ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
LÊ NGUYỄN QUỐC HUY
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH
TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN
PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Đà Nẵng - Năm 2017
1
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
LÊ NGUYỄN QUỐC HUY
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH
TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN
PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: TS. TRẦN TẤN VINH
Đà Nẵng, Năm 2017
i
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai
công bố trong bất kỳ công trình nào khác.
Tác giả luận văn
Lê Nguyễn Quốc Huy
ii
TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY
HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ
Học viên : Lê Nguyễn Quốc Huy
Mã số: 60520202
Khóa: K33
Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN
Tóm tắt - Đánh giá đ tin cậy là m t c ng việc quan trọng của các đ n vị quản l hệ thống điện
ph n phối Trong thực tế vận hành m t điện phụ tải o cắt điện để phục vụ c ng tác ảo quản
định k các đường y thiết ị chiếm khoảng 8
tổng thời gian m t điện của hệ thống điện
ph n phối Tuy nhiên Mo ule DRA PSS/ADEPT chỉ tính được đ tin cậy hệ thống điện ph n
phối hình tia mà kh ng ph n tích được đầy đủ các trạng thái đổi nối trong s đồ hệ thống điện
ph n phối mạch vòng kín Luận văn ứng ụng phần mềm Matla và phư ng pháp kh ng gian
trạng thái để nghiên cứu x y ựng chư ng trình tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối đối
v i c u tr c lư i hình tia hay mạch vòng kín – vận hành hở c x t đến các thao tác đổi nối của
các thiết ị ph n đoạn khi sự cố các phần t và ảo quản định k các đường y thiết ị Kết
quả tính toán là c sở để đánh giá ph n tích khả năng tin cậy cung c p điện nhằm đưa ra giải
pháp tối ưu để n ng cao đ tin cậy đặc iệt ch trọng đến giảm thời gian m t điện trong c ng
tác ảo quản định k
Từ khóa – hệ thống điện ph n phối; đ tin cậy; phư ng pháp kh ng gian trạng thái; sự cố; ảo
quản định k
RESEARCH ON PROGRAMMING RELIABLE CALCULATION PROGRAM
FOR POWER DISTRIBUTION SYSTEM WITH PERIODICAL
MAINTENANCE
Abstract - Reliability evaluation is an important part of power distribution system management.
In operation, power outtage of the load due to power cut to do the periodical maintenance of the
power lines, equipments accounted for about 80% of the total power outtage time of the
distribution system. However, the DRA PSS/ADEPT Module only calculates the reliability of
the grid system without fully analyzing the switching states in the circuit diagram of the closed
loop power distribution system. This thesis uses Matlab application and state space method to
study the program of calculating the reliability for the distribution power system with the grid
structure or closed circuit - open operation, taking into account switching operations of
segmentation devices when malfunctioning elements and periodical maintenance of lines and
equipments. The results of the calculation are the basis for assessing and analyzing the
reliability of the electricity supply, in order to provide the optimum solution to improve
reliability, especially to reduce the time of power cut-off in the periodical maintenance.
Key words - power distribution systems; reliability; state-space method; fault; periodical
maintenance.
iii
MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... i
MỤC LỤC .................................................................................................................. ii
TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN ............................................................................ iii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT .............................................. vii
DANH MỤC CÁC BẢNG..................................................................................... viii
DANH MỤC CÁC HÌNH ..........................................................................................x
MỞ ĐẦU .....................................................................................................................1
1 L o chọn đề tài .................................................................................................1
2 Mục đích và mục tiêu nghiên cứu của đề tài .......................................................2
3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu .......................................................................2
4 Phư ng pháp nghiên cứu .....................................................................................3
5 Tên đề tài .............................................................................................................3
6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ............................................................3
7 C u tr c của luận văn ..........................................................................................3
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐTC HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI .................4
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI .........................................4
1 1 1 Gi i thiệu chung về hệ thống điện ph n phối ...............................................4
1 1 2 Vận hành hệ thống điện ph n phối ................................................................4
1.2. TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI ........7
1 2 1 Hệ thống điện và các phần t [2], [6] ...............................................................7
1 2 2 Đ tin cậy [2], [6] ..............................................................................................8
1.3. CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI ............8
1 3 1 Các yếu tố ảnh hưởng đến đ tin cậy [2] ......................................................11
1 3 2 Các giải pháp n ng cao đ tin cậy của hệ thống điện ph n phối [2] ............12
1 3 2 1 Về mặt đ tin cậy hệ thống điện c các đặc điểm sau .........................12
1 3 2 2 Các iện pháp n ng cao đ tin cậy của hệ thống điện .........................12
