đồ các phần tử nối tiếp (Hình 2.4): Hệ thống chỉ làm việc an toàn khi

tất cả n phần tử đều làm việc tốt, hệ thống hỏng khi có một PT hỏng

Hình 2.1: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp

Giả sử đã biết cường độ hỏng hóc và thời gian phục hồi trung bình của các phần

tử lần lượt là λi và τi

Trong đó: Pi(t) là xác suất làm việc tốt (trạng thái tốt) của phần tử thứ i trong khoảng thời gian trạng thái

Xác suất trạng thái hỏng của hệ:

Các công thức trên cho phép ta đẳng trị các PT nối tiếp thành một PT tương đương

b) Sơ đồ các phần tử song song (Hình 2.5): Hệ thống làm việc tốt khi có ít

nhất một PT làm việc tốt và sẽ hỏng khi tất các các PT đều hỏng

Hình 2.2: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song

Giả sử đã biết cường độ hỏng hóc và cường độ phục hồi của các phần tử lần lượt là λi và µi

Cường độ phục hồi của hệ thống là:

DUT.LRCC

2.2.2 Phương pháp không gian trạng thái

 Quá trình ngẫu nhiên Markov

Hệ thống được diễn tả bởi trạng thái hoạt động và khả năng chuyển giữa các trạng thái đó Trạng thái hệ thống được xác định bởi tổ hợp các trạng thái của các phần

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

có nhiều trạng thái khác nhau như trạng thái tốt (TTT), trạng thái hỏng (TTH), trạng thái bảo quản định kỳ (TTBQĐK)….Do đó mỗi sự thay đổi trạng thái của phần tử đều làm cho hệ thống chuyển sang một trạng thái mới

Tất cả các trạng thái có thể có hệ thống tạo thành không gian trạng thái (KGTT)

Hệ thống luôn luôn ở một trong những trạng thái này nên tổng các xác suất trạng thái (XSTT) bằng 1

Một hệ thống vật lý nào đó mà trạng thái của nó biến đổi theo thời gian một cách ngẫu nhiên, ta gọi hệ đó diễn ra một quá trình ngẫu nhiên

Quá trình Markov là mô hình toán học diễn tả quá trình ngẫu nhiên trong đó phần

tử hoặc hệ thống liên tiếp chuyển từ trạng thái này qua trạng thái khác và thỏa mãn điều kiện: nếu hệ thống đang ở trạng thái nào đó thì sự chuyển trạng thái tiếp theo xảy

ra tại các thời điểm ngẫu nhiên và chỉ phụ thuộc vào trạng thái đương thời chứ không phụ thuộc vào quá khứ của quá trình

Nếu hệ thống có n trạng thái, ở thời điểm t hệ thống đang ở trạng thái i thì ở đơn

vị thời gian tiếp theo hệ thống có thể ở lại trạng thái i (i=1…n) với xác suất pii hay chuyển sang trạng thái j với xác suất pij (j=1…n và i j)

))()

((

j t t X P t

Với đủ nhỏ thì ta có gần đúng: pij( )

Quá trình Markov không đồng nhất nếu ị là hàm của thời gian

Quá trình Markov được phân ra:

 Rời rạc trong không gian và liên tục trong thời gian

 Rời rạc trong không gian và rời rạc trong thời gian

 Liên tục trong không gian và thời gian

Đối với hệ thống điện sự chuyển trạng thái xảy ra khi hỏng hóc hay phục hồi các phần tử Với giả thiết TGLV và TGPH các phần tử có phân bố mũ, thì thời gian hệ thống ở các trạng thái cũng phân theo phân bố mũ và cường độ chuyển trạng thái bằng hằng số và không phụ thuộc vào thời gian, và ta sử dụng quá trình Markov đồng nhất Với hệ thống điện chỉ áp dụng 2 quá trình a và b

 Quá trình Markov với trạng thái và thời gian rời rạc: (Xích Markov)

