Nghiên cứu tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực sơn trà thành phố đà nẵng

Do cấu trúc đơn giản nên độ tin cậy của lưới phân phối thường được tính toán theo phương pháp cấu trúc nối tiếp hoặc song song của các phần tử, với giả thiết các phần tử chỉ có hai trạng

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: TS Trần Tấn Vinh

Đà Nẵng - Năm 2017

ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Tác giả luận văn

Nguyễn Trí Quang

TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐIỆN LỰC SƠN TRÀ - THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG

Học viên:Nguyễn Trí Quang Chuyên ngành:Kỹ thuật Điện

Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K31 - Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Nâng cao độ tin cậy là một công việc quan trọng của các đơn vị quản lý hệ thống điện phân phối Do cấu trúc đơn giản nên độ tin cậy của lưới phân phối thường được tính toán theo phương pháp cấu trúc nối tiếp hoặc song song của các phần tử, với giả thiết các phần tử chỉ có hai trạng thái tốt hoặc hỏng và các máy cắt điện làm việc hoàn toàn tin cậy Tuy nhiên thực tế các phần tử có thể có nhiều trạng thái khi xét đến thao tác đổi nối khi có sử dụng các thiết bị dao phân đoạn trên lưới, hoặc xét đến các trạng thái không tin cậy của các thiết bị đóng cắt, trạng thái bảo quản định kỳ Đề tài trình bày phương pháp đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối hình tia có sử dụng các thiết bị phân đoạn bằng phương pháp không gian trạng thái

do các sự cố các phần tử trên lưới điện Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy chủ yếu cho từng nút phụ tải và của hệ thống điện phân phối Từ đó, đề xuất và đưa ra các giải pháp nhằm nâng cao

độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối Điện lực Sơn Trà – thành phố Đà Nẵng

Từ khóa – hệ thống phân phối; thiết bị phân đoạn; độ tin cậy; phương pháp không gian

trạng thái; xác suất, tần suất và thời gian trạng thái

RESEARCH, CALCULATE AND PROPOSE MANY SOLUTION TO IMPROVE RELIABILITY OF ELECTRICITY DISTRIBUTION SYSTEMS OF SON TRA POWER COMPANY- DA NANG CITY

Abstract – Improve reliability is essential for the operation and management of

electrical distribution systems The reliability indices of a distribution network have been calculated by some network methods based on series-parallel structures of the system with the hypothesis that each component has only two states of either, those are up-state (normal) or down-state (failure) However, the system components can have more than two states when

we consider the switching of sectionalising switches or failures to operate of circuit breakers,

or component preventive maintenance This subject presents the application of state-space method for calculating the reliability indices of load points and radial distribution networks using sectionalising switches From there, propose and bring out solutions to improve reliability of electrical distribution systems in Son Tra Power Company – Da Nang City

Key words – distribution systems; sectionalising switches; reliability; state-space

method; state probability, frequency and duration

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Mục đích nghiên cứu 2

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 3

4 Phương pháp nghiên cứu 3

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

6 Cấu trúc của luận văn 4

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ THỰC TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 5

CỦA ĐIỆN LỰC SƠN TRÀ-THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG 5

1.1 Tổng quan về độ tin cậy 5

1.1.1 Định nghĩa 5

1.1.2 Các chỉ tiêu độ tin cậy các phần tử 7

1.1.3 Biểu thức tính toán độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE-1366 14

1.2 Thực trạng lưới điện phân phối điện lực Sơn Trà 19

1.2.1 Giới thiệu chung lưới điện trên địa bàn quận Sơn Trà 19

1.2.2 Giới thiệu sơ đồ lưới điện phân phối Điện lực Sơn Trà 19

1.2.3 Phân tích thực trạng và hạn chế 21

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 26

2.1 Khái niệm về trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện 26

2.2 Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy .28

2.2.1 Phương pháp cây hỏng hóc 29

2.2.2 Phương pháp Monte-Carlo 29

2.2.3 Phương pháp cấu trúc 30

2.2.4 Phương pháp không gian trạng thái 34

THÁI 41

3.1 Phương pháp trạng thái 41

3.1.1 Khái niệm chung 41

3.1.2 Mô hình trạng thái của các phần tử 43

3.2 Thuật toán 44

3.2.1 Dữ liệu tính toán 44

3.2.2 Tìm đường nối từ nguồn đến các phụ tải: 45

3.2.3 Vùng bảo vệ và vùng sửa chữa của các phần tử 46

3.2.4 Phân tích ảnh hưởng hỏng hóc của các phần tử đến độ tin cậy cung cấp điện của các nút phụ tải 47

3.2.5 Tính xác suất, tần suất và thời gian các trạng thái của phụ tải 48

3.2.6 Ví dụ tính toán áp dụng 48

3.3 Kết luận 52

CHƯƠNG 4 ÁP DỤNG TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI54 ĐIỆN LỰC SƠN TRÀ THÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG 54

4.1 Tính toán, đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực sơn trà 54

4.1.1 Giới thiệu về các chỉ số để tính toán độ tin cậy 55

4.1.2 Thông số đầu vào để tính toán độ tin cậy 55

4.1.3 Tính toán các chỉ số độ tin cậy trên các xuất tuyến: 58

4.2 Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực Sơn Trà 63

4.3 Giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối điện lực Sơn Trà 64

4.3.1 Yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của lưới điện 64

4.3.2 Nguyên nhân làm giảm độ tin cậy 65

4.3.3 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối 65

4.3.4 Áp dụng cho lưới điện phân phối Điện lực Sơn Trà 69

4.3.5 Tổng hợp các giải pháp đề xuất 80

4.4 Kết luận 81

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 82

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 83 QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (bản sao)

PHỤ LỤC

LĐPP : Lưới điện phân phối

TBPĐ : Thiết bị phân đoạn

TR : Thời gian trung bình sự cố

TS : Thời gian trung bình sửa chữa

Số hiệu Tên bảng Trang

Bảng 1.1 Chỉ tiêu Tổng Công ty Điện lực miền Trung giao cho

Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng theo lộ trình đến năm 2020

24

Bảng 4.1 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống Xuất tuyến 59 Bảng 4.2 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống 60 Bảng 4.3 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống 60 Bảng 4.4 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống 61 Bảng 4.5 Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống các xuất

tuyến nhận điện từ thanh cái 22kV của TBA 110kV E13

62

Bảng 4.6 Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống các xuất

tuyến nhận điện từ thanh cái 22kV của TBA 110kV E14

63

Bảng 4.7 Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống các xuất

tuyến nhận điện từ thanh cái 22kV của TBA 110kV E13 sau khi giảm cường độ sự cố, thời gian đổi nối và thời gian sữa chữa sự cố của các phần tử

70

Bảng 4.8 Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống các xuất

tuyến nhận điện từ thanh cái 22kV của TBA 110kV E14 sau khi giảm cường độ sự cố, thời gian đổi nối và thời gian sữa chữa sự cố của các phần tử

71

Bảng 4.9 Bảng so sánh trị số giảm các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ

thống lưới điện phân phối các xuất tuyến nhận điện từ thanh cái 22kV sau các trạm 110kV E13 và E14 sau khi giảm cường độ sự cố, thời gian đổi nối và thời gian sữa chữa sự cố của các phần tử

71

Bảng 4.10 Tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống các xuất

tuyến nhận điện từ thanh cái 22kV của TBA 110kV E13 sau khi giảm cường độ bảo quản và rút ngắn thời gian bảo quản của các phần tử

