TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH độ TIN cậy của hệ THỐNG CUNG cấp điện và ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ của các THIẾT bị PHÂN đoạn

1
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

PHẠM THỊ VƯƠNG
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ
THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU
QUẢ CỦA CÁC THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN
Chuyên ngành : Kỹ Thuật Điện
Mã số : 60520202
TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
THÁI NGUYÊN - 2014
Luận văn được hoàn thành tại trường Đại học Kỹ tuật Công nghiệp Thái Nguyên.
Cán bộ HDKH : GS.TS Lã Văn Út
Phản biện 1 : TS. Nguyễn Quân Nhu
Phản biện 2 : TS. Nguyễn Văn Vỵ
Luận văn đã được bảo vệ trước hội đồng chấm luận văn, họp tại: Phòng 201 nhà A8,
trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp Thái Nguyên.
Vào 9 giờ 30 phút ngày 17 tháng 08 năm 2014.
Có thể tìm hiển luận văn tại Trung tâm Học liệu tại Đại học Thái Nguyên và Thư viện
trường Đại học Kỹ thuật công nghiệp Thái Nguyên.
2
MỞ ĐẦU
1.Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài
Trong giai đoạn công nghiệp hóa và hiện đại hoá đất nước ta hiện nay, nhu cầu điện năng trong tất cả
các lĩnh vực công nghiệp, dịch vụ, sinh hoạt, nông nghiệp luôn luôn không ngừng tăng lên và nó ngày càng
đóng vai trò không thể thiếu trong nên kinh tế quốc dân.
Nền kinh tế quốc dân ngày càng phát triển, tốc độ công nghiệp hóa tăng nhanh, do đó ngày càng đòi
hỏi nhiều năng lượng điện. Điều đó đặt ra cho hệ thống cung cấp một nhiệm vụ khó khăn là vừa phải thỏa
mãn lượng điện năng tiêu thụ, vừa phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng điện năng pháp định và độ tin cậy
hợp lý. Đó là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong đó việc nâng cao độ tin cậy ở lưới cung cấp điện có ảnh

hưởng đáng kể đến chất lượng điện năng và chỉ tiêu kinh tế của toàn bộ hệ thống cung cấp điện.
Độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng
điện năng. Nếu các chỉ tiêu về điện áp, tần số được đảm bảo nhưng điện năng không được cung cấp liên tục
thì không những không đưa lại hiệu quả kinh tế mà còn gây thiệt hại, ảnh hướng lớn đến các hoạt động và an
sinh xã hội. Chính vì vậy ngành điện cần phải có phương pháp tính toán thích hợp để đánh giá độ tin cậy
cung cấp điện.
Với đề tài: “Tính toán phân tích độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện và đánh giá hiệu quả của
các thiết bị phân đoạn ” luận văn mong muốn đóng góp một phần nhỏ những tìm tòi nghiên cứu của mình
vào việc tính toán đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, nhằm đảm bảo yêu cầu sử dụng điện tin cậy cho từng
hộ tiêu thụ điện.
2. Cấu trúc của luận văn
Ngoài phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, luận văn gồm 3 chương:
Chương 1: Tổng quan các chỉ tiêu tin cậy và các phương pháp tính toán độ tin cậy của hệ thống điện nói
chung và độ tin cậy cung cấp điện nói riêng.
Chương 2: Phương pháp đồ thị - giải tích để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của từng nút phụ tải.
Chương 3: Tính toán chế độ xác lập và đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải thuộc lộ 372E6.8
Thái Nguyên.
Tôi xin trân trọng bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy giáo GS.TS.Lã Văn Út – người đã hướng dẫn
tận tình và giúp đỡ tôi hoàn thành luận văn thạc sĩ này.
Tôi xin chân thành cám ơn các thầy cô ở Khoa Điện – Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã
đóng góp nhiều ý kiến và tạo điều kiện thuận lợi cho tôi hoàn thành luận văn.
Tôi xin chân thành cám ơn Khoa sau Đại học, xin chân thành cám ơn Ban Giám Hiệu Trường Đại
Học Kỹ Thuật Công Nghiệp đã tạo những điều kiện thuận lợi nhất về mọi mặt để tôi hoàn thành khóa học.
Tôi xin chân thành cảm ơn!
Thái Nguyên, ngày 18 tháng 09 năm 2014
Người thực hiện
3
Phạm Thị Vương
4
Chương 1

TỔNG QUAN CÁC CHỈ TIÊU TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ
TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NÓI CHUNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
NÓI RIÊNG
1.1. Khái niệm chung về độ tin cậy của hệ thống điện
1.1.1. Hệ thống điện và các phần tử
1.1.2. Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện
1.1.3. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện
- Thời gian ngừng CCĐ cho các khách hàng trong năm (T
mđ
)
Ý nghĩa: là chỉ tiêu hướng tới phụ tải, chỉ thời gian mất điện trung bình của khách hàng trong năm,
đơn vị tính h/năm (tương tự như CAIDI).
+ Thời gian mất điện trung bình hệ thống (SAIDI).
+ Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình hệ thống (ASAI)
Các chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá được độ tin cậy CCĐ cho các khách
hàng và so sánh với yêu cầu.
- Điện năng ngừng CCĐ ( E
mđ
)
Điện năng ngừng CCĐ được xem xét cho khách hàng và của toàn HTCCĐ.
+ Điện năng ngừng CCĐ cho các khách hàng:
Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới phụ tải, chỉ điện năng bị mất do ngừng CCĐ đối với khách hàng, đơn vị tính
kWh/năm. Chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá được mức độ thiệt hại của các
khách hàng do CCĐ kém tin cậy gây ra.
+ Điện năng ngừng CCĐ cho HTCCĐ:
Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới HTCCĐ, chỉ điện năng ngừng CCĐ của HTCCĐ trong năm, đơn vị tính
kWh/năm. Chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá chung được ĐTC của toàn
HTCCĐ về phương diện thỏa mãn nhu cầu điện năng.
1.2. Tổng quan về các phương pháp tính toán độ tin cậy cung cấp điện
1.2.1. Phương pháp không gian trạng thái

