Nghiên cứu xây dựng hệ thống đánh giá giám sát an ninh hệ thống điện việt nam

BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ VIỆN NĂNG LƯỢNG

ĐỀ TÀI ĐỘC LẬP CẤP NHÀ NƯỚC





BÁO CÁO TỔNG HỢP
KẾT QUẢ KHOA HỌC CÔNG NGHỆ ĐỀ TÀI
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG ĐÁNH GIÁ GIÁM SÁT AN
NINH HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
ĐTĐL.2010T/07


Cơ quan chủ trì đề tài: Viện Năng lượng
Chủ nhiệm đề tài: TSKH Trần Kỳ Phúc










Hà Nội - 2012

BỘ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ VIỆN NĂNG LƯỢNG

ĐỀ TÀI ĐỘC LẬP CẤP NHÀ NƯỚC





BÁO CÁO TỔNG HỢP
KẾT QUẢ KHOA HỌC CÔNG NGHỆ ĐỀ TÀI
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG HỆ THỐNG ĐÁNH GIÁ GIÁM SÁT
AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM
ĐTĐL.2010T/07

Chủ nhiệm đề tài Cơ quan chủ trì đề tài




TSKH. Trần Kỳ Phúc
Bộ Khoa học và Công nghệ






Hà Nội - 2012
MỤC LỤC
MỞ ĐẦU i
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐÁNH GIÁ GIÁM SÁT AN NINH HỆ THỐNG

ĐIỆN 1-1
1.1 An ninh, tin cậy và ổn định HTĐ 1-1
1.2 Cấu trúc bài toán đánh giá ổn định HTĐ 1-2
1.3 Các kết quả nghiên cứu lý thuyết đánh giá ổn định động HTĐ 1-3
1.4 Công cụ tính toán đánh giá an ninh HTĐ 1-5
1.5 Hạ tầng thông tin - đo lường và cơ sở dữ liệu 1-6
1.5.1 Tổng quát 1-6
1.5.2 Hệ thống SCADA/EMS 1-6
1.5.3 Tích hợp hệ thống giám sát khu vực rộng 1-15
1.5.4 Tích hợp hệ thống đánh giá an ninh vào SCADA/EMS hoặc các phần mềm tính toán quy
hoạch - thiết kế HTĐ 1-17
1.6 Kết luận chương 1 1-19
CHƯƠNG 2 CẤU HÌNH CHUNG HỆ THỐNG ĐÁNH GIÁ GIÁM SÁT AN NINH
HỆ THỐNG ĐIỆN 2-1
2.1 Tổng quan một số hệ thống đánh giá giám sát an ninh động trên thế giới 2-1
2.1.1 Hệ thống đánh giá giám sát an ninh động OMASES 2-1
2.1.2 Mô hình đánh giá an ninh động của Hồng Kông 2-4
2.1.3 Mô hình DSA theo PowerTech Lab 2-6
2.2 Nghiên cứu thiết kế cấu hình chung hệ thống ĐGGSAN hệ thống điện Việt Nam 2-8
2.2.1 Phân tích xác định các chức năng của HTĐGGSAN hệ thống điện Việt Nam 2-9
2.2.2 Phân tích xác định các yêu cầu đối với HTĐGGSAN hệ thống điện Việt Nam 2-11
2.2.3 Thiết kế cấu hình chung HTĐGGSAN hệ thống điện Việt Nam 2-12
2.3 Các thuật toán đánh giá ổn định quá độ và ổn định điện áp TSA/VSA 2-16
2.4 Kết luận chương 2 2-16
CHƯƠNG 3 MỘT SỐ VẤN ĐỀ VỀ ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH QUÁ ĐỘ HỆ
THỐNG ĐIỆN 3-1
3.1 Tổng quan 3-1
3.2 Mô hình hệ thống điện dùng đánh giá ổn định quá độ 3-4
3.2.1 Cấu trúc chung mô hình HTĐ 3-4
3.2.2 Mô hình máy phát, hệ thống kích từ và tự động điều chỉnh kích từ, hệ thống điều chỉnh

tốc độ quay turbine 3-5
3.2.3 Mô hình lưới truyền tài, phụ tải và các thiết bị điều khiển lưới truyền tải FACTS 3-14
3.2.4 Nghiên cứu QTQĐ theo các mức đơn giản hóa mô hình khác nhau 3-20
3.2.5 Mô phỏng sự cố hệ thống điện 3-27
3.2.6 Mô hình tổng thể HTĐ 3-27
3.3 Các phương pháp tính toán ổn định quá độ 3-28
3.3.1 Phương pháp tích phân số hệ phương trình mô phỏng HTĐ 3-29
3.3.2 Phương pháp trực tiếp 3-30
3.4 Kết luận chương 3 3-46
CHƯƠNG 4 THIẾT KẾ KHỐI ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH QUÁ ĐỘ HỆ THỐNG
ĐIỆN 4-1
4.1 Một số yêu cầu và cấu trúc chung của phần mềm VNDSA 4-1
4.2 Khối mô phỏng động (time-domain simulation - TDS) 4-2
4.3 Đánh giá ổn định quá độ dựa trên kết quả tích phân số 4-2
4.3.1 Đánh giá ổn định quá độ dùng chỉ số cố kết 4-2
Đánh giá ổn định quá độ dùng chỉ số góc lệch 4-6
4.3.2 Đánh giá ổn định quá độ dùng chỉ số ISGA 4-7
4.4 Đánh giá ổn định quá độ trên cơ sở phương pháp đẳng trị một máy phát SIME 4-8
4.4.1 Cơ sở của SIME 4-8
4.4.2 Tính toán các thông số của OMIB phụ thuộc thời gian 4-10
4.4.3 Tính các thông số OMIB theo trường hợp sử dụng phương trình chuyển động trong hệ
đơn vị tương đối p.u 4-13
4.4.4 Tính các thông số OMIB theo trường hợp sử dụng phương trình chuyển động trong hệ
đơn vị tuyệt đối 4-16
4.4.5 Thuật toán xác định các thông số của OMIB 4-17
4.4.6 Thuật toán tách 2 nhóm máy CMs và NMs 4-19
4.4.7 Phân tích diện tích tương đương EAC trong SIME 4-22
4.4.8 Các điều kiện ổn định của OMIB 4-23
4.4.9 Đánh giá ổn định quá độ first swing bằng mô hình SIME 4-25
4.4.10 Xác định FSS theo điều kiện đạt cực đại góc tương đối của các máy phát bị ảnh