73

thống các xuất tuyến nhận điện từ thanh cái 22kV của các TBA 110kV E13 và TBA 110kV E14 sau khi giảm cường độ bảo quản và rút ngắn thời gian bảo quản của các phần tử

Bảng 4.13 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống 79 Bảng 4.14 Các chỉ tiêu về độ tin cậy của hệ thống 79 Bảng 4.15 Bảng so sánh trị số các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ

thống các xuất tuyến 22kV nhận điện từ các TBA 110kV E13 và TBA 110kV E14 trước và sau khi lắp đặt các DCL phân đoạn

80

Số hiệu Tên hình Trang

Hình 3.2 Mô hình hai (a) và ba trạng thái (b) của các phần tử 43

Hình 3.3 Sơ đồ thuật toán tính toán độ tin cậy hệ thống điện phân phối 45 Hình 3.4 Sơ đồ thuật toán xác định vùng bảo vệ của các phần tử 45

Hình 4.1 Dữ liệu PSS/ADEPT được truy xuất và sắp xếp lại trong các

Sheet

57

Hình 4.3 Sơ đồ cấu trúc xuất tuyến 471-E13 trên chương trình

PSS-ADEPT

58

phát triển kinh tế - xã hội, chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện ngày càng trở nên quan trọng, nó thể hiện mức độ quan tâm của Ngành Điện đối với khách hàng, trong đó việc đảm bảo nguồn điện liên tục cũng như việc phát hiện nhanh chóng và xử lý sự cố để khôi phục cấp điện là rất quan trọng

Công ty Điện lực Đà Nẵng là doanh nghiệp có 100% vốn Nhà nước do Tổng Công ty Điện lực Miền Trung làm Chủ sở hữu Công ty hoạt động theo Điều lệ của Công ty, theo phân cấp của Tổng Công ty và theo Luật Doanh nghiệp Công ty Điện lực Đà Nẵng thực hiện nhiệm vụ sản xuất kinh doanh điện năng trên địa bàn thành phố

Đà Nẵng, với mục tiêu đảm bảo cung cấp điện cho các hoạt động kinh tế - xã hội, an ninh - quốc phòng của Thành phố Đà Nẵng

Địa bàn quản lý của Điện lực Sơn Trà trải dài qua 02 quận Sơn Trà và Ngũ hành Sơn bao gồm: 04 phường thuộc Quận Ngũ Hành Sơn và 07 phường thuộc Quận Sơn Trà Lưới điện Điện lực Sơn Trà là lưới điện phân phối hình tia, vận hành hở Quy

mô đường dây trung áp: 274,99 km đường dây trên không, 40,334 đường dây cáp ngầm (15 xuất tuyến 22KV) trong đó tài sản khách hàng là 35,46 km Đường dây hạ áp: 259,865 km Trạm biến áp phân phối: 711 trạm biến áp với tổng dung lượng 304.570 KVA, trong đó tài sản khách hàng 284 TBA với dung lượng 151.740 KVA

Tụ bù trung áp: 36 cụm với tổng dung lượng 10.800 kVAr Tụ bù hạ áp: 312 cụm với tổng dung lượng 7.080 kVAr, trong đó tài sản khách hàng 18 cụm với dung lượng

5605 kVAr Thiết bị đóng cắt gồm : 20 máy cắt trong đó khách hàng 1 máy cắt, 59 dao cách ly trong đó khách hàng 52 dao cách ly Sản lượng của Điện lực Sơn Trà trong năm 2016 là 397.132.898 kWh, chiếm 1/5 tổng sản lượng toàn Công ty Điện lực Đà Nẵng Phụ tải điện của Điện lực Sơn Trà gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt thành thị, công nghiệp xây dựng, thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng, nông nghiệp… với tổng

số 62.895 khách hàng

Lưới điện Điện lực Sơn Trà – TP Đà Nẵng trải dài qua hai quận Sơn Trà và quận Ngũ Hành Sơn Để vận hành tối ưu đồng thời đảm bảo các chỉ tiêu về sản xuất kinh doanh và năng suất lao động của Tổng công ty Điện lực miền Trung có xét đến năm 2020 trong đó bao gồm các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng, suất sự cố, chỉ số tiếp cận điện năng, điện thương phẩm/ lao động sản xuất điện,

nâng cao hiệu quả tài chính… Trong đó các vấn đề liên quan đến độ tin cậy cung cấp điện trên hệ thống điện lưới phân phối thành phố Đà Nẵng được quan tâm

Việc nghiên cứu, áp dụng các giải pháp mới để nâng cao độ tin cậy đến trị số hợp lý đã và đang là mục tiêu của ngành Điện tất cả các nước, đặc biệt trong bối cảnh

hệ thống đang mất cân đối về lượng cung cầu điện năng như nước ta hiện nay

Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng trực tiếp đến hộ tiêu thụ Công ty Điện lực Đà Nẵng phải luôn tìm cách đảm bảo việc cung cấp điện liên tục an toàn, đồng thời nâng cao độ tin cậy trên lưới điện phân phối để giảm chi phí sản xuất kinh doanh tăng lợi nhuận trong kinh doanh Để thỏa mãn đồng thời hai mục tiêu trên, các Công ty Điện lực tỉnh/thành phải tìm các biện pháp khác nhau để thực hiện, từ các giải pháp kỹ thuật đến các giải pháp phi kỹ thuật

Hiện nay, để đảm bảo công suất tiêu thụ của phụ tải ngày càng tăng và nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nhằm phục vụ các sự kiện lớn đặc biệt đáng được quan tâm là sự kiện APEC 2017 (diễn đàn hợp tác châu Á – thái Bình Dương) được tổ chức tại Đà Nẵng Công ty Điện lực Đà Nẵng đã và đang đầu tư triển khai các công trình và dự án của lưới điện phân phối tại khu vực Điện lực Sơn Trà như: Nâng công suất TBA 110kV An Đồn và thực hiện chuẩn bị đâu tư cho các dự án Đường dây nhánh rẽ và TBA 110kV Ngũ Hành Sơn, khai thác 22kV sau TBA Ngũ Hành Sơn và Xây dựng mạch 2 đường dây 110kV E13 - E14 (174-E13) theo Qui hoạch phát triển điện lực thành phố Đà Nẵng đến năm 2020 và phù hợp mức tăng phụ tải thực tế Tạo

sự chuyển biến mạnh mẽ và hiệu quả kinh doanh điện năng và chất lượng dịch vụ cung cấp cho khách hàng sử dụng điện: nâng cao chất lượng dịch vụ đáp ứng đầy đủ nhu cầu ngày càng cao của khách hàng; nâng cao uy tín và thương hiệu của Công ty, có trách nhiệm với cộng đồng xã hội, thân thiện với khách hàng

Xuất phát từ thực tế đó, việc nghiên cứu dựa trên các phương pháp và tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện và đưa ra các giải pháp nhằm đánh giá độ tin cậy là rất cần thiết cho các Công ty Điện lực tỉnh/thành trong công tác sản xuất và kinh doanh

2 Mục đích nghiên cứu

- Phân tích các chế độ làm việc của lưới điện Sơn Trà – TP Đà Nẵng;

- Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện hiện trạng

- Đề xuất giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy làm việc của lưới điện Điện lực Sơn Trà – TP Đà Nẵng

