Áp dụng phương pháp đồ thị giải tích để phân tích đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho lộ 376e1 2 thuộc lưới điện phân phối quận long biên

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI --- LÊ TIẾN DŨNG ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ GIẢI TÍCH ĐỂ PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LỘ 376E1.2 THUỘC LƯỚI Đ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

LÊ TIẾN DŨNG

ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ GIẢI TÍCH ĐỂ PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO LỘ 376E1.2 THUỘC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI QUẬN LONG BIÊN

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện – Hệ thống điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

PGS TS Nguyễn Lân Tráng

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN 1

LỜI CẢM ƠN 2

MỞ ĐẦU 3

1.Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài 3

2 Đối tượng nghiên cứu và phạm vi áp dụng 3

2.1 Đối tượng nghiên cứu 3

2.2 Phạm vi áp dụng 4

2.3 Áp dụng cụ thể 4

3 Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài 4

3.1 Ý nghĩa khoa học của đề tài 4

3.2 Tính thực tiễn của đề tài 4

4 Phương pháp nghiên cứu 4

5 Cấu trúc của luận văn 5

CHƯƠNG 1 : TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 6

I Khái niệm chung về độ tin cậy của hệ thống điện 6

1 Hệ thống điện và các phần tử 6

2 Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện 6

3 Các chỉ số cơ bản 7

4 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện 8

II Các biện pháp nâng cao độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện 10

1 Tìm và sữa chữa nhanh chóng sự cố 10

2 Sử dụng thi công hotline 10

3 Chỉ để mất điện trong trường hợp hợp sự cố lâu dài 10

4 Hạn chế mức thấp nhất số khách hàng bị mất điện 12

5 Kiểm tra, bảo trì 12

III Tổng quan về các phương pháp tính toán độ tin cậy cung cấp điện 12

1 Phương pháp không gian trạng thái 13

2 Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo 13

3 Phương pháp đồ thị - giải tích 13

4 Phương pháp cây hỏng hóc 14

CHƯƠNG 2: NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH ĐỂ PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI

ĐIỆN PHÂN PHỐI 15

I Mục đích 15

II Mô hình bài toán và cơ sở phương pháp tính 16

1 Mô tả bài toán 16

2 Mô hình nguồn và phụ tải 17

3 Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC 18

4 Các ma trận cấu trúc 20

5 Tính toán độ tin cậy cung cấp điện 23

III Ví dụ ứng dụng tính toán độ tin cậy cung cấp điện 27

1 Sơ đồ và số liệu ban đầu 27

2 Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau 30

IV Kết luận chương 2 36

CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO PHỤ TẢI THUỘC LỘ 376E1.2 CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI QUẬN LONG BIÊN 38

I Đặc điểm tự nhiên, kinh tế xã hội của quận Long Biên 38

1 Đặc điểm tự nhiên 38

2 Đặc điểm kinh tế xã hội 38

II Giới thiệu một số chương trình tính toán chế độ xác lập 38

1 Phần mềm PSS/ADEPT 39

2 Phần mềm PSS/E ( Power Sytem Simulato for Engineering) 39

3 Phần mềm CONUS 40

4 Ứng dụng phần mềm CONUS tính toán chế độ xác lập lộ 376E1.2 40

III Ứng dụng phương pháp đồ thị giải tích tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải thuộc xuất tuyến 376E1.2 53

1 Cơ sở của phương pháp 53

2 Các số liệu tính toán khác 56

3 Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau 56

4 Nghiên cứu ảnh hưởng lựa chọn vị trí đặt TBPĐ 69

IV Kết luận chương 3 85

KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ 86

TÀI LIỆU THAM KHẢO 87

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

CCĐ

DCL DCLTĐ ĐDSCA ĐTC ĐTCCC HTĐ HTCCĐ LĐPP

MC NMĐ

TBA TBĐC TBPĐ

: Cung cấp điện

: Dao cách ly : Dao cách ly tự động : Đường dây siêu cao áp : Độ tin cậy

: Độ tin cậy cung cấp điện : Hệ thống điện

: Hệ thống cung cấp điện : Lưới điện phân phối : Máy cắt

: Nhà máy điện : Trạm biến áp : Thiết bị đóng cắt : Thiết bị phân đoạn

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 2.1 Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải 30

Bảng 2.2 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ 34

Bảng 2.3 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ 37

Bảng 3.1: Số liệu nút phụ tải 40

Bảng 3.2: Số liệu nhánh 46

Bảng 3.3: Số liệu máy biến áp 49

Bảng 3.4 Điện áp các nút trên lưới 35 kV 51

Bảng 3.5 Điện áp các nút hạ áp 0,4 kV 52

Bảng 3.6.Thống kê dòng điện tính toán trên các nhánh 53

Bảng 3.7: Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải 55

Bảng 3.8 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC 67

Bảng 3.9 : Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải 70

Bảng 3.10 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC 83

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

Hình 2.1.Nguồn dự phòng trong lưới điện phân phối 16

Hình 2.2 Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu 17

Hình 2.3 Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian 18

Hình 2.4 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực 19

Hình 2.5 Sơ đồ HTCCĐ hình tia 24

Hình 2.6 Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng 26

Hình 2.7 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực 28

Hình 2.8: Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán 29

Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý lộ 376E1.2 40

Hình 3.2 Nhập số liệu nút 43

Hình 3.3 Nhập số liệu nhánh 46

Hình 3.4 Nhập số liệu cho máy biến áp 48

Hình 3.1: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực 53

Hình 3.2 Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán 64

Hình 3.3: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực 68

Hình 3.4 Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán 70

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của bản thân Các nghiên cứu và kết quả được trình bày trong luận án là trung thực và chưa từng được công bố trong bất

kỳ một bản luận văn nào trước đây Các số liệu thống kê, báo cáo, các tài liệu khoa học trong luận văn được sử dụng của các công trình khác đã nghiên cứu được chú thích đầy