hưởng nhiều nhất 4-28
4.4.11 Ổn định chu kỳ đầu tiên và nhiều chu kỳ 4-30
4.4.12 Đánh giá ổn định quá độ multiswing bằng mô hình SIME(Multi Swing) 4-32
4.4.13 Thuật toán SIME có tính độ dự trữ ổn định 4-34
4.5 Thuật toán xác định thời gian cắt tới hạn theo mô hình SIME 4-39
4.5.1 Thuật toán ngoại suy theo độ dự trữ ổn định 4-39
4.5.2 Thuật toán xác định CCT theo phương pháp chia đôi 4-43
4.6 Lọc và xếp hạng các biến cố 4-45
4.6.1 Tổng quan 4-45
4.6.2 Thuật toán chung 4-45
4.6.3 Chọn thời gian cắt CT1, CT2 và CT3 4-50
4.6.4 Khái niệm các nhóm biến cố FSS/FSU/DD/D/PD/H 4-51
4.6.5 Khối lọc 4-51
4.6.6 Khối đánh giá và xếp hạng biến cố 4-57
4.6.7 Tính thời gian cắt tới hạn CCT bằng phương pháp ngoại suy 4-59
4.6.8 Tính η
3
từ η
2
, thời gian cắt tới hạn CCT3 và các thời gian cắt CT2, CT3 4-60
4.6.9 Tính dự trữ ổn định dương η
2
>0 4-60
4.6.10 Tinh chỉnh xếp hạng các biến cố D 4-63
4.6.11 Về việc tính hệ số dự trữ ổn định  cho trường hợp biến cố DD 4-64
4.6.12 Thời gian tính toán cần thiết 4-66
4.7 Thuật toán lọc và xếp hạng biến cố dùng PASF (theo KEPCO) 4-66
4.8 Kết luận chương 4 và các vấn đề cần nghiên cứu tiếp theo 4-69
CHƯƠNG 5 GIAO DIỆN, TRAO ĐỔI DỮ LIỆU VÀ THỬ NGHIỆM PHẦN MỀM
ĐÁNH GIÁ ỔN ĐỊNH QUÁ ĐỘ TSA 5-1

5.1 Thiết kế khối chuẩn bị dữ liệu và hiển thị kết quả 5-1
5.1.1 Chuẩn bị dữ liệu đầu vào 5-1
5.1.2 Dữ liệu đầu ra 5-3
5.1.3 Một số vấn đề chi tiết liên quan đến sắp xếp giao diện 5-6
5.2 Thiết kế khối xây dựng danh mục biến cố (contingency list) 5-15
5.2.1 Một số kịch bản biến cố thường xem xét trên HTĐ trong mô phỏng ổn định quá độ 5-15
Các yêu cầu đối với khối xây dựng danh mục biến cố 5-16
5.3 Thử nghiệm đối với hệ thống IEEE 3 máy phát 9 nút 5-20
5.3.1 Mô tả hệ thống điện 5-20
5.3.2 Mô tả danh mục sự cố 5-25
5.3.3 Kết quả thử nghiệm xếp hạng với SCREENER 5-25
5.3.4 Phụ thuộc dự trữ ổn định vào thời gian cắt biến cố Nr.2 (Cắt nhánh 5-7*) 5-28
5.3.5 Phụ thuộc dự trữ ổn định vào thời gian cắt sự cố Nr.1 (cắt nhánh 5*-7) 5-30
5.3.6 Phụ thuộc dự trữ ổn định vào thời gian cắt sự cố Nr.3 5-31
5.3.7 So sánh kết quả đánh giá ổn định quá độ và tính CCT 5-32
5.3.8 Về tốc độ tính toán 5-34
5.4 Thử nghiệm đối với hệ thống điện Việt Nam 5-34
5.4.1 Mô tả hệ thống điện 5-34
5.4.2 Thử nghiệm tính CCT theo phương pháp tích phân số và theo phương pháp SIME. . 5-36
5.4.6 Thử nghiệm với SCREENER 5-40
5.5 Kết luận chương 5 và các vấn đề cần nghiên cứu tiếp theo 41
CHƯƠNG 6 TỔNG QUAN VỀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN 6-1
6.1 Lý thuyết và công cụ tính toán 6-1
6.1.1 Lý thuyết chung về đánh giá độ tin cậy hệ thống điện 6-1
6.1.2 Công cụ đánh giá độ tin cậy hệ thống điện 6-8
6.2 Tổng quan nghiên cứu đánh giá độ tin cậy trong và ngoài nước 6-9
6.2.1 Các nghiên cứu quốc tế về độ tin cậy 6-9
6.2.2 Các nghiên cứu trong nước về độ tin cậy 6-10
6.3 Đặt vấn đề nghiên cứu 6-11
6.3.1 Phương pháp nghiên cứu 6-11

6.3.2 Cấp độ nghiên cứu độ tin cậy hệ thống điện 6-11
6.4 Kết luận chương 6 6-14
CHƯƠNG 7 CÁC CHỈ SỐ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY ÁP DỤNG CHO HỆ THỐNG
ĐIỆN VIỆT NAM 7-1
7.1 Các chỉ số tiền định 7-1
7.1.1 Dự trữ công suất đặt 7-1
7.1.2 Dự trữ công suất tự do 7-3
7.1.3 Dự trữ công suất vận hành 7-4
7.2 Các chỉ số xác suất 7-4
7.2.1 LOLP 7-5
7.2.2 LOLE 7-5
7.2.3 LOEE (EUE) 7-6
7.3 Kết luận chương 7 7-6
CHƯƠNG 8 NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG PHẦN MỀM ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY
HỆ THỐNG NGUỒN ĐIỆN 8-1
8.1 Tổng quan phương pháp mô phỏng Monte Carlo 8-1
8.1.1 Các phương pháp mô phỏng Monte Carlo 8-1
8.1.2 Khái niệm quá trình mô phỏng và các số ngẫu nhiên 8-1
8.1.3 Đại lượng đầu ra quá trình mô phỏng 8-3
8.2 Mô hình tổ máy 8-5
8.2.1 Các trạng thái tổ máy phát điện 8-5
8.2.2 Xây dựng thuật toán mô hình tổ máy 8-11
8.3 Mô hình phụ tải 8-15
8.3.1 Phân loại mô hình phụ tải 8-15
8.3.2 Xây dựng thuật toán mô hình phụ tải 8-18
8.4 Xây dựng thuật toán đánh giá độ tin cậy hệ thống điện sử dụng phương pháp mô phỏng
Monte Carlo 8-25
8.4.1 Lấy mẫu không trình tự phụ tải cơ sở ngày 8-28
8.4.2 Lấy mẫu không trình tự phụ tải cơ sở giờ 8-32
8.4.3 Lấy mẫu trình tự phụ tải cơ sở ngày 8-36