Với phương pháp này, hệ thống được diễn tả bởi các trạng thái hoạt động và khả năng chuyển giữa các
trạng thái đó.Trạng thái hệ thống được xác định bởi tổ hợp các trạng thái của các phần tử. Mỗi tổ hợp trạng
thái của phần tử cho một trạng thái của hệ thống.Phương pháp không gian trạng thái có thể xét các phần tử
có nhiều trạng thái khác nhau và với các giả thiết nhất định có thể áp dụng phương pháp quá trình Markov
một cách hiệu quả để tính xác suất trạng thái và tần suất trạng thái, từ đó tính được các chỉ tiêu ĐTC của
HTCCĐ.
Như vậy phương pháp không gian trạng thái chủ yếu được sử dụng trong bài toán đánh giá độ tin cậy
lưới điện truyền tải.
1.2.2. Phương pháp mô phỏng Monte - Carlo
Phương pháp Monte Carlo mô phỏng hoạt động của các phần tử trong hệ thống điện như một quá trình
ngẫu nhiên. Nó tạo ra lịch sử hoạt động của phần tử và hệ thống một cách nhân tạo trên máy tính điện tử, sau
đó sử dụng các phương pháp đánh giá thống kê để phân tích, đánh giá và rút ra các kết luận ĐTC của các
phần tử và hệ thống điện.
Phương pháp này cho phép xét đến tác động vận hành tới các chỉ tiêu ĐTC, tuy nhiên nhược điểm của
5
phương pháp là cần nhiều thời gian, khối lượng tính toán lớn. Trong ([9], [11]), [12] ) đã sử dụng phương
pháp này để tính toán ĐTC.
Phương pháp Monte Carlo chủ yếu dùng để đánh giá độ tin cậy nguồn điện xét đến đặc trưng xác suất
dòng chảy ở các nhà máy thủy điện.
1.2.3. Phương pháp đồ thị - giải tích
Phương pháp này bao gồm việc lập sơ đồ ĐTC và áp dụng phương pháp giải tích bằng đại số
Boole và lý thuyết xác suất các tập hợp để tính toán ĐTC.
Trong sơ đồ ĐTC bao gồm:
+ Các nút trong đó có nút nguồn, nút tải, nút trung gian;
+ Nhánh được thể hiện bằng các khối mô tả trạng thái tốt của các phần tử của HTĐ.
Phương pháp đồ thị-giải tích áp dụng rất hiệu quả cho các bài toán độ tin cậy lưới điện. Trong ([8],
[10]) đã áp dụng khá hiệu quả phương pháp đồ thị - giải tích để đánh giá ĐTC cho HTCCĐ có cấu trúc phức
tạp.
1.2.4. Phương pháp cây hỏng hóc.
Phương pháp cây hỏng hóc mô tả bằng đồ thị quan hệ nhân quả giữa các dạng hỏng hóc trong hệ

thống, giữa hỏng hóc hệ thống và các hỏng hóc thành phần trên cơ sở hàm đại số Boole. Cơ sở cuối cùng để
tính toán là các hỏng hóc cơ bản của các phần tử.
Phương pháp cây hỏng hóc cũng mô tả quan hệ logic giữa các phần tử hay giữa các phần tử và từng
mảng của hệ thống một cách rõ nét, giữa các hỏng hóc cơ bản và hỏng hóc đỉnh mà ta đang khảo sát.
Phương pháp cây hỏng hóc thích hợp với bài toán độ tin cậy của nhà máy điện, sơ đồ bảo vệ,
điều khiển
Qua đây ta thấy nhìn chung các phương pháp tính toán ĐTC của HTĐ phức tạp đều có những ưu,
nhược điểm riêng của nó, do đó việc lựa chọn phương pháp tính toán phụ thuộc vào nhiệm vụ và yêu cầu do
bài toán đặt ra. Hơn nữa, trong những điều kiện cụ thể người nghiên cứu luôn luôn phải vận dụng và phát
triển phương pháp ở mức độ nhất định trước khi áp dụng tính toán cho sơ đồ thực tế.
Trong luận văn này tác giả sẽ đi sâu tìm hiểu và áp dụng phương pháp đồ thị - giải tích nhằm tính toán
ĐTC của HTCCĐ. Đặc điểm của lưới điện này là có sơ đồ hình tia và có thiết bị phân đoạn.
Các nội dung của phương pháp này được trình bầy riêng ở chương 2.
6
Chương 2
PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP
ĐIỆN CỦA TỪNG NÚT PHỤ TẢI
2.1. Đặt vấn đề
Thời gian gần đây ĐTC CCĐ ngày càng được quan tâm từ phía khách hàng. Những khách hàng đặc
biệt, có yêu cầu cao về chất lượng điện năng và ĐTC CCĐ thường được cung cấp từ ít nhất hai nguồn theo
sơ đồ lưới kín vận hành hở. Cũng có thể sử dụng thêm nguồn dự phòng ,như hình 2.1.


Hình 2.1.Nguồn dự phòng trong lưới điện phân phối
2.2. Mô hình bài toán và cơ sở phương pháp tính
2.2.1. Mô tả bài toán
Lưới điện được đưa vào xem xét, tính toán ĐTC CCĐ bao gồm: các khách hàng (phụ tải), thanh cái
cung cấp công suất vô cùng lớn, các nguồn điện dự phòng, các thiết bị phân đoạn (TBPĐ) đặt tại một số vị
trí trên các mạch đường dây (hình 2.2).