1.4. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐTC HTĐ PHÂN PHỐI [2], [6], [10] .........13
1 4 1 Phư ng pháp c u tr c nối tiếp - song song .................................................13
1 4 2 Phư ng pháp c y hỏng h c .........................................................................13
1 4 3 Phư ng pháp đường và lát cắt tối thiểu ......................................................14
1 4 3 1 Phư ng pháp đường tối thiểu ...............................................................14
1 4 3 2 Phư ng pháp lát cắt tối thiểu ...............................................................14
1 4 4 Phư ng pháp trạng thái ...............................................................................14
1 4 4 1 Trạng thái và kh ng gian trạng thái .....................................................14
1 4 4 2 Quá trình ngẫu nhiên Markov ..............................................................15
1 4 5 Lựa chọn phư ng pháp................................................................................17
1.5. KẾT LUẬN ........................................................................................................18
iv
CHƯƠNG 2. TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ
XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ BẰNG PHƯƠNG PHÁP TRẠNG THÁI .......19
2.1. TỔNG QUAN VỀ PHƯƠNG PHÁP TRẠNG THÁI ĐỂ TÍNH TOÁN ĐỘ TIN
CẬY [2], [6], [10] ............................................................................................................19
2 1 1 M hình trạng thái các phần t khi sự cố ....................................................19
2 1 1 1 M hình hai trạng thái ..........................................................................19
2 1 1 2 M hình 3 trạng thái của phần t .........................................................20
2 1 2 Tần su t và thời gian trạng thái ...................................................................21
2 1 3 M hình trạng thái các phần t khi x t sự cố xếp chồng ............................23
2 1 3 1 M hình trạng thái của phần t khi x t c ng tác BQĐK .....................24
2 1 3 2 M hình trạng thái của hệ thống điện ph n phối c x t đến ảo ư ng
định k của các nh m phần t ...........................................................................25
2 1 4 Kế hoạch h a c ng tác ảo quản định k ....................................................26
2.1.4.1. Tổ chức c ng tác ảo quản định k .....................................................26
2 1 4 2 Tính toán đ tin cậy khi ảo quản định k các nh m phần t .............26
2 1 5 Hợp nh t trạng thái ......................................................................................27
2 1 6 Ph n tích ảnh hưởng hỏng h c các phần t đến đ tin cậy cung c p điện
của các n t phụ tải .................................................................................................29
2 1 7 Phư ng pháp tính toán đ tin cậy ằng phư ng pháp trạng thái [2], [7], [10]...29
2 1 7 1 Tính toán đ tin cậy lư i ph n phối hình tia ........................................29
2 1 7 2 Tính toán đ tin cậy lư i ph n phối mạch vòng kín vận hành hở .......30
2.2. VÍ DỤ TÍNH TOÁN ..........................................................................................31
2 2 1 Số liệu đầu vào ............................................................................................32
2 2 1 1 Số liệu các nhánh đường y ...............................................................32
2 2 1 2 Số liệu các n t phụ tải ..........................................................................32
2 2 1 3 Số liệu đ tin cậy của các nhánh đường y ........................................33
2 2 2 Tính toán lư i điện hình tia kh ng x t BQĐK ...........................................33
2 2 3 Tính toán lư i điện hình tia x t BQĐK ......................................................39
2.2.4. Tính toán lư i điện mạch vòng vận hành hở kh ng x t BQĐK .................43
2.3. KẾT LUẬN ........................................................................................................47
CHƯƠNG 3. XÂY DỰNG THUẬT TOÁN VÀ CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN
ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI ......................................................48
3.1. THUẬT TOÁN TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY [7], [10] ..........................................48
3 1 1 Thuật toán hệ thống điện ph n phối hình tia ...............................................48
3 1 1 1 Dữ liệu tính toán...................................................................................49
3 1 1 2 Th ng số c u tr c lư i điện..................................................................50
3 1 1 3 Th ng số đ tin cậy của các phần t ....................................................51
3 1 1 4 Tìm đường nối từ phụ tải đến nguồn điện [2], [7] ...................................52
3 1 1 5 Vùng ảo vệ và vùng s a chữa các phần t [7] .....................................53
v
3 1 1 6 Ph n loại trạng thái ..............................................................................54
3 1 2 Thuật toán đối v i hệ thống điện ạng mạch vòng .....................................54
3.2. CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TOÁN ......................................................................55
3 2 1 Chư ng trình tính toán ................................................................................55
3 2 2 Giải thích chư ng trình Matla ...................................................................55
3.2.2.1. File TruyxuatdulieuPSSADEPT.m ......................................................55
3.2.2.2. File ReadDataFileExcel.m ...................................................................55
3.2.2.3. File Thutuctimduongnoiluoihinhtia.m .................................................55
3.2.2.4. File Vungbaovebac1.m ........................................................................55
3.2.2.5. File TimvungcatdienDCL1.m ..............................................................56
