ính toán phân tích hiện trạng lưới điện trung áp huyện phù yên tỉnh sơn la và đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của xuất tuyến 371 trạm biến áp e17 5

Đó là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong đó việc nâng cao độ tin cậy lưới phân phối có ảnh hưởng đáng kể nhất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế của toàn bộ hệ thống CCĐ.. Luận văn đã

PHẠM MINH QUÂN

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu thạc sĩ của riêng tôi Các số liệu và kết quả nghiên cứu nêu trong luận văn này là trung thực và chưa từng được công bố trong bất kỳ một văn bản luận văn nào khác

Tôi xin cam đoan rằng, mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện luận văn này đã được cảm

ơn và các thông tin trích dẫn trong luận văn đều đã được chỉ rõ nguồn gốc

Hà Nội, ngày tháng năm 2016

Người cam đoan

Phạm Minh Quân

2

LỜI CẢM ƠN

Sau thời gian thực hiện miệt mài, vượt qua nhiều khó khăn đến nay tôi đã hoàn thành

đề tài luận văn “Tính toán phân tích hiện trạng lưới điện trung áp huyện Phù Yên

tỉnh Sơn La và đánh giá độ tin cậy CCĐ của xuất tuyến 371 TBA E17.5” Trong thời

gian thực hiện đề tài tôi đã nhận được rất nhiều sự quan tâm giúp đỡ quý báu từ các thầy

cô giáo, bạn bè, đồng nghiệp, các cá nhân, tổ chức trong và ngoài trường

Tôi xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới thầy giáo GS.TS Lã Văn Út, bộ môn Hệ thống

điện trường đại học Bách Khoa Hà Nội đã tận tình hướng dẫn, giúp đỡ tôi thực hiện và hoàn thành bản luận văn này

Tôi xin trân trọng cảm ơn tới quý công ty điện lực huyện Phù Yên, tỉnh Sơn La đã giúp đỡ và tạo điều kiện thuận lợi cho tôi trong quá trình tìm hiểu số liệu thực tế, nghiên cứu và hoàn thành luận văn

Cuối cùng, tôi xin cảm ơn tới gia đình, bạn bè, đồng nghiệp đã động viên giúp đỡ tôi trong suốt quá trình học tập, nghiên cứu và hoàn thành luận văn

Xin trân trọng cảm ơn!

Tác giả

NỘI DUNG

LỜI CAM ĐOAN 1

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU 6

DANH MỤC BẢNG SỐ LIỆU 6

DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ 7

MỞ ĐẦU 8

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH SƠN LA, TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG 10

1.1.ĐẶCĐIỂMTỰNHIÊN,KINHTẾXÃHỘIHUYỆNPHÙYÊNTỈNHSƠNLA 10

1.1.1 Vị trí địa lý 10

1.1.2 Kinh tế - Xã hội 10

1.2.ĐẶCĐIỂMLĐTAHUYỆNPHÙYÊN,TỈNHSƠNLA 12

1.2.1 Đặc điểm hệ thống LĐTA được cấp từ trạm 110kV E17.5 12

1.2.2 Thống kê về sự cố lưới điện trung áp 16

1.3.TÍNHTOÁNPHÂNBỐDÒNGÁPLĐTANGĂN371TRẠME17.5 17

1.3.1 Đặt vấn đề phân tích LĐTA hiện trạng và chế độ sau sự cố 17

1.3.2 Ứng dụng phần mềm PSS/Adept 5.0 để tính toán chế độ 18

1.3.3 Tính toán chế độ hiện trạng LĐTA 18

1.3.4 Tính toán chế độ LĐPP sau khi xảy ra sự cố, có xét NDP lân cận 24

1.4.LUẬNCHƯƠNG1 28

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN ĐỘ TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN 29

2.1.KHÁINIỆMCHUNGVỀĐTCCỦAHTCCĐ 29

2.1.1 Hệ thống điện và các phần tử 29

2.1.2 Độ tin cậy của các phần tử điện trong hệ thống CCĐ 29

2.1.3 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống CCĐ 30

2.2. CÁCBIỆNPHÁPNÂNGCAOĐTCCỦAHTCCĐ 32

2.2.1 Đặc điểm của hệ thống điện về mặt độ tin cậy 32

2.2.2 Các biện pháp chung nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 32

2.2.3 Các biện pháp thực hiện để nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 33

2.3.CÁCPHƯƠNGPHÁPTÍNHTOÁNĐTCCCĐ 35

2.3.1 Phương pháp đồ thị - giải tích 35

2.3.2 Phương pháp không gian trạng thái 35

2.3.3 Phương pháp cây hỏng hóc 36

4

2.3.4 Phương pháp mô phỏng Monte Carlo 36

2.4.KẾTLUẬNCHƯƠNG2 36

CHƯƠNG 3 PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CCĐ CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI 38

3.1.ĐẶTVẤNĐỀ 38

3.2.MÔHÌNHBÁITOÁNVÀCƠSỞPHƯƠNGPHÁPTÍNH 38

3.2.1 Mô tả bài toán 38

3.2.2 Mô hình nguồn và phụ tải 39

3.2.3 Mô hình sơ đồ lưới điện theo khu vực 41

3.2.4 Các ma trận cấu trúc 43

3.3.TÍNHTOÁNCÁCCHỈTIÊUĐTC 47

3.3.1 Lưới điện hình tia không NDP 47

3.3.2 Lưới điện hình tia có NDP 48

3.3.3 Tính toán thời gian ngừng điện công tác (để bảo dưỡng, sửa chữa) 49

3.4.XÂYDỰNGCHƯƠNGTRÌNHTÍNHTOÁNĐTCTHEOPHƯƠNGPHÁPĐỒTHỊ -GIẢITÍCH 50

3.4.1 Nội dung và yêu cầu tính toán 50

3.4.2 Giới hạn của chương trình trong luận văn 50

3.4.3 Sơ đồ khối của chương trình 51

3.4.4 Sơ đồ thuật toán của chương trình (tương ứng khối 2 và 3) 52

3.4.5 Ví dụ tính toán ĐTC CCĐ bằng chương trình Reliab 54

3.5.KẾTLUẬNCHƯƠNG3 64

CHƯƠNG 4 SỬ DỤNG CHƯƠNG TRÌNH RELIAB TOÁN TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CCĐ LỘ 371 E7.5 HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH SƠN LA 65