- Đề tài sẽ xây dựng chương trình tính toán, tận dụng dữ liệu cấu trúc LPP có sẵn trong chương trình PSS/ADEPT để tính toán cho mô hình thực tế lưới điện phân phối

do Điện lực Sơn Trà quản lý vận hành, để tìm ra các giải pháp đáp ứng đồng thời các

- Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy

- Tính toán cụ thể cho lưới điện phân phối Điện lực Sơn Trà

- Đề xuất các giải pháp để nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối đáp ứng việc cải thiện các chỉ tiêu trong hoạt động sản xuất kinh doanh của lưới điện Điện lực Sơn Trà

3.2 Phạm vi nghiên cứu

- Các phương pháp tính toán và đánh giá độ tin cậy có thể áp dụng vào thực tế

để nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối

- Sử dụng phần mềm PSS/ADEPT và chương trình tính toán Matlab trên cơ sở một thuật toán tối ưu được chọn để tiến hành phân tích, tính toán và đưa ra giải pháp kết lưới để tối ưu các chỉ tiêu độ tin cậy

4 Phương pháp nghiên cứu

- Tìm hiểu về đặc điểm kinh tế xã hội và kết cấu lưới điện hiện trạng trên địa bàn của Quận Sơn Trà

- Thu thập dữ liệu và các thông số vận hành thực tế của lưới điện phân phối do Điện lực Sơn Trà quản lý qua chương trình PSS/ADEPT

- Nghiên cứu lý thuyết để xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy của LPP

5 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là nhiệm vụ trọng tâm của ngành Điện, được tập trung chỉ đạo thực hiện, với các chỉ tiêu, nhiệm vụ cụ thể cho từng Đơn vị thành viên Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện nằm trong nỗ lực chung của ngành Điện cũng như các đơn vị thành viên nhằm nâng cao hiệu quả hoạt động của doanh nghiệp, quản

lý tốt các nguồn lực của Nhà nước vì mục tiêu phát triển bền vững, đáp ứng các yêu cầu cấp bách cũng như những mục tiêu trung và dài hạn mà Chính phủ yêu cầu đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Với việc nghiên cứu của đề tài đặt trọng tâm vào việc nghiên cứu, tính toán, đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy, thì đề tài sẽ góp phần quan

trọng trong công tác sản xuất kinh doanh của các Công ty Điện lực phân phối, góp phần giảm vốn đầu mới xây dựng mới, giảm giá thành điện năng, đóng góp chung vào

sự phát triển kinh tế - xã hội của đất nước

6 Cấu trúc của luận văn

Ngoài phần Mở đầu và Kết luận kiến nghị, luận văn gồm 4 chương:

Chương 1: Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối và thực trạng lưới điện phân phối của Điện lực Sơn Trà-Thành phố Đà Nẵng

Chương 2: Các phương pháp đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối

Chương 3: Xây dựng thuật toán tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối dựa vào phương pháp không gian trạng thái

Chương 4: Tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của lưới phân phối Điện lực Sơn Trà – TP Đà Nẵng

Kết luận và kiến nghị

1.1 Tổng quan về độ tin cậy [5]

1.1.1 Định nghĩa

Độ tin cậy là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật, đặc biệt là khi xuất hiện những hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các lĩnh vực công nghiệp khác nhau

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 sữa 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 Với hệ thống nói chung và hệ thống điện nói riêng độ tin cậy được định nghĩa chung có tính chất kinh điển như sau:

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

Đối 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 là hệ thống phục hồi, nên khái niệm về khoảng thời gian xác định không còn mang ý nghĩa bắt buộc vì hệ thống làm việc liên tục Do vậy độ tin cậy được đo bởi một đại lượng thích hợp hơn đó là độ sẵn sàng

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

Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ

và được tính bằng tỉ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt động Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, đó là xác suất để hệ thống hay phần tử ở trạng thái hỏng

Đối với hệ thống điện, độ sẵn sàng (hay độ tin cậy) hoặc độ không sẵn sàng chưa

đủ để đánh giá độ tin cậy trong các bài toán cụ thể, do đó phải sử dụng thêm nhiều chỉ

tiêu khác cũng có tính xác suất để đánh giá

HTĐ phải được phát triển một cách tối ưu và vận hành với hiệu quả kinh tế cao nhất

v 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

Phần tử là một bộ phận tạo thành hệ thống mà trong quá trình nghiên cứu ĐTC,

nó được xem như là một tổng thể không chia cắt được (ví dụ như linh kiện, thiết bị…)

mà độ tin cậy cho trước, hoặc dựa trên những số liệu thống kê

Phần tử ở đây có thể hiểu theo một cách rộng rãi hơn Bản thân phần tử cũng có thể cấu trúc phức tạp, nếu xét riêng nó là một hệ thống

Ví dụ: MFĐ là một hệ thống rất phức tạp nếu xét riêng nó, nhưng khi nghiên cứu ĐTC của HTĐ ta có thể xem MFĐ là một phần tử với các thông số đặc trưng có ĐTC như cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi, xác suất để MFĐ làm việc an toàn trong khoảng thời gian quy định…đã được xác định

Đa số phần tử của hệ thống là phần tử phục hồi Tính phục hồi của phần tử thể hiện khả năng ngăn ngừa phát triển và loại trừ sự cố như sách lược Bảo quản định kỳ (BQĐK) hoặc sữa chữa phục hồi khi sự cố

Phần tử không phục hồi chỉ làm việc cho đến lần hỏng đầu tiên Thời gian làm việc của phần tử từ lúc bắt đầu hoạt động cho đến khi hỏng hay còn gọi là thời gian phục vụ (là đại lượng ngẫu nhiên), vì thời điểm hỏng của phần tử là ngẫu nhiên không biết trước

a Thời gian vận hành an toàn t

Giả sử ở thời điểm t = 0 phần tử bắt đầu làm việc và đến thời điểm t = t phần tử bị

sự cố, khoảng thời gian t = t được gọi là thời gian làm việc an toàn của phần tử t là một đại lượng ngẫu nhiên có thể nhận mọi giá trị trong khoảng 0 £ t £ ¥

Giả thiết trong khoảng thời gian khảo sát t, phần tử xảy ra sự cố với xác suất Q(t) Khi đó ta có hàm phân bố:

Q(t) = P {t < t} (1.1) Nghĩa là phần tử bị sự cố trong khoảng thời gian t vì P{t < t} là xác suất phần tử làm việc an toàn trong khoảng thời gian t nhỏ hơn khoảng thời gian khảo sát t Giả thiết Q(t) liên tục và tồn tại một hàm mật độ xác suất q(t) được xác định theo biểu thức sau:

dQ(t)q(t)=

(1.2)

0Δt

Δt)tτP(tΔt

1lim

=q(t)

t0

Q(t)= ò

(1.4) Q(0) = 0 ; Q(¥) =1

(1.3)

b Độ tin cậy của phần tử

Bên cạnh hàm phân phối Q(t) mô tả xác xuất sự cố của phần tử, thường sử dụng hàm P(t) để mô tả độ tin cậy của phần tử theo định nghĩa:

P(t) = 1-Q(t) = P(t > t) (1.5) Như vậy P(t) là xác suất để phần tử vận hành an toàn trong khoảng thời gian t,

vì thời gian làm việc an toàn của phần tử t > t

Từ (1.4) và (1.5) ta có:

q(t)(t)

'P

t

q(t)dtP(t)

t)Δt)/τt

τP(tΔt

1lim

=λ(t)