3.2.2.6. File Phanloaitrangthai.m ......................................................................56
3 2 2 7 Tính toán đ tin cậy .............................................................................56
3 2 2 8 Lưu kết quả ..........................................................................................56
3 2 3 Giao iện và tiện ích của chư ng trình .......................................................57
3 2 4 Tính toán kiểm chứng .................................................................................57
3 2 4 1 Kết quả tính toán lư i điện hình tia kh ng x t BQĐK ........................58
3 2 4 2 Kết quả tính toán lư i điện hình tia x t BQĐK ...................................59
3 2 4 3 Kết quả tính toán lư i điện mạch vòng vận hành hở kh ng x t BQĐK
...........................................................................................................................61
3 2 4 4 Đánh giá ...............................................................................................63
3.3. KẾT LUẬN ........................................................................................................63
CHƯƠNG 4. ÁP DỤNG TÍNH TOÁN CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH
PHỐ NHA TRANG ..................................................................................................64
4.1. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG.................................64
4.1.1. S lược lư i điện ph n phối Nha Trang ......................................................64
4 1 2 Phư ng thức vận hành tuyến 471-479-E27.................................................65
4.2. TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN KHÔNG XÉT BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ.................66
4 2 1 Lư i điện ph n phối hình tia .......................................................................66
4 2 1 1 Trường hợp kh ng đặt ao cách ly ......................................................66
4 2 1 2 Trường hợp đặt ao cách ly .................................................................67
4 2 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng vận hành hở .............................................67
4.3. TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN CÓ XÉT BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ .........................67
4 3 1 Lư i điện ph n phối hình tia .......................................................................67
4 3 1 1 Trường hợp kh ng đặt ao cách ly ......................................................67
4 3 1 2 Trường hợp đặt ao cách ly .................................................................68
4 3 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng vận hành hở .............................................68
4.4. PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ ...........................................................................68
4 4 1 Bảng tổng hợp số liệu..................................................................................68
4 4 2 Nhận x t ......................................................................................................69
vi
4.5. KẾT LUẬN ........................................................................................................70
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ...................................................................................71
TÀI LIỆU THAM KHẢO .........................................................................................73
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.
vii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
Các ký hiệu:
Các chữ viết tắt:
ĐTC
Đ tin cậy
EVNCPC
Tổng c ng ty Điện lực Miền Trung
KH
Khách hàng
HTĐ
Hệ thống điện
LPP
Lư i điện ph n phối
BQĐK
Bảo quản định k
TSTT
Tần su t trạng thái
TGTT
Thời gian trạng thái
XSTT
Xác su t trạng thái
TTT
Trạng thái tốt
TTH
Trạng thái hỏng
MC
Máy cắt
DCL
Dao cách ly
PSS/APEPT
Phần mềm tính toán lư i điện ph n phối
PT
Phụ tải
viii
DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 2 1 C ng thức tính xác su t trạng thái và cường đ hỏng h c .......................24
Bảng 2 2 Số liệu đầu vào nhánh đường y.............................................................32
Bảng 2 3 Số liệu đầu vào n t phụ tải .......................................................................32
Bảng 2 4 Vùng ảo vệ của các phần t ....................................................................33
Bảng 2 5 Vùng s a chữa sự cố các phần t .............................................................34
Bảng 2 6 Đường nối từ các phụ tải đến nguồn.........................................................34
Bảng 2 7 Kết quả ph n tích các trạng thái ...............................................................35
Bảng 2 8 Kết quả các th ng số trạng thái ................................................................36
Bảng 2 9 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy phụ tải PT8 ..............................................37
Bảng 2 1 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải .......................................38
Bảng 2 11 Vùng cắt điện của các phần t ................................................................39
Bảng 2 12 Vùng s a chữa sự cố BQĐK các phần t ..............................................39
Bảng 2 13 Đường nối từ phụ tải đến nguồn .............................................................40
Bảng 2 14 Kết quả ph n tích các trạng thái .............................................................40
Bảng 2 15 Kết quả các th ng số trạng thái ..............................................................41
Bảng 2 16 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải .......................................42
Bảng 2 17 Kết quả đường nối của phụ tải đến nguồn 2 ...........................................44
Bảng 2 18 Kết quả ph n tích các trạng thái .............................................................44
Bảng 2 19 Kết quả các th ng số trạng thái ..............................................................45