4.1.NỘIDUNGTÍNHTOÁN 65

4.2.PHÂNCHIAKHUVỰCVÀTHIẾTLẬPCÁCDỮLIỆUĐẦU 66

4.3.CÁCMATRẬNCẤUTRÚC 67

4.4.CÁCSỐLIỆUKHÁC 70

4.4.1 Công suất phụ tải các khu vực 70

4.4.2 Cường độ hỏng hóc λ i tính cho mỗi khu vực 71

4.4.3 Thời gian phục hồi sự cố 71

4.4.4.SỐ LẦN NGỪNG ĐIỆN CÔNG TÁC (BẢO TRÌ, KIỂM TRA) NCT, THỜI GIAN NGỪNG ĐIỆN CÔNG TÁC MỖI LẦN TCT/LẦN 71

4.4.5 Thời gian cách li sự cố r CL 71

4.5.TÍNHTOÁNĐTCXÉTVỚICÁCĐIỀUKIỆNKHÁCNHAU 73

4.5.1 Tính toán ĐTCCCĐ không xét NDP 73

4.5.2 Tính toán ĐTCCCĐ có xét NDP 77

4.6.KẾTLUẬNCHƯƠNG4 82

KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG PHÁT TRIỂN CỦA ĐỀ TÀI 83

TÀI LIỆU THAM KHẢO 85

PHỤ LỤC TỔNG HỢP KẾT QUẢ TÍNH TOÁN NGĂN LỘ 317 E17.5 86

6

DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU

LĐPP : Lưới điện phân phối

LĐTA

NDP

: Lưới điện trung áp : Nguồn dự phòng HTĐ : Hệ thống điện

CCĐ : Cung cấp điện

HTCCĐ : Hệ thống cung cấp điện

TBPĐ : Thiết bị phân đoạn

ĐTC : Độ tin cậy

DCL : Dao cách ly

NMĐ : Nhà Máy điện

TBA

NĐCT

: Trạm biến áp : Ngừng điện công tác

DANH MỤC BẢNG SỐ LIỆU

Bảng 1 Thống kê suất sự cố trạm 110kV E17.5 (2014-2015) 16

Bảng 2 Dữ liệu thông số phụ tải ngăn lộ 20

Bảng 3 Dữ liệu thông số đường dây 21

Bảng 4 Bảng t ng hợp thông số đầu vào để tính ĐTCCCĐ ngăn 371 E17.5 72

Bảng 5 Bảng t ng hợp kết quả tính phân bố dòng áp của ngăn lộ 371 E17.5 trong phần mềm PSS/Adept 5.0 86

Bảng Kết quả tính phân bố dòng áp của ngăn lộ 371 E17.5 sau sự cố và được cấp nguồn từ trạm Mộc Châu E17.1 90

Bảng 7 Kết quả tính phân bố dòng áp của ngăn lộ 371 E17.5 sau sự cố và được cấp nguồn từ Xã Bắc Yên 92

Bảng Bảng t ng hợp kết quả tính ĐTCCCĐ không xét NDP của ngăn lộ 371E17.5 94 Bảng Bảng t ng hợp kết quả tính ĐTCCCĐ có xét NDP của ngăn lộ 371E17.5 95

DANH MỤC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ

Hình 1 Sơ đồ nguyên l lưới điện khu vực 220-110kV tỉnh Sơn La đến năm 2020 13

Hình 2 Sơ đồ vận hành lưới điện Huyện Yên Phù tỉnh Sơn La (tháng /2015) 15

Hình 3 Sơ đồ vận hành ngăn 371 E17.5 Huyện Phù Yên Tỉnh Sơn La 19

Hình 4 Mô phỏng LĐPP ngăn lộ 371 E17.5 trong PSS/Adept 5.0 23

Hình 5 Trường hợp LĐPP bị sự cố và được cấp nguồn từ Mộc Châu E17.1 25

Hình Trường hợp LĐPP bị sự cố và được cấp từ nguồn Xã Bắc Yên 27

Hình 7 Sơ đồ cấu trúc HTCCĐ hình tia 39

Hình Đồ thị phụ tải khu vực 40

Hình Sơ đồ phân chia theo các khu vực lưới CCĐ nghiên cứu ĐTCCCĐ 42

Hình 10 Sơ đồ phân chia khu vực để tính toán ĐTCCCĐ 42

Hình 11 Sơ đồ khu vực không xét NDP 47

Hình 12 Sơ đồ khối minh họa xây dựng tính toán ĐTCCCĐ trên máy tính 51

Hình 13 Sơ đồ thuật toán của chương trình 53

Hình 14 Sơ đồ HTCCĐ minh họa 54

Hình 15 Sơ đồ phân chia khu vực của ngăn lộ 371 E17.5 để tính toán ĐTCCCĐ 66

Hình 1 Sơ đồ khu vực không xét NDP của ngăn lộ 371 E17.5 73

8

MỞ ĐẦU

1 Lý do, mục đích, đối tượng nghiên cứu và phạm vi áp dụng

a Lý do nghiên cứu đề tài

Sự phát triển của kinh tế quốc dân, đã đưa đến tốc độ công nghiệp hóa cũng tăng nhanh chóng, 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

Hệ thống điện phải được phát triển tối ưu và vận hành với hiệu quả kinh tế cao nhất Đó

là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong đó việc nâng cao độ tin cậy lưới phân phối có ảnh hưởng đáng kể nhất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế của toàn bộ hệ thống CCĐ

Độ tin cậy CCĐ là một trong những chỉ tiêu quan trọng đánh giá chất lượng điện năng Rõ ràng nếu các chỉ tiêu về điện áp, tần số được đảm bảo nhưng điện năng không được cấp liên tục thì một hệ thống điện như vậy không những không đem lại hiệu quả mà còn đem lại thiệt hại lớn cho nền kinh tế quốc dân Chính vì vậy vấn đề độ tin cậy CCĐ phải được xét đến trong giai đoạn thiết kế cũng như vận hành và phải áp dụng nhiều biện pháp để giải quyết vấn đề đó

Với lý do trên, luận văn mong muốn đóng góp một phần nhỏ những tìm tòi nghiên cứu vào việc tính độ tin cậy CCĐ, xác định các chỉ tiêu độ tin cậy cho các hộ phụ tải

b Mục đích, đối tượng nghiên cứu đề tài

Trong hệ thống CCĐ hiện nay, có 2 loại lưới điện chính là lưới phân phối (LĐPP) và lưới truyền tải (LTT) Tại LTT thì xu hướng nghiên cứu là ổn định điện áp, tần số trên LTT và giảm tổn thất bởi vì tổn thất điện áp, công suất trên LTT rất đáng kể Bù lại LTT thì có tin cậy rất cao do thường vận hành kín LĐPP thì ngoài sự tổn thất trên lưới, còn

do sơ đồ lưới phức tạp, chủ yếu là hình tia, lưới kín vận hành hở, nên do đó độ tin cậy khá thấp

c Phạm vi áp dụng của đề tài

Kết quả nghiên cứu nhằm áp dụng thực tế và các lưới phân phối điện trung gian (35kV) của Việt Nam hiện nay, từ kết quả này ta sẽ đánh giá và tìm phương án vận hành tối ưu LĐPP