đủ, đúng quy định

Hà Nội, tháng 09 năm 2017

Lê Tiến Dũng

LỜI CẢM ƠN

Trước tiên tôi xin gửi lời cảm ơn đến Ban giám hiệu trường Đại học Bách Khoa

Hà Nội, các Viện, Khoa chuyên ngành, các thầy cô giáo viện Điện và viện Đào tạo sau đại học, đặc biệt các thầy cô trong bộ môn Hệ thống điện đã tạo điều kiện và chỉ bảo cho tôi trong quá trình học tập và khi thực hiện luận văn

Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất tới PGS.TS Nguyễn Lân Tráng trong suốt thời gian qua đã nhiệt tình chỉ dạy và giúp đỡ tôi hoàn thành tốt luận văn thạc sĩ này

Do thời gian có hạn, kiến thức còn hạn chế mặc dù tôi đã rất cố gắng thực hiện, tuy nhiên khối lượng công việc lớn nên luận văn này không tránh khỏi những thiếu sót Tôi kính mong các thầy, cô giáo chỉ bảo, đóng góp ý kiến để tôi có thể hoàn thiện và tiếp tục nghiên cứu để phát triển đề tài

MỞ ĐẦU

1 Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài

Trong giai đoạn công nghiệp hóa và hiện đại hoá đất nước ta hiện nay, nhu cầu điện năng trong tất cả các lĩnh vực công nghiệp, dịch vụ, sinh hoạt, nông nghiệp luôn luôn không ngừng tăng lên và nó ngày càng đóng vai trò không thể thiếu trong nên kinh tế quốc dân

Nền kinh tế quốc dân ngày càng phát triển, tốc độ công nghiệp hóa tăng nhanh,

do đó ngày càng đòi hỏi nhiều năng lượng điện Điều đó đặt ra cho hệ thống cung cấp một nhiệm vụ khó khăn là vừa phải thỏa mãn lượng điện năng tiêu thụ, vừa phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng điện năng pháp định và độ tin cậy hợp lý Đó là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong đó việc nâng cao độ tin cậy ở lưới cung cấp điện có ảnh hưởng đáng kể đến chất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế của toàn bộ hệ thống cung cấp điện

Độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện năng Nếu các chỉ tiêu về điện áp, tần số được đảm bảo nhưng điện năng không được cung cấp liên tục thì không những không đưa lại hiệu quả kinh tế mà còn gây thiệt hại, ảnh hướng lớn đến các hoạt động và an sinh xã hội Chính vì vậy ngành điện cần phải có phương pháp tính toán thích hợp để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện

Với đề tài: “Áp dụng phương pháp đồ thị - giải tích để phân tích, đánh giá

độ tin cậy cung cấp điện cho lộ 376E1.2 thuộc lưới điện phân phối quận Long Biên” luận văn mong muốn đóng góp một phần nhỏ những tìm tòi nghiên cứu của

mình vào việc tính toán đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, nhằm đảm bảo yêu cầu sử dụng điện tin cậy cho từng hộ tiêu thụ điện

2 Đối tượng nghiên cứu và phạm vi áp dụng

2.1 Đối tượng nghiên cứu

Nghiên cứu lưới điện phân phối (LĐPP) có sơ đồ phức tạp (hình tia, lưới kín vận hành hở), xét đến các nguồn dự phòng, các phương tiện đóng cắt tự động loại trừ

sự cố

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

3.1 Ý nghĩa khoa học của đề tài

Luận văn đi sâu nghiên cứu, phát triển phương pháp đồ thị giải tích tính ĐTC CCĐ nhằm xét đến hiệu quả của các thiết bị đóng cắt tự động loại trừ nhanh sự cố, nâng cao độ tin cậy cho hệ thống

3.2 Tính thực tiễn của đề tài

Các kết quả nghiên cứu trong đề tài có thể ứng dụng đối với việc đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho từng hộ cụ thể của lưới điện phân phối quận Long Biên

4 Phương pháp nghiên cứu

- Kết hợp phương pháp nghiên cứu với tính toán kiểm tra cụ thể cho lưới điện thực tế.

- Phương pháp giải tích kết hợp với phương pháp phân chia sơ đồ khu vực để tính toán

- So sánh định lượng hiệu quả nâng cao ĐTC CCĐ khi nâng cấp các dao cách

li (DCL) thành DCL tự động hoặc máy cắt (MC), lưới có và không có nguồn dự phòng, từ đó đưa ra kết luận về hiệu quả các giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện

5 Cấu trúc của luận văn

Luận văn gồm những mục chính sau:

Mở đầu

Chương 1: Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối và các phương pháp

tính toán độ tin cậy của hệ thống điện

Chương 2: Nghiên cứu phương pháp đồ thị - giải tích để phân tích, đánh giá độ

tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối

của lưới điện phân phối quận Long Biên

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

CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA

HỆ THỐNG ĐIỆN

I Khái niệm chung về độ tin cậy của hệ thống điện

1 Hệ thống điện và các phần tử

- Hệ thống điện: là hệ thống trong đó các phần tử là đường dây tải điện, máy phát