8.4.4 Lấy mẫu trình tự phụ tải cơ sở giờ 8-40
8.5 Lập trình và kiểm tra công cụ tính toán độ tin cậy 8-43
8.5.1 Các yêu cầu đối với phần mềm đánh giá độ tin cậy 8-43
8.5.2 Các module và class chính 8-43
8.5.3 Ngôn ngữ lập trình 8-44
8.5.4 Giao diện nhập dữ liệu và cấu trúc file dữ liệu đầu vào 8-45
8.6 Kết luận chương 8 8-47
CHƯƠNG 9 THỬ NGHIỆM CÔNG CỤ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG
NGUỒN ĐIỆN VÀ MỘT SỐ GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY HTĐ VIỆT NAM 9-1
9.1 Cách thức kiểm tra hoạt động của phần mềm 9-1
9.1.1 Xây dựng và đánh giá các HTĐ tiêu chuẩn 9-1
9.1.2 So sánh kết quả tính toán 9-10
9.2 Đánh giá độ tin cậy hệ thống nguồn điện Việt Nam 9-12
9.2.1 Số liệu đầu vào 9-12
9.2.2 Kết quả đánh giá độ tin cậy hệ thống nguồn điện Việt Nam 9-13
9.3 Một số giải pháp nâng cao độ tin cậy hệ thống điện Việt Nam 9-14
TÀI LIỆU THAM KHẢO - 1 -


Danh mục chữ viết tắt (phần A)
ACE Area control error (Độ lệch nguồn-tải của khu vực điều khiển)
AGC Automatic Generation Control (Điều khiển phát điện tự động)
CCT Critical clearing time (Thời gian cắt chậm nhất)
CĐXL Chế độ xác lập
CM Máy phát đẳng trị có khả năng ổn định
COA Center of angle (Tâm góc)
COI Center of inertia (Tâm quán tính)
CT Clearing time (Thời gian cắt sự cố)
D Dangerous (Biến cố nguy hiểm)
DDU Biến cố gây mất ổn định rất nguy hiểm

DSA Dynamic stability assessment (Đánh giá ổn định động)
EAC Phương pháp diện tích tương đương
ECD Economic Dispatch (Điều độ kinh tế)
EEAC Phương pháp diện tích tương đương mở rộng
EMTP Chương trình tính toán quá độ điện từ
EPRI Viện Nghiên cứu Điện lực Hoa Kỳ
FACTS Thiết bị điều khiển hệ thống truyền tải điện
FSS First swing stable (ổn định chu kỳ / nhịp đầu tiên)
FSU First swing unstable (mất ổn định chu kỳ / nhịp đầu tiên)
FTP File transfer protocol
H Multiswing harmless (Biến cố vô hại)
HIS Historical information system (Hệ thống thông tin quá khứ)
HTĐ Hệ thống điện
HTĐGGSAN Hệ thống đánh giá giám sát an ninh
HVDC Hệ thống truyền tải điện một chiều
IDCAP Phân tích ổn định điện áp cụ thể đối với một trường hợp
IEEE/CIGRE Viện điện - điện tử
ISGA Integral Square Generator Angle Index
MBA Máy biến áp
MIP Maximum integration period (Thời gian quan sát Tobservation)
MOD Chế độ của kích động
MS Market simulator (mô phỏng thị trường)
MSS Multi-swing stability (ổn định nhiều chu kỳ)
NMs Máy phát đẳng trị có khả năng mất ổn định
ODBC Open Database Connectivity
OMIB Đẳng trị một máy phát - nút công suất vô cùng lớn
OPF Optimal load-flow (dòng công suất tối ưu)
PD Potentially dangerous (Biến cố có khả năng gây nguy hiểm)
PF Power flow (Dòng công suất)
PI Index (Chỉ số cố kết)

PMU Phase Measurement Unit ( Khối đo pha)
QTQĐ Quá trình quá độ
SCADA/EMS

Supervision Control and Data Acquisition / Energy Management System
SDG Most severely disturbed generators (Các máy phát bị ảnh hưởng nhiều nhất)

SEP - Stable equilibrium point điểm cân bằng bền
SIME Hệ thống đẳng trị một máy phát
SO System operator (Cơ quan vận hành hệ thống)
SQL Sample Query Language
SSA Static stability assessment (Đánh giá ổn định tĩnh)
sTDI Time-domain integration (Số giây tích phân hệ phương trình)
TĐK

Thiết bị tự động điều chỉnh kích từ

TĐL Tự động đóng lại
TDS Time-domain simulation
TEF Transient energy function (Phương pháp hàm năng lượng quá độ)
TS Training simulator( Mô phỏng nghiên cứu)
TSA Transient stability assessment (Đánh giá ổn định quá độ)
UEP Unstable equilibrium point (Điểm cân bằng không bền)
VSA Voltage stability assessment (Đánh giá ổn định điện áp)
VSAP Phân tích ổn định điện áp
Danh mục chữ viết tắt (phần B)
DPLVC

Daily peak load variation curve (đường cong phụ tải đỉnh ngày)
ĐTC Độ tin cậy

EUE Expected Unserved Energy (kỳ vọng điện năng thiếu hụt)
EUL Expected unsupplied load (công suất điện không cung cấp được)
FOR Forced outage rate (cường độ hỏng hóc/cường độ ngừng máy bắt buộc)