Phạm vi áp dụng cụ thể LĐPP ngăn lộ 371 E17.5 Huyện Phù Yên tỉnh Sơn La

2 Tóm tắt cô đọng các nội dung chính và đóng góp

Luận văn đã tiến hành đánh giá hiện trạng lưới điện ngăn lộ trung áp cho trường hợp khi vận hành bình thường và khi xảy ra sự cố nặng nề sau máy cắt, sau đó nghiên cứu lý thuyết về độ tin cậy cung cấp điện của lưới phân phối, về các giải pháp nâng cao độ tin cậy ở lưới phân phối và xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy của lưới điện cho ngăn lộ 371 E17.5 Huyện Phù Yên tỉnh Sơn La

3 Phương pháp nghiên cứu

Nghiên cứu lý thuyết về độ tin cậy cung cấp điện, dựa trên phương pháp đồ thị - giải tích, thiết lập các ma trận cấu trúc, ma trận ảnh hưởng của thiết bị phân đoạn và nguồn

dự phòng, để xây dựng thuật toán, tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối

4 Ý nghĩa của đề tài

a Ý nghĩa khoa học của đề tài

- Hệ thống hóa lý thuyết độ tin cậy CCĐ

- Nghiên cứu phương pháp đánh giá độ tin cậy, CCĐ của LĐPP sơ đồ phức tạp, có NDP

- Nghiên cứu, xây dựng chương trình tính toán đánh giá độ tin cậy CCĐ cho phụ tải, lưới phân phối sơ đồ phức tạp có NDP

b Ý nghĩa thực tế của đề tài

Các kết quả nghiên cứu của đề tài có thể ứng dụng với việc đánh giá độ tin cậy CCĐ cho LĐPP trung áp của Việt Nam nói chung, xét đến hiệu quả của các TBPĐ (MC, DCL ) và NDP

10

CHƯƠNG 1 GIỚI THIỆU LƯỚI ĐIỆN TRUNG ÁP HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH

SƠN LA, TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH HIỆN TRẠNG

1.1 ĐẶC ĐIỂM TỰ NHIÊN, KINH TẾ XÃ HỘI HUYỆN PHÙ YÊN TỈNH SƠN

LA

1.1.1 Vị trí địa lý

Huyện nằm phía đông tỉnh Sơn La, cách Thành phố Sơn La khoảng 130 km về hướng tây và cách Hà Nội khoảng 170 km về hướng đông Phía tây giáp với huyện Bắc Yên, hướng nam giáp với huyện Mộc Châu, hướng đông nam giáp với huyện Đà Bắc (Hòa Bình), hướng đông giáp huyện Thanh Sơn (Phú Thọ), hướng đông bắc giáp với huyện Tân Sơn (Phú Thọ), hướng bắc giáp với huyện Văn Chấn (Yên Bái) Trung tâm huyện Phù Yên là cánh đồng Mường Tấc (cánh đồng rộng thứ 3 ở Tây Bắc)

Huyện Phù Yên vốn là huyện lâu đời nhất của tỉnh Sơn La Giai đoạn 1955-1962 thuộc khu tự trị Thái - Mèo Giai đoạn 1962-1975 thuộc tỉnh Nghĩa Lộ Sau năm 1975, khu tự trị Tây Bắc bị giải thể, huyện Phù Yên chuyển từ tỉnh Nghĩa Lộ về tỉnh Sơn La quản lý

Huyện có diện tích 1.227 km2

và dân số là 96.000 người (2004) Huyện Phù Yên nằm trên quốc lộ 37 cách thị xã Sơn La khoảng 126 km về hướng đông Tỉnh lộ 113 nay đổi thành QL37 theo hướng tây đi huyện Bắc Yên, quốc lộ 32 theo hướng đông đi huyện Thanh Sơn (Phú Thọ)

a Tình hình dân số - dân tộc, lực lượng lao động sản xuất:

Phù Yên có tất cả 12 dân tộc sinh sống Người dân tộc Thái, Mường chiếm phần đông dân số ở đây

Lực lượng lao động của huyện khá dồi dào với 50.057 người, chiếm 47% dân số toàn huyện Trong đó lao động trong lĩnh vực nông - lâm nghiệp chiếm đại đa số với 43.800 người (chiếm 87,5% tổng số lao động)

Chất lượng lao động nhìn chung còn thấp, chủ yếu là lao động chưa qua đào tạo, tỉ lệ lao động được đào tạo có kỹ thuật còn rất thấp

Theo số liệu thống kê, đến cuối năm 2008, dân số toàn huyện Phù Yên là 21.984 hộ với 106.505 nhân khẩu, bao gồm chủ yếu 5 dân tộc anh em sinh sống là dân tộc Thái 29.696 người (chiếm 28,2%); Mông 9.783 người (chiếm 9,29%); Kinh 13.784 người (chiếm 13,09%); Dao 5.444 người (chiếm 5,17%); Mường 46.218 người (chiếm 43,89%)

Phần lớn các dân tộc thiểu số có trình độ dân trí thấp, đời sống còn du canh du cư Mật độ dân số trung bình là 85 người/km2

Tỉ lệ tăng dân số tự nhiên là 1,20%

b Các đơn vị hành chính quản lý:

Huyện Phù Yên có 27 đơn vị hành chính, bao gồm thị trấn Phù Yên và 26 đơn vị hành chính cấp xã là các xã: Tân Phong, Tường Phong, Tường Hạ, Tường Thượng, Tường Phù, Huy Tường, Huy Tân, Gia Phù, Huy Bắc, Tường Tiến, Quang Huy, Mường Cơi, Huy Thượng, Huy Hạ, Tân Lang, Nam Phong, Bắc Phong, Đá Đỏ, Sập Sa, Kim Bon, Suối Bau, Suối Tọ, Mường Thải, Mường Lang, Mường Do, Mường Bang

Trong đó có 11 xã thuộc diện xã đặc biệt khó khăn nằm trong Chương trình 135 giai đoạn II của Chính phủ, là các xã: Nam Phong, Bắc Phong, Đá Đỏ, Sập Sa, Kim Bon,

Suối Bau, Suối Tọ, Mường Thải, Mường Lang, Mường Do, Mường Bang

c Tình hình hinh tế chung

+ Tốc độ tăng trưởng bình quân: 15,8%

+ Thu nhập bình quân đầu người: 7,2 triệu đồng

+ Thu ngân sách trên địa bàn: 10,2t tỉ đồng

+ Tỉ trọng NN-CN-TMDV: 42,8% - 21,5% - 35,7%

(Số liệu thống kê cuối năm 2008)