P(t < t £ t+Dt / t > t ): Là xác suất để phần tử bị sự cố trong khoảng thời gian

từ t đến (t+ Dt) với điều kiện phần tử đó đã làm việc tốt đến thời điểm t

Gọi A là sự kiện phần tử bị sự cố trong khoảng thời gian từ t đến Dt

(1.6)

P(t),Q(t)

Q(t) P(t)

1

Hình 1.1 Đồ thị xác suất

t

Vì B ÉA nên AÇB = A

Þ P(A/B) =

P(B)P(A)

P(t <t £ t+Dt/t > t ) =

t)P(τ

Δt)tτ

t)P(τ

Δt)tτP(t.Δt

1limλ(t)

0Δt

t)P(τ

1Δt)

tτ.P(tΔt

1limλ(t)

q(t)P(t)

q(t)

-= (1.8) Công thức (1.8) cho ta quan hệ giữa 4 đại lượng: Cường độ sự cố l(t), hàm mật

độ q(t), hàm phân bố Q(t), và độ tin cậy P(t)

Theo (1.6) ta đã có :

P’(t) = - q(t) = - l (t).P(t) => λ(t).P(t)

dtdP(t) =-

-=t

λ(t)dte

P(t) (1.9)

Đây là công thức cơ bản cho phép tính được độ tin cậy của phần tử không phục hồi khi đã biết cường độ sự cố, còn cường độ sự cố này được xác định nhờ phương pháp thống kê quá trình sự cố của phần tử trong quá khứ

Đối với HTĐ thường sử dụng điều kiện:

l(t) = l = hằng số (thực tế nhờ BQĐK)

Do đó: P(t) = e-lt Q(t) = 1-e-lt q(t) = l e-lt Một trong những lĩnh vực cần quan tâm khi nghiên cứu độ tin cậy của phần tử (hoặc của hệ) là xác định quan hệ của cường độ sự cố l theo thời gian Theo nhiều số liệu thống kê thấy rằng quan hệ của cường độ sự cố với thời gian thường có dạng như hình vẽ sau:

Hình 1.2 Đường cong cường độ sự cố

Đường cong cường độ sự cố được chia làm 3 giai đoạn (hình 1.2a)

- Miền I: Mô tả giai đoạn chạy thử của phần tử Những sự cố ở giai đọan này thường do chế tạo, vận chuyển Tuy giá trị l(t) ở giai đoạn này cao nhưng thời gian kéo dài nhỏ Nhờ chế tạo và nghiệm thu có chất lượng, giá trị cường độ sự cố trong giai đoạn này có thể giảm nhiều

- Miền II: Mô tả giai đoạn sử dụng bình thường của phần tử Đây cũng là giai đoạn chủ yếu của tuổi thọ phần tử Ở giai đoạn này, các sự cố thường xảy ra ngẫu

Hình 1.2a

(1)

Hình 1.2b

Thời điểm bảo dưỡng

t λ(t)

λ(t)

Giá trị cường độ sự cố trong giai đoạn này là hàm tăng theo thời gian (xảy ra sự cố khi

t tiến đến vô cùng)

Đối với các phần tử phục hồi như ở hệ thống điện, các phần tử này có các bộ phận luôn bị già hóa nên l(t) luôn là hàm tăng nên phải áp dụng các biện pháp bảo dưỡng định kỳ (BDĐK) để phục hồi độ tin cậy của phần tử Sau khi bảo dưỡng định

kỳ, phần tử lại có độ tin cậy như ban đầu Bảo dưỡng định kỳ làm cho cường độ sự cố

có giá trị quanh một giá trị trung bình ltb (h 1.2b)

Khi xét khoảng thời gian dài ta có thể xem:

l(t) = ltb = const để tính toán độ tin cậy

Tổng quát có thể hình dung quan hệ l(t) theo thời gian như là sự hợp thành của hai quá trình mâu thuẫn (1) và (2) diễn ra đối với phần tử (hình 1.2a)

Quá trình biểu diễn bằng đường (1) trên hình vẽ mô tả các kết quả điều khiển, quản lý, sửa chữa phần tử, nhằm mục đích làm giảm cường độ sự cố, kéo dài tuổi thọ cho phần tử

Quá trình biểu diễn bằng đường (2) trên hình vẽ mô tả kết quả tác động của ngoại cảnh đến phần tử, dẫn đến làm tăng cường độ sự cố lên, giảm tuổi thọ và làm tan

rã phần tử

d Thời gian trung bình làm việc an toàn của phần tử T lv

Tlv được định nghĩa là giá trị trung bình của thời gian làm việc an toàn dựa trên

số liệu thống kê về t của nhiều phần tử cùng loại, nghĩa là Tlv là kỳ vọng toán của đại lượng ngẫu nhiên t :

lvT

ò

¥+

¥-

ò

¥

=-

=ò

¥

ò

¥-

=-

=

0

P(t)dt0

P(t).t0

tdP(t)

P(t)dtdt

dt(t)tdt

'Plv

T

(1.10)

¥

=0

P(t)dtlv

TNếu l(t) = l = const thì P(t) = e - lt (phân bố mũ)

0

λteλ

1λt)

d(

0

λteλ

1dt0

λtelv

T

λ

1lv

ÞKhi đó độ tin cậy của phần tử không phục hồi có dạng:

P(t) = Tlv

te

(1.13)

1.1.2.2 Đối với phần tử có phục hồi

Vì đặc biệt trong hệ thống điện phần lớn các phần tử là phục hồi, nên ta tiếp tục xét một số đặc trưng độ tin cậy của phần tử có phục hồi

Đối với những phần tử có phục hồi, trong thời gian sử dụng, khi bị sự cố sẽ được sửa chữa và phần tử được phục hồi Trong một số trường hợp để đơn giản thường giả thiết là sau khi phục hồi phần tử có độ tin cậy bằng khi chưa xảy ra sự cố Những kết luận ở mục trên ta đã xét đều đúng với phần tử có phục hồi khi sự làm việc của nó trong khoảng thời gian đến lần sự cố đầu tiên Nhưng khi xét sau lần phục hồi đầu tiên sẽ phải dùng những mô hình khác

Những chỉ tiêu cơ bản về độ tin cậy của phần tử phục hồi:

gian t đến t +Dt

So với cường độ sự cố, ở đây không đòi hỏi điều kiện phần tử phải làm việc tốt

từ đầu đến thời điểm t mà chỉ cần đến thời điểm t phần tử đang làm việc, điều kiện này luôn luôn đúng vì phần tử là phục hồi

Giả thiết xác suất của thời gian làm việc an toàn Tlv của phần tử có phân bố mũ, với cường độ sự cố bằng const, khi đó khoảng thời gian giữa 2 lần sự cố liên tiếp T1,

T2 cũng có phân bố mũ và dòng sự cố tối giản Vậy thông số của dòng sự cố là: w(t)

= l(t) = l = const

b Thời gian trung bình giữa 2 lần sự cố T lv

Là kỳ vọng toán của T1, T2,T3, ,Tn Với giả thiết T tuân theo luật phân bố mũ

Tlv = E(t) = λ

1 (1.15)

c Thời gian trung bình sửa chữa sự cố T S

TS là kỳ vọng toán của t1,t2,t3 (thời gian sửa chữa sự cố)

Để đơn giản ta cũng xem xác suất của TS cũng tuân theo phân bố mũ Khi đó tương tự đối với xác suất làm việc an toàn của phần tử P(t) = e- lt , ta có thể biểu thị xác suất ở trong khoảng thời gian t phần tử đang ở trạng thái sự cố nghĩa là sửa chữa

chưa kết thúc Xác suất đó có giá trị:

μte

(1.16) Trong đó m = 1/ TS là cường độ phục hồi sự cố [1/năm]

Từ đây có thể viết xác suất để sửa chữa được kết thúc trong khoảng thời gian t

đó là hàm xác suất:

tμe1H(t)1G(t)= - = - - (1.17)

Và hàm mật độ phân bố xác suất là:

dG(t)g(t)= = - (1.18)

Nếu phần tử có tính sửa chữa cao thì TS càng nhỏ (m càng lớn) nghĩa là chỉ sau một khoảng thời gian ngắn phần tử đã có thể khôi phục lại khả năng làm việc

μsTlv

TA

+

=+

= (1.19)

A chính là xác suất duy trì sao cho ở thời điểm khảo sát bất kỳ, phần tử ở trạng thái làm việc (đôi khi còn gọi là xác suất làm việc của phần tử)

e Hàm tin cậy của phần tử R(t)

Là xác suất để trong khoảng thời gian t khảo sát phần tử làm việc an toàn với điều kiện ở thời điểm đầu (t = 0) của khoảng thời gian khảo sát đó, phần tử đã ở trạng thái làm việc Vậy R(t) là xác suất của giao 2 sự kiện:

Trong tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo IEEE 1366, ý nghĩa của các thông

số, Chỉ tiêu trong công thức tính toán như sau:

i : biểu thị một sự kiện ngừng cấp điện

ri : thời gian khôi phục đối với mỗi sự kiện ngừng cấp điện

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

CMi : số phút khách hàng bị ngừng cấp điện

IMi : số lần ngừng cấp điện thoáng qua

IME : số sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua

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

TMED: giá trị ngưỡng để xác định ngày sự kiện đặc biệt

1.1.3.1 Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu

1.1.3.1.1 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 (thưòng là trong một năm)

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

Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống SAIFI =

Công thức tính toán :

T T

i

N

CI N

N SAIFI = å =

(1.22) 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

1.1.3.1.2 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)

Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống SAIDI =

Công thức tính toán :

T T

i i

N

CMI N

N r SAIDI = å =

(1.24)

1.1.3.1.3 Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình của khách hàng (CAIDI)

Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống CAIDI =

Công thức tính toán :

SAIFI

SAIDI N

N r CAIDI

1.1.3.1.4.Chỉ tiêu tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng (CTAIDI)

Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống CTAIDI =

Tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện (1.26) Công thức tính toán :

CN

N r CTAIDI = å i i

(1.27) Tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện được xác định bằng cách cộng dồn tất cả các khách hàng có bị ngừng điện Mỗi khách hàng được tính chỉ 1 lần bất kể

có 1, 2 hay nhiều lần bị ngừng điện

Tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện cùng có thể được xác định bằng tổng số khách hàng của hệ thống trừ đi số khách hàng của hệ thống không bị ngừng điện

1.1.3.1.5 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

Tổng số khách hàng có bị ngừng cấp điện (1.28) Công thức tính toán:

CN

N CAIFI = å i

(1.29)

CN CEMI = ( > ) (1.33)

1.1.3.2 Các chỉ tiêu dựa theo phụ tải

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

1.1.3.2.1 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

(1.35)

1.1.3.2.2 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

åKhoảng thời gian phụ tải bị ngừng cấp điện

L

L r ASIDI = å

(1.37)

1.1.3.3 Các chỉ tiêu đối với ngừng điện thoáng qua

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

åTổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua

Tổng số khách hàng của hệ thống

(1.38) Công thức tính toán:

T

mi i

N

N IM MAIFI = å

T

mi E E

N

N IM MAIFI = å

N CNT CEMSMI = ( > ) (1.43)

mô đường dây trung áp: 274,99 km đường dây trên không, 40,334 đường dây cáp ngầm (15 xuất tuyến 22KV) trong đó tài sản khách hàng là 35,46 km Đường dây hạ áp: 259,865 km Trạm biến áp phân phối: 711 trạm biến áp với tổng dung lượng 304.570 KVA, trong đó tài sản khách hàng 284 TBA với dung lượng 151.740 KVA

Tụ bù trung áp: 36 cụm với tổng dung lượng 10.800 kVAr Tụ bù hạ áp: 312 cụm với tổng dung lượng 7.080 kVAr, trong đó tài sản khách hàng 18 cụm với dung lượng

5605 kVAr Thiết bị đóng cắt gồm : 20 máy cắt trong đó khách hàng 1 máy cắt, 59 dao cách ly trong đó khách hàng 52 dao cách ly Sản lượng của Điện lực Sơn Trà 09 tháng đầu năm năm 2016 là 397.132.898 kWh, chiếm 1/5 tổng sản lượng toàn Công ty Điện lực Đà Nẵng Phụ tải điện của Điện lực Sơn Trà gồm nhiều thành phần từ sinh hoạt thành thị, công nghiệp xây dựng, thương nghiệp, khách sạn, nhà hàng, nông nghiệp… với tổng số 62.895 khách hàng

1.2.2 Giới thiệu sơ đồ lưới điện phân phối Điện lực Sơn Trà

1.2.2.1 Nguồn điện từ lưới điện Quốc gia 220,110kV đến các xuất tuyến trung

áp 22kV ở chế độ vận hành bình thường

Lưới điện Sơn Trà nhận điện từ điện lưới Quốc Gia 220,110kV cấp điện cho thành phố Đà Nẵng được nhận điện từ TBA 500kV Đà Nẵng qua các mạch liên lạc đường dây 110kV 171/220 Ngũ Hành Sơn – 171/ Liên Trì, đường dây 110kV 171/220 Ngũ Hành Sơn – 172/ Liên Trì, đường dây 110kV 174/220 Ngũ Hành Sơn – 172-7/ An Đồn

Kết lưới các xuất tuyến trung áp 22kV cấp điện đến các vị trí thường mở

1.2.2.2 Lưới điện phân phối các xuất tuyến 22kV Điện lực Sơn Trà

XT 471E13: Cấp điện khu vực phía Tây Lê Văn Hiến, Trần Đại Nghĩa, bệnh viện Phụ sản – Nhi, TTYTế Ngũ Hành Sơn, Hoà Quý, đến các DCL 06-4 Tuyên Sơn, 64-4 Bắc Mỹ An cắt liên lạc 472E13, 153-4 Đông Trà cắt liên lạc với 472E13

XT472E13: Cấp điện khu vực phía Đông Lê Văn Hiến, Trần Đại Nghĩa, Non Nước, Nguyễn Duy Trinh, đến các DCL 01-4 Bắc Mỹ An cắt liên lạc với 473E13, 64-

4 Bắc Mỹ An cắt liên lạc 471E13, đến DCL 87/13-4 KĐT Hoà Hải cắt liên lạc với 482E13, 153-4 Đông Trà cắt liên lạc với 471E13, đến (MC+DCL) An Nông cắt

XT473E13: Cấp điện phía Đông đường Ngũ Hành Sơn, Ngô Quyền, Nguyễn Văn Thoại, đến các DCL 01-4 Bắc Mỹ An cắt liên lạc với 472E13, 35-4 Ngô Quyền

cắt liên lạc với 474E13, 83-4 Bến Phà cắt liên lạc với 472E14, 74.1-4 Nguyễn Công Trứ cắt liên lạc với 478E14