HTĐ Hệ thống điện
LDC Load duration curve (đường cong khoảng thời gian phụ tải)
LLF Load Loss Function (hàm thiếu công suất)
LOEE Loss of Energy Expectation (kỳ vọng thiếu điện năng)
LOLE Loss of Load Expectation (kỳ vọng thiếu công suất)
LOLED

Số ngày kỳ vọng thiếu công suất (trong một năm)
LOLEH

Số giờ kỳ vọng thiếu công suất (trong một năm)
LOLP Loss of Load Probability (xác suất thiếu công suất)
NĐ Nhiệt điện
NMĐ Nhà máy điện
NMNĐ Nhà máy nhiệt điện
NMTĐ Nhà máy thuỷ điện
RM Reserve margin (dự trữ công suất đặt)
TĐ Thuỷ điện
TTF Time to failure (thời gian làm việc của tổ máy)
TTR Time to repair (thời gian sửa chữa)

DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng 5.1 5-22
Bảng 5.2 5-24
Bảng 5.3 5-25
Bảng 5.4 Kết quả phân loại biến cố theo module SCREENER 5-27

Bảng 5.5 Xếp hạng các biến cố nguy hiểm 5-28
Bảng 5.6 5-29
Bảng 5.7 5-30
Bảng 5.8 5-32
Bảng 5.9 33
Bảng 5.10 5-36
Bảng 8.1 Bảng giá trị mức phụ tải và xác suất xảy ra tương ứng xây dựng đường
cong phụ tải kéo dài 8-18
Bảng 9.1 Số liệu đầu vào hệ thống điện tiêu chuẩn phần nguồn 9-2
Bảng 9.2 Số liệu đầu vào hệ thống điện tiêu chuẩn phần nguồn 9-4
Bảng 9.3 Số liệu đầu vào hệ thống điện tiêu chuẩn phần nguồn 9-6
Bảng 9.4 Dữ liệu phần nguồn phát 9-8
Bảng 9.5 Bảng phần trăm phụ tải đỉnh tuần theo phụ tải đỉnh năm 9-8
Bảng 9.6 Bảng phần trăm phụ tải đỉnh ngày theo phụ tải đỉnh tuần 9-9
Bảng 9.7 Bảng phần trăm phụ tải giờ theo phụ tải đỉnh ngày 9-9
Bảng 9.8 Kết quả thử nghiệm đối với hệ thống điện Small 9-10
Bảng 9.9 Kết quả đánh giá độ tin cậy HTĐ tiêu chuẩn IEEE bằng phần mềm và so
sánh đối chiếu với phương pháp giải tích 9-11
Bảng 9.10 Kết quả đánh giá độ tin cậy HTĐ Việt Nam 9-13

DANH MỤC HÌNH VẼ
Hình 1.1 Hai bài toán liên quan đến phân tích an ninh HTĐ 1-2
Hình 1.2 Cấu trúc bài toán đánh giá ổn định HTĐ 1-2
Hình 1.3 Tổng quan cấu trúc hệ thống SCADA/EMS (16) 1-14
Hình 2.1 Cấu hình tổng quát OMASES & các chức năng ứng dụng (19) 2-3
Hình 2.2 Cấu hình tổng quát hệ thống DSA-HK (11) 2-5
Hình 2.3 Cấu hình hệ thống DSA theo PowerTech Lab 2-7
Hình 2.4 Cấu hình hệ thống DSA 2-13
Hình 2.5 Biểu đồ thuật toán truy cập dữ liệu, vận hành và hiển thị dữ liệu của hệ
thống DSA 2-15

Hình 3.2 Dao động góc lệch roto (a) tuyệt đối, (b) tương đối. 3-3
Hình 3.3 Cấu trúc mô hình HTĐ đầy đủ cho phân tích ổn định quá độ 3-5
Hình 3.4 Chuyển động roto của máy phát 3-6
Hình 3.5 Biểu diễn các thông số máy phát trong hệ tọa độ vuông góc 3-9
Hình 3.6 Mô hình hệ thống kích từ và TĐK 3-13
Hình 3.7 Quan hệ ảnh hưởng của các tác động điều chỉnh, điều khiển 3-20
Hình 3.8 Biến đổi từ hệ toạ độ quay Park-Gorev sang hệ toạ độ quay R-I 3-22
Hình 3.9 Mô hình quá độ đơn giản hoá của máy phát (mô hình cổ điển) 3-24
Hình 3.10 Mô hình siêu quá độ đơn giản hoá của máy phát 3-24
Hình 3.11 Sơ đồ tương đương biểu diễn máy phát khi bỏ qua subtransient salency
3-25
Hình 3.12 Nguyên lý ổn định của hệ quả bóng trượt không ma sát. 3-32
Hình 3.13 Mô hình lưới điện của hệ thống nhiều máy phát trong phương pháp TEF
3-35
Hình 4.1 Cấu trúc chung của phần mềm VNDSA 4-1
Hình 4.2 Khối vào ra của TDS 4-2
Hình 4.3 Xác định các thông số của OMIB 4-18
Hình 4.4 Thuật toán tách các tổ máy thành nhóm CM&NM theo mô hình P 4-20
Hình 4.5 Thuật toán tách các tổ máy thành nhóm CM và NM theo mô hình K 4-21
Hình 4.6 Phân tích EAC trong SIME (24) 4-23
Hình 4.7. Mất ổn định của HTĐ và của OMIB 4-24
Hình 4.8. Đáng giá ổn định quá độ theo SIME (First swing) 4-27
Hình 4.9. Đường cong dao động của các máy phát, máy 9 và 10 là hai máy bị ảnh
hưởng nhiều nhất SDG (36) 4-30
Hình 4.10 Biến cố Nr.2 là FSU nhưng là MSS với CT=100 ms 4-31
Hình 4.11 Thuật toán SIME (Multi Swing) 4-33
Hình 4.12 Khái niệm độ dự trữ ổn định và mất ổn định 4-35
Hình 4.13 Dải giá trị tồn tại của P
amin,
, 