Bảng 2 2 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải .......................................46
Bảng 3 1 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................58
Bảng 3 2 Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải ...............................................58
Bảng 3 3 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 .......................................................58
Bảng 3 4 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 .......................................................59
Bảng 3 5 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 .........................................................59
Bảng 3 6 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................59
Bảng 3 7 Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải ...............................................60
Bảng 3 8 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 .......................................................60
Bảng 3 9 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 .......................................................60
Bảng 3 1 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 .......................................................61
Bảng 3 11 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .....................................61
Bảng 3.12. Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải .............................................61
Bảng 3 13 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 .....................................................62
Bảng 3 14 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 .....................................................62
Bảng 3 15 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 .......................................................62
Bảng 4 1 Th ng số kỹ thuật của các trạm 11 kV ....................................................64
Bảng 4 2 Th ng số kỹ thuật của các xu t tuyến trung áp ........................................65
ix
Bảng 4 3 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................67
Bảng 4 4 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................67
Bảng 4 5 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................67
Bảng 4 6 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................68
Bảng 4 7 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................68
Bảng 4 8 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................68
Bảng 4 9. Bảng so sánh các chỉ tiêu ĐTC LPP hình tia ............................................69
Bảng 4 10. Bảng so sánh các chỉ tiêu ĐTC LPP hình mạch vòng ............................69
Bảng 4 11 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .....................................70
x
DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1 1 Lư i điện ph n phối hình tia c đặt MC và DCL ph n đoạn [7]..................5
Hình 1 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng kín vận hành hở [8] ..................................6
Hình 2 1. M hình hai trạng thái của phần t ...........................................................20
Hình 2 2. M hình 3 trạng thái của phần t c x t đổi nối .......................................20
Hình 2 3. S đồ minh họa tần su t và thời gian trạng thái ........................................21
Hình 2 4 M hình a trạng thái của 2 phần t khi x t đến sự cố xếp chồng ...........23
Hình 2 5. M hình trạng thái của phần t khi x t BQĐK .........................................24
Hình 2 6 M hình trạng thái của hệ thống n phần t c x t đến ảo quản định k 25
Hình 2 7. Hợp nh t các trạng thái .............................................................................28
Hình 2 8. S đồ trạng thái của hệ thống ....................................................................29
Hình 2 9. S đồ lư i điện ph n phối .........................................................................32
Hình 3 1 S đồ thuật toán tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối .................49
Hình 3 2 Trình tự truy xu t ữ liệu từ PSS/APEPT .................................................50
Hình 3.3. Các th ng số đ tin cậy của các phần t ...................................................51
Hình 3 4 Thuật toán tìm ma trận đường nối .............................................................52
Hình 3 5 S đồ thuật toán xác định vùng ảo vệ của các phần t ...........................53
Hình 3 6 Giao iện chư ng trình tính toán đ tin cậy .............................................57
Hình 4 1 S đồ nguyên l tuyến 471-479-E27 ........................................................66
1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Những năm qua nền kinh tế nư c ta không ngừng phát triển đời sống xã h i
được nâng cao, nhu cầu s dụng điện ngày càng tăng đòi hỏi ch t lượng điện năng
ngày càng cao yêu cầu c p điện liên tục an toàn và tin cậy lu n là mối quan t m
thường xuyên và c p thiết đối v i ngành điện
Trong đ hệ thống điện ph n phối là kh u cuối cùng của hệ thống điện (HTĐ),
đưa điện năng trực tiếp đến khách hàng s ụng điện Vì vậy tính liên tục cung c p
điện cho phụ tải c mối quan hệ mật thiết và phụ thu c trực tiếp vào đ tin cậy của
lư i điện ph n phối (LPP). Nâng cao đ tin cậy (ĐTC) cung c p điện trên lư i điện
được hiểu là giảm số lần m t điện và thời gian m t điện cho khách hàng trong t
k trường hợp nào như o sự cố (l o khách quan) hoặc o c ng tác ảo quản định
k (l o chủ quan)
Nhằm n ng cao ch t lượng phục vụ khách hàng của ngành điện đồng thời
nâng cao c ng tác quản l vận hành và kinh oanh của đ n vị ph n phối điện Tập
đoàn Điện lực Việt Nam lu n giám sát sát sao các chỉ số đ tin cậy cung c p điện
đã giao cho Tổng c ng ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) hoàn thành mục tiêu
ngắn hạn trong năm 2 17 cụ thể: MAIFI 3,5 lần/năm, SAIDI 1.283 phút/kh năm,
SAIFI 11,98 lần/năm và l trình n ng cao ĐTC đến cuối năm 2 2 phải hoàn thành
mục tiêu: MAIFI 2 15 lần/năm SAIDI 4 2 ph t/kh năm, SAIFI 8,73 lần/năm.
