MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Nhiệm vụ của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối
điện năng đến các hộ tiêu thụ, trong đó phải đảm bảo các tiêu chuẩn
chất lượng điện năng theo quy định và độ tin cậy cung cấp điện cung
cấp điện hợp lý. Độ tin cậy cung cấp điện cùng với chất lượng điện
năng là hai chỉ tiêu quan trọng để đánh giá về một hệ thống điện, mọi
nghiên cứu, tính toán, các kỹ thuật và công nghệ áp dụng cho một hệ
thống điện đều với mục đích đảm bảo hai chỉ tiêu này. Khi quy hoạch,
thiết kế và vận hành hệ thống điện, đảm bảo hệ thống điện được phát
triển tối ưu và vận hành đạt hiệu quả kinh tế cao nhất.
Việc tính toán độ tin cậy của hệ thống điện ngày càng được chú ý,
rất nhiều công trình nghiên cứu đã cho phép đưa ra các thuật toán hiệu
quả giải quyết triệt để việc tính toán độ tin cậy hệ thống điện và được
áp dụng tính toán cho các lưới điện có cấu trúc khá phức tạp. Với ứng
dụng phần mềm tính toán độ tin cậy lưới điện phân phối, tác giả đã lựa
chọn đề tài “Độ tin cậy của lưới điện trung áp. Nghiên cứu các biện
pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện trung áp Thành phố Hà Giang”
để làm vấn đề nghiên cứu cho luận văn của mình.
2. Mục tiêu nghiên cứu
Nêu cơ sở lý thuyết về lưới phân phối, các phương pháp đánh
giá độ tin cậy cung cấp điện, các giải pháp nâng cao độ tin cậy của
lưới phân phối và áp dụng các phương pháp vào lưới điện cụ thể của
Thành phố Hà Giang.
Các mục tiêu cụ thể gồm:
−Lý thuyết tổng quan về độ tin cậy, các phương pháp nghiên cứu,
các biện pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối.
- Sử dụng phần mềm chương trình tính toán độ tin cậy lưới điện
trung áp, áp dụng tính toán cho lưới phân phối Thành phố Hà giang.
1
3. Phương pháp nghiên cứu
Nghiên cứu cơ sở lý thuyết về độ tin cậy, kết hợp với khảo sát
đánh giá thực trạng của lưới điện phân phối. Trên cơ sở lý thuyết và
kết quả khảo sát thực tế đề ra các giải pháp kỹ thuật để nâng cao độ tin
cậy của lưới điện phân phối.
Sử dụng phần mềm ngôn ngữ lập trình Visual Basic áp dụng tính
toán cho lưới điện trung áp Thành phố Hà Giang. Công cụ nghiên cứu
là máy tính và các phần mềm.
4. Những kết quả đạt được
-Đã trình bày lý thuyết cơ bản về độ tin cậy của lưới phân phối
điện và các phương pháp phân tích, tính độ tin cậy
-Đã trình bày nguyên nhân và các phương pháp nâng cao độ tin
cậy của lưới phân phối điện
-Đã trình bày về lưới phân phối điện Hà giang và tính toán phân
tích độ tin cậy khi có thêm nguồn TĐ, đã đề xuất các biện pháp để có
thể phát huy hiệu quả của TĐ.
-Đề xuất cần nghiên cứu chọn điểm đấu hợp lý của TĐ và lưới
phân phối điện.
5. Cấu trúc của luận văn
Nội dung của luận văn được chia thành 5 chương:
Chương 1. Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối.
Chương 2. Các phương pháp nghiên cứu độ tin cậy của hệ thống điện
và các biện pháp nâng cao độ tin cậy.
Chương 3. Sử dụng phần mềm chương trình tính toán độ tin cậy lưới
điện trung áp
Chương 4. Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối. Áp dụng tính
toán cho lưới phân phối Thành phố Hà giang.
Chương 5. Kết luận và kiến nghị.
Tôi xin trân trọng bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến thầy giáo
PGS.TS. Trần Bách – người đã hướng dẫn tận tình và giúp đỡ tôi
hoàn thành luận văn thạc sĩ này.
2
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 cảm ơn Phòng Đào tạo, 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 15 tháng 08 năm 2014
Người thực hiện
Phạm Ngọc Thắng
3
Chương 1
Tổng quan về độ tin cậy của lưới điện phân phối
1.1. Tổng quan về lưới phân phối.
1.2. Tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện.
1.2.1. Các khái niệm về độ tin cậy.
Độ tin cậy là xác suất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành nhiệm
vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận
hành nhất định
1.2.2. Độ tin cậy của hệ thống.
1.2.3. Độ tin cậy của phần tử.
Chương 2
Các phương pháp nghiên cứu độ tin cậy của hệ thống điện và các
biện pháp nâng cao độ tin cậy.
2.1. Khái niệm chung về độ tin cậy của hệ thống điện.
Định nghĩa chung có tính chất kinh điển về độ tin cậy của hệ
thống như sau:
Độ tin cậy là xác suất để hệ thống( hoặc phần tử) hoàn thành
triệt để nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và
trong điều kiện vận hành nhất định.
Cụ thể hóa đối với hệ thống điện : độ tin cậy của hệ thống điện
hoặc bộ phân của nó là mức độ hoàn thành nhiệm vụ cung khối lượng
cấp điện yêu cầu cho khách hàng với các thông số chất lượng và kỹ
thuật trong phạm vi tiêu chuẩn đã định.
Độ tin cậy được đo bằng tần xuất, độ kéo dài và độ lớn cúa các
ảnh hưởng xấu đến cung cấp điện: ngừng điện, thiếu điện, điện áp
thấp…. Độ tin cậy cũng được đo bằng xác suất xảy ra mất điện toàn
phần hoặc một phần. Xác suất được tính bằng độ sẵn sàng của hệ
thống và phần tử .
2.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của lưới phân phối.
2.2.1. Các chỉ tiêu độ tin cậy của lưới phân phối điện.
Các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối được đánh giá khi
dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là cường độ mất điện trung bình λ (do sự
4
cố hoặc theo kế hoạch), thời gian mất điện (sửa chữa) trung bình t,
thời gian mất điện hàng năm trung bình T của phụ tải.
1. Tần suất (số lần) mất điện trung bình của hệ thống:
Bằng tổng số lần mất điện trên tổng số phụ tải SAIFI (system
average frequency index).
SAIFI
(Số lần/phụ tải.năm)
Trong đó:
∑
ii
N
λ
:tổng số lần mất điện của khách hàng
∑
i
N
: tổng số khách hàng được phục vụ
Ở đây λ
i
là cường độ mất điện và N
i
là số khách hàng của nút
phụ tải thứ i. Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện trung bình của một
khách hàng trong một năm.
2. Tần suất mất điện trung bình của khách hàng: CAIFI
(Customer average interruption frequency index):
CAIFI
=
Chỉ tiêu này xác định số lần mất điện đối với khách hàng bị ảnh
hưởng.
3. Thời gian trung bình mất điện của hệ thống: SAIDI (system
average duration index) bằng tổng thời gian mất điện của phụ tải trên
tổng số phụ tải. Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của
hệ thống trong một năm.
SAIDI = (giờ/phụ tải.năm)
Trong đó: T
i
: Thời gian mất điện trung bình hàng năm
N
i
:
Số khách hàng của nút phụ tải thứ i;
∑
ii
NT
: Tổng số thời gian mất điện của khách hàng.
4. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng: CAIDI
(Customer average interruption duration index):
CAIDI =
Trong đó: λ
i
: Là cường độ mất điện
T
i
: Là thời gian mất điện trung bình hàng năm
N
i
: Là số khách hàng của nút phụ tải thứ i.
5
∑
∑
==
i
ii
N
N
vuphucduochangkhachsoTong
hangkhachcuadienmatlansoTong
λ
huonganhbihangkhachsoTong
hangkhachcuadienmatlansoTong
∑
∑
i
ii
N
NT
∑
∑
=
ii
ii
N
NT
hangkhachcuadienmatlansoTong
hangkhachcuadienmatgianthoisoTong
λ
Chỉ tiêu này xác định thời gian mất điện trung bình của
một khách hàng trong một năm cho một lần mất điện.
5. Độ sẵn sàng (không sẵn sàng) phục vụ trung bình, ASAI
(ASUI) (Average service availability (unavailability) index):
ASAI = =
∑N
i
* 8760 - ∑T
i
N
i
∑N
i
* 8760
Với:
∑ ∑
−
iii
NTN 8760*
: Số giờ khách hàng được cung cấp điện
∑
8760*
i
N
: Số giờ khách hàng cần cung cấp điện.
Chỉ tiêu này xác định mức độ sẵn sàng hay độ tin cậy (không sẵn
sàng) của hệ thống.
6. Năng lượng không được cung cấp, ENS (Energy not supplied
index):
ENS = Tổng số điện năng không được cung cấp bởi hệ thống = ∑Pi
Ti
Ở đây Pi là tải trung bình được nối vào nút tải thứ i. Chỉ tiêu
này xác định sản lượng điện bị mất đối với hệ thống trong một
năm.
7. Điện năng trung bình không được cung cấp, AENS hay mất
điện hệ thống trung bình (Average Energy not supplied index):
Tổng điện năng không cung cấp được ∑P
i
T
i
AENS
=
=
Tổng số khách hàng được phục vụ ∑ N
i
Với
∑
i
T
i
P
: Tổng điện năng không cung cấp được.
∑
i
N
: Tổng số khách hàng được phục vụ.
Chỉ tiêu này xác định sản lượng điện bị mất trung bình đối với
một khách hàng trong một năm.
8. Chỉ số mất điện khách hàng trung bình, ACCI (Average
customer curtailment index):
Tổng số điện năng không cung cấp được
6
gcapdienhangcancunSôgiokhach
ngcapdienhangduoccuSôgiokhach
∑
∑
=−=
8760*
ASAI1ASUI
i
ii
N
NT
ACCI =
Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng
2.2.2. Áp dụng các chỉ tiêu trong thực tế.
2.3. Bài toán độ tin cậy và phương pháp giải.
2.3.1. Phân loại bài toán độ tin cậy.
2.3.2. Phương pháp giải tích độ tin cậy của hệ thống điện.
2.4. Phương pháp phân tích đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của
lưới phân phối.
2.4.1. Độ tin cậy của lưới phân phối hình tia.
2.4.2. Độ tin cậy của lưới phân phối kín vận hành hở.
2.5. Các biện pháp nâng cao độ tin cậy của lưới phân phối.
2.5.1. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy.
2.5.2. Các nguyên nhân làm giảm độ tin cậy.
2.5.3. Các số liệu thống kê về các nguyên nhân sự cố.
2.5.4. Phân tích độ tin cậy của lưới cáp ngầm và lưới điện trên
không.
2.5.5 Các giải pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện.
2.5.5.1. Các giải pháp hoàn thiện cấu trúc lưới điện.
2.5.5.2. Giải pháp hoàn thiện hệ thống quản lý.
2.5.5.3. Sử dụng các thiết bị điện có độ tin cậy cao.
2.5.5.4. Sử dụng các thiết bị tự động, các thiết bị điều khiển từ xa.
2.5.5.5. Tăng cường dự phòng bằng sơ đồ kết dây
2.5.5.6. Tổ chức tìm và sửa chữa sự cố nhanh.
Chương 3
Phần mềm chương trình tính toán độ tin cậy lưới điện trung áp
7
3.1. Tính các chỉ tiêu độ tin cậy.
3.2. Ví dụ áp dụng.
Sơ đồ lưới điện như sau:
Hình 3.1: Sơ đồ tổng quát của lưới điện hình tia
Sơ đồ này được đẳng trị : Các phụ tải giữa 2 TBPĐ kề nhau được gộp
lại thành 1 phụ tải. Kết quả là sơ đồ đẳng trị sau trên h3.2.
Hình 3.2: Sơ đồ đẳng trị của lưới điện hình tia
Tính toán theo số liệu đã cho, không có tự đóng lại với sơ đồ
điện đẳng trị như hình 3.2, với các số liệu cho trong bảng dưới đây.
Bảng 3.1: Bảng số liệu tính toán lưới điện hình tia
Thông số
Phân
đoạn 1
Phân
đoạn 2
Phân
đoạn 3
Phân
đoạn 4
L (km) 6 8 10 4
P
i
(kW) 1000 600 800 400
T
maxi
(giờ) 2000 2500 2000 2500
λ
0i
(1/năm)
10 10 10 10
t
sc
(giờ) 8 8 8 8
t
tt
(giờ) 1 1 1 1
TBPĐ MC DCL DCL DCL
8
P
max4
T
max4
TBPĐ
1
TBPĐ
2
TBPĐ
3
TBPĐ
4
1
4
5
6
PĐ2
PĐ3
PĐ4
P
max1
T
max1
P
max2
T
max2
P
max3
T
max3
2
3
PĐ1
7
4km
TBPĐ
4
P
3
=300kW
T
max3
=2500h
P
2
=500kW
T
max2
=2000h
P
1
=500kW
T
max1
=2000h
6
6km
TBPĐ
3
4
4
3km
3
5km
TBPĐ
2
3km
1
3km
TBPĐ
1
2
5
P
5
=400kW
T
max5
=2000h
P
6
=400kW
T
max6
=2000h
P
4
=300kW
T
max4
=2500h
S phõn on l N
pd
= 4
Ch tiờu ton li in.
- S ln mt in trung bỡnh:
(1/nm)
- Thi gian mt in trung bỡnh 1 nm cho 1 nỳt ti:
(gi)
- Tng in nng mt l:
A
md
= 1598 + 2158 + 3580 + 1758 = 9093,6 (kWh)
3.3. Phn mm tớnh toỏn tin cy li phõn phi trung ỏp.
KT QU TNH THEO CHNG TRèNH TRấN MY TNH:
KET QUA TINH DO TIN CAY của lới điện 1 nguồn
File số liệu: vd1.dat
File kết quả: out.tex
Ghi chú :
Không có nguồn 2
Số nút ban đầu: 7
Số nút sau khi đẳng trị: 4
Tên các nhánh trong nhóm đẳng trị:
nhánh: 1= 1,2 * nhánh: 2= 3,4 * nhánh: 3= 5,6 * nhánh: 4= 7 *
i nd nc l(km) k m lamdao lamda(1/n) tc(h) ttt(h) pmax tmax
1 0 1 6.00 0 1 10.0 0.60 8.0 1.0 1000.0 2000
2 1 2 8.00 1 2 10.0 0.80 8.0 1.0 600.0 2500
3 2 3 10.00 1 1 10.0 1.00 8.0 1.0 800.0 2000
4 2 4 4.00 1 2 10.0 0.40 8.0 1.0 400.0 2500
Kết quả độ tin cậy:
nuttai T mat dien(h) DN mat(kWh) Solan MD(1/nam)
1 7.000 1598 2.800
2 12.600 2158 2.800
9
8,2
4
8,2.4
4
1
===
pd
i
tb
N
4
1
7 12,6 19,6 15,4
7,7
4
mdi
md
pd
T
T
N
+ + +
= = =
3 19.600 3580 2.800
4 15.400 1758 2.800
Tổng điện năng mất-kWh: 9093.6
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải -h: 7,7
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải -1/năm: 2.80
Ma trận đờng nối: B(i,j)=
1 1 1 1
0 1 1 1
0 0 1 0
0 0 0 1
Ma trận ảnh hởng thời gian mất điện :ah(i,j)=
4.80 4.80 4.80 4.80
0.80 6.40 6.40 6.40
1.00 1.00 8.00 1.00
0.40 0.40 0.40 3.20
7.00 12.60 19.60 15.40
Ma trận ảnh hởng số lần mất điện :as(i,j)=
0.600 0.600 0.600 0.600
0.800 0.800 0.800 0.800
1.000 1.000 1.000 1.000
0.400 0.400 0.400 0.400
2.800 2.800 2.800 2.800
Nhn xột: Tớnh toỏn trờn phn mm cho kt qu ỳng nh tớnh bng
tay, do ú di õy s s dng phn mm cho cỏc tớnh toỏn tip theo
Chng 4
ỏnh giỏ tin cy li in. p dng tớnh toỏn cho li
phõn phi Thnh ph H giang
4.1. Hin trng li in phõn phi Thnh ph H giang, tnh H
giang.
4.2. Tớnh toỏn cho li in thc t Thnh ph H giang.
10
4.2.1.Nghiên cứu ảnh hưởng của thiết bị phân đoạn đến độ tin cậy
của lưới phân phối điện.
Dưới đây sẽ phân tích ảnh hưởng của các thiết bị phân đoạn
bằng dao cách ly (DCL) đến độ tin cậy của lưới phân phối điện trên ví
dụ đơn giản(h.4.2.1).
Số liệu lưới phân phối điện :
h.4.2.1. Sơ đồ ví dụ lưới hình tia
Lưới phân phối điện 22 kV có 6 nhánh , 6 phụ tải như nhau.
Nhánh có các thông số:
dài 5 km; cường độ hỏng hóc λ
0
=10 1/100km,n, thời gian sửa chữa sự
cố T
c
=10h. Đây là các số liệu thông thường của lưới phân phối điện
trung áp.
Phụ tải có thông số:
P
max
=500kW, T
max
=3000h.
Máy cắt đặt ở đầu nguồn sẽ cắt khi sự cố bất kỳ phần tử nào của
lưới phân phối điện .
1-Tính độ tin cậy ban đầu:
Lưới phân phối điện được đẳng trị thành lưới phân phối điện
một đường dây 1 phụ tải như trên h.4.2.2.
h.4.2.2. Sơ đồ đẳng trị
Độ dài đường dây tải điện là 30km, P
max
= 3000kW.
Số lần hỏng hóc 1 năm là:λ= 30*10/100= 3 1/n. Một đường dây
có số lần sự cố là 0,5 1/n.
Thời gian mất điện cho một phụ tải 1 năm: T
mđ
=SAIDI=
λ.T
c
=3.10=30h.
11
Điện năng mất :
A
m
=P
max
.T
max
.T
mđ
/8760=3000.3000.30/8760=30821 kWh
2-Thêm DCL trên nhánh 4(h.4.2.3a)
h.4.2.3. Sơ đồ khi thêm DCL nhánh 4
Trên h. b là sơ đồ dẳng trị.
Kết quả tính độ tin cậy : do sử dụng DCL nên số lần sự cố không
they đổi so với lưới phân phối điện ban đầu nên không tính.
Thời gian ngừng điện: Bảng 4.3
Tự hỏng Chịu ảnh
hưởng
Tổng
Nhánh 1 20 h 2> 1: 0,5 h 20,5h
Nhánh 2 10 h 1>2 : 20h 30
Ta thấy thời gian ngừng điện nhánh 1 giảm được 9,5 giờ do có
DCL phân đoạn. Nhánh 2 không được lợi do DCL vì nó ở sau DCL.
T
mđ
=SAIDI=23,67h
A
m
=24314 kWh.
Ta thấy chỉ cần đặt 1 DCL phân đoạn độ tin cậy đẵ tăng lên nhiều.
Thay đổi vị trí của DCL từ nhánh 2 đến nhánh 6 ta được kết quả
sau:
Bảng 4.4: Kết quả khi thay đổi vị trí của DCL
12
DCL ở
nhánh
Không
DCL
2 3 4 5 6
SAIDI-
h/n
30 26.04 23,67 23,67 26,04 26,04
A
m
-kWh 30821 26755 24315 24314 26755 26755
Nhận xét vị trí đặt DCL ảnh hưởng đến SAIDI và A
m
, có các vị
trí cho các đại lượng trên giá trị nhỏ nhất, đó là vị trí tối ưu đặt DCL.
Trong ví dụ này là ở nhánh 3 hoặc 4.
Nếu đặt 2 DCL thì cách làm tương tự, lựa chọn tổ hợp vị trí rồi
tính độ tin cậy để chọn vị trí tốt nhất.
4.2.2.Phân tích ảnh hưởng của nguồn dự phòng đến độ tin cậy của
lưới phân phối điện
Nguồn dự phòng là nguồn điện chờ, sẽ được đóng vào lưới phân
phối điện hình tia 1 nguồn khi nguồn chính mất điện hay khi một
đường dây nào đó trên đường nối giữa nguồn dự phòng và nguồn
chính (h.4.2.4). NDP là lưới phân phối điện gần với lưới phân phối
điện xét, nó cấp điện cho phụ tải riêng nhưng khi sự cố sẽ làm dự
phòng cho lưới phân phối điện xét(h.4.2.5). Hai lưới phân phối điện
dự phòng lẫn cho nhau.
h.4.2.4. Sơ đồ khi có thêm NDP
h.4.2.5. NPD cấp cho tải riêng và dự phòng cho nguồn chính
13
So sánh giữa xác xuất mất điện nguồn chính và sự cố đường dây tải
điện trung áp ta thấy khả năng mất điện nguồn chính rất nhỏ so với
khả năng mất điện do sự cố đường dây tải điện . Do đó NDP chủ yếu
để cấp điện khi sự cố đường dây tải điện nối trên đường nối.
Để NDP hoạt động hiệu quả các đường dây tải điện đều phải có 2
DCL ở 2 đầu để có thể cô lập đường dây khi bị sự cố. Trong khi đó ở
lưới phân phối hình tia chỉ cần đặt DCL ở đầu đường dây phía nguồn
là đủ.
Nếu không có NDP khi sự cố đường dây (2) thì tất cả phụ tải sau nó
mất điện.
Nếu có NDP đấu vào nút 3 tình hình sẽ khác.
Ví dụ: khi đường dây tải điện (2) sự cố thì máy cắt đầu nguồn sẽ cắt,
phải cô lập đường dây này, sau khi thao tác nút tải 1 được cấp điện bởi
nguồn điện chính 1, còn toàn bộ các phụ tải còn lại do NDP cấp điện.
Phụ tải mất điện trong thời gian thao tác NDP thay vì mất điện cho
đến khi sửa xong đường dây sự cố. Như vậy thời gian mất điện của
phụ tải không phụ thuộc vào thời gian mất điện của đường dây đường
dây, phụ tải chỉ mất điện trong thời gian thao tác, ảnh hưởng thời gian
của sự cố đường dây đến các phụ tải khác cũng bằng thời gian thao tác
chứ không phải thời gian sửa sự cố.
Nếu sự cố đường dây (4) hay(6) hay (6) thì NDP không có tác dụng.
Hiệu quả của NDP phụ thuộc vào điểm đấu NDP, ta thấy đường nối
càng dài càng tốt, tốt nhất là đấu vào cuối lưới phân phối . Nếu lưới
phân phối có nhiều nhánh có nhiều điểm cuối thì phải tính so sánh
chọn điểm đấu tốt nhất.
14
Kết quả tính lưới phân phối điện có NDP khi NDP đấu vào nút 3:
file số liệu:
so nhanh nut co nguon thu 2
6 3
i ND NC Dai k m lamdao Tc ttt pmax
Tmax
1 0 1 5 0 1 10.000 10.00 0.50 500.0 3000.0
2 1 2 5 1 1 10.000 10.00 0.50 500.0 3000.0
3 2 3 5 1 1 10.000 10.00 0.50 500.0 3000.0
4 3 4 5 1 1 10.000 10.00 0.50 500.0 3000.0
5 4 5 5 1 1 10.000 10.00 0.50 500.0 3000.0
6 3 6 5 1 1 10.000 10.00 0.50 500.0 3000.0
trong file số liệu cho DCL trên tất cả các đường dây .
a-Kết quả tính khi không có NDP:
Kết quả độ tin cậy:
nuttai T mat dien(h) DN mat(kWh) Solan MD(1/nam)
1 6.250 1070 3.000
2 11.000 1884 3.000
3 15.750 2697 3.000
4 20.500 3510 3.000
5 25.250 4324 3.000
6 20.500 3510 3.000
Tổng thời gian mất điện-h: 99.3
Tổng số lần mất điện-1/năm: 18.0
Tổng điện năng mất-kWh: 16994.9
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải-SAIDI -h: 16.54
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải-1/năm: 3.00
b-kết quả tính khi có NDP đầu vào nút 3:
Ma trận ảnh hưởng thời gian mất điện (bảng 4.5) :ah(i,j)=
1 2 3 4 5 6
1 0.250 0.250 0.250 0.250 0.250 0.250
2 0.250 0.250 0.250 0.250 0.250 0.250
3 0.250 0.250 0.250 0.250 0.250 0.250
4 0.250 0.250 0.250 5.000 5.000 0.250
5 0.250 0.250 0.250 0.250 5.000 0.250
6 0.250 0.250 0.250 0.250 0.250 5.000
Tổng 1.500 1.500 1.500 6.250 11.000 6.250
ah(i,i) là thời gian ngừng điện năm của bản thân phụ tải i, a(i,j) là thời
gian ngừng điện năm do đường dây i gây ra cho phụ tải j.
15
Do có NDP thời gian ngừng điện năm của các phụ tải 1,2,3 do sự cố
đường dây 1,2,3, không đổi và bằng thời gian thao tác x số lần sự cố
=0,5.0,5=0,25h.
Phụ tải 4, 5,6 không được NDP hỗ trợ nên thời gian ngừng điện năm
là 5h,
Các đường dây còn lại ảnh hưởng đến các phụ tải khác 0,25h. phụ tải
5 [r sau đường dây 4 nên chịu ảnh hưởng toàn phần 5h. Nhìn bảng
trên ta thấy các phụ tải 1,2,3 chỉ mất điện 1,5h năm, phụ tải 5 mất điện
nhiều nhất 11 h năm.
Kết quả độ tin cậy:
nuttai T mat dien(h) DN mat(kWh) Solan MD(1/nam)
1 1.50 257 3.00
2 1.50 257 3.00
3 1.50 257 3.00
4 11.00 3767 3.00
5 6.25 1070 3.00
Tổng thời gian mất điện-h: 21.7
Tổng số lần mất điện-1/năm: 15.0
Tổng điện năng mất-kWh: 5607.9
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải-SAIDI-h: 3.62
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải-1/năm: 3.00
So với SAIDI của lưới phân phối điện ban đầu =30h, ta thấy hiệu quả
của NDP rất cao đối với độ tin cậy của lưới phân phối điện . Nếu tất
cả các nhánh đều có DCL nhưng không có NDP ta tính được
SAIDI=16,54h.
Khi NDP đấu vào các nút khác:
Bảng 4.6: Kết quả khi NDP đấu vào các nút khác nhau.
khôn
g
1 2 3 4 5 6
SAIDI 16,54 11,79 7,83 3,62 3,08 2,29 3,88
A
m
-
kWh
16994
12114.7 8047.9 5608 3167.8 2354.5 3981.2
Nhận xét : nút 5 xa nhất nên đặt NDP có lợi nhất.
Ví dụ trên cho biết phương pháp tính toán nâng cao độ tin cậy bằng
cách thêm thiết bị phân đoạn và thêm NDP cho lưới phân phối điện có
thể áp dụng cho mọi lưới phân phối điện thực tế.
16
4.2.3. Phân tích độ tin cậy của lộ 373 lưới phân phối điện Hà
Giang:
1-Sơ đồ lưới phân phối điện và bảng số liệu :
Do khối lượng tính toán nhiều và điều kiện hạn chế nên trong luận
văn tập trung phân tích ĐTC của 1 lộ điển hình là lộ 373.
- Phụ lục 1: Sơ đồ lưới điện 35kV thành phố Hà giang
- Phụ lục 2: Thống kê phụ tải của xuất tuyến
- Phụ lục 3: Thông số đường dây 373 E22.1
Để nhập số liệu, lưới điện được đánh số nút và nhánh theo cách
sau. Đánh số nút từ 1 đến N, nút nguồn đánh số 0. Nhánh có 2 nút: nút
đầu về phía nguồn, nút cuối về phía tải. Số nhánh trùng với số nút cuối
của nhánh. Các thông số cần cho khác là thông số chỉ thiết bị phân
đoạn k và m.
k: Mã thiết bị đóng cắt; k = 0 nếu là máy cắt, k =1 nếu là dao cách
ly hoặc không có
m: Mã thiết bị phân đoạn; m = 0 nếu không có thiết bị đóng cắt,
m = 1 nếu có thiêt bị đóng cắt.
Tiếp theo là thông số về độ tin cậy của lưới điện và phụ tải điện:
Độ dài các đoạn lưới điện đơn vị tính là km theo sơ đồ.
T
c
: Thời gian sửa chữa sự cố, trong luận văn lấy là 10h.
T
tt
: Thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, tách đoạn lưới sự cố,
phục hồi đoạn lưới tốt. Nếu đoạn lưới nào có dao cách ly phân đoạn
mới có thông số này.
Cường độ hỏng hóc λ
0
= 10 (1/100km.n)
P
max
(kW): Công suất phụ tải nhánh ( nếu không có thì cho số 0).
Lấy theo số liệu trên sơ đồ.
T
max
(h) : Thời gian tổn thất công suất lớn nhất. Thông số này phụ
thuộc vào phụ tải: Nếu phụ tải mang tính công nghiệp thì T
max
lớn, nếu
phụ tải mang tính nông nghiệp thì T
max
nhỏ. Phụ tải có công suất từ
750kW trở lên thì T
max
= 4500h, phụ tải có công suất từ 500kW đến
700kW thì T
max
= 3500h, phụ tải có công suất từ 500kW trở xuống thì
T
max
= 2500h.
2-Vận hành: Thủy điện vận hành song song với nguồn chính, đường
nối có các nhánh sau: 1,2,3,4,5,6, TĐ nối vào nút 6, nhánh 7 cấp điện
cho tất cả các phụ tải phía sau.
17
Theo sơ đồ hiện tại không có các DCL trên đường nối nên khi đường
nối sự cố toàn lưới phân phối điện sẽ mất điện, đó là nhược điểm hiện
nay của lưới phân phối điện .
Để có thể nâng cao độ tin cậy nhờ TĐ, cần phái đặt DCL trên các
nhánh 1,2,3,4,5,6, đặt ở cả 2 đầu đường dây.
Khi sự cố các nhánh 1,2,3,4,5,6 thì các phụ tải 1,2,3,4,5,6 chỉ mất điện
trong thời gian thao tác, vì khi sự cố gây mất điện tạm thời do các máy
cắt cắt điện.
3-Phân tích độ tin cậy sau khi đặt DCL như trên
A-không có TĐ:
file số liệu:
FILE SO LIEU : 373_demo.dat
so nhanh nut co nguon thu 2
38 6
so lieu nhanh
i ND NC Dai k m lamdao Tc ttt pmax Tmax
km 1/100km.năm h h kW h
1 0 1 4.000 0 1 10.000 10.00 0.50 80.0 2500.0
2 1 2 1.500 1 1 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
3 2 3 2.000 1 1 10.000 10.00 0.50 100.0 2500.0
4 3 4 1.800 1 1 10.000 10.00 0.50 40.0 2500.0
5 4 5 2.600 1 1 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
6 5 6 3.000 1 1 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
7 6 7 3.000 1 1 10.000 10.00 0.50 80.0 2500.0
8 7 8 2.400 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
9 8 9 3.300 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
10 9 10 0.800 1 0 10.000 10.00 0.50 10.0 2500.0
11 10 11 2.000 1 0 10.000 10.00 0.50 50.0 2500.0
12 11 12 3.000 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
13 12 13 0.900 1 0 10.000 10.00 0.50 120.0 2500.0
14 13 14 0.500 1 0 10.000 10.00 0.50 32.0 2500.0
18
15 14 15 0.300 1 0 10.000 10.00 0.50 160.0 2500.0
16 15 16 0.200 1 0 10.000 10.00 0.50 400.0 2500.0
17 16 17 2.100 1 0 10.000 10.00 0.50 40.0 2500.0
18 17 18 1.100 1 0 10.000 10.00 0.50 32.0 2500.0
19 18 19 0.200 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
20 2 20 3.000 1 1 10.000 10.00 0.50 12.6 2500.0
21 20 21 2.700 1 0 10.000 10.00 0.50 12.6 2500.0
22 21 22 2.800 1 0 10.000 10.00 0.50 12.6 2500.0
23 6 23 3.200 1 1 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
24 23 24 5.000 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
25 24 25 5.000 1 1 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
26 12 26 0.300 1 1 10.000 10.00 0.50 40.0 2500.0
27 26 27 2.000 1 1 10.000 10.00 0.50 10.0 2500.0
28 27 28 0.500 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
29 28 29 2.500 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
30 29 30 2.700 1 0 10.000 10.00 0.50 30.0 2500.0
31 30 31 2.000 1 0 10.000 10.00 0.50 20.0 2500.0
32 31 32 2.400 1 0 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
33 32 33 2.600 1 0 10.000 10.00 0.50 12.6 2500.0
34 33 34 3.700 1 1 10.000 10.00 0.50 12.6 2500.0
35 5 35 0.500 1 1 10.000 10.00 0.50 20.0 2500.0
36 8 36 0.270 1 1 10.000 10.00 0.50 100.0 2500.0
37 9 37 0.810 1 0 10.000 10.00 0.50 30.0 2500.0
38 32 38 0.500 1 1 10.000 10.00 0.50 0.0 0.0
Kết quả độ tin cậy:
Tổng thời gian mất điện-h: 545.5
Tổng số lần mất điện-1/năm: 123.5
Tổng điện năng mất-kWh: 13928.6
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải-SAIDI-h: 34.09
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải-1/năm: 7.7
19
B-tính độ tin cậy khi có thủy điện đấu vào nút 6 như hiện tại:
Tổng thời gian mất điện-h: 255.4
Tổng số lần mất điện-1/năm: 123.5
Tổng điện năng mất-kWh: 8653.2
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị-h: 15.96
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải gốc-h: 6.72
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải-1/năm: 7.7
Ta thấy SAIDI giảm còn 1 nửa so với không có TĐ.
C-Tính độ tin cậy khi TĐ đấu vào nút 12;
Tổng thời gian mất điện-h: 166.1
Tổng số lần mất điện-1/năm: 169.8
Tổng điện năng mất-kWh: 3190.7
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải đẳng trị-h: 7.55
Thời gian mất điện trung bình năm cho một nút tải gốc-h: 4.37
Số lần mất điện trung bình năm cho một nút tải-1/năm: 7.7
Ta thấy SAIDI chỉ còn 7h. SAIFI không đổi do dùng DCL phân đoạn.
Nhận xét : kết quả phân tích độ tin cậy của lộ cho thấy ảnh
hưởng tốt của TĐ đến độ tin cậy của lưới phân phối điện . Tuy nhiên
để TĐ có tác dụng dự phòng cần phải đặt thêm DCL 2 đầu đường dây
trên các nhánh 1,2,3,4,5,6.
Vì vị trí điểm đầu NDP ảnh hưởng đến độ tin cậy và chất lượng
điện áp cho nên khi thiết kế chọn điểm đấu cần phải phân tích ảnh
hưởng của TĐ đến độ tin cậy và chất lượng điện áp để chọn điểm đấu
tốt nhất. Hiện tại chỉ chọn điểm đấu rẻ nhất là không hợp lý.
Phương pháp nếu trên có thể áp dụng cho các lưới phân phối
điện khác .
Chương 5 Kết luận và kiến nghị
20
Luận văn đã thực hiện được mục đích đề ra trong đề cương ban
đầu:
-Đã trình bày lý thuyết cơ bản về độ tin cậy của lưới phân phối
điện và các phương pháp phân tích, tính độ tin cậy
-Đã trình bày nguyên nhân và các phương pháp nâng cao độ tin
cậy của lưới phân phối điện
-Đã trình bày về lưới phân phối điện Hà giang và tính toán phân
tích độ tin cậy khi có thêm nguồn TĐ, đã đề xuất các biện pháp để có
thể phát huy hiệu quả của TĐ.
-Đề xuất cần nghiên cứu chọn điểm đấu hợp lý của TĐ và lưới
phân phối điện .
Hướng nghiên cứu tiếp theo:
- Sẽ nghiên cứu kỹ hơn các biện pháp nâng cao độ tin cậy khi có
nhiều TĐ và lưới phân phối điện có cấu trúc phức tạp hơn.
- Nghiên cứu chọn chế độ vận hành cho mạng điện kín vận hành
hở với những hàm mục tiêu là độ tin cậy lớn nhất và tổn thất công suất
trong mạng là nhỏ nhất, nhưng vẫn đảm bảo các điều kiện vận hành là
không gây quá tải các phần tử trong hệ thống điện và điện áp của các
nút nằm trong giới hạn cho phép.
21