Hình 2.2. Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu
Bài toán đặt ra là: cho trước cấu trúc HTCCĐ, biểu đồ phụ tải, cường độ hỏng hóc/phục hồi của các
phần tử, thời gian thao tác của các TBPĐ , cần tính các chỉ tiêu ĐTC cung cấp điện cho các phụ tải và các
chỉ tiêu chung cho HTCCĐ.
2.2.2. Mô hình nguồn và phụ tả
2.2.3 Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC
TC hạ áp
trạm 110 kV
1
2
3
4
5
9
10
11
16
12
23
20
S
1
6
7
8
13
14
15
17
18

19
21
22
24
25
26
27
28
25 26
27
28
TC hạ áp
trạm 110 kV
1
2
3
4
5
9
10
11
16
12
23
20
S
1
6
7
8

13
14
15
17
18
19
21
22
24
7
a. Phân miền khu vực trong sơ đồ HTCCĐ
Ma trận F gồm n hàng và n cột tương ứng với n khu vực. Các số hạng trong ma trận F có thông số Để
tính toán ĐTC riêng cho các hộ phụ tải cần phân miền khu vực cho sơ đồ. Các TBPĐ phân chia lưới điện
thành các khu vực khác nhau. Các khách hàng trong cùng khu vực có ĐTC CCĐ như nhau bởi đồng thời
được đóng hoặc cắt điện.


Hình 2.4. Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực
b. Các thông số ĐTC đẳng trị của phần lưới điện khu vực
Để tính toán ĐTC, trước tiên cần đẳng trị các đoạn lưới liền nhau mà giữa chúng không có TBPĐ
(trong mỗi khu vực).
Độ dài đẳng trị của n đoạn lưới nhánh liền nhau thành đoạn lưới L
j
của khu vực j:
L
j
=
∑
=
n

i 1
l
i ;
(2.1)

Cường độ hỏng hóc của đoạn lưới khu vực j là:

λ
j
=
∑
=
n
i 1
oi
λ
L
j ;


(2.2)
Thời gian sửa chữa sự cố của đoạn lưới khu vực j là:
r
j
=
j
n
i
joi
r

λ
λ
∑
=
1



(2.3)
Trong đó: l
i
là độ dài đoạn lưới thứ i (km); n là số đoạn lưới trong khu vực j;
i0
λ
là cường độ hỏng
hóc đoạn lưới thứ i (lần/100km.năm); r
0i
là thời gian phục hồi sự cố đoạn lưới thứ i (h).
2.2.4. Các ma trận cấu trúc
2.2.4.1. Ma trận liên hệ giữa các khu vực F (nxn)
KV 1
S
1
c)
KV 4
KV 3
KV 2
S
S
1

S
b)
KV1
KV3
KV2
KV4
7
a)
TC hạ áp
trạm 110 kV
1
2
3
4
5
9
10
11
16
12
23
20
S
1
6
8
13
14
15
17

18
1
9
21
22
24
25
26
27
28
8
là 1 hoặc 0. Trong đó F(i, j) = 1 khi i nối với j, F(i, j) = 0 khi i không nối với j.
2.2.4.2. Ma trận đường nối D(nxn)
Ma trận đường nối D thể hiện tất cả các đường nối, nối từ nguồn S tới nút tải. Các số hạng trong
ma trận D có thông số là 1 hoặc 0; D(i, j) = 1, có nghĩa là khu vực j nằm trên đường nối từ nguồn S đến nút i,
nếu D(i, j) = 0, có nghĩa là khu vực j không nằm trên đường nối từ nguồn S đến nút i.
2.2.4.3. Ma trận liên hệ giữa nguồn chính S với các khu vực khi có một khu vực bị sự cố A
s
(nxn)
Các số hạng trong ma trận A
s
có giá trị là 1 hoặc 0. Trong đó: A
s
(i, j) = 0, khi hỏng hóc tại khu vực j,
nguồn S không cấp cho khu vực i. A
s
(i, j) = 1, khi hỏng hóc tại khu vực j, nguồn S vẫn cấp được cho khu
vực i.
2.2.4.4. Ma trận ảnh hưởng thiết bị phân đoạn C(i, j) và R
pd

(i, j)
Ma trận ảnh hưởng TBPĐ, kí hiệu C, với các số hạng C(i, j) có giá trị bằng 1 hoặc bằng 0. Số hạng
C(i,j) = 1 nếu khi sự cố tại khu vực j, khu vực i được cấp điện trở lại (từ nguồn chính S hoặc nguồn dự phòng
S
k
) với thời gian bị mất điện tạm thời hữu hạn (bằng r
pdij
). Số hạng C(i, j) = 0 trong các trường hợp còn lại,
bao gồm các trường hợp thời gian bị mất điện tạm thời rất ngắn có thể bỏ qua (r
pdij
=0) hoặc mất hẳn (r
pdij
=∞).
Việc thiết lập ma trận cấu trúc C(i,j) có ý nghĩa rất quan trọng nhằm xét đến ảnh hưởng thời gian thao tác
TBPĐ đến ĐTC CCĐ.
2.3. Tính toán độ tin cậy cung cấp điện
2.3.1. Lưới điện hình tia không có nguồn dự phòng
Xét HTCCĐ như hình 2.5, giả thiết biết biểu đồ phụ tải, cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số
lần ngừng điện công tác, thời gian ngừng điện mỗi lần thao tác của các khu vực, thời gian thao tác của các
TBPĐ, các ma trận A
s
(i, j), C(i, j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và hệ thống cung cấp điện.

Hình 2.5. Sơ đồ HTCCĐ hình tia
Trong trường hợp này ta sử dụng ma trận kết nối nguồn S là A
s
(i, j) và ma trận ảnh hưởng TBPĐ C(i,
j) hoặc R
pd
(i, j).