Đứng trư c những yêu cầu ức thiết trên việc tính toán chính xác các chỉ tiêu
ĐTC hệ thống điện để các
phận tham mưu ph n tích đánh giá nguyên nh n và
đưa ra các giải pháp khắc phục là hết sức cần thiết
Hiện tại phần mềm chuyên ùng PSS/ADEPT [3] được EVNCPC trang ị cho
các C ng ty Điện lực trực thu c s ụng để tính toán các chế đ vận hành tính toán
tổn th t cũng như đ tin cậy của LPP Tuy nhiên trong ph n tích tính toán đ tin
cậy Mo ule DRA PSS/ADEPT chỉ tính được đ tin cậy lư i điện ph n phối hình tia
mà kh ng ph n tích được đầy đủ các trạng thái đổi nối trong s đồ lư i điện ph n
phối khi c mạch vòng kín kh ng tính được đến tính an toàn của các thiết ị trên
đường y và chỉ tính được m t số chỉ tiêu theo tiêu chuẩn IEEE-1366. V n đề đặc
iệt lưu t m là trong thực tế vận hành cho th y m t điện phụ tải o cắt điện để c ng
tác ảo quản định k (BQĐK) các đường y thiết ị chiếm khoảng 8
tổng thời
gian m t điện của LPP Nhưng phiên ản PSS/ADEPT đang được Công ty cổ phần
Điện lực Khánh Hòa s ụng chưa thể tính được các tình trạng m t điện này
Xu t phát từ những l o trên việc Nghiên cứu xây dựng chương trình tính
toán độ tin cậy hệ thống điện phân phối có xét đến bảo quản định kỳ là r t cần thiết
2
Luận văn ứng ụng phần mềm Matlab [1] để x y ựng chư ng trình tính toán
đ tin cậy lư i điện ph n phối đối v i c u tr c lư i hình tia hay mạch vòng kín –
vận hành hở c x t đến các thao tác đổi nối của các thiết ị ph n đoạn khi sự cố các
phần t và BQĐK các đường y thiết ị trên LPP Các chỉ tiêu đ tin cậy của các
xu t tuyến hệ thống điện ph n phối được tính theo tiêu chuẩn IEEE-1366, của các
n t phụ tải là xác su t tần su t thời gian m t điện và điện năng ngừng cung c p
hằng năm Chư ng trình tính toán c kết hợp v i phần mềm PSS/ADEPT để truy
xu t các ữ liệu liên quan đến s đồ lư i điện ph n phối, nhằm tận ụng ữ liệu s n
c của các C ng ty điện lực đã x y ựng và đang quản l
Kết quả tính toán là c sở để đánh giá ph n tích khả năng tin cậy cung c p
điện nhằm đưa ra giải pháp tối ưu để n ng cao ĐTC đặc iệt ch trọng đến giảm
thời gian m t điện trong c ng tác BQĐK ứng ụng tại LPP thành phố Nha Trang
và mở r ng cho các khu vực khác.
2. Mục đ ch và mục tiêu nghiên cứu của đề tài
Mục đích nghiên cứu
Luận văn x y ựng c ng cụ để tính toán đ tin cậy của lư i điện ph n phối
g p phần n ng cao hiệu quả vận hành lư i điện và n ng cao ch t lượng phục vụ
giảm thiểu cường đ và thời gian m t điện cho các khách hàng s ụng điện
Mục tiêu nghiên cứu
Nghiên cứu các phư ng pháp để lựa chọn phư ng pháp hợp l tính toán các
chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện ph n phối c x t đến c ng tác BQĐK các phần t
từ đ x y ựng thuật toán làm c sở cho việc lập trình
Nghiên cứu x y ựng chư ng trình tính toán ĐTC của hệ thống điện phân
phối hình tia và mạch vòng, c giao iện ễ s ụng và cho ph p lưu trữ các ữ
liệu kết quả tính toán để người s ụng ễ àng ph n tích đánh giá
Áp ụng để tính toán và đánh giá đ tin cậy LPP thành phố Nha Trang trên c
sở các số liệu thống kê từ thực tế vận hành đã x y ựng trong phần mềm
PSS/ADEPT.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu
Lư i điện ph n phối
Các chỉ tiêu đánh giá đ tin cậy hệ thống điện ph n phối
Các phư ng pháp tính toán và đánh giá đ tin cậy
Thuật toán tối ưu của phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK ựa trên c
sở ữ liệu thực tế vận hành.
Phạm vi nghiên cứu:
Lư i điện ph n phối
3
Phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK trên c sở m t thuật toán tối ưu
được chọn để tiến hành ph n tích tính toán và đưa ra các giải pháp n ng cao các chỉ
tiêu đ tin cậy
4. Phƣơng pháp nghiên cứu
Nghiên cứu l thuyết và ùng phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK để
x y ựng chư ng trình tính toán đ tin cậy trong hệ thống điện ph n phối c u tr c
hình tia và mạch vòng vận hành hở
Tính toán để kiểm chứng kết quả chư ng trình được x y ựng
Thu thập số liệu thực tế để áp ụng tính toán và đánh giá các chỉ tiêu đ tin
cậy hệ thống điện ph n phối Thành phố Nha Trang
5. Tên đề tài
“Nghiên cứu xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy hệ thống điện
phân phối có xét đến bảo quản định kỳ”.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
“Đảm ảo cung c p đủ điện phục vụ phát triển kinh tế - xã h i và đời sống
nh n n v i ch t lượng và đ tin cậy ngày càng cao” là nhiệm vụ được Tập đoàn
Điện lực Việt Nam đặt trọng t m từ nay đến năm 2 2 và tạo tiền đề cho giai đoạn
tiếp theo thể hiện rõ trong chỉ thị 989/CT-EVN ban hành ngày 18/3/2016.