Tính đến cuối năm 2008, toàn huyện còn 7.457 hộ nghèo, chiếm tỉ lệ 33,92% so với tổng số hộ dân trên địa bàn huyện

Sau 1 năm thực hiện Nghị quyết 30a, đến 31/12/2009 toàn huyện chỉ còn 7.663 hộ nghèo (trên tổng số 23.348 hộ dân toàn huyện), chiếm tỉ lệ 32,82%

Trong năm 2015 thực hiện xóa 78,03% số nhà tạm trên địa bàn huyện với tổng số 1960/2512 nhà

12

Tiềm năng kinh tế: Sẽ có 2 dự án Nhà máy thủy điện tích năng trong tổng số 3 nhà

máy tại Việt Nam với công suất mỗi nhà máy trên 1.000 MW sẽ được xây dựng trong thời gian tới Nhà máy thủy điện Đông Phù yên (1.500 MW) có dự kiến thi công từ năm 2013- 2018 với số vốn gần 1 tỉ đô la Mỹ đã được Chính phủ phê duyệt đầu tư

1.2 ĐẶC ĐIỂM LĐTA HUYỆN PHÙ YÊN, TỈNH SƠN LA

1.2.1 Đặc điểm hệ thống LĐTA được cấp từ trạm 110kV E17.5

Nguồn cấp điện chính cho LĐPP (LĐPP) huyện Phù Yên, tỉnh Sơn La hiện nay là từ các thanh cái phía hạ áp của các trạm 110 kV, nguồn điện này được lấy từ lưới truyền tải Quốc gia

Các dạng sơ đồ mạng điện cơ bản bao gồm: mạng hình tia và mạng vòng (thường vận hành ở chế độ vận hành hở) Các chế độ vận hành của thiết bị trong lưới phân phối bao gồm: bình thường, không bình thường và sự cố

LĐPP tỉnh Sơn La được cấp điện từ thanh cái 220kV trạm 500kV Sơn La & Việt Trì, đến trạm 220kV Sơn La và cung cấp cho 28 trạm 110kV trong tỉnh

Trạm 110kV Phù Yên tỉnh Sơn La hay còn gọi là trạm 110kV E17.5 nằm trên địa bàn huyện Phù Yên, được cấp điện trực tiếp từ thanh cái của trạm 110kV Suối Sập 4 (đây là trạm trung gian trong LĐPP tỉnh Sơn La) qua dây AC240-11km và 1 nguồn từ phía Yên Bái Trạm E17.5 có 2 máy biến áp vận hành song song có công suất định mức

Hình 1 Sơ đồ nguyên l lưới điện khu vực 220-110kV tỉnh Sơn La đến năm 2020

Có 1 MC đầu nguồn 373 bảo vệ ngăn lộ, có 10 dao cách ly bảo vệ

Nhìn chung chất lượng điện năng Huyện Phù Yên tỉnh Sơn La được vận hành khá tốt, trong đó có ngăn lộ 371E17.5 Sơn La - Mộc Châu - Bắc Yên làm nhiệm vụ cung cấp một phần điện cho khu vực Huyện Yên Phù, toàn bộ các khu vực này là các phụ tải đa dạng, bao gồm các cơ quan hành chính, các cơ quan, xí nghiệp quan trọng và khu vực dân cư…

Qua tìm hiểu và nghiên cứu, xét thấy ngăn lộ của 371E17.5 có thể đặc trưng cho một LĐPP, bao gồm nhiều cấp điện áp, các thiết bị bảo vệ và NDP phù hợp theo tiêu chí của bài toán tính toán ĐTC LĐPP, tôi quyết định chọn ngăn lộ 371E17.5 để khảo sát, thu thập và tính toán

Hình 2 Sơ đồ vận hành lưới điện Huyện Yên Phù tỉnh Sơn La (tháng /2015)

16

1.2.2 Thống kê về sự cố lưới điện trung áp

Theo thời gian tồn tại sự cố: Sự cố thoáng qua chiếm tỉ lệ từ 65-70% Sự cố vĩnh cửu chiếm tỉ lệ từ 30-35% Theo loại thiết bị sự cố: Sự cố do cách điện chiếm 35-40%, do MBA 10-12%, do thiết bị đóng cắt 3-5%, do chống sét 6-8%, do máy biến áp đo lường 3-5%, các nguyên nhân khác như đứt dây, đổ cột, tụt lèo…chiếm 30-40%

- Suất sự cố thoáng qua đạt 0,81/1; - Vĩnh cửu ĐZ không đạt 0,33/0,3;

nắng 1

Nổ 01 CSV cao thế pha B TBA Bản Chiếu 2

17/06/2014 mưa 1

Nổ 01 CSV cao thế pha A TBA Đá Mài

26/09/2014 nắng 1

1quả; 10/√3/100√3 gian Phù Yên Trạm trung

Do dân cắt trộm cáp xuất tuyến MBA

3200 kVA 10/0,4 kV

cđ không đạt, cháy hỏng 03 ống dây chảy

SI Vỡ 01 quả

sú cao thế mặt máy pha B

20/08/2015 mưa 1 1 quả; 200VA-10/√3/100√3 BU pha C

1.3 TÍNH TOÁN PHÂN BỐ DÒNG ÁP LĐTA NGĂN 371 TRẠM E17.5

1.3.1 Đặt vấn đề phân tích LĐTA hiện trạng và chế độ sau sự cố

Theo bảng sự cố thống kê ở trên, LĐTA huyện Phù Yên tỉnh Sơn La thực tế cho thấy, sự cố luôn có thể xảy ra, do yếu tố tự nhiên và do con người Khi đó để đảm bảo

độ tin cậy của lưới thì chế độ làm việc của lưới cần được quan tâm hàng đầu, đặc biệt là khi LĐTA có các nguồn dự phòng (NDP) NDP được lấy từ lưới lân cận hoặc từ nguồn phát dự phòng Khi lưới khi bị sự cố hoặc sửa chữa nhiều phần, lưới có thể bị cô lập khỏi nguồn chính Để tăng cường ĐTC CCĐ, trong điều kiện có thể các phần lưới sẽ được cấp từ NDP, đó có thể là các nguồn điện phân tán hoặc nối sang sơ đồ lân cận Trong điều kiện này, ta cần kiểm tra chi tiết chế độ của phần lưới còn làm việc với nguồn điện chính và cả các phần lưới làm việc với NDP để lựa chọn phương thức xử lí Với lưới điện đang xét của huyện Phù Yên tỉnh Sơn La, trường hợp nặng nề nhất là khi sự cố hoặc cần sửa chữa các phần tử điện ngay sau máy cắt (MC) của nguồn cấp điện chính Nếu không có các NDP thì toàn bộ lưới phía sau MC sẽ mất điện hoàn toàn Tuy nhiên, thực tế trong trường hợp này có thể tận dụng điện năng cung cấp từ các lộ lân cận, đóng vai trò như NDP: một phần cung cấp từ trạm Mộc Châu E17.1 và một phần từ xã Bắc Yên