Từ ý nghĩa của các ma trận dễ suy ra biểu thức tính thời gian ngừng CCĐ của khu vực i gây ra bởi khu
vực j ( j có thể bằng i ):
T
mđij
={R
pd
(i,j)+[1-A
s
(i,j)]r
j
}λ
j
(2.4)
Bỏ qua sự cố xếp chồng, thời gian ngừng CCĐ cả năm của khu vực i do sự cố tất cả các khu vực gây ra
tính được:
T
mđi
=
∑
=
n
j 1
T
mđi,j
(h/năm)

(2.5)
Để tính điện năng ngừng CCĐ ta cũng cần xác định điện năng ngừng CCĐ gây ra riêng bởi sự cố từng
khu vực. Ta có điện năng ngừng CCĐ khu vực i do sự cố khu vực j như sau:
KV 1

KV 4KV 3
KV 2
S
9
E
mđij
= [R
pd
(i,j)+(1-A
s
(i,j) r
j
]λ
j
T
1
∑
=
T
t 1
P
i
(t)]
= {R
pd
(i,j)+[1-A
s
(i,j)] r
j
}

λ
j
α
tbi
(2.6)
Ở đây P
i
(t) công suất phụ tải khu vực i, tương ứng với thời gian kéo dài t, tính theo biểu đồ phụ tải kéo
dài năm, T=8760 h. (Có thể quy đổi từ biểu đồ phụ tải ngày kéo dài).
Điện năng ngừng CCĐ tổng của khu vực i:
E
mđi
=
∑
=
n
j 1
E
mđij
(kWh/năm) (2.7)
Điện năng ngừng CCĐ tính cho cả HTCCĐ:
E
mđ
=
∑
=
n
i 1
E

mđi
(kWh/năm) (2.8)
2.3.2. Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng
Xét HTCCĐ hình tia có một nguồn dự phòng như hình 2.6, giả thiết nguồn dự phòng có công suất đủ
lớn, biết cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số lần ngừng điện công tác, các ma trận A
s
(i,j), A
k
(i,j),
R
pd
(i,j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và HTCCĐ.

Hình 2.6. Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng
Trong trường hợp này không cần quan tâm đến tương quan giữa công suất nguồn và biểu đồ phụ tải
bởi luôn đủ công suất và khu vực tốt sẽ được cấp điện trở lại, nếu sau khi cách li khỏi khu vực sự cố nó được
nối đến ít nhất một nguồn.
Thời gian ngừng CCĐ của khu vực i gây ra bởi khu vực j (j có thể bằng i):
T
mđij
= {R
pd
(i,j)+[1-A
s
(i,j)]
∏
=
−
dp
N

1k
k
)]j,i(A1[
r
j
}λ
j
(2.9)
Trong đó N
dp
là số nguồn dự phòng
Thời gian ngừng CCĐ cả năm của khu vực i tính được:
T
mđi
=
∑
=
n
j 1
T
mđi,j
(h/năm)

(2.10)
Có thể giải thích ý nghĩa của (2.9) tương tự theo (2.4). Sự khác nhau ở đây là nếu có ít nhất một nguồn
(kể cả nguồn chính và dự phòng) nối được đến khu vực i sau khi cách li sự cố thì điện được cấp lại ngay. Mất
điện chỉ xảy ra thì tích:
KV 4
KV 3
S

1
KV 1
KV 2
S
10
[1-A
s
(i,j)]
∏
=
−
dp
N
1k
k
)]j,i(A1[
=1.
Tích này chỉ bằng 1 khi mọi giá trị A(i, j) =0, nghĩa là không được nối với nguồn nào. Lúc này
thời gian mất điện khu vực i do sửa chữa khu vực j sẽ là:
[1-A
s
(i,j)]
∏
=
−
dp
N
1k
k
)]j,i(A1[

r
j

Điện năng ngừng CCĐ khu vực i do sự cố khu vực j như sau:
E
mđij
= {R
pd
(i,j)+[1-A
s
(i,j)]
∏
=
−
dp
N
1k
k
)]j,i(A1[
r
j
} λ
j
α
tbi
(2.11)
Điện năng ngừng CCĐ tổng của khu vực i:
E
mđi
=

∑
=
n
j 1
E
mđij
(kWh/năm) (2.12)
Điện năng ngừng CCĐ tính cho cả HTCCĐ:
E
mđ
=
∑
=
n
j 1
E
mđi
(kWh/năm) (2.13)
2.5. Kết luận chương 2
Mô hình HTCCĐ theo khu vực (phân biệt theo vị trí TBPĐ) rất thích hợp với LĐPP để xây dựng các
phương pháp tính toán ĐTC CCĐ. Trên cơ sở thiết lập các ma trận cấu trúc và ma trận ảnh hưởng TBPĐ có
thể tính toán được các chỉ tiêu cơ bản về ĐTC CCĐ thông qua các quan hệ giải tích.
11
Chương 3
TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO
CÁC PHỤ TẢI THUỘC LỘ 372 E6.8 THÁI NGUYÊN
3.1. Đặc điểm tự nhiên, kinh tế xã hội
3.1.1. Đặc điểm tự nhiên:
3.1.2. Đặc điểm kinh tế xã hội
3.2. Đặc điểm lưới điện tỉnh Thái Nguyên