Đề tài đặt trọng t m nghiên cứu phư ng pháp tính toán đánh giá đ tin cậy hệ
thống điện ph n phối nhằm đưa ra các giải pháp n ng cao đ tin cậy cung c p điện
g p phần quan trọng trong c ng tác sản xu t kinh oanh của C ng ty từ kh u lập kế
hoạch BQĐK đến tối ưu hoá chi phí đầu tư giảm giá thành điện năng
7. Cấu trúc của luận văn
Mở đầu.
Chư ng 1: Tổng quan về đ tin cậy hệ thống điện ph n phối
Chư ng 2: Tính toán đ tin cậy hệ thống điện ph n phối c x t đến ảo quản
định k ằng phư ng pháp trạng thái.
Chư ng 3: X y ựng thuật toán và chư ng trình tính toán đ tin cậy hệ thống
điện ph n phối
Chư ng 4: Áp ụng tính toán cho lư i điện ph n phối Thành phố Nha Trang.
Kết luận và kiến nghị.
4
CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1.1. Giới thiệu chung về hệ thống điện ph n phối
Hệ thống điện ph n phối là HTĐ ao gồm lư i điện ph n phối và các nhà máy
điện đ u nối vào LPP, c nhiệm vụ ph n phối điện năng từ các trạm iến áp trung
gian đến các khách hàng trực tiếp s ụng điện
LPP là phần lư i điện ao gồm các đường y và trạm điện c c p điện áp đến
110kV, các c p điện áp anh định trong hệ thống điện ph n phối ao gồm 11 kV
35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV và 0,4kV. Lư i điện ph n phối c thể s ụng kết
c u đường y trên kh ng hay cáp ngầm
LPP đường y trên kh ng được s ụng phổ iến ở các khu vực kh ng ị hạn
chế về mỹ quan điều kiện an toàn nhờ các ưu điểm c ản về giá thành tìm kiếm
điểm sự cố thuận lợi trong việc phát triển các phụ tải m i trên tuyến
LPP cáp ngầm được s ụng ở các khu vực đ thị c yêu cầu cao về mỹ quan
hành lang an toàn phụ tải trên tuyến tập trung và ổn định nhược điểm giá thành
cao kh tìm điểm sự cố và kh khăn trong việc đ u nối cáp để phát triển các phụ tải
m i trên tuyến.
1.1.2. Vận hành hệ thống điện ph n phối
Theo th ng tư Quy định quy trình điều đ hệ thống điện quốc gia o B C ng
Thư ng an hành ngày 5 tháng 11 năm 2 14 C p Điều đ ph n phối c trách
nhiệm chỉ huy điều khiển hệ thống điện ph n phối thu c quyền điều khiển nhằm
đảm ảo hệ thống điện vận hành an toàn tin cậy ổn định ch t lượng và kinh tế [4].
Mục 2 Điều 6 th ng tư Quy định quy trình x l sự cố trong hệ thống điện
quốc gia o B C ng thư ng an hành ngày 19 tháng 9 năm 2 14 quy định rõ
kh ng kết lư i vận hành ở chế đ mạch vòng trên LPP trừ các trường hợp phải
kh p vòng để chuyển tải hoặc đổi nguồn c p nhằm n ng cao đ tin cậy cung c p
điện nhưng phải đảm ảo kh ng g y mở r ng sự cố [5].
LPP thường c s đồ c u tr c hình tia như Hình 1.1, các xu t tuyến nhận điện
từ các trạm iến áp trung gian cung c p đến phụ tải ằng các đường y trên kh ng
hoặc cáp ngầm và được ảo vệ ằng máy cắt điện V i c u tr c lư i điện như Hình
1.1 máy cắt MC1 được s ụng để ảo vệ toàn đường y MC2 ảo vệ nhánh rẽ
sau đường y (7) các ao cách ly CL1 CL2 CL3 ùng để ph n đoạn c lập các
phần t phía sau khi c sự cố hoặc thực hiện c ng tác BQĐK.