Giả thiết hệ thống S có trạng thái S1, S2,…, Sn và sự chuyển trạng thái của hệ thống chỉ xảy ra tại những thời điểm nhất định t0, t1,…, tn gọi là bước quá trình

Kí hiệu Si(k) là sự kiện hệ đang ở trạng thái I tại bước k (hoặc sau k bước kể từ trạng thái ban đầu) Giả sử tại mỗi bước hệ chỉ có thể ở một trong n trạng thái và S1(k), S2(k),…, Sn(k) với k=0,1,2… tạo thành tập đủ không gian trạng thái, và vì các

sự kiện không giao nhau nên tổng xác suất của các sự kiện bằng 1 (tổng xác suất của tập đủ)

Mô tả quá trình ngẫu nhiên chuyển trạng thái và xác suất chuyển trạng thái từ i sang j là pij, xác suất ở lại trạng thái i là pii bằng sơ đồ trạng thái (graph trạng thái) như hình vẽ 2.4

Ở bước (k-1) hệ đang ở trạng thái Si (i= 1,2,…n) với xác suất là Pi(k-1), bước sau

hệ ở trạng thái Sj với xác suất :

Pj(k) = Pj(k-1).pjj + P1(k-1).p1j + P2(k-1).p2j +…+ Pi(k-1).pij +…+ Pn(k-1).pnj hoặc có thể viết dưới dạng:

(2.28) thành phần thứ nhất: Pj(k-1).pjj là xác suất để hệ ở lại trạng thái j (là trạng thái

mà hệ đã ở tại bước (k-1), thành phần thứ hai là tổng các thành phần xác suất hệ chuyển sang trạng thái j nếu trước đó (bước (k-1)) hệ ở trạng thái i khác j

Viết dưới dạng ma trận: P(k) = P(k-1).P (2.29)

Trong đó:

P(k) = [P1(k), P2(k),…, Pn(k)] là ma trận hàng 1xn, với các phần tử là xác suất trạng thái của hệ ở bước k

P(k-1) = [P1(k-1), P2(k-1),…, Pn(k-1)] là ma trận hàng 1xn, với các phần tử là xác suất trạng thái của hệ ở bước (k-1)

P là ma trận chuyển trạng thái với các phần tử là xác suất chuyển trạng thái của

hệ, vì giả thiết là quá trình Markov đồng nhất nên các phần tử là hằng số ở các bước:

Vì ở mỗi bước hệ chỉ có thể ở lại trạng thái cũ hoặc chuyển sang một trong (n-1) trạng thái còn lại nên tổng các xác suất chuyển trạng thái trong từng hàng của ma trận

với điều kiện ∏ [ … ]

là xác suất dừng của trạng thái Si

Từ(2.32) và (2.33) ta có thể tìm được xác suất trạng thái dừng của hệ

 Quá trình Markov có trạng thái rời rạc trong thời gian liên tục

Trong thực tế có nhiều trường hợp hệ chuyển từ trạng thái này sang trạng thái khác không vào những thời điểm nhất định mà vào những thời điểm bất kỳ ngẫu nhiên Để

mô tả hành vi của hệ trong trường hợp này có thể dùng Markov với trạng thái rời rạc trong thời gian liên tục gọi là xích Markov liên tục

Giả sử hệ có thể có n trạng thái S1, S2,…, Sn Gọi pi(t) là xác suất để thời điểm t hệ ở trạng thái Si với i = 1 và đối với thời điểm bất kỳ ta có:

Ta cần phải xác định Pi(t) với i=1

Giả thiết ở thời điểm t hệ đang ở trạng thái Si Trong khoảng thời gian

Tiếp theo hệ sẽ chuyển sang trạng thái Sj với xác suất pij( ) Khi đó mật độ xác suất chuyển trạng thái được xác định:

Giả sử hệ S được mô tả 4 trạng thái như trên graph trạng thái hình 2.5

Xác định các xác suất trạng thái Pi(t) với i=

Gọi p1(t+ ) là xác suất để tại thời điểm t+ hệ ở trạng thái S1 Sự kiện này là hợp của 2 sự kiện:

Hoặc sự kiện 1: tại thời điểm t hệ ở trạng thái S1 và đến t+ hệ vẫn ở trạng thái S1 Hoặc sự kiện 2: tại thời điểm t hệ ở trạng thái S3 và đến t+ hệ chuyển sang trạng thái S1

- Sự kiện 1 có xác suất bằng tích xác suất P1(t) với xác suất có điều kiện là sau hệ không ra khỏi S1; nên xác suất của sự kiện 1 là:

t

dP

t

)()()

Sự kiện 2: tại thời điểm t hệ ở S1, sau chuyển sang S2; xác suất sự kiện là:

Trong đó: P là ma trận hàng gồm các phần tử là đạo hàm dPi(t)/dt

A là ma trận vuông kích thước nxn, các thành phần là cường độ chuyển trạng thái , thực tế cách viết như sau:

Cách thành lập ma trận A cũng giống như cách thành lập ma trận A trong xích Markov rời rạc, chỉ khác ở chỗ tổng các phần tử của 1 hàng ở ma trận này bằng zero (trong khi ở xích Markov bằng 1) và các phần tử là cường độ chuyển trạng thái

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

Trạng thái hệ thống được xác định bởi tổ hợp các trạng thái của các phần tử Mỗi

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

DUT.LRCC

trạng thái khác nhau như: trạng thái tốt, trạng thái hỏng, trạng thái bảo dưỡng định kỳ Do đó mỗi sự thay đổi trạng thái của phần tử đều làm cho hệ thống chuyển sang một trạng thái mới

Tất cả các trạng thái có thể của hệ thống tạo thành không gian trạng thái Hệ thống luôn ở một trong các trạng thái này Do đó, tổng xác suất trạng thái bằng 1

Ưu thế của phương pháp không gian trạng thái là có thể xét các phần tử có nhiều trạng thái khác nhau và với các giả thiết nhất định có thể áp dụng quá trình Markov

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

Trạng thái hệ thống được xác định bởi tổ hợp các trạng thái của các phần tử Mỗi tổ hợp trạng thái của phần tử cho một trạng thái của hệ thống Phần tử có thể có nhiều trạng thái khác nhau như trạng thái tốt, trạng thái hỏng, trạng thái bảo quản định

kỳ v.v… Do đó mỗi sự thay đổi trạng thái của PT đều làm cho hệ thống chuyển sang một trạng thái mới

Tất cả các trạng thái có thể có hệ thống tạo thành không gian trạng thái Hệ thống luôn luôn ở một trong những trạng thái này nên tổng các xác suất trạng thái (XSTT) bằng 1

Phương pháp không gian trạng thái áp dụng quá trình Markov để tính xác suất trạng thái và tần suất trạng thái

Quá trình Markov là mô hình toán học diễn tả quá trình ngẫu nhiên trong đó phần tử hoặc hệ thống liên tiếp chuyển từ trạng thái này qua trạng thái khác và thỏa mãn điều kiện: Nếu hệ thống đang ở trạng thái nào đó thì sự chuyển trạng thái tiếp theo xảy ra tại các thời điểm ngẫu nhiên và chỉ phụ thuộc vào trạng thái đương thời chứ không phụ thuộc vào quá khứ của quá trình

Nếu hệ thống có n trạng thái, ở thời điểm t hệ thống đang ở trạng thái i thì ở đơn vị thời gian tiếp theo hệ thống có thể ở lại trạng thái i (i=1…n) với xác suất pii hay chuyển sang trạng thái j với xác suất pij (j=1…n và i j)

Quá trình Markov được phân ra:

a) Rời rạc trong không gian và liên tục trong thời gian

b) Rời rạc trong không gian và rời rạc trong thời gian

c) Liên tục trong không gian và thời gian

DUT.LRCC