XT 474E13: Cấp điện khu vực phía Tây ngũ Hành Sơn, Ngô Quyền, TTYTế Sơn Trà, TTHC Sơn Trà, An Mỹ, đến các DCL 35-4 Ngô Quyền cắt liên lạc với 473E13, 83-4 Ngô Quyền cắt liên lạc với 474E14, DCL 12-4 TTLý cắt liên lạc với 476E13, đến MC+DCL 66-4 An Mỹ cắt liên lạc với 476E13

XT 475E13: Cấp điện khu vực Hoà Cường Nam, bệnh viện Mắt, Núi Thành, 2/9, Phan Đăng Lưu đến (MC+DCL) Núi Thành cắt liên lạc với 477E11, đến các DCL 06-4 Tuyên Sơn cắt liên lạc với 471E13,472-7 Kios TT TDTT TPĐN, 76-4 Đò Xu cắt liên lạc với 478E12

XT476E13: Cấp điện khu vực phía Tây đường Ngũ Hành Sơn, ngô Quyền, Trần Hưng Đạo, An Mỹ cắt, đến DCL 12-4 TTLý cắt liên lạc với 474E13, đến DCL T6-4 THĐạo cắt (liên lạc với 475E14), đến MC+DCL An Mỹ cắt liên lạc với 474E13

XT477E13: Cấp điện khu vực phía Đông Ngũ Hành Sơn, ngô Quyền, Phan Tứ,

Lê Quang Đạo đến DCL 47-4 Võ Văn Kiệt cắt liên lạc với 478E14

XT482E13: Cấp điện các khách sạn dọc bờ biển đường Trường Sa đến Non Nước đến DCL 87/13-4 KĐT Hoà Hải 1-3 cắt, đến RMU 6 liên lạc với 472E13

· TBA 110kV An Đồn (E14):

XT 471E14: Cấp điện KCN Đà Nẵng (An Đồn)

XT472E14: Cấp điện phía Đông đường Ngô Quyền, KCN Thuỷ sản Thọ Quang, đến các DCL 83-4 Bến Phà cắt liên lạc với 473E13, 110.1-4 Sơn Trà cắt liên lạc với 476E14, đến DCL 121-4 Yết Kiêu cắt liên lạc với 474E14

XT473E14: Cấp điện KCN Đà Nẵng (An Đồn)

XT 474E14: Cấp điện phía Tây đường Ngô Quyền, KCN Thuỷ sản Thọ Quang, Khúc Hạo, Nại Hiên Đông, Yết Kiêu, cảng Tiên Sa, các đài phát sóng FM, tiếng nói Việt Nam, phát hình Quốc Gia, chỉ huy bay, rada Sơn Trà, đến các DCL 83-4 Ngô Quyền cắt liên lạc với 474E13, DCL 41-4 Đài phát song cắt liên lạc với 475E14

XT 475E14: Cấp điện Phạm Văn Đồng, Trần Hưng Đạo, đến DCL T6-4 THĐạo cắt liên lạc với 476E13, đến DCL 41-4 ĐPSóng cắt liên lạc với 474E14

XT476E14: Cấp điện Phạm Văn Đồng, Hồ Nghinh, Sơn Trà, KDL Sơn Trà, Bãi Bụt, cấp nước Sơn Trà, Linh Ứng đến các DCL 12-4 Hồ nghinh liên lạc với 478E14, 110.1-4 Sơn Trà cắt liên lạc với 472E14

XT478E14: Cấp điện Phạm Văn Đồng, Phước Mỹ, đến các DCL 12-4 Hồ Nghinh, DCL 47-4 Võ Văn Kiệt cắt liên lạc với 477E13, DCL 74.1-4 Nguyễn Công Trứ cắt liên lạc với 473E13

điện phân phối Tuy nhiên độ tin cậy của lưới phân phối lại ảnh hưởng trực tiếp đến việc cung cấp điện cho khách hàng chính và là mục đích cuối cùng của việc kinh doanh điện năng

Theo chỉ tiêu của Tổng Công ty Điện lực miền Trung giao độ tin cậy được đánh giá thông qua chỉ tiêu suất sự cố (SSC), được phân loại theo chỉ tiêu suất sự cố thoáng

qua và kéo dài đối với các loại sự cố đường dây và trạm biến áp [4]

Chỉ tiêu độ tin cậy hiện nay Tổng Công ty Điện lực miền Trung giao quy định

như sau:

- Lưới phân phối:

Đường dây 110kV: ĐZ thoáng qua: 3,583 vụ/100km.năm ĐZ kéo dài: 3,583 vụ/100km.năm, TBA 110kV: 0,167 vụ/TBA năm

Đường dây, TBA tính theo các chỉ tiêu về sự cố MAIFI, SAIDI, SAIFI theo lộ trình giao chỉ tiêu sản xuất kinh doanh giai đoạn 2016-2020

Các chỉ tiêu suất sự cố trên là không tính đến các sự cố do ảnh hưởng của các cơn bão lớn, các đợt lũ lụt trên địa bàn

Hàng năm, các Công ty Điện lực đều có báo cáo sự cố và căn cứ trên đó để lập các chương trình giảm suất sự cố và tập trung khắc phục các tồn tại về chất lượng thiết

bị, các thiếu sót trong công tác quản lý vận hành để giảm suất sự cố, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Việc đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối theo một chỉ tiêu duy nhất là cường độ mất điện trung bình (suất sự cố) như trên chỉ mới xem xét mức độ hư hỏng của các phần tử cấu thành nên lưới điện phân phối, chưa xét đến ảnh hưởng của việc

cô lập các phần tử này đến việc ngừng cấp điện của hệ thống, chưa đánh giá được đầy

đủ mức độ thiệt hại ngừng điện đến người cung cấp cũng như người sử dụng dịch vụ Dẫn đến không phản ánh được độ tin cậy cung cấp điện, như không biết được số lần và thời gian mất điện của khách hàng, không xác định được lượng điện năng không cung cấp được trong năm do mất điện, không tính toán được thiệt hại do mất điện đối với ngành Điện cũng như đối với khách hàng v.v Từ đó khó có thể đưa ra kế hoạch đầu

tư nâng cao độ tin cậy của lưới điện một cách thích hợp, hài hòa lợi ích giữa ngành Điện và khách hàng

Hiện nay, nhiều nước trên thế giới đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối thông qua các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366: Luật về lưới điện phân phối của Philippines sử dụng các chỉ tiêu độ tin cậy SAIDI, SAIFI, MAIFI; Luật về lưới điện phân phối của Úc sử dụng các chỉ tiêu độ tin cậy SAIDI, SAIFI, MAIFI, CAIDI; các nước như Mỹ, Thái Lan, Malaysia v.v đều sử dụng các tiêu chuẩn này

Hiện nay ở nước ta, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số BCT ngày 18/11/2015 quy định hệ thống điện phân phối Thông tư quy định về: Các tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện phân phối; đầu tư phát triển lưới điện phân phối; dự báo nhu cầu phụ tải điện; điều kiện và thủ tục đấu nối vào lưới điện phân phối; điều vộ

39/2015/TT-và vận hành hệ thống điện phân phối; đo đếm điện năng tại các điểm giao nhận giữa lưới điện phân phối và nhà máy điện điện đấu nối vào lưới điện phân phối không tham gia vào thị trường phát điện cạnh tranh và khách hàng sử dụng lưới điện phân phối Đối tượng áp dụng Thông tư này là các đơn vị phân phối điện, khách hàng sử dụng

lưới điện phân phối và Tập đoàn Điện lực Việt Nam [2]

Thông tư này cũng sử dụng các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366

và không xét đến các trường hợp ngừng cung cấp điện do các nguyên nhân:

- Do mất điện từ lưới truyền tải

- Sa thải phụ tải theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

- Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối đề nghị cắt điện

- Thiết bị của khách hàng sử dụng lưới điện phân phối không đáp ứng các tiêu chuẩn kỹ thuật, an toàn để được khôi phục cung cấp điện

- Do sự cố thiết bị của khách hàng sử dụng lưới điện phân phối

- Cắt điện khi thấy có khả năng gây mất an toàn nghiêm trọng đối với con người

và thiết bị trong quá trình vận hành hệ thống điện

- Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối vi phạm quy định của pháp luật về hoạt động điện lực và sử dụng điện (như trộm cắp điện, cố ý làm sai lệch thiết bị đo đếm )

- Các sự kiện bất khả kháng, ngoài tầm kiểm soát của Đơn vị phân phối điện (như thiên tai, bão lũ )

Hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tống hợp các tính toán

độ tin cậy cho năm tiếp theo của các Đơn vị phân phối điện để trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, phê duyệt Trên cơ sở các chỉ tiêu độ tin cậy lưới phân phối do Cục Điều tiết Điện lực phê duyệt cho từng Đơn vị phân phối, các Đơn vị phân phối tính toán giá phân phối điện cho Đơn vị tính toán giá phân phối điện cho Đơn vị mình

Ø Thiệt hại ngừng cấp điện

thường cho khách hàng nếu việc ngừng điện do lỗi chủ quan Các thiệt hại không lượng hoá được bao gồm: Sự phàn nàn của khách hàng, ảnh hưởng bất lợi đến kinh doanh trong tương lai và phản ứng của dư luận xã hội

Thiệt hại ngừng cấp điện đối với khách hàng phụ thuộc rất nhiều yếu tố liên quan Thiệt hại do một lần ngừng điện thay đổi lớn theo từng loại khách hàng, theo mức độ hiện đại của công nghệ, theo thời gian duy trì ngừng điện, theo thời điểm xảy

ra ngừng điện và theo tính chất có hay không có thông báo ngừng điện Các thiệt hại đối với khách hàng là các doanh nghiệp sản xuất, các cơ sở kinh doanh dịch vụ có thể định lượng bao gồm: Thiệt hại do dây chuyền sản xuất bị đình trệ; 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 Đối với khách hàng sinh hoạt, các cơ quan công quyền, bệnh viện, trường học, giao thông công cộng v.v những thiệt hại khó định lượng bao gồm: Sinh hoạt bị đảo lộn; 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

Thiệt hại ngừng điện khách hàng là cơ sở rất quan trọng trong việc hoạch định chính sách về độ tin cậy của các Cơ quan quản lý nhà nước về điện (Cục Điều tiết Điện lực) Khi các Công ty Điện lực đang từng bước được cổ phần hoá, hoạt động theo

cơ chế thị trường, việc nâng cao độ tin cậy là bắt buộc theo các qui định ràng buộc định lượng về độ tin cậy cung cấp điện thì thiệt hại ngừng điện khách hàng là vấn đề đáng quan tâm để đảm bảo hiệu quả về kinh tế trong việc đầu tư

Chế độ vận hành bình thường của lưới phân phối là vận hành hở dạng hình tia

và dạng xương cá Để tăng cường độ tin cậy lưới điện phân phối của Điện lực Sơn Trà

có nhiều đường dây liên kết thành mạng vòng kín nhưng vận hành hở, các xuất tuyến kết với nhau bằng dao cách ly liên lạc Vì có lắp đặt mạch vòng nên độ tin cậy cung cấp điện tốt hơn nhưng lại gây khó khăn về vấn đề bảo vệ rơle và việc quản lý vận hành Do đặc thù lịch sử để lại nên các xuất tuyến cấp điện cho phụ tải dân dụng và sinh hoạt có bán kính cấp điện lớn, nhiều nhánh rẽ nên tổn thất điện năng cao, xác suất xảy ra sự cố lớn làm mất điện trên diện rộng

Theo quy định của Tổng công ty Điện lực miền Trung, độ tin cậy của lưới điện phân phối được đánh giá qua chỉ tiêu suất sự cố (cường độ mất điện trung bình do sự cố), được phân theo đường dây và trạm biến áp, chia thành sự cố thoáng qua và sự cố vĩnh cửu

Bảng 1.1 Chỉ tiêu Tổng Công ty Điện lực miền Trung giao cho Công ty TNHH MTV

Điện lực Đà Nẵng theo lộ trình đến năm 2020 như sau [4]

Để đánh giá thực trạng, cũng như tình hình cung cấp điện của các điện lực thành viên và so sánh, đối chiếu có thể thấy việc nâng cao độ tin cậy là hết sức cần thiết nhằm đảm bảo các chỉ số được Tổng công ty điện lực miền Trung giao và EVN giao

Nhận xét: Tùy theo điều kiện cụ thể, người ta đưa ra các chỉ tiêu và yêu cầu về

độ tin cậy cung cấp điện liên quan đến khách hàng Để đánh giá được độ tin cậy của lưới điện phân phối, đề tài nghiên cứu phương pháp đánh giá và các biện pháp để nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối

Mục tiêu của đề tài là xây dựng chương trình nghiên cứu, áp dụng phần mềm PSS/ADEPT để tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện hiện trạng thông qua các chỉ số SAIFI, SAIDI, CAIDI Từ đó đề xuất các giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy làm việc của lưới điện phân phối Đây là những chỉ số để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam đang nghiên cứu sử dụng

Hình 1.4 Sơ đồ nguyên lý lưới điện phân phối Điện lực Sơn Trà

CHƯƠNG 2 CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN

Tất cả các trạng thái có thể xảy ra của một phần tử tạo thành tập đủ các trạng thái của phần tử Tổng xác suất trạng thái của tập đủ các trạng thái bằng 1 Các trạng thái có xác suất nhỏ có thể bỏ qua trong các bài toán khác nhau tùy thuộc và mục tiêu của bài toán

Ø Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện

Trạng thái của hệ thống điện chính là tổ hợp các trạng thái của tất cả các PT tạo nên nó Nếu giả thiết các PT trong hệ thống điện là độc lập với nhau thì xác suất trạng thái của hệ thống chính là tích của xác suất của các PT Đối với hệ thống điện, giả thiết này là đúng với hầu hết các PT nên nó được áp dụng trong hầu hết các bài toán độ tin cậy (ĐTC)

Các trạng thái của HTĐ ñược chia theo tiêu chuẩn hỏng hóc hệ thống điện, tiêu chuẩn này được lựa chọn khi nghiên cứu ĐTC và phụ thuộc vào mục đích của bài toán Các trạng thái hệ thống được đặc trưng bởi:

- Thời gian trung bình hệ thống ở trạng thái đó, gọi là thời gian trạng thái Ti

- Số lần hệ thống ở trạng thái thứ i trong một đơn vị thời gian, gọi là tần suất trạng thái fi

- Xác suất hệ thống ở trạng thái i, ký hiệu là Pi

Các trạng thái của HTĐ được chia làm 2 tập: Tập các trạng thái tốt trong đó HTĐ làm việc tốt và tập các trạng thái hỏng trong nó HTĐ bị hỏng theo tiêu chuẩn đã chọn Tổng xác suất của tập đủ các trạng thái của HTĐ ∑Pi=1