Hiện tại toàn tỉnh Thái nguyên được cấp điện từ hai nguồn: Nguồn điện mua từ Trung Quốc và nguồn
điện Việt Nam. Cũng do tình hình thiếu điện chung của cả nước, tỉnh Thái Nguyên là nơi điều chỉnh tải giữa
2 nguồn điện mua từ Trung Quốc và nguồn điện Việt Nam.
Nhìn chung, chất lượng điện năng của lưới điện Tỉnh Thái Nguyên là khá tốt. Trong lưới điện Tỉnh
Thái Nguyên có lộ 372E6.8 Đồng Hỷ làm nhiệm vụ cung cấp nguồn cho một phần khu vực huyện Đồng Hỷ
và cung cấp cho các phụ tải công nghiệp quan trọng của huyện Đồng Hỷ - Võ Nhai như: Mỏ Đá Minh Lập,
Nhà máy Gạch siêu nhẹ…
Qua nghiên cứu, xét thấy Lộ 372E6.8 có đầy đủ các loại phụ tải, có thể đặc trưng cho một lưới điện
phân phối. Từ những đánh giá trên, Tôi quyết định chọn lộ 372E6.8 để khảo sát, thu thập số liệu và tính toán.
12
Sơ đồ nguyên lý lộ 372.E6.8
180 KVA
G?ch siêu nh?
100 KVA
Quang Sõn 5
320 KVA
Ð?ng Phú
320 KVA
UBTân Long
100 KVA
TT Tân Long
100 KVA
H?a B?nh 4
160 KVA
Ð?ng M?u
160 KVA
Tân Th?nh
75 KVA
Ba Ð?nh
75 KVA

Quang Sõn 4
180 KVA
Quang Sõn 3
1000 KVA
Vi?t Cý?ng
75 KVA
Ð?ng Mây 2
50 KVA
Ð.Luông
560 KVA
Lân Ðãm 2
560 KVA
M? k?m ch? 1
250 KVA
M? Ba
100 KVA
Khe Quân
15
23
26
28
31
34
36
59
64
66
37
39
44

49
73
68
DCL 01
180 KVA
Quang Sõn 2
250KVA
Quang Sõn 1
250 KVA
T?p Th? XMTN
400 KVA
M? ðá Minh L?p
9
12
750 KVA
M? ðá Ð?i Tr?c
41
16
630 KVA
M? k?m ch? 2
55
75 KVA
Làng Gi?ng
100 KVA
Vân Khánh
61
560 KVA
Tân An Phú
1
8

0

K
V
A
C
ý
?
n
g

p
h
ú
c

2
1
4
DCL 01
19
21
100 KVA
Liên phýõng
74
50 KVA
Tân Sõn
70
DCL 01 Vãn Lãng
75KVA

Ð?ng mây 1
47
560 KVA
Minh hi?n
5
6
71
13
24
29
53
32
62
45
50
17
3
7
8
14
18
20
22
25
27
54
56
57
30
33

35
58
65
38
40
42
43
46
48
52
51
60
67
72
69
75
AC50
1,47km
AC50
2,3km
AC50
0,85km
AC50
0,2km
AC50
0,2km
AC50
0,3km
AC50
2,05km

AC50
0,55km
AC50
1,07km
AC50
0,23km
AC50
1,5km
AC50
0,04km
AC50
1,55km
AC50
0,85km
AC50
0,15km
AC50
0,25km
AC50
0,06km
AC50
1,520km
AC50
0,35km
AC50
3,22km
AC50
1,4km
AC50
2,05km

AC50
0,3km
AC50
2,65km
AC50
0,520km
AC50
0,62km
AC50
0,61km
AC50
0,1km
AC50
1,6km
AC95
1,08km
AC95
0,87km
AC50
1,53km
AC50
0,12km
AC50
1,5km
AC50
0,5km
AC50
1,98km
AC50
0,32km

AC50
0,42km
AC50
2,1km
AC50
1,28km
AC50
2,45km
AC50
0,85km
AC50
0,23km
76
63
2
10
TC h
? áp
tr?m 35kV
13
3.3.4. Ứng dụng phần mềm CONUS tính toán chế độ xác lập lộ 372E6.8
3.3.4.1. Cơ sở tính toán
Số liệu tính toán gồm : số liệu về đường dây, số liệu phụ tải, số liệu MBA được cấp từ thực tế.
Trên cơ sở bộ số liệu thu thập được từ thực tế. Cập nhập thông số cần tính toán vào chương trình CONUS
Sử dụng chương trình CONUS tính toán, với các lựa chọn ban đầu:
- Tần số mặc định khi tính ở chế độ xác lập : f = 50 Hz
- Nút cơ sở hay nút cân bằng : nút số 1
- Độ chính xác theo công suất : 0,010
3.3.4.2. Các số liệu ban đầu (nhập vào chương trình CONUS)
- Nhập số liệu nút

- Nhập số liệu nhánh
- Nhập số liệu cho máy biến áp
3.3.4.3.Kết quả tính toán
Sau khi cập nhật bộ số liệu của lộ 372 E6.8 vào chương trình CONUS, ta thu được các kết quả như sau:
Bảng 3.4. Điện áp các nút trên lưới 35 kV
Nút số Điện áp(kV) Nút số Điện áp(kV)
1 37 36 36,135
3 36,929 37 36,059
4 36,927 39 35,927
6 36,926 41 35,962
8 36,845 44 35,957
9 36,742 45 35,957
10 36,731 47 35,956
12 36,567 49 35,953
13 36,567 50 35,952
15 36,342 53 36,1
16 36,339 55 36,089
17 36,338 57 36,082
19 36,335 59 36,120
21 36,333 61 36,082
23 36,319 62 36,079
24 36,319 64 36,057
26 36,298 66 36,055
28 36,269 68 36,045
29 36,267 70 36,039
31 36,249 71 36,039
32 36,249 73 36,035
34 36,192 74 36,031

Từ thông số trên bảng ta thấy đa số điện áp của các nút trung áp đều nằm trong giới hạn cho phép

( ∆U
cp
≤ 5%).
Bảng 3.5. Điện áp các nút hạ áp 0,4 kV
Nút số Điện áp(kV) Nút số Điện áp(kV)
2 0,393 43 0,383
5 0,391 46 0,385
7 0,396 48 0,384
11 0,389 51 0,383
14 0,387 52 0,386
14
18 0,389 54 0,382
20 0,385 56 0,382
22 0,387 58 0,386
25 0,385 60 0,385
27 0,390 63 0,387
30 0,386 65 0,384
33 0,388 67 0,382
35 0,385 69 0,383
38 0,385 72 0,383
40 0,381 75 0,385
42 0,383 76 0,382
Từ bảng thống kê số liệu trên ta thấy: Đa số điện áp của các nút điện hạ áp đều nằm trong giới hạn cho
phép ( ∆U ≤ 5%).
Ngoài ra, chương trình còn tổng hợp trị số tổn thất công suất tác dụng trong lưới toàn.
* TONG CONG SUAT FAT 5.447 MW .
* CONG SUAT YEU CAU 5.265 MW .
* TON THAT TRONG LUOI 0.186 MW .
Nhận xét:
Qua tính toán cụ thể các nhánh hoàn toàn không quá tải. Với số liệu thực tế đã cho, chế độ lưới điện

thể hiện khá hợp lý.
3.4. Ứng dụng phương pháp đồ thị giải tích tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải thuộc
xuất tuyến 372E6.8.
3.4.1. Cơ sở của phương pháp
Với sơ đồ lưới điện lộ 372E6.8 ngoài máy cắt đầu nguồn còn có 4 DCL phân đoạn. Dựa vào vị trí
máy cắt và dao cách ly có thể phân miền sơ đồ thành 5 khu vực như trên (hình 3.5.a). Sơ đồ tính toán ĐTC
có thể biểu diễn đơn giản hơn như (hình 3.5.b). Biểu đồ phụ tải 5 khu vực thu thập được như trên hình 3.6.
Do chỉ có 4 mức khác nhau ta không cần thiết lập biểu đồ dạng thời gian kéo dài, bởi thời gian kéo dài cũng
chính bằng thời gian mỗi mức.
a)
KV1
KV3
KV2
KV4
KV5
TC hạ áp trạm
35kV
KV 2
b)
KV 1
KV 4
KV 3
KV 5
S
15
Hình 3.5: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực


Hình 3.6. Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán
Bảng 3.7: Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải

( Lấy thông số tại Phòng Điều Độ - Công ty Điện lực Thái nguyên)
Hạng mục Mức 1 Mức 2 Mức 3 Mức 4
1. Khu vực 1
a. P(MW)
0,27 0,42 0, 5 0,3
b. Thời gian(h)
0-8 8-11 11-16 16-24
2
4 6
8 10
12
14
16
18
20
22
24
t
0
1
2
0,5
MW
KV1
KV2
1,5
KV3
KV4
KV5
P

h
16
2. Khu vực 2
a. P(MW)
1,3 2,1 2, 5 1, 8
b. Thời gian(h)
0-3 3-10 10-14 14-24
3. Khu vực 3
a. P(MW)
1,4 2,12 2,4 1,7
b. Thời gian(h)
0-8 8-11 11-16 16-24
4. Khu vực 4
a. P(MW)
0,2 0, 3 0,4 0,36
b. Thời gian(h)
0-3 3-7 7-11 11-24
5. Khu vực 5
a. P(MW)
0,34 0,45 0,6 0,56
b. Thời gian(h)
0-6 6-9 9-15 15-24
- Lộ 372E6.8: Khu vực 1: Có 3 khách hàng (TBA); khu vực 2: Có 18 khách hàng(TBA); khu vực 3:
Có 8 khách hàng (TBA); Khu vực 4: Có 1 khách hàng(TBA); khu vực 5: Có 2 khách hàng (TBA);
Để phục vụ cho mục đích tính toán biểu đồ được thiết lập dưới dạng số như trong bảng 3.7.
3.4.2.Các số liệu tính toán khác
+ Lưới phân phối có cường độ hỏng hóc
0
λ
= 4 (lần/100km.năm), thời gian sửa chữa sự cố là r = 12

h/lần sửa chữa.
+ Dao cách ly thường có thời gian thao tác sự cố là r
pđ
= 2h/lần thao tác sự cố, 0,5h/lần thao tác công
tác.
+ Số lần ngừng điện công tác năm là 6 lần/năm, thời gian ngừng điện mỗi lần thao tác là 2h/lần.
Chiều dài đẳng trị đoạn lưới: Khu vực 1 là 2,35km, khu vực 2 là 28,15km, khu vực 3 là 8,47km, khu
vực 4 là 1,52km, khu vực 5 là 3,3km.
3.4.3. Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau
- Dựa vào sơ đồ hình 3.2 ta thiết lập được các ma trận cấu trúc như sau
C
1
=








0
0
0
0
0
0
0
0
0

1
1
1
0
1
1
0
0
1
1
1








0
1
1
1
1
; C
2
=









0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0









0
0
0
0
0
; A
s
=








0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1

1
0
1
1
0
0
1
1
1








0
1
1
1
1

R
pd1
=









0
0
0
0
0
0
0
0
0
12pd
r
53
43
23
13
0
pd
pd
pd
pd
r
r
r
r
0
0

34
24
14
pd
pd
pd
r
r
r









0
45
35
25
15
pd
pd
pd
pd
r
r
r

r
=








0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
2
2
0
2
2
0
0
2
2
2









0
2
2
2
2
;
17
Áp dụng các công thức từ (2.2 ) đến (2.8) và tính toán ĐTC cho các trường hợp ta có bảng kết quả sau:
Bảng 3.8. Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC
Hạng mục
KV 1 KV 2 KV 3 KV 4 KV 5
I.TBPĐ là DCL thường
1. T
mđ
(h/năm) 28,44 48,68 61,07 58,29 68,61
2. E
mđ
(10
3
kWh/năm) 9,954 94,536 109,804 19,818 34,305
3. ASAI (%) 99,67 99,44 99,30 99,33 99,21
II. TBPĐ là Máy Cắt

1. T
mđ
(h/năm) 13,128 38,616 54,648 51,348 64,932
2. E
mđ
(10
3
kWh/năm) 4,594 74,992 98,322 17,458 32,466
3. ASAI (%) 99,85 99,56 99,38 99,41 99,26

Cộng các khu vực ta có điện năng ngừng CCĐ toàn hệ thống.
- Khi sử dụng DCL thường: E
mđ
= 268417 kWh (trong một năm);
- Khi sử dụng Máy cắt : E
mđ
= 227832 kWh (trong một năm).
Như vậy, nếu sử dụng máy cắt thời gian mất điện cũng như điện năng bị mất cung cấp giảm đi đáng kể.
Nhận xét :
- ĐTC tính toán cho các phụ tải thuộc lộ xét nói chung không quá thấp, Tuy nhiên, so với yêu cầu
tiêu chuẩn về độ sãn sàng cung cấp điện (ASAI) là 99,7%, thì tất cả các khu vực đều chưa đạt.
- ĐTC thấp nhất thuộc về khu vực 5. Dễ thấy khu vực này chịu ảnh hưởng hoàn toàn bởi sự cố mất
điện của các khu vực 1, 2 và 4.
3.5. Nghiên cứu ảnh hưởng lựa chọn vị trí đặt TBPĐ
3.5.1. Đặt vấn đề
Vị trí lắp đặt các TBPĐ có ảnh hưởng đáng kể đến ĐTCCCĐ đó là vì nó tác động đến việc phân chia
khu vực, làm thay đổi hoàn toàn các ma trận cấu trúc và ma trận ảnh hưởng TBPĐ. Ta tính toán cho trường
hợp cụ thể với sơ đồ lưới điện lộ 372E6.8, giả thiết chuyển DCL ở vị trí (53-55) sang vị trí (36-59). Mục đích
là nâng cao ĐTC cho khu vực 5.
Dựa vào vị trí mới của dao cách ly có thể phân miền sơ đồ thành 5 khu vực như trên hình 3.7.

KV 5
KV1
KV3
KV2
KV4
KV5
TC hạ áp
trạm 35kV
KV 2
KV 1
KV 4
KV 3
S
18
Hình 3.7: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực
3.5.2.Các số liệu tính toán
Khi phân chia lại khu vực, phụ tải cũng được phân bố lại. Dựa vào vị trí các hộ phụ tải, ta
xây dựng được các biểu đồ mới cho các khu vực như trên hình 3.8.


Hình 3.8 .Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán
Bảng 3.9 : Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải
( Lấy thông số tại Phòng Điều Độ - Công ty Điện lực Thái nguyên)
Hạng mục Mức 1 Mức 2 Mức 3 Mức 4
1. Khu vực 1
a. P(MW)
0,27 0,42 0, 5 0,3
b. Thời gian(h)
0-8 8-11 11-16 16-24
2

4 6
8 10
12
14
16
18
20
22
24
t
0
1
2
0,5
MW
KV1
KV2
1,5
KV3
KV4
KV5
P
h
19
2. Khu vực 2
a. P(MW)
0,75 1,2 1, 5 0, 9
b. Thời gian(h) 0-3 3-10 10-14 14-24
3. Khu vực 3
a. P(MW)

1,4 2,12 2,4 1,7
b. Thời gian(h)
0-8 8-11 11-16 16-24
4. Khu vực 4
a. P(MW)
0,6 0, 8 1 0,8
b. Thời gian(h)
0-3 3-7 7-11 11-24
5. Khu vực 5
a. P(MW)
0,5 0,7 1 0,75
b. Thời gian(h) 0-6 6-9 9-15 15-24
3.5.3. Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau
- Dựa vào sơ đồ hình 3.4 ta thiết lập được các ma trận cấu trúc như sau
C
1
=








0
0
0
0
0

0
0
0
0
1
1
1
0
1
1
1
0
1
1
1








0
1
1
1
1
; C
2

=








0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0









0
0
0
0
0
; A
s
=








0
0
0
0
0
0
0

0
0
1
1
1
0
1
1
1
0
1
1
1








0
1
1
1
1

R
pd1
=









0
0
0
0
0
0
0
0
0
12pd
r
53
43
23
13
0
pd
pd
pd
pd
r
r

r
r
54
34
24
14
0
pd
pd
pd
pd
r
r
r
r









0
45
35
25
15
pd

pd
pd
pd
r
r
r
r
=








0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
2
2
0
2

2
2
0
2
2
2








0
2
2
2
2
Áp dụng các công thức từ (2.2 ) đến (2.8) và tính toán ĐTC cho các trường hợp ta có
bảng kết quả sau:
Bảng 3.10. Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC
Hạng mục KV 1 KV 2 KV 3 KV 4 KV 5
I.TBPĐ là DCL thường
1. T
mđ
(h/năm) 28,444 42,664 55,054 53,594 57,704
2. E
mđ
(10

3
kWh/năm) 9,955 45,565 98,987 43,303 40,392
3. ASAI (%) 99,67 99,51 99,37 99,38 99,34
20
Hạng mục KV 1 KV 2 KV 3 KV 4 KV 5
II. TBPĐ là Máy Cắt
1. T
mđ
(h/năm) 13,128 31,392 47,46 45,708 50,64
2. E
mđ
(10
3
kWh/năm) 4,594 33,526 85,333 36,932 35,448
3. ASAI (%) 99,85 99,64 99,46 99,48 99,42
Như vậy, nếu sử dụng máy cắt thời gian mất điện cũng như điện năng bị mất cung cấp giảm đi đáng kể.
Khi chuyển vị trí DCL trong trường hợp cụ thể này ĐTC của khu vực 5 tăng lên đáng kể. ĐTC của toàn hệ
thống nói chung cũng tăng lên. Như vậy, để nâng cao ĐTC CCĐ ngoài việc tăng thêm số lượng, nâng cấp
TBPĐ việc lựa chọn vị trí phù hợp có ý nghĩa rất quan trọng.
3.6. Kết luận chương 3
Kết quả tính toán cho thấy:
- Lộ cung cấp điện đã tính toán cho khu vực Công Ty Điện Lực Thái Nguyên độ tin cậy tương đối
đảm bảo. Tuy nhiên, các khu cực có ĐTC không đồng đều
- Khi nâng cấp thiết bị phân đoạn là DCL thành máy cắt ta thấy thời gian mất điện cũng như điện năng
bị mất cung cấp giảm đi đáng kể. Do đó nâng cao được ĐTC của hệ thống cung cấp điện.
- Khi chuyển DCL ở một số vị trí ta thấy mức độ cải thiện độ tin cậy tăng lên rõ rệt, đặc biệt có thể
đảm bảo ĐTC các khu vực đồng đều hơn.
KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ
1. Độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu ngày càng được khách hàng và ngành Điện đặc
biệt quan tâm. Những thiệt hại do mất điện không những tổn hại về kinh tế mà còn ảnh hưởng đến chính trị

và các hoạt động xã hội. Với các nhà máy, xí nghiệp việc mất điện đột ngột sẽ gây ra tổn thất kinh tế rất
nghiêm trọng, thậm chí có thể hỏng cả dây truyền sản xuất. Với các cơ quan hành chính quan trọng thì việc
mất điện sẽ gây sáo trộn việc điều hành của cơ quan. Với yêu cầu chất lượng CCĐ ngày càng cao, việc tính
21
toán đánh giá ĐTC CCĐ cho các HTCCĐ là hết sức cần thiết, nhằm đảm bảo yêu cầu cho mỗi khách hàng,
đồng thời có biện pháp nâng cao ĐTC cho toàn hệ thống.
2. Mô hình HTCCĐ theo khu vực rất thích hợp với bài toán phân tích ĐTC cho LĐPP Trên cơ sở thiết
lập các ma trận cấu trúc và ma trận ảnh hưởng TBPĐ có thể tính toán được các chỉ tiêu cơ bản về ĐTC CCĐ
thông qua các quan hệ giải tích.
3. Kết quả tính toán với các ví dụ cụ thể cho thấy: Khi sử dụng các thiết bị phân đoạn tự động (DCL tự
động hoặc máy cắt) đem lại hiệu quả cao hơn nhiều so với DCL thông thường, nâng cao ĐTC CCĐ của hệ
thống điện.
4. Kết quả tính toán cụ thể cho một tuyến lộ thuộc khu vực Huyện Đồng Hỷ -Thành Phố Thái Nguyên cho
thấy ĐTC không thấp lắm so với chuẩn (99,4%), tuy nhiên điện năng bị mất trong năm là tương đối lớn. Ngoài ra,
có khu vực ĐTC tương đối thấp (99,2%). Khi xét đến thiết bị phân đoạn là DCL tự động ĐTC tăng lên đáng kể, có
thể đảm bảo theo yêu cầu. Đó cũng là xu hướng áp dụng cho các LĐPP hiện nay.
5. Hướng nghiên cứu tiếp: việc nghiên cứu phương pháp đánh giá ĐTC trong luận văn (để đánh giá hiệu
quả của các thiết bị phân đoạn) chỉ là bước đầu. Thực tế để đầu tư nâng cấp TBPĐ còn phụ thuộc hiệu quả
kinh tế. Cần so sánh chi phí vốn đầu tư với hiệu quả giảm thiệt hại do mất điện để quyết định phương án.
Việc lựa chọn tối ưu vị trí đặt thêm TBPĐ cho có hiệu quả cũng là bài toán lớn đang được quan tâm.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
Tiếng Việt
[1].PGS.PTS Trần Bách (1996), Độ tin cậy của hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
[2]. PGS.TS Trần Bách (2008), Lưới điện và hệ thống điện, tập 1, 2 và 3, Nhà xuất bản khoa học và kỹ
thuật, Hà Nội.
[3] .Bản dịch (1981), Những phương pháp toán học trong lý thuyết độ tin cậy, Nhà xuất bản khoa học và kỹ
thuật, Hà Nội.
[4].TS. Ngô Hồng Quang (2007), Sổ tay lựa chọn và tra cứu thiết bị điện từ 0,4 - 500 kV, NXB Khoa học
22
& kỹ thuật.

[5].GS.TS Lã Văn Út (2010), Hướng dẫn sử dụng chương trình tính toán phân tích chế độ xác lập của hệ
thống điện Conus.
[6]. Lã Văn Út (2001), Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật,
Hà Nội.
[7]. GS.TS Lã Văn Út, Tính toán phân tích các chế độ của hệ thống điện, Bài giảng SĐH ngành Điện
(ĐHCN Thái Nguyên, ĐH Mỏ Địa Chất, ĐHNN Hà Nội).
Tiếng Anh
[8]. B.Steciuk, J.R.Redmon (1996), Voltage sag analysis peaks customer service, IEEE Computer
Applications in Power,pp.48-51.
[9]. In-Su bae, Jin O Kim (2008), Reliability Evaluation of Customers in Microgrid, IEEE Trans, On Power
systerms, vol.23, no 3 pp.1416-1422.
[10]. Elena Fumagalli, Jason W.Black, Ingo Vogelsang, Marija (2004), Quanlity of service provision in
electric power distribution systems through reliability insurance, IEEE Trans. Power Syst., vol.
19,no3, pp.1286.
[11]. EE Distribution Planning Working Group Report(1991), Radial distribution test feeders, IEEE Trans.
on Power Syst., vol.6,no3,pp 975-985.
[12]. Monte Carlo Methods for power System Reliability Eval. Uation in Tranmission and Generation
Planning, P.L.Nofeni, L.Parie, and L.Salvaderi, Proceedings (1975) An.nual Reliability and
Maintainability Symposium, pp.449.459.
23