Tóm lại, để phục vụ nghiên cứu ĐTC CCĐ của ngăn lộ 371 trạm E17.5 ta cần quan

18

tâm tính toán cho các trường hợp sau:

- Chế độ xác lập bình thường cấp điện cho ngăn 371 trạm E17.5 (hình 3)

- Chế độ sự cố đầu nguồn, tính cho phần lưới nhận cung cấp từ Mộc Châu trạm E17.1 (hình 5)

- Chế độ sự cố đầu nguồn, tính cho phần lưới nhân cung cấp từ Xã Bắc Yên (hình 6)

Vậy nên ta sẽ thu thập số liệu để tính chế độ cho hiện trạng lưới vận hành không sự

cố, không xét NDP và cho trường hợp sau sự cố nặng nề có xét cho từng NDP

1.3.2 Ứng dụng phần mềm PSS/Adept 5.0 để tính toán chế độ

Lựa chọn các thông số ban đầu vào tính toán

Cơ sở để tính toán mô phỏng đoạn lưới dựa trên sơ đồ nguyên lý vận hành thực tế Các thông số này được cập nhật chính xác vào phần mềm PSS/Adept 5.0

Các thông số gồm có nguồn cấp, thanh cái, nút, loại dây dẫn, chiều dài, phụ tải… Các lựa chọn ban đầu khi sử dụng phần mềm PSS/Adept Tần số xác lập: f = 50 Hz Chạy và phân tích ở mục Load Flow

1.3.3 Tính toán chế độ hiện trạng LĐTA

Tất cả các số liệu cấu trúc lưới đều được dựa vào số liệu thực tế và số liệu phụ tải đầu vào thu thập từ báo cáo khảo sát Ta xét sơ đồ vận hành thực tế LĐTA ngăn 371 E17.5 huyện Phù Yên tỉnh Sơn La như trong hình 3

Hình 3 Sơ đồ vận hành ngăn 371 E17.5 Huyện Phù Yên Tỉnh Sơn La

3 Thông số đường dây

Dữ liệu thông số đường dây bao gồm điểm đầu điểm cuối, chiều dài, mã hiệu dây dẫn, thông số điện trở và điện kháng được cung cấp như trong bảng 3 (trang 21)

Bảng 2 Dữ liệu thông số phụ tải ngăn lộ

STT Tên phụ tải S đm (kVA) P (kW) Q (kVar)

Bảng 3 Dữ liệu thông số đường dây

STT Nút đầu Nút cuối Chiều dài

Ghi chú: Điện trở và điện dẫn của từng loại dây trên 1 đơn vị dài (1km) đã được cho

sẵn trong thư viện của chương trình

4 Sơ đồ lưới tính toán

Lưới điện phân phối ngăn lộ 371 E17.5 (hình 3) được mô phỏng trong PSS/adept như trong hình 4

Hình 4 Mô phỏng LĐPP ngăn lộ 371 E17.5 trong PSS/Adept 5.0

Sau khi nhập thông số đầu vào và tính toán phân bố dòng áp ngăn lộ 371E17.5 hiện trạng, ta tổng hợp lại kết quả trong bảng 5 (trang 86) và đưa ra nhận xét như sau:

Nhận xét kết quả từ bảng tính

- Từ kết quả ta thấy, điện áp các nút phụ đều nằm trong giới hạn cho phép (∆UCP <

±5%)

1.3.4 Tính toán chế độ LĐPP sau khi xảy ra sự cố, có xét NDP lân cận

1.3.4.1 Xét phần lưới với NDP được cấp bởi nguồn từ Mộc Châu trạm E17.1

Ta xét phần lưới điện khi xảy ra sự cố nặng nề và được cung cấp bởi nguồn từ Mộc Châu trạm E17.1 như hình 5 bao gồm các phụ tải như sau:

Vạn 1, Bản Vặm, Vạn 2, Xanh Vàng, Suối Vạch, UB Kim Bon, Kim Bon, Suối On, Đồng Mã, Bản Bông, Bản In, Suối Vẽ, Suối Lúa, Mó Sách, Đá Mài

Để tính toán phân bố dòng áp của phần lưới đang xét được cấp nguồn từ Mộc Châu,

ta cần thu thập thêm số liệu của lộ liên kết nối đến Mộc Châu

Nhập thông số đầu vào và tính toán phân bố dòng áp của ngăn lộ 371 sau khi xảy ra

sự cố và được cấp nguồn từ trạm Mộc Châu, ta tổng hợp kết quả tại bảng 6 (trang 90)

Hình 5 Trường hợp LĐPP bị sự cố và được cấp nguồn từ Mộc Châu E17.1

26

Nhận xét kết quả

- Sau khi tính toán phân bố dòng áp, ta nhận được kết quả tính như bảng 6 (trang 90)

Từ kết quả ta thấy, điện áp các nút phụ đều nằm trong giới hạn cho phép (∆UCP < ±5%)

- Ngoài ra ta cũng thấy rằng dòng điện tính toán trên các nhánh cũng đều nằm trong giới hạn theo điều kiện phát nóng cho phép

- Như vậy chế độ vận hành sau khi bị sự cố của ngăn lộ 371E17.5 và được cấp từ nguồn lân cận qua trạm Mộc Châu như trên là có thể chấp nhận được

1.3.4.2 Xét phần lưới với NDP được cấp bởi nguồn từ xã Bắc Yên

Ta xét mạch điện lưới khi xảy ra sự cố nặng nề được cung cấp bởi nguồn từ xã Bắc Yên bao gồm các phụ tải:

Bãi Con, Đá Phổ, Bó Mí

Suối Nhào

Bó Vả, Bắc Băn

Mỏ Đá 3

Suối Tiểu, Tang Lang, Bông Lau, Đá Đỏ, UBX Đá Đỏ, Bãi Sại

Để tính toán phân bố dòng áp của phần lưới đang xét được cấp nguồn từ Bắc Yên như hình 6, ta cần thu thập thêm số liệu của lộ liên kết nối đến xã Bắc Yên Nhập thông

số đầu vào và tính toán phân bố dòng áp cho ngăn lộ 371 sau khi xảy ra sự cố và được cấp nguồn từ xã Bắc Yên

Hình 6 Trường hợp LĐPP bị sự cố và được cấp từ nguồn Xã Bắc Yên

28

Nhận xét kết quả tính toán:

- Sau khi tính toán phân bố dòng áp, ta nhận được kết quả tính như bảng 7 (trang 92)

Từ kết quả ta thấy, điện áp các nút phụ đều nằm trong giới hạn cho phép (∆UCP < ±5%)

- Ngoài ra ta cũng thấy rằng dòng điện tính toán trên các nhánh cũng đều nằm trong giới hạn theo điều kiện phát nóng cho phép

- Như vậy chế độ vận hành sau khi bị sự cố sau máy cắt của ngăn lộ 371E17.5 và được cấp nguồn từ Xã Bắc Yên như trên là chấp nhận được

Kết quả trên được lấy làm cơ sở để ta phân tích bài toán ĐTC: có thể áp dụng phương pháp tính toán ĐTC có NDP không bị giới hạn công suất, không cần xét đến hạn chế công suất truyền tải trên các nhánh

CHƯƠNG 2 TỔNG QUAN ĐỘ TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH

TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN

2.1 KHÁI NIỆM CHUNG VỀ ĐTC CỦA HTCCĐ

2.1.1 Hệ thống điện và các phần tử

Hệ thống nói chung: là tập hợp các phần tử tương tác trong một cấu trúc nhất định

nhằm thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất trong hoạt động Bản thân các phần tử có thể có cấu trúc phức tạp nếu xét riêng nó là một hệ thống

Phần tử: là các bộ phận tạo thành hệ thống mà trong một quá trình nhất định, được

xem là một thực thể duy nhất không thể chia cắt được, đặc trưng bởi các thông số dộ tin cậy chung, chỉ phụ thuộc các yếu tố bên ngoài chứ không phụ thuộc và cấu trúc bên trong của phần tử

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

tải điện nhiệm vụ hệ thống 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 ĐTC hợp lý HTĐ phải được phát triển tối ưu và vận hành với hiệu quả kinh tế cao nhất Người ta còn sử dụng khái niệm hệ thống CCĐ (HTCCĐ) để chỉ tập hợp các phần tử nằm trong sơ đồ phần lưới điện cung cấp cho phụ tải một khu vực Khi đó LĐPP có thể hiểu là HTCCĐ địa phương Các khái niệm này chỉ có ý nghĩa tương đối (không hoàn toàn chính xác)

2.1.2 Độ tin cậy của các phần tử điện trong hệ thống CCĐ

Các phần tử của lưới điện như là: đường dây, máy biếp áp, TBĐC mà độ tin cậy của chúng cùng cách thức ghép nối chúng trong sơ đồ quyết định độ tin cậy của lưới điện

Các phần tử của HTCCĐ trong vận hành đều có thể bị hỏng bất ngờ Khả năng này được đặc trưng bởi cường độ hỏng hóc λ(t) Trong nghiên cứu ĐTC lưới điện, thay cho giá trị thực phụ thuộc thời gian, người ta thường dùng giá trị trung bình của λ và gọi là cường độ hỏng hóc trung bình của phần tử trong năm

Khi phần tử bị hỏng, nó được sửa chữa hoặc thay thế bằng phần tử dự trữ, sau đó lại tiếp tục vận hành Gọi thời gian làm việc là Tlv, thời gian sửa chữa sự cố là Th Để thể

Các phần tử lưới điện, trong năm còn phải cắt điện một số lần để bảo quản công tác

và được đặc trưng bởi số lần ngừng điện trung bình năm λCT và thời gian trung bình 1 lần ngừng điện công tác tCT

2.1.3 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống CCĐ

Độ tin cậy của hệ thống điện là khả năng đảm bảo CCĐ liên tục cho các hộ tiêu thụ với chất lượng điện năng thỏa mãn yêu cầu Đối với hệ thống điện, người ta đưa ra hàng loạt các chỉ tiêu khác nhau, liên quan đến các đại lượng cần quan tâm:

2.1.3.1 Chỉ tiêu đặc trưng cho quá trình sửa chữa phục hồi của hệ thống điện

Tính sửa chữa được của phần tử thể hiện bởi khả năng ngừa, phát hiện và loại trừ sự

cố nhờ tu sửa định kỳ hoặc sửa chữa phục hồi khi xảy ra sự cố Các chỉ tiêu đặc trưng thường được quan tâm đến khi nghiên cứu quá trình sửa chữa đó là: thời gian trung bình sửa chữa sự cố, xác suất hoàn thành sửa chữa trong khoảng thời gian cho trước

2.1.3.2 Các chỉ tiêu đánh giá về độ tin cậy của hệ thống điện

- Xác suất thiếu điện cho phụ tải: là xác suất công suất phụ tải lớn hơn công suất nguồn điện

- Điện năng thiếu (hay điện năng mất) cho phụ tải, đó là kỳ vọng điện năng phụ tải bị cắt do hỏng hóc hệ thống trong một năm

- Thiệt hại kinh tế tính bằng tiền do mất điện

- Thời gian mất điện trung bình cho một phụ tải một năm

- Số lần mất điện trung bình cho một phụ tải trong một năm

a Chỉ số về số lần mất điện trung bình của LĐPP (SAIFI = System Average

Interruption Frequency Index)

i i i

λ NSAIFI =

N



Trong đó: λi là cường độ hỏng hóc; Ni là tổng số khách hàng tại điểm phụ tải i

Ý nghĩa: chỉ số SAIFI cho biết số lần mất điện trung bình trong năm cho mỗi khách hàng dùng điện Đơn vị là số lần / phụ tải / năm

b Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của LĐPP (SAIDI = System Average

Interruption Duration Index)

i i i

Ý nghĩa: chỉ số SAIDI cho biết khoảng thời gian mất điện trung bình trong năm cho mỗi khách hàng dùng điện Đơn vị là thời gian/ phụ tải/ năm

c Chỉ số về thời gian trung bình một lần mất điện (CAIDI = Customer Average

Interruption Duration Index)

i i

i i

T NCAIDI =

λ N



Trong đó: Ti là thời gian mất điện của sự kiện i

Ý nghĩa: chỉ số CAIDI cho biết thời gian mất điện trung bình một vụ cho mỗi khách hàng dùng điện Đơn vị là thời gian / vụ

d Chỉ số về độ sẵn sàng CCĐ trung bình (ASAI = Average Service Availability

Index )

i

N 8760- T NASAI =

e Điện năng ngừng CCĐ (ENS = Energy Not Supplied)

Điện năng ngừng CCĐ cho điểm phụ tải i có thể tính như sau:

ENSi = LiUi Trong đó: Li là phụ tải trung bình của điểm phụ tải i

Điện năng ngừng CCĐ của hệ thống có thể tính bằng công thức sau:

n

i i=1

32

Trong đó n là số điểm phụ tải của hệ thống

Ý nghĩa: chỉ số ENS cho biết lượng điện năng không được cung cấp cho phụ tải trong năm Đơn vị là kWh/năm

* Để đánh giá độ tin cậy của HTCCĐ trong quản lý vận hành cần quan tâm tới những chỉ số chung, đặc trung, thuận tiện áp dụng Trong luận văn lựa chọn các chỉ tiêu