điện, máy biến áp, thiết bị đóng cắt…Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng đến các hộ tiêu thụ Điện năng phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng điện năng pháp định và độ tin cậy hợp lý

xem là một thực thể duy nhất không thể chia cắt được, đặc trưng bởi các thông số độ tin cậy chung, chỉ phụ thuộc các yếu tố bên ngoài chứ không phụ thuộc vào cấu trúc bên trong của phần tử Vì bản thân phần tử cũng có thể có cấu trúc phức tạp, nếu xét riêng nó là một hệ thống Ví dụ, máy phát là một hệ thống phức tạp nếu xét riêng, nhưng trong bài toán về độ tin cậy của hệ thống điện nó chỉ là một phần tử với các

thông số như cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi không đổi…

2 Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện

Hệ thống điện khi làm việc thì sẽ xuất hiện sự cố, tần suất xuất hiện sự cố phụ thuộc vào chất lượng của các thiết bị, phương thức vận hành của hệ thống, các yếu tố khách quan,…Để đánh giá được mức độ an toàn trong vận hành của các hệ thống, người ta đưa ra khái niệm về độ tin cậy

Định nghĩa độ tin cậy như sau: Độ tin cậy là xác suất làm việc tốt của một thiết bị trong một chu kỳ dưới các điều kiện vận hành đã được thử nghiệm

Độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện năng Một HTCCĐ, mặc dù có các chỉ tiêu về tần số , điện áp…được đảm bảo, nhưng điện năng không được cung cấp liên tục thì xẽ gây ra

điện cần phải được quan tâm đúng mức trong thiết kế cũng như vận hành và cần phải tìm được cách để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện ngày càng tốt hơn

Mặt khác độ tin cậy là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật, đặc biệt

là khi xuất hiện hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các lĩnh vực công nghiệp khác nhau

Các phần tử của lưới điện như là: đường dây, máy biến áp, thiết bị đóng cắt

mà độ tin cậy của chúng cùng cách thức ghép nối chúng trong sơ đồ quyết định độ tin cậy của lưới điện

Độ tin cậy của hệ thống điện phân loại thành hai hướng cơ bản :

Xét một hệ thống từ khâu phát điện đến khâu phân phối, các phần khác nhau của hệ thống điện được đánh giá riêng biệt với nhau theo khu vực chức năng tính toán

Ta có: λ = 1 / Tlv (lần/năm),

Trong đó, Tlv là thời gian trung bình của trạng thái làm việc tốt

3.1.2 Cường độ phục hồi A

Các phần tử hỏng hóc có thể được sửa chữa, phục hồi lại sự làm việc bình thường với hệ thống sau một thời gian Khi đó phần tử được gọi là phần tử có phục hồi

Các phần tử của hệ thống điện là các phần tử có phục hồi Khi bị hỏng, nó được sửa chữa sau đó lại tiếp tục vận hành Gọi thời gian sửa chữa sự cố là Th,

ta có cường độ phục hồi A như sau:

1

h

A T



3.1.3 Độ sẵn sàng B

Phần tử có phục hồi chỉ ngừng làm việc trong thời gian sửa chữa Để thể hiện

đặc tính này cần sử dụng một đại lượng mới và được gọi là độ sẵn sàng

Ta có:

lv

lv h

T B





Độ sẵn sàng cũng chính là xác suất để phần tử ở trạng thái tốt, sẵn sàng phục vụ trong thời điểm bất kỳ t

Ngoài số lần ngừng làm việc do hỏng hóc, các phần tử lưới điện, trong năm còn phải cắt điện một số lần để làm công tác bảo quản, sửa chữa hoặc xây dựng ( cắt theo lịch ) và được đặc trưng bởi số lần ngừng điện trung bình năm và thời gian trung bình 1 lần ngừng điện công tác

4 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện

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

Average Interruption Duration Index - SAIDI);

SAIDI được tính bằng tổng thời gian mất điện của các khách hàng sử dụng điện

và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện trong một quý chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện trong quý đó, theo công thức

j

n

i i i

j

SAIDI SAIDI

K

K T SAIDI

Trong đó:

Ti: Thời gian mất điện lần thứ i kéo dài trên 5 phút trong quý j;

Ki: Số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện bị ảnh hưởng bởi lần mất điện thứ i trong quý j;

n: số lần mất điện kéo dài trên 5 phút trong quý j;

K: Tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện trong quý j

- Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI);

SAIFI được tính bằng tổng số lần mất điện của khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện trong quý chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện trong quý đó, theo công thức sau:

K

n SAIFI

Trong đó:

n: số lần mất điện kéo dài trên 5 phút trong quý j;

K: Tổng số khách hàng trong quý j của đơn vị phân phối điện

- Chỉ số về số lần mất điện thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối (Momentary Average Interruption Frequency Index - MAIFI)

MAIFI được tính bằng tổng số lần mất điện thoáng qua của khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối

điện trong quý chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của Đơn vị phân phối điện trong quý đó, theo công thức sau:

K

m MAIFI

Trong đó:

m: số lần mất điện thoáng qua trong quý j;

K: Tổng số khách hàng sử dụng điện và các đơn vị phân phối và bán lẻ điện mua điện của đơn vị phân phối điện trong quý j

II Các biện pháp nâng cao độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện

 Sử dụng các thiết bị chỉ thị sự cố : đèn báo, dòng ngắn mạch, …

 Các thiết bị dò tìm sự cố cáp ngầm

 Các đội xử lý sự cố chuyên nghiệp

 Sử dụng Flycam tìm sự cố trên đường dây trên không

2 Sử dụng thi công hotline

 Sử dụng hotline sữa chữa, bảo trì trên các đường dây cao thế, trung thế, hạ thế

 Máy lọc dầu nóng: có khả năng cải thiện chất lượng dầu máy biến thế truyền tải mà không cần cắt điện

3 Chỉ để mất điện trong trường hợp hợp sự cố lâu dài

 Một phần lớn các sự cố là sự cố thoáng qua, có thể tự phục hồi, ví dụ: cây quẹt; do chim chóc, chuột, rắn; vầng quang; …

 Các thiết bị cho phép tự đóng lại là: recloser và các máy cắt có trang

bị rơle 79

Hình 10 5 Recloser

trên lưới

Recloser là loại máy cắt trung thế có chức năng

tự đóng lại Khi đường dây bị sự cố ( sự cố lần 1), recloser sẽ tác động cắt lần 1 mở các tiếp điểm Sau một khoảng thời gian do người vận hành cài đặt, recloser sẽ tự đóng lại ( đóng lại lần 1) Nếu sự cố là sự cố thoáng qua, và sự cố

tự bản thân nó đã giải trừ, khi đó, hệ thống vận hành bình thường Nếu sự cố là vĩnh cửu (ví dụ

do bị đứt dây), recloser sẽ tác động cắt lần 2, số lần tự đóng lại của recloser do người vận hành cài đặt

Một số đặc tính của recloser hãng Cooper:

 Thao tác đóng cắt bằng tay

và tự động

 Bảo vệ chống sự cố ngắn mạch

 Cho phép tự đóng lại sau sự

cố

 Ghi nhận thông số vận hành : dòng điện, điện áp, công suất, sự kiện …

Một tính năng cần lưu ý của recloser là phối hợp bảo vệ giữa recloser

và các cầu chì trung thế FCO, điều này đặc biệt cần chú ý khi lắp đặt recloser, cài đặt các thông số của recloser và chọn dây chảy cho FCO

4 Hạn chế mức thấp nhất số khách hàng bị mất điện

 Sử dụng các thiết bị có chức năng phân đoạn, cô lập sự cố như: FCO, LBS, recloser, …

 Kết hợp với phương thức vận hành chuyển nguồn

Sử dụng cầu chì - FCO sẽ cho phép cô lập điểm sự cố, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Dao cách ly ( DCL) là thiết bị phân đoạn được sử dụng tương đối phổ biến Một điểm cần chú ý của DCL là chỉ cho phép đóng cắt không tải

Khi một phần của hệ thống bị sự cố, máy cắt đầu nguồn sẽ tác động Nhân viên vận hành sẽ có nhiệm vụ kiểm tra, tìm điểm sự cố Nếu sự cố là vĩnh cữu, DS phân đoạn được mở ra, cô lập điểm sự cố trong thời gian sữa chữa

5 Kiểm tra, bảo trì

 Kiểm tra thường xuyên, định kỳ các thiết bị trên lưới điện: dây dẫn, mối nối, CB, LA, …

 Có kế hoạch sữa chữa, duy tu theo kế hoạch

III Tổng quan về các phương pháp tính toán độ tin cậy cung cấp điện

Tùy theo mục đích và phạm vi nghiên cứu, để tính toán ĐTC của HTĐ nói chung và độ tin cậy cung cấp điện nói riêng mà người ta đã đưa ra các phương pháp khác nhau Có thể phân loại các phương pháp tính toán ĐTCCCĐ đó như sau:

1 Phương pháp không gian trạng thái

Với 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 Phương pháp không gian trạng thái có thể xét các phần tử có nhiều trạng thái khác nhau và với các giả thiết nhất định có thể áp dụng phương pháp quá trình Markov một cách hiệu quả để tính xác suất trạng thái và tần suất trạng thái, từ đó tính được các chỉ tiêu ĐTC của HTCCĐ

Như vậy phương pháp không gian trạng thái chủ yếu được sử dụng trong bài toán đánh giá độ tin cậy lưới điện truyền tải

2 Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo

Phương pháp Monte Carlo mô phỏng hoạt động của các phần tử trong hệ thống điện như một quá trình ngẫu nhiên Nó tạo ra lịch sử hoạt động của phần tử và hệ thống một cách nhân tạo trên máy tính điện tử, sau đó sử dụng các phương pháp đánh giá thống kê để phân tích, đánh giá và rút ra các kết luận ĐTC của các phần tử và hệ thống điện

Phương pháp này cho phép xét đến tác động vận hành tới các chỉ tiêu ĐTC, tuy nhiên nhược điểm của phương pháp là cần nhiều thời gian, khối lượng tính toán lớn Phương pháp Monte Carlo chủ yếu dùng để đánh giá độ tin cậy nguồn điện xét đến đặc trưng xác suất dòng chảy ở các nhà máy thủy điện

3 Phương pháp đồ thị - giải tích

Phương pháp này bao gồm việc lập sơ đồ ĐTC và áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số Boole và lý thuyết xác suất các tập hợp để tính toán ĐTC

Trong sơ đồ ĐTC bao gồm:

+ Các nút trong đó có nút nguồn, nút tải, nút trung gian;