r
, 
u
4-37
Hình 4.14 Thuật toán SIME có tính độ dự trữ ổn định 4-38
Hình 4.15 Tìm CCT dùng ngoại suy theo độ dự trữ ổn định 4-42
Hình 4.16 Thuật toán xác định CCT theo phương pháp chia đôi 4-44
Hình 4.17 Thuật toán chung lọc và xếp hạng biến cố 4-46
Hình 4.18 Sơ đồ cây phân loại thuật toán SCREENER 4-47
Hình 4.19 Sơ đồ triển khai thuật toán lọc và xếp hạng 4-48
Hình 4.20 Lọc các biến cố 4-54
Hình 4.21 Thuật toán khối lọc có bổ sung trường hợp DD/MSS 4-56
Hình 4.22 Phiên bản khối xếp hạng xem xét cả DD với CT2 4-58
Hình 4.23 Ngoại suy CCT theo độ dự trữ ổn định 4-59
Hình 4.24 Cách thức tính η
3
4-60
Hình 4.25 Tính độ dự trữ ổn định cho DD 4-65
Hình 4.26 Xác định độ dự trữ cho DD phương án 2 4-65
Hình 4.27 Lọc và xếp hạng biến cố dùng PASF 4-68
Hình 4.28 Đặc tính công suất PASF dùng lọc và xếp hạng biến cố 4-69
Hình 5.1 Màn hình giao diện khối xây dựng danh mục biến cố 5-17
Hình 5.2 Sơ đồ hệ thống điện IEEE 3 máy phát 9 nút 5-20
Hình 5.3 Kết quả phân loại và xếp hạng trên giao diện 5-26
Hình 5.4 5-29
Hình 5.5 Phụ thuộc dự trữ ổn định vào thời gian cắt, biến cố Nr.1 5-31
Hình 5.6 Phụ thuộc dự trữ ổn định vào thời gian cắt, biến cố Nr.1 5-32
Hình 5.7 Hệ thống điện Việt Nam dự kiến 2015 5-35
Hình 5.8 5-39
Hình 5.9 Kết quả phân loại tất cả các biến cố trong danh sách xem xét 5-40

Hình 5.10 Kết quả xếp hạng các biến cố nguy hiểm sau khi loại các biến cố
FSS/PD/H 5-41
Hình 6.1 Sơ đồ cấu trúc các cấp độ nghiên cứu độ tin cậy hệ thống điện 6-12
Hình 6.2 Sơ đồ cấu trúc các cấp độ nghiên cứu độ tin cậy hệ thống điện bổ sung 6-
13
Hình 6.3 Sơ đồ cấu trúc các cấp độ nghiên cứu độ tin cậy hệ thống điện có tính đến
khâu tác động 6-14
Hình 8.1 Cơ cấu công suất đặt và điện năng 2010 8-4
Hình 8.2 Mô hình tổ máy phát 2 trạng thái 8-7
Hình 8.3 Quá trình trình tự “hoạt động” - “không hoạt động” của tổ máy có 2 trạng
thái 8-9
Hình 8.4 Mô hình tổ máy phát 3 trạng thái 8-10
Hình 8.5 Quá trình trình tự của tổ máy có 3 trạng thái 8-11
Hình 8.6 Mô phỏng Monte Carlo mô hình tổ máy không trình tự 8-11
Hình 8.7 Sơ đồ khối thuật toán mô hình tổ máy không theo thứ tự thời gian 8-12
Hình 8.8 Mô phỏng Monte Carlo mô hình tổ máy theo thứ tự thời gian 8-13
Hình 8.9 Sơ đồ khối thuật toán mô hình tổ máy theo thứ tự thời gian 8-14
Hình 8.10 Đường cong phụ tải tích lũy 8-15
Hình 8.11 Phụ tải không theo thứ tự chia thành các mức phụ tải 8-16
Hình 8.12 Mô phỏng Monte Carlo mô hình phụ tải không theo thứ tự 8-19
Hình 8.13 Sơ đồ khối thuật toán mô hình phụ tải không theo thứ tự 8-20
Hình 8.14 Mô phỏng Monte Carlo mô hình phụ tải theo thứ tự ngày 8-21
Hình 8.15 Thuật toán tính mô hình phụ tải theo thứ tự ngày 8-22
Hình 8.16 Mô phỏng Monte Carlo mô hình phụ tải theo thứ tự giờ 8-24
Hình 8.17 Sơ đồ khối thuật toán mô hình phụ tải theo thứ tự giờ 8-24
Hình 8.18 Mô hình HTĐ sử dụng trong mô phỏng Monte Carlo 8-26
Hình 8.19 Cấu trúc phần mềm đánh giá độ tin cậy hệ thống nguồn điện 8-27
Hình 8.20 Mô phỏng Monte Carlo không trình tự sử dụng mô hình tổ máy và mô
hình phụ tải đỉnh ngày không theo thứ tự thời gian 8-28
Hình 8.21 Sơ đồ khối thuật toán mô phỏng Monte Carlo không trình tự sử dụng mô

hình tổ máy và phụ tải đỉnh ngày không theo thứ tự thời gian 8-31
Hình 8.22 Mô phỏng Monte Carlo không trình tự sử dụng mô hình tổ máy và mô
hình phụ tải đỉnh giờ không theo thứ tự thời gian 8-32
Hình 8.23 Sơ đồ khối thuật toán mô phỏng Monte Carlo không trình tự sử dụng mô
hình tổ máy và phụ tải đỉnh giờ không theo thứ tự thời gian 8-35
Hình 8.24 Mô phỏng Monte Carlo trình tự sử dụng mô hình tổ máy và mô hình phụ
tải cơ sở ngày theo thứ tự thời gian 8-36
Hình 8.25 Sơ đồ khối thuật toán mô phỏng Monte Carlo trình tự sử dụng mô hình
tổ máy và phụ tải cơ sở ngày theo thứ tự thời gian 8-39
Hình 8.26 Mô phỏng Monte Carlo trình tự sử dụng mô hình tổ máy và mô hình phụ
tải cơ sở giờ theo thứ tự thời gian 8-40
Hình 8.27 Sơ đồ khối thuật toán mô phỏng Monte Carlo trình tự sử dụng mô hình
tổ máy và phụ tải cơ sở giờ theo thứ tự thời gian 8-42
Hình 8.28 Giao diện nhập dữ liệu đầu vào của chương trình 8-45
Hình 8.29 Giao diện kết quả đầu ra mặc định của chương trình 8-46
Hình 8.30 Giao diện kết quả đầu ra theo lựa chọn của người dùng 8-47
Hình 9.1 Đồ thị phụ tải tích luỹ HTĐ Small 1 9-2
Hình 9.2 Kết quả đánh giá Small 1 9-3
Hình 9.3 Đồ thị phụ tải tích luỹ HTĐ Small 2 9-4
Hình 9.4 Kết quả đánh giá HTĐ Small 2 9-5
Hình 9.5 Kết quả đánh giá HTĐ Small 3 9-6
Hình 9.6 Kết quả đánh giá HTĐ Small 4 9-7