X t m t số trường hợp thao tác chuyển đổi kết lư i trong vận hành:
5
PT6
200
CL3
9
7
(6)
PT5
300
PT7
180
8
6
(5)
12
2
(11)
CL1
(2)
(1)
MC1
PT4
150
MC2
CL2
TBA
PT8
150
PT3
200
(7)
PT2
200
11
(10)
(9)
(8)
PT1
250
10
3
(3)
4
(4)
5
1
Hình 1.1. Lưới điện phân phối hình tia có đặt MC và DCL phân đoạn [7]
Khi c sự cố hoặc c ng tác các thiết ị sau ao cách ly CL2 nh n viên vận
hành cắt máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL2 để c lập các thiết ị cần c ng tác sau
đ đ ng máy cắt MC1 c p điện lại cho các phụ tải trư c ao cách ly CL2 tư ng tự
đối v i trường hợp các thiết ị sau ao ách ly CL1. Trong các tình huống này, các
phụ tải khác phải m t điện trong khoảng thời gian để thao tác ao cách ly g y ảnh
hưởng đến khách hàng đặc iệt là các phụ tải ưu tiên quan trọng
Để khắc phục tình trạng trên ta x t trường hợp nhánh rẽ sau máy cắt MC2 khi
cần c lập các thiết ị sau ao cách ly CL3 nh n viên vận hành cắt máy cắt MC2
cắt ao cách ly CL3 đ ng lại máy cắt MC2 c p điện các phụ tải trư c ao cách ly
CL3 Như vậy khi c máy cắt MC2 các phụ tải trư c máy cắt MC2 kh ng m t điện
khi cần c lập các thiết ị sau máy cắt MC2 điều này hạn chế được khu vực m t
điện trong thời gian thao tác ao cách ly
Khi c sự cố hoặc c ng tác ảo trì ảo ư ng đường y (8) nh n viên vận
hành cắt MC1 c lập đường y (8) g y m t điện toàn
phụ tải trên tuyến trong
trường hợp này nh n viên vận hành kh ng thể cắt MC2 để àn giao c ng tác vì
kh ng đảm ảo điều kiện khoảng hở tr ng th y theo quy định o đ để hạn chế m t
điện thoáng qua cho các phụ tải trư c máy cắt MC2 cần lắp ổ sung ao cách ly tại
máy cắt MC2
Ngoài ra để tăng cường ĐTC cung c p điện các đường y trục chính hoặc
các nhánh rẽ (tu thu c vị trí địa l ) được x y ựng tạo thành các mạch vòng liên
lạc v i các đường y khác
Các đường y này c thể được c p điện từ chính trạm iến áp trung gian đ
hay trạm iến áp trung gian kế cận như Hình 1.2.
X t m t số trường hợp thao tác chuyển đổi kết lư i trong vận hành:
6
PT7
18
CL9
CL8
17
PT10
PT9
24
20
19
16
B
22 MC2 23
N.O
CL10
PT8
21
CL15
32
PT5
CL7
13
26
14
PT11
12
PT4
10
25
30
PT14
PT15
15
9
CL11
CL14
31
CL12
CL6
PT6
27
9
CL4
`
A
(8)
3
MC1 2
1
CL1 4
PT1
CL5
(10)
5
CL2 6
PT2
N.O
CL3
PT3
CL13
8
7
29
PT13
28
PT12
Hình 1.2. Lưới điện phân phối mạch vòng kín vận hành hở [8]
Chế đ kết lư i c ản: Trạm iến áp A c p điện cho các phụ tải PT1 PT2
PT3 PT5 PT6 PT4 PT7 PT8 và PT9 Trạm iến áp B c p điện cho các phụ tải
PT1 PT11 PT12 PT13 PT14 và PT5 các xu t tuyến liên lạc v i nhau qua các
ao cách ly thường mở CL3 và CL1 Giả s tiết iện các đường y liên lạc đảm
ảo truyền tải c ng su t khi cần c p điện từ trạm iến A đến MC2 và ngược lại
Khi xảy ra sự cố hoặc c c ng tác trên đường y (15) nh n viên vận hành cắt
máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL7 CL9 đ ng lại máy cắt MC1 c p điện đến ao
cách ly CL7 cắt máy cắt MC2 đ ng ao cách ly liên lạc CL1 đ ng máy cắt MC2
c p điện đến đầu ao cách ly CL9 Như vậy các phụ tải sau ao cách ly CL9 được
c p điện từ trạm iến áp B
Khi xảy ra sự cố hoặc c c ng tác trên đường y (4) nh n viên vận hành cắt
máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL1 CL4 CL2 đ ng lại máy cắt MC1 c p điện đến
ao cách ly CL1 cắt máy cắt MC2 đ ng ao cách ly liên lạc CL1 CL3 đ ng máy
cắt MC2 c p điện đến đầu ao cách ly CL4 và CL2 Như vậy toàn
phụ tải các
phụ tải trạm iến áp A đều được c p điện trừ phụ tải PT2 ị c lập Tư ng tự cho
m t số trường hợp khác đối v i đường y từ trạm iến áp B
Qua đ ĐTC cung c p điện cho phụ tải được n ng cao so v i trường hợp LPP
hình tia tuy nhiên qua hai trường hợp trên các phụ tải vẫn phải m t điện trong thời
gian nh n viên vận hành i chuyển thao tác các ao cách ly làm tăng chỉ số m t
điện trung ình thoáng qua của khách hàng
7
Để n ng cao ĐTC cung c p điện cho phụ tải trên các đường y trục chính
thường lắp các thiết ị ph n đoạn như: thiết ị tự đ ng lại (Automatic Circuit
Recloser) ao cắt c tải (Loa Break Switch) kèm ao cách ly Các nhánh rẽ
thường lắp các thiết ị đ ng cắt kèm ảo vệ đ n giản như: cầu chì tự r i (Fuse Cut
Out) hay cầu chì tự r i kết hợp cắt tải (Loa Break Fuse Cut Out) Các thiết ị trên
được kết nối SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) về trung tâm
điều khiển gi p nh n viên vận hành điều khiển từ xa giảm tối đa thời gian i
chuyển thao tác Đánh giá lại trường hợp trên khi đặt ổ sung các ao cắt c tải tại
các vị trí ao cách ly như sau:
Khi c c ng tác trên đường y (15) nh n viên vận hành tại trung t m điều
khiển kiểm tra th ng số hệ thống đảm ảo điều điện đ ng kh p vòng hai xu t tuyến
(nếu lư i điện chưa được đầu tư hệ thống SCADA đ n vị quản l vận hành ố trí
các nh m thao tác hợp l để giảm thiểu thời gian đ ng cắt thiết ị) tại dao cách ly
liên lạc CL1 đ ng từ xa CL1 và ao cắt c tải CLT1 sau đ cắt ao cắt c tải
CLT7 và CL7 CLT9 và CL9 c lập đoạn đường y (15) Như vậy các phụ tải trên
tuyến kh ng ị m t điện thoáng qua đảm ảo được c p điện liên tục n ng cao đ
tin cậy cung c p điện cho khách hàng
1.2. TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.2.1. Hệ thống điện và các phần tử [2], [6]
Hệ thống là tập hợp những phần t tư ng tác trong m t c u trúc nh t định
nhằm thực hiện m t nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nh t hoạt đ ng cũng
như sự phát triển.
Trong HTĐ các phần t là máy phát điện, máy iến áp đường dây,… nhiệm
vụ là sản xu t và truyền tải phân phối điện năng đến các h tiêu thụ Điện năng phải
đảm ảo các chỉ tiêu ch t lượng pháp định như điện áp, tần số và đ tin cậy hợp lý.
HTĐ phải được phát triển m t cách tối ưu và vận hành v i hiệu quả kinh tế
cao nh t. Về mặt đ tin cậy, HTĐ là m t hệ phức tạp, thể hiện ở các điểm:
Số lượng các phần t r t l n.
C u tr c phức tạp
R ng l n trong kh ng gian
Phát triển kh ng ngừng theo thời gian
Hoạt đ ng phức tạp
Vì vậy HTĐ thường được quản l ph n c p để c thể quản l
triển cũng như vận hành m t cách hiệu quả
điều khiển phát
HTĐ là hệ thống phục hồi các phần t của n c thể ị hỏng sau khi được
phục hồi lại đưa vào hoạt đ ng
8
1.2.2. Độ tin cậy [2], [6]
ĐTC là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật đặc iệt là khi xu t hiện
những hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các
lĩnh vực công nghiệp khác nhau.
ĐTC của phần t hoặc cả hệ thống được đánh giá m t cách định lượng ựa
trên hai yếu tố c ản: tính làm việc an toàn và tính s a chữa được.
Độ tin cậy là xác suất để hệ thống hoặc phần tử hoàn thành triệt để nhiệm vụ
yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định.
Đối v i hệ thống điện, ĐTC được đánh giá thông qua khả năng cung c p điện
liên tục và đảm ảo ch t lượng điện năng.
HTĐ là hệ thống phục hồi, nên khái niệm về khoảng thời gian xác định không
còn mang ý nghĩa ắt u c vì hệ thống làm việc liên tục. Do vậy đ tin cậy được đo
ởi m t đại lượng thích hợp h n, đ là đ s n sàng:
Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng
hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ.
Đ s n sàng cũng là xác su t để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm t
k và được tính ằng tỉ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian
hoạt đ ng. Ngược lại v i đ s n sàng là đ không s n sàng đ là xác su t để hệ
thống hay phần t ở trạng thái hỏng.
Đối v i hệ thống điện đ s n sàng (gọi chung là đ tin cậy) hoặc đ không
s n sàng chưa đủ để đánh giá đ tin cậy trong các bài toán cụ thể, do đ phải s
ụng thêm nhiều chỉ tiêu khác cũng có tính xác su t để đánh giá.
1.3. CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
Các chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện ph n phối ao gồm:
Xác su t thiếu điện cho phụ tải: đ là xác su t c ng su t phụ tải l n h n c ng
su t nguồn điện
Xác su t thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại
Điện năng thiếu (hay điện năng m t) cho phụ tải đ là k vọng điện năng phụ
tải ị cắt o hỏng h c hệ thống trong m t năm
Thiệt hại kinh tế tính ằng tiền o m t điện
Thời gian m t điện trung ình cho m t phụ tải trong m t năm
Số lần m t điện trung ình cho m t phụ tải trong m t năm [2].
Tuy nhiên để đánh giá được m t cách toàn iện về sự m t điện của hệ thống
hiện nay nhiều nư c trên thế gi i đánh giá đ tin cậy lư i điện ph n phối qua các
chỉ tiêu được quy định ởi tiêu chuẩn IEEE 1366 [9] như về tần su t m t điện trung
ình của hệ thống (SAIFI) chỉ số thời gian m t điện trung ình của hệ thống
- Xem thêm -