+ Nhánh được thể hiện bằng các khối mô tả trạng thái tốt của các phần tử của HTĐ

Phương pháp đồ thị-giải tích áp dụng rất hiệu quả cho các bài toán độ tin cậy lưới điện

Phương pháp cây hỏng hóc thích hợp với bài toán độ tin cậy của nhà máy điện, sơ đồ bảo vệ, điều khiển

Trong luận văn này tác giả sẽ đi sâu tìm hiểu và áp dụng phương pháp đồ thị - giải tích nhằm tính toán ĐTC của HTCCĐ

CHƯƠNG 2 NGHIÊN CỨU PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH ĐỂ PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI ĐIỆN

PHÂN PHỐI

I Mục đích

Lĩnh vực nghiên cứu tính toán ĐTC đối với HTĐ bao hàm những nội dung rất

đa dạng, với những mục tiêu (bài toán) khác nhau: ĐTC nguồn điện, ĐTC lưới truyền tải, ĐTC LĐPP, ĐTC hệ thống bảo vệ và điều khiển, ĐTC đảm bảo cung cấp điện cho khách hàng

Thời gian gần đây ĐTC CCĐ ngày càng được quan tâm từ phía khách hàng Những khách hàng đặc biệt, có yêu cầu cao về chất lượng điện năng và ĐTC CCĐ thường được cung cấp từ ít nhất hai nguồn theo sơ đồ lưới kín vận hành hở Cũng có thể sử dụng thêm nguồn dự phòng, như hình 2.1

Hình 2.1.Nguồn dự phòng trong lưới điện phân phối

Tuy nhiên ĐTC CCĐ thực tế nhận được cho mỗi khách hàng không giống nhau, phụ thuộc hàng loạt yếu tố như:

- Vị trí phụ tải (khách hàng) trên sơ đồ;

- Cấu trúc LĐPP, trong đó có các thiết bị phân đoạn;

- Giới hạn công suất hỗ trợ từ nguồn dự phòng là lưới điện lân cận và vị trí kết nối của nguồn này sang lưới đang xét, ĐTC CCĐ của chính nguồn này tính đến điểm kết nối

- Thời điểm xảy ra sự cố (tương ứng với tổng phụ tải tiêu thụ lớn hay bé)

S

Như vậy, để đảm bảo ĐTC CCĐ cho mỗi khách hàng không thể áp dụng một giải pháp chung mà cần tính toán đánh giá định lượng hiệu quả của từng biện pháp và lựa chọn thích hợp cho mỗi khách hàng Nghiên cứu các phương pháp tính toán thích hợp, cho phép xét đến hiệu quả của các giải pháp khác nhau đến ĐTC CCĐ là nội dung vẫn đang được quan tâm nghiên cứu

Luận văn tập trung nghiên cứu các vấn đề liên quan đến ĐTC CCĐ cho các hộ phụ tải trong hệ thống cung cấp điện khu vực (thuộc LĐPP), do đó các nội dung tính toán ĐTC cũng tập trung chủ yếu vào sơ đồ hình tia với cấu trúc kín vận hành hở

II Mô hình bài toán và cơ sở phương pháp tính

1 Mô tả bài toán

Lưới điện được đưa vào xem xét, tính toán ĐTC CCĐ bao gồm: các khách hàng (phụ tải), thanh cái cung cấp công suất vô cùng lớn, các nguồn điện dự phòng, các thiết bị phân đoạn (TBPĐ) đặt tại một số vị trí trên các mạch đường dây (hình 2.2)

mức 1 mức 2

mức 3 mức 4 mức 5

Bài toán đặt ra là: cho trước cấu trúc HTCCĐ, biểu đồ phụ tải, cường độ hỏng hóc/phục hồi của các phần tử, thời gian thao tác của các TBPĐ , cần tính các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện cho các phụ tải và các chỉ tiêu chung cho HTCCĐ

2 Mô hình nguồn và phụ tải

a Nguồn điện

Các khách hàng có thể được cung cấp từ các NMĐ, trạm biến áp trung gian 110kV/22(35)kV, nguồn điện phân tán ( thủy điện nhỏ, diesel…) Nguồn điện được phân thành hai loại:

- Nguồn chính, có công suất cung cấp không giới hạn (đủ cho nhu cầu phụ tải) như NMĐ, trạm BA trung gian 110/22(35)kV, ký hiệu là S

- Nguồn dự phòng có công suất hữu hạn hoặc không giới hạn, được ký hiệu là

Sk (k- số hiệu nguồn) Các nguồn dự phòng cần được cho trị số giới hạn công suất, ĐTC sẵn sàng làm việc, thời gian khởi động

b Phụ tải

Xác suất xảy ra sự cố phân bố đều theo thời gian nên về nguyên tắc, các tính toán thiếu hụt công suất cần được thực hiện với toàn bộ thời gian theo biểu đồ phụ tải ngày tự nhiên Tuy nhiên, với mục đích xác định khoảng thời gian tổng bị thiếu công suất, có thể tính toán gần đúng theo biểu đồ thời gian kéo dài Hơn nữa, để thuận lợi quy ra chỉ tiêu ĐTC năm, có thể xây dựng và tính toán trực tiếp theo biểu đồ phụ tải năm kéo dài, bằng cách nhân thời gian (theo biểu đồ ngày) với số ngày trong năm

Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian tự nhiên Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian kéo dài