i

MỞ ĐẦU
Hệ thống điện (HTĐ) trên thế giới những năm gần đây tiếp tục phát
triển với quy mô ngày càng lớn, liên kết các khu vực rộng lớn với nhau, vận
hành trong một thị trường điện có các yêu cầu thương mại và công nghệ khắt
khe. Trong điều kiện đó, nhiều sự cố diện rộng xảy ra ở Bắc Mỹ (14/8/2003)

(Society, 2004), Nam Thuỵ Điển (23/9/2003), ở Italia (28/9/2003), ở Anh, ở
Brazilia (11/3/1999), ở Pháp, Nga, đã gây thiệt hại kinh tế - xã hội nghiêm
trọng. Ví dụ, sự cố ngày 9/11/1965 ở Đông Bắc Hoa Kỳ và Ontario (Canada)
gây mất điện trong hơn 13 giờ, ảnh hưởng đến 30 triệu người,…
Vì vậy, vấn đề vận hành ổn định và tin cậy hệ thống điện trong nhiều
thập kỷ được quan tâm nghiên cứu từ góc độ lý thuyết lẫn thực nghiệm và
chưa bao giờ mất tính thời sự của nó.…
Đánh giá ổn định HTĐ là phân tích phản ứng của HTĐ đối với sự thay
đổi các điều kiện làm việc (các kích động) và khả năng đạt được trạng thái
cân bằng mới của hệ thống. Để xây dựng một hệ thống đánh giá ổn định HTĐ
hiệu quả cần có cơ sở lý thuyết mạnh, công cụ tính toán với tốc độ cao và hạ
tầng thông tin - đo lường (bài toán vận hành) hoặc cơ sở dữ liệu HTĐ (bài
toán quy hoạch thiết kế) có độ chính xác chấp nhận được.
Về cơ sở lý thuyết, đến nay đã hình thành khá nhiều mô hình và
phương pháp sử dụng cho đánh giá ổn định HTĐ. Riêng đối với ổn định động
HTĐ, có thể chia các phương pháp đánh giá thành 3 nhóm: mô phỏng
(phương pháp tích phân số, các phương pháp trực tiếp/Lyapunov và phương
pháp xác suất); heuristic và phương pháp nhận dạng mẫu. Một trong những
hướng nghiên cứu đánh giá an ninh HTĐ có triển vọng hiện nay, đặc biệt cho
các ứng dụng trực tuyến/thời gian thực, là sử dụng các phương pháp trí tuệ
nhân tạo, như hệ chuyên gia, nhận dạng mẫu, mạng neuron nhân tạo,…
ii

Các công cụ tính toán đánh giá ổn định HTĐ hiện nay có thể chia thành
2 nhóm: nhóm phần mềm phục vụ đào tạo & nghiên cứu và nhóm phần mềm
phục vụ quy hoạch-thiết kế-vận hành HTĐ thực tế. Các công cụ này thường
cho tốc độ tính toán nhanh, tuy nhiên nói chung thường có 2 hạn chế: phần
mềm là “hộp đen” đối với người sử dụng; các module tính toán thường tích
hợp từ các hãng khác nhau nên cần sự can thiệp của người sử dụng nhằm tích
hợp chúng lại với nhau để giải quyết bài toán phân tích ổn định cuối cùng.

Tìm kiếm thuật toán lọc nhanh biến cố, thuật toán xử lý song song, phương
pháp hiển thị thích hợp… vẫn còn là những vấn đề cần tiếp tục nghiên cứu để
nâng cao hiệu quả các công cụ tính toán này, đặc biệt đối với phần tính toán
trực tuyến.
Hạ tầng thông tin - đo lường phục vụ đánh giá ổn định HTĐ có thể chia
làm 2 nhóm theo trình độ phát triển và đặc thù cũng như nhu cầu phân tích
HTĐ: 1/nhóm SCADA/EMS truyền thống với trọng tâm là dựa trên đo lường
cục bộ và mô hình hoá phần tử HTĐ, số liệu đo lường là thứ yếu; 2/nhóm
SCADA/EMS kết hợp với các khối đo pha đồng bộ hoá (PMU) với trọng tâm
dựa trên dữ liệu đo lường diện rộng, mô hình toán học là thứ yếu.
Độ tin cậy là thuộc tính cố hữu và đặc trưng của bất kỳ phần tử, thiết bị
hoặc hệ thống nào, nó thể hiện khả năng thực hiện các chức năng dự kiến của
chúng. Chức năng của hệ thống điện là cung cấp điện năng đầy đủ, liên tục và
chất lượng. Vì vậy, có thể nói độ tin cậy HTĐ là khả năng đảm bảo cung cấp
điện đầy đủ, liên tục và chất lượng cho khách hàng.
Thường có 3 mức nghiên cứu độ tin cậy hệ thống điện:
Mức 1: Nghiên cứu riêng phần nguồn phát
Mức 2: Nghiên cứu phần nguồn phát kết hợp với phần truyền tải (gọi là
hệ thống tổng hợp nguồn-truyền tải)
iii