Ø Bài toán độ tin cậy

Bài toán ĐTC được phân chia thành các bài toán nhỏ

Hình 2.1 Phân chia bài toán ĐTC theo cấu trúc

Theo cấu trúc ĐTC như hình 2.1, bài toán về ĐTC của hệ thống điện được chia làm 4 loại: Bài toán về ĐTC của hệ thống phát, hệ thống điện, lưới truyền tải và phân

phối, phụ tải

Theo mục đích, bài toán về ĐTC của hệ thống điện được chia làm 2 loại: Bài toán về ĐTC phục vụ quy hoạch nhằm xác định việc đưa thêm thiết bị mới, thay đổi cấu trúc hệ thống điện Còn bài toán về ĐTC phục vụ vận hành nhằm kiểm nghiệm hoặc lựa chọn phương án, sách lược vận hành hệ thống điện có sẵn

Theo nội dung, bài toán về ĐTC của hệ thống điện được chia làm 2 loại: Bài toán giải tích nhằm mục đính tính toán chỉ tiêu ĐTC của hệ thống điện có cấu trúc cho trước Bài toán tổng hợp nhằm xác định trực tiếp thông số của một PT nào đó trên cơ

sở cho trước yêu cầu ĐTC và các thông số của các PT còn lại Bài toán tổng hợp rất phức tạp, do đó chỉ có thể áp dụng trong những bài toán nhỏ, hạn chế

Mỗi loại bài toán về ĐTC đều có bài toán quy hoạch và vận hành, mỗi bài toán này lại bao gồm loại giải tích và loại tổng hợp

Bài toán giải tích ĐTC có ý nghĩa rất quan trọng trong quy hoạch, thiết kế cũng như trong vận hành hệ thống Nội dung bài toán này là tínhcác chỉ tiêu ĐTC của một

bộ phận nào đó của hệ thống điện từ các thông số ĐTC của các PT của nó (ví dụ như tính ĐTC của nhà máy, một phần sơ đồ Nguồn điện Lưới hệ thống Lưới truyền tải Lưới phân phối Phụ tải Hệ thống phát Hệ thống điện Lưới điện lưới điện, v.v…)

Trong các bài toán này, các chỉ tiêu ĐTC bao giờ cũng gắn liền với tiêu chuẩn hỏng hóc nào đó do người phân tích ĐTC 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…)

Trong bài toán ĐTC các yếu tố đầu vào chính là các yếu tố ảnh hưởng ĐTC hệ thống điện:

- ĐTC của phần tử, bao gồm: Cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi, sửa chữa định kỳ, ngừng điện công tác

- Cấu trúc của hệ thống

- Khả năng thao tác và đổi nối trong sơ đồ (bằng tay hay tự động hóa) Hệ thống

tổ chức quản lý và vận hành Công tác tổ chức và bố trí các biện pháp can thiệp khi sự

cố

- Ảnh hưởng của môi trường, bao gồm: Phụ tải và thời tiết, khí hậu

- Yếu tố con người (trình độ nhân viên vận hành, yếu tố kỹ thuật, tự động hóa vận hành)

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 Các giả thiết cũng khác nhau trong bài toán về ĐTC phục vụ quy hoạch hay vận hành

2.2 Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy [1]

Để đánh giá ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện, ta cần phải khảo sát những chỉ tiêu định lượng cơ bản về ĐTC của các sơ đồ nối điện khác nhau của hệ cung cấp điện Các chỉ tiêu đó là : xác suất làm việc an toàn P(t) của hệ trong thời gian t khảo sát, thời gian trung bình T giữa các lần sự cố, hệ số sẵn sàng A của hệ, thời gian trung bình sửa chữa sự cố, sửa chữa định kỳ,

Tính toán ĐTC của sơ đồ cung cấp điện nhằm xác định giá trị trung bình thiệt hại hằng năm do ngừng cung cấp điện, phục vụ bài toán tìm phương án cung cấp điện tối ưu hài hoà giữa hai chỉ tiêu: cực tiểu vốn đầu tư và cực đại mức độ đảm bảo cung cấp điện Trong chương này sẽ trình bày một số phương pháp tính toán các chỉ tiêu ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện

Các phương pháp phổ biến hiện nay thường dùng để giải tích ĐTC của hệ thống điện là:

- Phương pháp cấu trúc

- Phương pháp không gian trạng thái

- Phương pháp cây hỏng hóc

- Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo

Mỗi phương pháp phù hợp với từng loại bài toán

Phương pháp không gian trạng thái được sử dụng chủ yếu trong bài toán ĐTC của nguồn điện

Phương pháp cây hỏng hóc lại thích hợp cho bài toán ĐTC của các nhà máy điện

Phương pháp Mote - Carlo cho phép xét đến nhiều yếu tố trong đó có tác động vận hành đến chỉ tiêu ĐTC và được sử dụng chủ yếu cho giải tích độ tin cậy của hệ thống điện

Phương pháp cây hỏng hóc là phương pháp rất hiệu quả để nghiên cứu các hệ thống phức tạp, có thể áp dụng tốt cho hệ thống điện Cây hỏng hóc cho phép đánh giá

2.2.1 Phương pháp cây hỏng hóc

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

Hỏng hóc cơ bản là nguyên nhân của các hỏng hóc cao hơn gọi là các hỏng hóc trung gian Các hỏng hóc này là nguyên nhân của hỏng hóc đỉnh tức hỏng hóc hệ thống mà ta quan tâm

Tóm lại, cây hỏng hóc mô tả quan hệ logic giữa các phần tử hay giữa các phần

tử và từng mãng của hệ thống một cách rõ nét, giữa các hỏng hóc cơ bản và hỏng hóc đỉnh mà ta đang khảo sát

Để sử dụng phương pháp cây hỏng hóc, ta sử dụng các định nghĩa sau:

- Cây là hình ảnh toàn bộ cấu trúc của đồ thị Cây gồm gốc, cành, cửa và lá

- Gốc là sự kiện hỏng hóc của hệ thống đang xét, còn gọi là sự kiện hỏng hóc đỉnh hay sự kiện đỉnh, ký hiệu bằng các khung chữ nhật

với hàm phân bố cho trước, thì phương pháp Monte Carlo là phương pháp duy nhất không thể thay thế Bất lợi của phương pháp Monte Carlo là đòi hỏi khối lượng tính toán rất lớn và kết quả có độ tán xạ rất cao Tuy nhiên bất lợi này ngày càng có khả năng khắc phục với các loại máy tính hiện đại

2.2.3 Phương pháp cấu trúc

Phương pháp này xây dựng mối quan hệ trực tiếp giữa ĐTC của hệ với ĐTC của các phần tử đã biết 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

2.2.3.1 Sơ đồ độ tin cậy

Sơ đồ ĐTC của HT được xây dựng trên cơ sở phân tích ảnh hưởng của hỏng hóc phần tử đến hỏng hóc của hệ thống Vì vậy sơ đồ ĐTC nói chung thường khác với

sơ đồ vật lý Sơ đồ ĐTC bao gồm:

Nút: bao gồm nút nguồn, nút tải và các nút trung gian - là chỗnối tiếp của các

nhánh

Nhánh: được vẽ bằng các khối hình chữ nhật mô tả trạng thái tốt của phần tử

Phần tử bị hỏng tương ứng với việc xóa bỏ khối của phần tử đó ra khỏi sơ đồ

Nhánh và nút 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 Theo sơ đồ, 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 hệthống là trạng thái khi nút phát bị tách rời với nút tải do hỏng hóc các phần tử

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

Ví dụ: Có sơ đồ điện gồm 4 đường dây song song như hình vẽ