Hình 2.3 Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian

3 4

7

6

5

8

P t dt P t P

.Các hệ số phụ tải được sử dụng tính toán cho các công thức xác định ĐTCCCĐ

3 Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC

Để tính toán ĐTC riêng cho các hộ phụ tải cần phân miền khu vực cho sơ đồ Các TBPĐ phân chia lưới điện thành các khu vực khác nhau Các khách hàng trong cùng khu vực có ĐTC CCĐ như nhau bởi đồng thời được đóng hoặc cắt điện

Để tính toán ĐTC, trước tiên cần đẳng trị các đoạn lưới liền nhau mà giữa chúng không có TBPĐ (trong mỗi khu vực)

Độ dài đẳng trị của n đoạn lưới nhánh liền nhau thành đoạn lưới Lj của khu vực j:

Trong đó: li là độ dài đoạn lưới thứ i (km); n là số đoạn lưới trong khu vực j;

là cường độ hỏng hóc đoạn lưới thứ i (lần/100km.năm); r0i là thời gian phục hồi

a Ma trận liên hệ giữa các khu vực F (nxn)

Ma trận F gồm n hàng và n cột tương ứng với n khu vực Các số hạng trong

ma trận F có thông số là 1 hoặc 0 Trong đó F(i, j) = 1 khi i nối với j, F(i, j) = 0 khi i không nối với j

b Ma trận đường nối D(nxn)

Ma trận đường nối D thể hiện tất cả các đường nối, nối từ nguồn S tới nút tải Các số hạng trong ma trận D có thông số là 1 hoặc 0; D(i, j) = 1, có nghĩa là khu vực j nằm trên đường nối từ nguồn S đến nút i, nếu D(i, j) = 0, có nghĩa là khu vực j không nằm trên đường nối từ nguồn S đến nút i

c Ma trận liên hệ giữa nguồn chính S với các khu vực khi có một khu vực bị

sự cố As(nxn)

Các số hạng trong ma trận As có giá trị là 1 hoặc 0 Trong đó: As(i, j) = 0, khi

hỏng hóc tại khu vực j, nguồn S không cấp cho khu vực i As(i, j) = 1, khi hỏng hóc tại khu vực j, nguồn S vẫn cấp được cho khu vực i

Xét ví dụ HTCCĐ như hình 2.4, ma trận F(i, j), As(i, j), thành lập được như sau

Trong ma trận F, số hạng F(1, 2)= 1 có nghĩa là khu vực 1 nối trực tiếp với khu vực 2; F(1, 4)= 0, có nghĩa khu vực 4 không nối với khu vực 1

Trong ma trận D, cột thứ 1 có véc tơ [1 1 1 1] có nghĩa là khu vực 1 nằm trên đường nối từ nguồn có công suất không giới hạn tới các khu vực 2, 3 và 4

Trong ma trận As, cột thứ 2 có véc tơ [1 0 1 0] có nghĩa là khi hỏng hóc tại khu vực 2 thì khu vực 1 và 3 được nối với nguồn, khu vực 2, 4 không được nối với nguồn

có công suất không giới hạn

Hoàn toàn tương tự cho các nguồn dự phòng ta thiết lập được các ma trận Ak Khi thiết lập ma trận liên hệ cho mỗi nguồn, ta không xét sự có mặt của các nguồn khác

d Ma trận ảnh hưởng thiết bị phân đoạn C(i, j) và Rpd(i, j)

Ma trận ảnh hưởng TBPĐ, kí hiệu C, với các số hạng C(i, j) có giá trị bằng 1 hoặc bằng 0 Số hạng C(i,j) = 1 nếu khi sự cố tại khu vực j, khu vực i được cấp điện trở lại (từ nguồn chính S hoặc nguồn dự phòng Sk ) với thời gian bị mất điện tạm thời hữu hạn (bằng rpdij) Số hạng C(i, j) = 0 trong các trường hợp còn lại, bao gồm các trường hợp thời gian bị mất điện tạm thời rất ngắn có thể bỏ qua (rpdij=0) hoặc mất hẳn (rpdij=∞) Việc thiết lập ma trận cấu trúc C(i,j) có ý nghĩa rất quan trọng nhằm xét đến ảnh hưởng thời gian thao tác TBPĐ đến ĐTC CCĐ

Vẫn ví dụ HTCCĐ như hình 2.4, xét cho các trường hợp, ma trận C(i,j) như sau: + Nếu các DCL khu vực 2, 3, 4 là DCL thường, chưa xét tới nguồn dự phòng,

Trong ma trận C1, cột thứ 2 có véc tơ [1 0 1 0] có nghĩa là khi hỏng hóc tại khu vực 2 thì khu vực 1, 3 được cấp điện trở lại sau khi bị mất điện tạm thời trong thời gian thao tác TBPĐ Khu vực 2 và 4 mất điện hẳn

Trong ma trận C2, cột thứ 2 có véc tơ [1 0 1 1] có nghĩa là khi hỏng hóc tại khu vực 2 thì khu vực 1, 3 và 4 được cấp điện trở lại sau khi mất điện tạm thời trong thời gian thao tác TBPĐ (khu vực 1,3 được cấp trở lại từ nguồn chính, khu vực 4 được cấp trở lại từ nguồn dự phòng )

Ma trận C3 có các số hạng đều bằng 0 vì khi sự cố một khu vực bất kỳ các khu vực còn lại hoặc không mất điện hoặc mất hẳn