Mức 3: Nghiên cứu kết hợp cả 3 phần: nguồn phát, truyền tải và phân
phối.
Có thể chia các phương pháp đánh giá độ tin cậy HTĐ thành 2 nhóm:
xác định và xác suất. Các nghiên cứu trước đây về độ tin cậy HTĐ đã đạt
được nhiều kết quả khả quan dựa trên phương pháp xác định, là cách tiếp cận
dựa trên việc kiểm tra xem đối với một số xác định các tình huống ràng buộc
(như tình trạng phụ tải, sự cố một/một số phần tử) hệ thống điện (nguồn, lưới
hay cả hai) có đảm bảo chức năng cung cấp điện liên tục, an toàn và chất
lượng hay không. Những năm gần đây phương pháp xác suất dần thay thế

phương pháp xác định trong các nghiên cứu về đánh giá độ tin cậy HTĐ.
Phương pháp xác suất đòi hỏi xem xét tối đa số các tình huống. Đó cũng
chính là ưu điểm cơ bản của các phương pháp xác suất. Ví dụ của tiêu chí
đánh giá theo phương pháp xác suất là kỳ vọng công suất thiếu hụt, kỳ vọng
điện năng thiếu hụt, … Hạn chế của phương pháp xác suất là khối lượng tính
toán tăng lên khá lớn cùng với việc tăng số phần tử của HTĐ.
Phương pháp mô phỏng xác suất Monte-Carlo là phương pháp cho
phép xét đến nhiều yếu tố bất định nhất. Khả năng xử lý với tốc độ cao của
các máy tính hiện nay và phương pháp mô phỏng Monte-Carlo cho phép giải
quyết các bài toán phân tích độ tin cậy hệ thống điện với số nút khá lớn.
Về công cụ tính toán, một số phần mềm hiện có như TRELSS
(Transmission Reliability Evaluation of Large Scale System); CREAM
(Composite Reliability Assessment by Monte-Carlo ) của EPRI; MARS
(Multi-Area Reliability Simulation) của GE; MAPS (Market Assessment and
Portfolio Strategies) cũng của GE; LARA (Local Area Reliability
Assessment);… rất khác nhau về cách tiếp cận, đối tượng xem xét độ tin cậy.
Mặt khác, giá bán thường khá cao và khó can thiệp với mục tiêu nghiên cứu
iv

cũng như mở rộng thích nghi với hệ thống điện nước ta làm cho việc tiếp cận
và sử dụng các phần mềm này là hạn chế.
Một số phần mềm phục vụ quy hoạch HTĐ như PDPAT,
STRATEGIST cũng có chứa các module tính toán liên quan đến phân tích độ
tin cậy. Tuy nhiên, các module này thường chỉ phục vụ đánh giá các ràng
buộc về độ tin cậy trong bài toán tối ưu hoá.
Hệ thống điện Việt Nam tính từ tháng 5/1994, sau khi hoà điện đường
dây 500kV Bắc-Nam đến nay đã có một số sự cố lan truyền quy mô lớn. Nền
kinh tế nước ta với tốc độ phát triển cao dẫn đến nhu cầu điện năng tăng cao
không chỉ về số lượng mà cả về chất lượng, yêu cầu về an toàn tin cậy cung
cấp điện ngày càng bức thiết. Nếu không xử lý tốt các vấn đề về kỹ thuật hiện

đại và các ràng buộc trong Hợp đồng mua bán điện với nước ngoài thì ngoài
thiệt hại về kinh tế, có nguy cơ phụ thuộc vào nguồn điện nước ngoài và kéo
theo các ảnh hưởng khác trong những thời điểm nhạy cảm.
Bên cạnh đó, HTĐ nước ta đã, đang và sẽ đưa vào một số công trình
nguồn điện "tập trung" cần quan tâm bảo vệ đặc biệt (Trung tâm nhiệt điện
Phú Mỹ, Thuỷ điện Hoà Bình và trong tương lai là Thuỷ điện Sơn La và nhất
là cụm nhà máy điện hạt nhân). Xuất hiện một số nguy cơ tiềm ẩn mất điện
diện rộng không chỉ do các nguyên nhân kỹ thuật mà cả các lý do về chính trị
- an ninh - xã hội trong bối cảnh toàn cầu hoá với khả năng tấn công của các
lực lượng khủng bố và thù địch với xã hội ta. Trong điều kiện liên kết lưới
điện khu vực với các nước láng giềng hiện nay và sắp tới, vấn đề an ninh hệ
thống cũng cần được lưu tâm nhiều hơn.
Hệ thống đánh giá giám sát an ninh HTĐ là một trong những giải pháp
quan trọng góp phần nâng cao ổn định và tin cậy HTĐ nước ta. Tuy nhiên, hệ
thống này đến nay vẫn chưa được quan tâm nghiên cứu đúng mức trong nước.
Hầu như chưa có một công trình nghiên cứu hay chế tạo hoàn chỉnh nào liên
v

quan đến hệ thống này. (Ngô, 2002) đề xuất được thuật toán xây dựng miền
làm việc ổn định tĩnh trong mặt phẳng công suất, thực chất là phát triển cách
đánh giá ổn định theo các tiêu chuẩn thực dụng, xác định giới hạn theo 2
thông số - công suất tác dụng và công suất phản kháng. (Nguyễn, 2005)] sử
dụng phần mềm EUROSTAG trong đánh giá ổn định quá độ HTĐ Việt Nam.
(Thạch, 2006) đưa ra một số kết quả tính toán phân tích ổn định động của hệ
thống điện Việt Nam theo mô hình chi tiết có xét đến khả năng ứng dụng
TCSC. (Trần, 2005) đã xem xét một số vấn đề nâng cao ổn định tĩnh HTĐ
Việt Nam sử dụng các phần tử của hệ thống điện xoay chiều linh hoạt
FACTS. Tuy nhiên, nhìn chung các công trình này chỉ nghiên cứu một số góc
độ khác nhau của lĩnh vực này, chủ yếu sử dụng những công cụ sẵn có, còn xa
mới đủ cơ sở xây dựng hệ thống đánh giá giám sát an ninh HTĐ hoàn chỉnh.

Liên quan đến độ tin cậy HTĐ, số nghiên cứu trong nước còn ít hơn. Ở
Việt Nam hiện nay chưa có thông tin về việc tiếp nhận và khai thác bất kỳ
phần mềm tính toán độ tin cậy HTĐ nào nói ở phần trên. Giá mua của các
phần mềm này cũng khá đắt. Một vài công trình xây dựng phần mềm khá lý
thú, tuy nhiên chỉ giới hạn ở phương pháp lưới cấu trúc, lý thuyết graph với
phương pháp lát cắt hẹp nên không phải lúc nào cũng phù hợp với các bài
toán đặt ra trong đề tài này. Vì vậy, đề tài này đặt nhiệm vụ xây dựng các
thuật toán và các module phần mềm để tính toán thử nghiệm một số vấn đề
liên quan đến độ tin cậy xem xét.
Như đã phân tích ở trên, trong lĩnh vực đánh giá an ninh HTĐ trên thế
giới đã đạt được các kết quả sau: i) xây dựng được một số cơ sở lý thuyết
đánh giá an ninh tĩnh cũng như an ninh động hệ thống điện; ii) xây dựng các
công cụ tính toán đánh giá an ninh hệ thống điện ở chế độ off-line cũng như
on-line với khả năng xử lý đáp ứng cơ bản yêu cầu thời gian thực; iii) bước
vi

đầu sử dụng hệ thống đo pha (phasor measurement unit - PMU) hỗ trợ công
cụ đánh giá giám sát an ninh khu vực rộng.
Tuy nhiên, vì các nghiên cứu ngoài nước trong lĩnh vực này thường
được thực hiện thông qua các chương trình nghiên cứu liên quan đến an ninh
quốc phòng hoặc là các bí quyết công ty nên các thông tin chi tiết ít được
công bố rộng rãi, khả năng chuyển giao công nghệ cho các nước khác trong
đó có Việt Nam là khó, nếu được thì giá thành sẽ khá cao.
Bên cạnh đó, lĩnh vực đánh giá giám sát an ninh HTĐ vẫn chưa giải
quyết thấu đáo một số vấn đề sau:
- tìm kiếm các thuật toán nhanh hơn để lọc và xếp hạng các biến
cố (contingency) nhằm xác định các biến cố nguy hiểm và có
khả năng gây mất ổn định HTĐ
- áp dụng hiệu quả các công cụ trí tuệ nhân tạo, như mạng nơ ron
nhân tạo, thuật toán di truyền,… và hệ thống xử lý tính toán

phân tán để tăng tốc độ tính toán đánh giá ổn định đáp ứng yêu
cầu thời gian thực, đặc biệt đối với các hệ thống điện quy mô
lớn và/hoặc vận hành trong thị trường điện
- xây dựng các công cụ hiển thị đủ mạnh hỗ trợ nhân viên vận
hành phân tích và phản ứng nhanh với các tình huống mất ổn
định của hệ thống điện.
- nâng cao độ chính xác của mô hình động của các phần tử HTĐ
(trong trường hợp sử dụng công cụ mô phỏng) và giảm sai số
đo lường pha cũng như các thông số hệ thống khác (trong
trường hợp sử dụng công cụ thông tin - đo lường)
Trong nước, số lượng ít ỏi và kết quả của các công trình liên quan khá
khiêm tốn nên còn quá xa để có thể đủ tiền đề xây dựng một hệ thống có khả
vii

năng giám sát, đánh giá an ninh của hệ thống điện trong tất cả các giai đoạn từ
quy hoạch hệ thống điện đến lập phương thức vận hành hay điều khiển ổn
định thời gian thực.
Trong bối cảnh đó, nghiên cứu xây dựng một hệ thống đánh giá giám
sát an ninh hệ thống điện Việt Nam trên cơ sở các phương pháp đánh giá ổn
định HTĐ và cơ sở hạ tầng SCADA hiện có hoặc cơ sở dữ liệu HTĐ ở nước
ta là một nhu cầu cấp thiết, cần phải triển khai càng sớm càng tốt.
Liên quan đến giải tích độ tin cậy hệ thống điện, các công trình nghiên
cứu quốc tế đã đi những bước khá xa trong xây dựng bộ tiêu chuẩn đánh giá
cũng như công cụ tính toán độ tin cậy HTĐ. Tuy nhiên, ở Việt Nam hiện nay
chưa có các quy định thống nhất và rõ ràng về tiêu chuẩn độ tin cậy và cũng
hầu như chưa tiếp nhận và khai thác bất kỳ phần mềm tính toán độ tin cậy
HTĐ nào nói ở phần trên. Giá mua của các phần mềm này cũng khá đắt, trong
khi nhu cầu sử dụng là khá cao ở các cơ quan quy hoạch, thiết kế cũng như
vận hành HTĐ.
Vì vậy, đề tài đặt các mục tiêu sau đây:

- Xây dựng hệ thống đánh giá giám sát an ninh HTĐ trên cơ sở
các phương pháp đánh giá ổn định HTĐ và cơ sở hạ tầng
SCADA/EMS hiện có ở nước ta. Trong khuôn khổ thời gian và
kinh phí có hạn, trước mắt giới hạn phạm vi nghiên cứu là xây
dựng một số module phần mềm điển hình có thể áp dụng thử
nghiệm trong ngành điện nước ta.
- Xây dựng công cụ phần mềm tính toán đánh giá độ tin cậy
HTĐ nước ta. Giới hạn phạm vi nghiên cứu là xem xét các tiêu
chí đánh giá theo mức cấu trúc I của hệ thống điện (HL-I) cũng
như sử dụng phương pháp mô phỏng xác suất Monte-Carlo.
viii

Theo các mục tiêu này, báo cáo tổng hợp này của đề tài chia thành hai
phần lớn. Phần A tương ứng với các vấn đề liên quan đến hệ thống ĐGGSAN
HTĐ và phần mềm đánh giá ổn định quá độ HTĐ (TSA). Tiếp theo đó, phần
B sẽ trình bày tổng quan về độ tin cậy HTĐ, các thuật toán và kết quả xây
dựng, thử nghiệm phần mềm đánh giá độ tin cậy mức HL-I. Các thông tin chi
tiết hơn về sản phẩm, thử nghiệm, v.v người đọc có thể tìm hiểu thêm ở các
báo cáo trung gian tại Viện Năng lượng.