để đánh giá độ tin cậy LĐPP sau:

- Thời gian ngừng CCĐ cho các khách hàng trong năm (TND)

Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới phụ tải, chỉ thời gian mất điện trung bình của khách hàng, trong năm, đơn vị tính (h/năm) tương tự như CAIDI

- Thời gian mất điện trung bình hệ thống (CAIDI)

- Độ sẵn sàng CCĐ trung bình hệ thống (ASAI)

- Điện năng ngừng CCĐ (AND)

Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới phụ tải, chỉ điện năng bị mất do ngừng CCĐ đối với khách hàng, đơn vị tính KWh/năm

2.2 CÁC BIỆN PHÁP NÂNG CAO ĐTC CỦA HTCCĐ

2.2.1 Đặc điểm của hệ thống điện về mặt độ tin cậy

Có nhiều phần tử, các phần tử đa dạng có nhiều trạng thái làm việc và có thể phục hồi

Mối liên hệ giữa các phần tử là phức tạp

HTCCĐ là hệ thống có dự phòng về công suất, năng lượng sơ cấp, số phần tử và khả năng tải của chúng, sơ đồ nối dây

HTCCĐ có khả năng phục hồi do các phần tử của nó có khả năng phục hồi

HTCCĐ có nhiều trạng thái làm việc mỗi trạng thái làm việc có mức độ hoàn thành công việc khác nhau

HTCCĐ có bảo dưỡng định kỳ: tiểu tu, trùng tu, và đại tu Khi phần tử hết hạn sử dụng sẽ được loại bỏ và thay bằng phần tử mới, do đó hệ thống điện luôn trong gian đoạn làm việc bình thường với cường độ hỏng hóc trung bình là hằng số

Tác động vận hành phức tạp

2.2.2 Các biện pháp chung nâng cao độ tin cậy hệ thống điện

- Sử dụng hợp lý các loại dự trữ: dự trữ năng lượng sơ cấp; dự trữ công suất nguồn; công suất máy biến áp; khả năng tải của lưới điện về phát nóng; về tổn thất điện áp; về

ổn định tĩnh và ổn định động; dự trữ thiết bị thay thế

- Hoàn thiện cấu trúc lưới điện làm cho chúng trở lên linh hoạt, có độ dự trữ cao và

có khả năng thích ứng nhanh với mọi tình huống vận hành

- Sử dụng các thiết bị bảo vệ, thiết bị điều khiển tự động và điều chỉnh chế độ ngày càng hoàn thiện

- Sử dụng các thiết bị điện có chất lượng cao

- Tổ chức tốt hệ thống quản lý, vận hành

- Không ngừng nâng cao khả năng vận hành của cán bộ, kỹ sư, công nhân vận hành

2.2.3 Các biện pháp thực hiện để nâng cao độ tin cậy hệ thống điện

2.2.3.1 Nâng cao năng lực các phần tử

- Mỗi phần tử trong hệ thống điện có một khả năng truyền tải công suất nhất định, để nâng cao năng lực của hệ thống thì ta cần nâng cao năng lực phần tử có khả năng tải thấp

- Nếu phần tử ”yếu” ở trong hệ thống điện là máy biến áp chẳng hạn, ta có thể tăng khả năng truyền tải bằng cách nâng công suất của máy biến áp Nếu nó là đường dây thì

ta nâng tải bằng cách tăng tiết diện dây hoặc mắc thêm dây song song Trường hợp phần

tử ”yếu” trong hệ thống là MC, dao cách ly hay aptomat, biện pháp nâng cao năng lực thông qua của các phần tử này là chọn các thiết bị có dòng cho phép cao hơn

2.2.3.2 Tăng mức độ dự phòng cho cấu trúc lưới

Để tăng ĐTC CCĐ, chẳng hạn theo chỉ tiêu giảm xác suất hỏng hóc của hệ thống điện để tạo ra độ dôi dư về cấu trúc điện HTĐ này gọi là HTĐ dự phòng

2.2.3.3 Theo phương pháp đấu nối

- Dự phòng cố định: các phần tử điện dự phòng được nối song song cố định với các phần tử điện làm việc trong suốt thời gian công tác của hệ thống điện Tất cả các phần tử được nối cố định, phần tử bị hỏng hóc xem như là được tự động ngắt ra khỏi hệ thống Nhược điểm của phương pháp này là các phần tử dự phòng sẽ bị hao mòn vì phải chịu tác động của tải cho dù có thể ít hơn trong suốt quá trình làm việc

- Dự phòng thay thế: khi xảy ra hư hỏng, phần tử điện làm việc bị hỏng sẽ được cắt

ra và thay vào phần tử điện dự phòng Thao tác này có thể tự động hoặc bằng tay Trước khi được đưa vào làm việc, các phần tử dự phòng có thể ở trạng thái mang tải nhẹ hoặc không mang tải để bảo toàn năng lực của phần tử dự phòng và nâng cao độ tin cậy của

hệ thống điện

- Dự phòng không mang tải: các phần tử dự phòng được tách ra khỏi hệ thống cho đến khi được đưa vào thay thế cho phần tử chính

Nội dung bài toán giải tích ĐTC là tính các chỉ tiêu ĐTC của 1 bộ phận nào đó của

hệ thống điện từ các thông số ĐTC của các PT của nó Trong đó, các chỉ tiêu đánh giá ĐTC bao giờ cũng gắn liền với tiêu chuẩn hỏng hóc do người phân tích đặt ra (ví dụ như tiêu chuẩn ĐTC của lưới điện có thể là thời gian phụ tải mất điện, điện áp thấp hơn giá trị cho phép,v.v ) Các yếu tố đầu vào chính là các yếu tố ảnh ĐTC hệ thống điện Việc tính đến tất cả các yếu tố là rất phức tạp nên tùy theo từng phương pháp tính mà một số yếu tố được bỏ qua hoặc đơn giản hóa

Hiện nay vấn đề bài toán độ tin cậy được chú ý hơn rất nhiều, vì lí do tổn thất kinh tế nên các phụ tải ngày càng có yêu cầu cao về chất lượng điện năng và cần được cung cấp

từ ít nhất 2 nguồn theo sơ đồ lưới kín vận hành hở, thậm chí sử dụng thêm NDP

ĐTC CCĐ cung cấp cho mỗi phụ tải không giống nhau và phụ thuộc nhiều yếu tố:

- Vị trí phụ tải

- Cấu trúc LĐPP

- Thiết bị đóng cắt

- Giới hạn nguồn cấp, NDP địa phương

- Thời điểm, loại hình sự cố

Nội dung nghiên cứu đề cập đến vấn đề nghiên cứu phương pháp tính toán ĐTCCCĐ và đánh giá chung cho toàn lưới có xét đến các yếu tố nêu trên Lĩnh vực nghiên cứu tính toán ĐTC đối với HTĐ bao hàm những nội dung rất đa dạng, với những mục tiêu khác nhau: ĐTC nguồn điện, ĐTC lưới truyền tải, ĐTC LĐPP, ĐTC hệ thống bảo vệ và điều khiển, ĐTC đảm bảo CCĐ cho phụ tải Đề tài luận văn quan tâm chủ yếu các vấn đề liên quan đến bài toán tính toán ĐTC cũng tập trung chủ yếu vào LĐPP

2.2.3.5 Biện pháp nâng cao độ tin cậy

Trong phạm vi luận văn, biện pháp sử dụng các TBPĐ như MC, DCL được xem xét nghiên cứu để nâng cao ĐTC của LĐPP Đối với LĐPP hiện nay, các TBPĐ được sử dụng phổ biến với mục đích cách ly sự cố, đảm bảo công tác vận hành, duy tu, bảo dưỡng, thay thế thiết bị, việc bố trí TBPĐ nhằm mục đích nâng cao ĐTC Luận văn đưa thông tin về ảnh hưởng của TBPĐ (MC, DCL) vào trong công thức tính toán nhằm làm

rõ ảnh hưởng của các TBPĐ Phương pháp sẽ cho phép xem xét hiệu quả việc nâng cấp TBPĐ (thay DCL thường bằng DCL tự động hoặc MC) Ngoài ra, việc tận dụng khả năng CCĐ từ các lộ bên cạnh trong tình huống sự cố có ý nghĩa hết sức quan trọng Luận văn tính toán và so sánh ĐTC CCĐ cho các phụ tải trong trường hợp có và không xét NDP

Nhánh và nút tạo thành mạng lưới nối liền nút nguồn và nút tải của sơ đồ Theo sơ

đồ, trạng thái tốt của hệ thống là trạng thái trong đó có ít nhất một đường nối từ nút nguồn đến nút tải

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

2.3.2 Phương pháp không gian trạng thái

Trong phương pháp này, hệ thống được diễn tả bởi các trạng thái hoạt động và 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 dưỡng định kỳ…

Do vậy mỗi sự thay đổi trạng thái của phần tử đều làm cho hệ thống chuyển sang trạng thái mới

36

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

Phương pháp không gian trạng thái thường được sử dụng trong bài toán đánh giá độ tin cậy công suất nguồn điện

Về ý nghĩa phương pháp, cây hỏng hóc mô tả bằng đồ thị quan hệ nhân quả giữa các dạng hỏng hóc trong hệ thống, giữa hỏng hóc hệ thống và các hỏng hóc thành phần trên

cơ sở hàm đại số Boole Cơ sở cuối cùng để tính toán là các hỏng hóc cơ bản của các phần tử

Phương pháp cây hỏng hóc rất thích hợp với bài toán độ tin cậy của của hệ thống điều khiển bảo vệ (trong nhà máy điện và trạm)

2.3.4 Phương pháp mô phỏng Monte Carlo

Monte Carlo là phương pháp mô phỏng hoạt động của các phần tử trong hệ thống 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, rút ra các kết luận ĐTC của phần tử và hệ thống

Phương pháp này cho phép xét đến hàng loạt các yếu tố tác động, kể cả yếu tố vận hành tới các chỉ tiêu ĐTC Tuy nhiên, nhược điểm của phương pháp này là mô phỏng phức tạp, cần nhiều thời gian, khối lượng tính toán lớn

Nhìn chung, các phương pháp tính toán ĐTC của HTĐ phức tạp đều có những ưu nhược điểm riêng, việc lựa chọn phương pháp tính toán phụ thuộc vào nhiệm vụ và yêu cầu do bài toán đặt ra

2.4 KẾT LUẬN CHƯƠNG 2

- ĐTC của HTĐ CCĐ có những ý nghĩa khác nhau: ĐTC sơ đồ, ĐTC đảm bảo

nguồn phát, ĐTC CCĐ cho phụ tải vì thế cần phân biệt để nghiên cứu phương pháp tính toán

- ĐTC CCĐ cho phụ tải rất được quan tâm chú ý hiện nay (đặc biệt các phụ tải quan trọng) rất cần có các phương pháp tính toán thuận tiện có khả năng ứng dụng thực tiễn

- Với LĐPP (sơ đồ kín vận hành hở) việc nghiên cứu tính toán ĐTC CCĐ cho phụ tải có những đặc thù riêng, phương pháp phù hợp hiện nay hay áp dụng là phương pháp

đồ thị - giải tích

Chương 3 sẽ nghiên cứu phát triển phương pháp đồ thị giải tích, xây dựng chương trình tính toán ĐTC CCĐ theo phương pháp này cho trường hợp sơ đồ phức tạp với nhiều NDP

38

CHƯƠNG 3 PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN

CẬY CCĐ CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI

3.1 ĐẶT VẤN ĐỀ

ĐTCCCĐ ngày càng được quan tâm, đặc biệt là hiệu quả kinh tế do điện năng mang đến Không những thế, còn có những phụ tải đặc biệt, không chỉ yêu cầu cao về chất lượng điện năng mà còn cả về độ đảm bảo CCĐ

Lúc đó ta cần những phương pháp tính toán, nghiên cứu cũng như việc bổ sung các NDP hoặc các TBPĐ cho HTCCĐ

Tuy nhiên ĐTCCCĐ thực tế nhận được cho mỗi yêu cầu phụ tải là khác nhau, điều này phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố:

- Vị trí phụ tải trên sơ đồ

- Cấu trúc lưới phân phối, trong đó có sự ảnh hưởng của việc trang bị các thiết bị đóng cắt phân đoạn

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

- Giới hạn cung cấp của nguồn điện phân tán, thời gian khởi động của nó;

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

Nghiên cứu phương pháp tính toán ĐTCCCĐ cho mỗi khu vực phụ tải và đánh giá chung cho toàn lưới là nội dung của chương này

Như đã giới thiệu trong chương 2, 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 CCĐ cho phụ tải Luận văn quan tâm chủ yếu đến các vấn đề liên quan đến bài toán ĐTC của LĐPP, do đó các nội dung tính toán ĐTC cũng tập trung chủ yếu vào sơ đồ hình tia với cấu trúc vận hành hở và đặc biệt quan tâm đến ĐTC CCĐ cho phụ tải điện

3.2 MÔ HÌNH BÁI TOÁN VÀ CƠ SỞ PHƯƠNG PHÁP TÍNH

3.2.1 Mô tả bài toán

Lưới điện được đưa vào xem xét, tính toán ĐTC CCĐ bao gồm: các phụ tải, thanh