Thực tế để thiết lập được ma trận ảnh hưởng cần am hiểu hoạt động của các bảo

vệ và quy trình thao tác xử lí sự cố trong LĐPP đang xét Cũng có thể thiết lập ma trận thời gian ngừng điện tạm thời dưới dạng sau:

n

j 1

Như vậy ta đã thiết lập ma trận thời gian thao tác xử lí sự cố, phục hồi làm việc của HTCCĐ Về cấu trúc Rpd hoàn toàn tương đương với ma trận C (nếu thay các phần tử khác 0 trong Rpd bằng 1 ta có ma trận C)

5 Tính toán độ tin cậy cung cấp điện

a Lưới điện hình tia không có nguồn dự phòng

Xét HTCCĐ như hình 2.5, giả thiết biết biểu đồ phụ tải, cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số lần ngừng điện công tác, thời gian ngừng điện mỗi lần thao tác của các khu vực, thời gian thao tác của các TBPĐ, các ma trận As(i, j), C(i, j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và hệ thống cung cấp điện

Trong đó: λj - cường độ hỏng hóc khu vực j (lần/năm); rj - thời gian sửa chữa khu vực j (h/lần); Rpd(i,j) và As(i,j) - tương ứng là các phần tử hàng i cột j của ma trận ảnh hưởng TBPĐ và ma trận liên kết nguồn chính

Bỏ qua sự cố xếp chồng, thời gian ngừng CCĐ cả năm của khu vực i do sự cố tất cả các khu vực gây ra tính được:

Tmđi= Tmđi,j (h/năm) (2.5)

n

i 1

Có thể giải thích ý nghĩa của (2.4) như sau Khi sự cố khu vực j, đầu tiên cần thời gian Rpd(i,j) để xử lí cách li sự cố (nếu là máy cắt hoặc DCL tự động thì thời gian này bằng 0) Sau đó, nếu nguồn (chính) nối được với khu vực i (As(i,j)=1) thì có điện ngay, ngược lại (As(i,j)=0) mất điện thêm thời gian sửa chữa khu vực j là rj Nhân với

số lần hỏng hóc khu vực j là λj ta có thời gian mất điện tổng cộng trong năm

Để tính điện năng ngừng CCĐ ta cũng cần xác định điện năng ngừng CCĐ gây

ra riêng bởi sự cố từng khu vực Ta có điện năng ngừng CCĐ khu vực i do sự cố khu vực j như sau:

1

Emđij= [Rpd(i,j)+(1-As(i,j) rj]λj

T Pi(t)]

Ở đây Pi(t) công suất phụ tải khu vực i, tương ứng với thời gian kéo dài t, tính theo biểu đồ phụ tải kéo dài năm, T=8760 h (Có thể quy đổi từ biểu đồ phụ tải ngày kéo dài)

Điện năng ngừng CCĐ tổng của khu vực i:

Điện năng ngừng CCĐ tính cho cả HTCCĐ:

b Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng

Xét HTCCĐ hình tia có một nguồn dự phòng như hình 2.6, giả thiết nguồn dự phòng có công suất đủ lớn, biết cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số lần ngừng điện công tác, các ma trận As(i,j), Ak(i,j), Rpd(i,j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và HTCCĐ

T

t 1

n

j 1

S1

KV 1

Hình 2.6 Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng

Trong trường hợp này không cần quan tâm đến tương quan giữa công suất nguồn và biểu đồ phụ tải bởi luôn đủ công suất và khu vực tốt sẽ được cấp điện trở lại, nếu sau khi cách li khỏi khu vực sự cố nó được nối đến ít nhất một nguồn

Thời gian ngừng CCĐ của khu vực i gây ra bởi khu vực j (j có thể bằng i):

Tmđij = {Rpd(i,j)+[1-As(i,j)]

Ndp [1

k 1

Trong đó Ndp là số nguồn dự phòng

Thời gian ngừng CCĐ cả năm của khu vực i tính được:

Có thể giải thích ý nghĩa của (2.9) tương tự theo (2.4) Sự khác nhau ở đây là nếu có ít nhất một nguồn (kể cả nguồn chính và dự phòng) nối được đến khu vực i sau khi cách li sự cố thì điện được cấp lại ngay Mất điện chỉ xảy ra thì tích:

[1-As(i,j)]

Ndp [1

k 1

Ak (i, j)] rj

n

j 1

n

i 1

Điện năng ngừng CCĐ tính cho cả HTCCĐ:

Trong đó:

Điện năng ngừng CCĐ khu vực i do sự cố khu vực j như sau:

Emđij= {Rpd(i,j)+[1-As(i,j)]

Ndp [1

k 1

Ak (i, j)] rj} λj tbi (2.12)

Điện năng ngừng CCĐ tổng của khu vực i:

n

j 1

III Ví dụ ứng dụng tính toán độ tin cậy cung cấp điện

1 Sơ đồ và số liệu ban đầu

Xét HTCCĐ cho trong hình 2.7 (lấy như hình 2.4), biểu đồ phụ tải các khu vực như trên hình 2.8

Hình 2.8: Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán

Để phục vụ cho mục đích tính toán biểu đồ còn được cho dưới dạng số như trong bảng 2.1 Do giả thiết xác suất xảy ra sự cố phân bố đều theo thời gian trong ngày nên việc tính toán có thể thực hiện theo biểu đồ thời gian kéo dài (quy theo mức

Bảng 2.1 Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải

2 Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau

a Tính toán ĐTC không xét tới nguồn dự phòng

Xét cho 2 trường hợp TBPĐ đều là DCL và trường hợp TBPĐ là DCLTĐ (đầu nguồn luôn là máy cắt) Như trên đã phân tích, ma trận ảnh hưởng TBPĐ cho 2 trường hợp và ma trận liên kết nguồn như sau:

Áp dụng các công thức từ (2.4) đến (2.8) ta có thời gian ngừng CCĐ, điện năng ngừng CCĐ cho các khu vực, HTCCĐ khi sự cố Cộng thêm thời gian mất điện do ngừng công tác ta được thời gian mất điện tổng cộng

Trước hết ta tính cường độ hỏng hóc λ cho các khu vực, áp dụng công thức (2.2) ta có:

λ1 = λ0.L1 = (4/100).10 = 0,4 lần/năm; λ2 = λ0.L2 = (4/100).4 = 0,16 lần/năm; λ3 = λ0.L3 = (4/100).6 = 0,24 lần/năm; λ4 = λ0.L4 = (4/100).10 = 0,4 lần/năm;

Vì sơ đồ chỉ có 4 khu vực nên việc tính toán có thể thực hiện dễ dàng bằng tay

- Do sự cố khu vực 1 như sau:

Tmđ11 = {Rpd(1,1)+[1-As(1,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

Tmđ21 = {Rpd(2,1)+[1-As(2,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

Tmđ31 = {Rpd(3,1)+[1-As(3,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

Tmđ41 = {Rpd(4,1)+[1-As(4,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm

Lúc này tất cả các các khu vực đều mất điện (As(i,1) đều bằng 0), do đó cần cộng thêm thời gian mất điện cho mọi khu vực i:

TCTi1 = [1-As(i,1)].λCT.rCT + As(i,1) λCT.rCL = 1 x 6 x 2 = 12 h/năm

Ở đây, rCT là thời gian một lần ngừng công tác, rCL là thời gian phụ thêm do phải thao tác đóng cắt DCL (bằng 0 nếu là máy cắt hay DCL tự động) Khi có ngừng công tác, rCL thường tính chung vào rCT Khi khu vực i không bị ảnh hưởng do ngừng công tác khu vực j (nghĩa là A(i,j) = 1 ) thì nó vẫn bị mất thời gian thao tác DCL để cách li khu vực sửa chữa là rCL , cần được tính đến

Thời gian ngừng điện công tác khu vực 2 ảnh hưởng đến các khu vực: TCT12 = [1-As(1,2)].λCT.rCT + As(1,2) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm

TCT22 = [1-As(2,2)].λCT.rCT + As(2,2) λCT.rCL = 1 x 6 x 2 = 12 h/năm TCT32 = [1-As(3,2)].λCT.rCT + As(3,2) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm

TCT42 = [1-As(4,2)].λCT.rCT + As(4,2) λCT.rCL = 1 x 6 x 2 = h/năm

- Do sự cố khu vực 3:

Tmđ13 = {Rpd(1,3)+[1-As(1,3)]r3}λ3 = [2+(1-1).12].0,24 = 0,48 h/năm Tmđ23 = {Rpd(2,3)+[1-As(2,3)]r3}λ3 = [2+(1-1).12].0,24 = 0,48 h/năm Tmđ33 = {Rpd(3,3)+[1-As(3,3)]r3}λ3 = [0+(1-0).12].0,24 = 2,88 h/năm Tmđ43 = {Rpd(4,3)+[1-As(4,3)]r3}λ3 = [2+(1-1).12].0,24 = 0,48 h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực 3 ảnh hưởng đến các khu vực:

TCT13 = [1-As(1,3)].λCT.rCT+ As(1,3) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm

TCT23 = [1-As(2,3)].λCT.rCT+ As(2,3) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm TCT33 = [1-As(3,3)].λCT.rCT+ As(3,3) λCT.rCL = 1 x 6 x 2 = 12 h/năm

TCT43 = [1-As(4,3)].λCT.rCT+ As(4,3) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm

- Do sự cố khu vực 4:

Tmđ14 = {Rpd(1,4)+[1-As(1,4)]r4}λ4 = [2+(1-1).12].0,4 = 0,8 h/năm Tmđ24 = {Rpd(2,4)+[1-As(2,4)]r4}λ4 = [2+(1-1).12].0,4 = 0,8 h/năm Tmđ34 = {Rpd(3,4)+[1-As(3,4)]r4}λ4 = [2+(1-1).12].0,4 = 0,8 h/năm Tmđ44 = {Rpd(4,4)+[1-As(4,4)]r4}λ4 = [0+(1-0).12].0,4 = 4,8 h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực 4 ảnh hưởng đến các khu vực:

TCT14 = [1-As(1,4)].λCT.rCT+ As(1,4) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm

TCT24 = [1-As(2,4)].λCT.rCT+ As(2,4) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm

TCT34 = [1-As(3,4)].λCT.rCT+ As(3,4) λCT.rCL = 6 x 0,5 = 3 h/năm

Tổng hợp các nguyên nhân mất điện ta có:

Kết quả tính tương tự cho 4 khu vực như trong bảng 2.2 hạng mục I

Trường hợp sử dụng tất cả là DCL tự động, là máy cắt ta vẫn tính theo các công thức trên Tuy nhiên, cần sử dụng ma trận C2 hay tương ứng với các phần

tử ma trận Rpd2 đều bằng 0 Kết quả ta có như hạng mục II trong bảng 2.2

Bảng 2.2 Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ

b Tính toán ĐTC có xét tới các nguồn dự phòng

Giả thiết có nguồn dự phòng S1 nối vào khu vực 4 Trường hợp này còn cần thiết lập thêm ma trận Ak (k = 1) Ta có: