Đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất có xét đến cường độ cắt phần tử cưỡng bức của đường dây

1

Đại Học Quốc Gia Tp. Hồ Chí Minh
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
………………

NGUYỄN CHÍ TÍNH

ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN HỢP NHẤT
CÓ XÉT ĐẾN CƯỜNG ĐỘ CẮT PHẦN TỬ CƯỠNG BỨC
CỦA ĐƯỜNG DÂY

CHUYÊN NGÀNH: THIẾT BỊ, MẠNG VÀ NHÀ MÁY ĐIỆN
Mã số ngành: 60.52.50

LUẬN VĂN THẠC SĨ

TP. HỒ CHÍ MINH, tháng 07 năm 2010


2

CƠNG TRÌNH ĐƯỢC HỒN THÀNH TẠI
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. TRẦN TRUNG TÍNH
PGS.TS. NGUYỄN HỒNG VIỆT

CÁN BỘ CHẤM NHẬN XÉT 1:

CÁN BỘ CHẤM NHẬN XÉT 2:

Luận văn thạc sĩ được bảo vệ tại trường Đại học Bách Khoa, ĐHQG Tp. HCM,
ngày 13 tháng 07 năm 2010
Thành phần Hội đồng đánh giá luận văn thạc sĩ gồm:
1...............................................................
2...............................................................
3...............................................................
4...............................................................
5...............................................................
Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

Bộ môn quản lý chuyên ngành


3

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

PHÒNG ĐÀO TẠO SAU ĐẠI HỌC

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
Tp. HCM, ngày…..tháng …..năm 2010

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên học viên:
NGUYỄN CHÍ TÍNH
Phái: Nam
Ngày, tháng, năm sinh: 08/11/1980, Nơi sinh: Sóc Trăng

Chuyên ngành: Thiết bị, mạng và nhà máy điện
MSHV: 01808324
I. TÊN ĐỀ TÀI: ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN HỢP NHẤT CÓ
XÉT ĐẾN CƯỜNG ĐỘ CẮT PHẦN TỬ CƯỠNG BỨC CỦA ĐƯỜNG DÂY
II. NHIỆM VỤ VÀ NỘI DUNG:
1. Nhiệm vụ: Nghiên cứu phương pháp đánh giá độ tin cậy hợp nhất có xét đến
cường độ cưỡng bức của đường dây.
2. Nội dung: Đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện hợp nhất cấp độ 2 là cơng việc
rất khó khăn và phức tạp. Nghiên cứu này khơng chỉ trình bày phương pháp tính
tốn độ tin cậy của hệ thống điện hợp nhất bằng phương pháp mơ hình tương
đương, mà cịn xác định được nút thanh cái tối ưu để đấu nối đường dây liên lạc
hợp lý nhất giữa hai hệ thống điện độc lập. Đồng thời, nghiên cứu cũng đề xuất giải
pháp mới có thể xác định tối ưu cơng suất truyền tải cực đại của đường dây liên kết
trên cơ sở chỉ số độ tin cậy. Nghiên cứu này cịn giới thiệu thêm một cơng cụ để
kiểm tra độ ổn định của hệ thống điện hợp nhất là phần mềm Powerworld. Khả
năng ứng dụng và hiệu quả của phương pháp, giải thuật đề xuất và công cụ giới
thiệu trong nghiên cứu được chứng minh trên hệ thống điện 2 nút với 2 đường dây
truyền tải và hệ thống 25 nút thanh cái.
III. NGÀY GIAO NHIỆM VỤ: 25/01/2010
IV. NGÀY HOÀN THÀNH NHIỆM VỤ: 02/07/2010
V. CÁN BỘ HƯỚNG DẪN: TS TRẦN TRUNG TÍNH
PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT
CÁN BỘ HƯỚNG DẪN

CHỦ NHIỆM BỘ MƠN
QL CHUN NGÀNH

TS TRẦN TRUNG TÍNH PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT

i

LỜI CẢM ƠN
Trước hết Em xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đối với Thầy Nguyễn Hoàng Việt
và Thầy Trần Trung Tính, người đã tận tình hướng dẫn, cung cấp những tài liệu vơ
cùng q giá và giúp đỡ Em trong suốt quá trình nghiên cứu thực hiện luận văn.
Xin chân thành cảm ơn quý Thầy Cô đã giảng dạy, truyền đạt tri thức khoa học
và giúp Em trưởng thành trong suốt khóa học cũng như trong cuộc sống.
Con vơ cùng biết ơn Ba Má và gia đình ni con khôn lớn, luôn là chỗ dựa vững
chắc về vật chất lẫn tinh thần, tạo mọi điều kiện để con được học tập, trưởng thành
cho đến ngày hôm nay.
Xin chân thành cảm ơn các Anh Chị, bạn bè cùng lớp Thiết bị, hệ thống và nhà
máy điện khoá 2008 đã khuyên răng, giúp đỡ trong quá trình học tập cũng như
trong cuộc sống.
TP. Hồ Chí Minh, tháng 7 năm 2010
Người thực hiện

Nguyễn Chí Tính


ii

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ
Chức năng cơ bản của hệ thống điện là cung cấp điện năng không chỉ thỏa mãn
về số lượng mà còn đạt chất lượng theo yêu cầu của phụ tải và liên tục tới nơi tiêu
thụ với giá thành thấp nhất. Thông thường khi tăng nhu cầu phụ tải và tăng độ tin
cậy hệ thống thì phải mở rộng và phát triển khơng chỉ hệ thống nguồn mà còn mở
rộng và phát triển hệ thống truyền tải. Tuy nhiên, nếu đồng thời mở rộng và phát
triển hệ thống nguồn và hệ thống truyền tải đòi hỏi chi phí đầu tư rất lớn. Để giải
quyết những vấn đề trên, các nhà quản lý và nghiên cứu dùng phương pháp kết nối

hai hay nhiều hệ thống điện độc lập lại với nhau. Hệ thống điện sau khi kết nối được
gọi là hệ thống điện hợp nhất “Interconnection system”. Hệ thống điện hợp nhất có
rất nhiều thuận lợi trong công tác vận hành hệ thống, tăng hiệu quả kinh tế đầu tư,
tăng độ tin cậy hệ thống, giảm công suất dự trữ của hệ thống, v.v…
Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy hệ thống điện và hệ thống điện hợp nhất theo
phương pháp xác suất ngẫu nhiên đã và đang phát rất mạnh mẽ với nhiều thuật toán,
giải thuật khác nhau. Đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất là một trong những
công việc rất quan trọng trong vận hành, quản lý hệ thống điện.
Nghiên cứu này đề xuất mơ hình tốn đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất
có xét đến cường độ cưỡng bức của hệ thống truyền tải và đường dây liên lạc (tieline). Nghiên cứu này còn đề xuất giải pháp có khả năng ứng dụng trong thực tế khi
tiến hành hợp nhất hệ thống điện. Thứ nhất là đề xuất giải pháp xác định tối ưu nút
thanh cái để đấu nối đường dây liên lạc trên cơ sở chỉ số độ tin cậy. Thứ hai là đề
xuất giải pháp xác định tối ưu hóa cơng suất truyền tải cực đại của đường dây liên
lạc cũng trên cơ sở chỉ số độ tin cậy. Thứ ba là sử dụng phần mềm PowerWold để
kiểm tra độ ổn định của hệ thống điện hợp nhất.
Nghiên cứu này được chứng minh trên hệ thống điện 2 nút thanh cái và 2 đường
dây.


iii

MỤC LỤC
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU ......................................................................................1
1.1.Tổng quan hệ thống điện.......................................................................................1
1.2.Hệ thống điện hợp nhất .........................................................................................2
1.2.1. Khái niệm ..........................................................................................................2
1.2.2. Phương pháp xác suất ngẫu nhiên .....................................................................3
1.2.3. Phương pháp tổ máy tương đương ....................................................................3
CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG
ĐIỆN...........................................................................................................................5

2.1.Những thuật ngữ thường dùng trong đánh giá độ tin cậy .....................................5
2.2.Các khái niệm cơ bản về độ tin cậy của hệ thống điện .........................................6
2.3.Đặc tính độ tin cậy của hệ thống điện ...................................................................7
2.4.Cơ sở chia hệ thống điện theo cách đánh giá độ tin cậy .......................................7
2.5.Khái niệm cường độ cắt cưỡng bức phần tử .........................................................8
2.6.Đánh giá độ tin cậy xác suất ngẫu nhiên.............................................................11
2.7.Đánh giá độ cậy theo cấp độ I.............................................................................11
2.8.Đánh giá độ tin cậy theo cấp độ II ......................................................................13
2.9.Đánh giá độ tin cậy của hệ thống truyền tải........................................................14
2.10.Ví dụ đánh giá độ tin cậy hệ thống điện cấp độ I (HLI) ...................................15
CHƯƠNG 3: ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN HỢP NHẤT ......18
3.1.Phương pháp đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất theo cấp độ I (HLI) ..18
3.1.1. Định nghĩa và các công thức tính tốn các thơng số chính đánh giá độ tin cậy
của hệ thống - HL1....................................................................................................20


iv

3.1.2. Chỉ số độ tin cậy của hệ thống điện hợp nhất ................................................21
3.1.3. Các yếu tố ảnh hưởng đến hiệu quả tương trợ giữa các hệ thống của hệ thống
điện hợp nhất. ...........................................................................................................22
3.2.Phương pháp đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất theo cấp độ II
(HLII)………………………………………………………………………....................... 22
3.2.1. Xây dựng mơ hình bài tốn đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất........22
3.2.2. Giải thuật đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất cấp độ 2 .....................29
3.3.Lưu đồ giải thuật đáng giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất............................32
CHƯƠNG 4: ĐỐI TƯỢNG NGHIÊN CỨU ........................................................33
4.1. Xác định nút thanh cái tối ưu để kết nối đường dây liên kết giữa hệ thống điện
A và B........................................................................................................................34
4.1.1. Trường hợp 1:..................................................................................................34

4.1.2. Trường hợp 2 ...................................................................................................40
4.1.3. Trường hợp 3 ...................................................................................................42
4.1.4. Trường hợp 4 ...................................................................................................47
4.2. Xác định công suất tối ưu cho đường dây liên kết.............................................49
4.2.1. Trường hợp TICP = 2 ......................................................................................50
4.2.2. Trường hợp TICP = 5:.....................................................................................54
4.2.3. Trường hợp TICP = 10 ....................................................................................55
4.2.4. Trường hợp TICP = 20MW.............................................................................58
4.3.Kiểm tra độ ổn định hệ thống..............................................................................62
4.4. Bài tốn ứng dụng ..............................................................................................65
4.4.1.Tìm điểm tối ưu của hệ thống hổ trợ trong mạng điện hợp nhất. ....................69
4.4.2.Tìm cơng suất tối ưu cho đường dây liên lạc trong hệ thống hợp nhất................69


v

4.4.3.Tìm điểm liên kết tối ưu khi hợp nhất 2 hệ thống ............................................70
4.5. Kiểm tra ổn định hệ thống..................................................................................71
CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN ......................................................................................73
PHỤ LỤC .................................................................................................................74
P.1.Giới thiệu phần mềm PowerWorld .....................................................................74
P.2.Tạo một mô phỏng PowerWorld ........................................................................74


vi

MỤC LỤC HÌNH
Hình 1. Sự phân chia độ tin cậy hệ thống điện. .........................................................7
Hình 2. Phân loại hệ thống điện theo cấp độ .............................................................8
Hình 3. Hai trạng thái của một phần tử......................................................................9

Hình 4. Chu kỳ hai trạng thái của phần tử. ...............................................................9
Hình 5. Hệ thống điện thực tế và mơ phỏng tương đương với cấp độ I ..................12
Hình 6. Hệ thống gồm 2 máy phát ...........................................................................15
Hình 7. Mơ hình biến đổi q của G1, G2 về 0 ............................................................16
Hình 8. Mơ hình liên kết 3 hệ thống điện ................................................................18
Hình 9. Mơ hình tương đương hệ thống B và C. .....................................................18
Hình 10. Mơ hình tổng hợp 3 hệ thống ....................................................................19
Hình 11. Sơ đồ phân bố cơng suất hai hệ thống.......................................................23
Hình 12. Mơ hình hệ thống điện thực tế - HLII ......................................................23
Hình 13. Mơ hình phân tích tương đương các máy phát .........................................24
Hình 14. Mơ hình tương đương tổng hợp của hệ thống điện hợp nhất....................24
Hình 15. SFEG#BK và SFEG#CK ở điểm tải #BK và #CK của hệ thống hổ trợ B, C
...................................................................................................................................27
Hình 16. Mơ hình tương đương máy phát EAG#BK và EAG#CK ..............................28
Hình 17. Mơ hình ttương đương máy phát TEAGB và TEAGC ...............................29
Hình 18. Mơ hình liên kết ba hệ thống điện HLII....................................................29
Hình 19. Mơ hình tương đương máy phát (SFEG#BK, SFEG#CK) tại Bus #BK, #CK
của hệ thống B, C ......................................................................................................30
Hình 20. Mơ hình tương đương máy phát (EAG#BK, EAG#CK) tại Bus #BK, #CK
của hệ thống B, C ......................................................................................................30
Hình 21. Mơ hình máy phát tương đương có tính đến giới hạn công suất đường dây
truyền tải (TEAG#AK) tại nút #AK của hệ thống B, C ..............................................31
Hình 22. Mơ hình liên kết hoàn chỉnh SFEGAI ba hệ thống A, B và C ...................31
Hình 23. Lưu đồ giải thuật đánh giá độ tin cậy hệ thống điện hợp nhất có xét đến
cường độ cưỡng bức của đường dây .........................................................................32
Hình 24. hệ thống điện được khảo sát.....................................................................33
Hình 25. Hệ thống A liên kết với hệ thống B tại Bus A2-B2....................................34
Hình 26. Hệ thống B ................................................................................................34
Hình 27. Mơ hình máy phát tương đương (SFEGB2) tại Bus B2 của hệ thống B......35
Hình 28. Mơ hình máy phát tương đương (EAGB2) tại Bus B2 của hệ thống B ......36

Hình 29. Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) tại Bus A2 của hệ thống A ...........37
Hình 30. Hợp nhất SFEGA2 của hệ thống A với mơ hình tương đương của hệ thống
B tại BusA2 ................................................................................................................38
Hình 31. Biểu đồ phân bố xác suất của hệ thống A sau khi đã hợp nhất hai hệ thống
tại BusA2 ...................................................................................................................39
Hình 32. Liên kết hai hệ thống A và B tại BusA1 - BusB2 .......................................40
Hình 33. Biểu đồ phân bố xác suất của hệ thống A sau khi đã hợp nhất hai hệ thống
tại BusA1 ...................................................................................................................42
Hình 34. Hệ thống điện hợp nhất được liên kết với nhau tại A2-B1 ........................42


vii

Hình 35. Mơ hình tương đương của máy phát EAGB1 của hệ thống B tại BusB1....42
Hình 36. Mơ hình máy phát tương đương (EAGB1) tại BusB1 của hệ thống B........44
Hình 37. Mơ hình máy phát tương đương (TEAGA2) của hệ thống B với hệ thống A
tại BusA2 ...................................................................................................................45
Hình 38. Mơ hình máy phát tương đương của hệ thống hợp nhất tại BusA2...........45
Hình 39. Hợp nhất hai hệ thống A và B tại BusA1 - BusB1 ...................................47
Hình 40. Hệ thống A liên kết với hệ thống B tại Bus A2-B2...................................49
Hình 41. Hệ thống A liên kết với hệ thống B tại Bus A2-B2....................................50
Hình 42. Hệ thống B ................................................................................................50
Hình 43. Mơ hình máy phát tương đương (SFEGB2) tại Bus B2 của hệ thống B.....51
Hình 44. Mơ hình máy phát tương đương (EAGB2) tại Bus B2 của hệ thống B ......52
Hình 45. Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) tại Bus A2 của hệ thống A ...........52
Hình 46. Hợp nhất SFEGA2 của hệ thống A với mơ hình tương đương của hệ thống
B tại BusA2 ................................................................................................................53
Hình 47. Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) tại Bus A2 của hệ thống A ...........55
Hình 48. Hợp nhất SFEGA2 của hệ thống A với mơ hình tương đương của hệ thống
B tại BusA2 ................................................................................................................56

Hình 49. Mơ hình liên kết máy phát (TEAGA2) tại Bus A2 của hệ thống A ..........58
Hình 50. Hợp nhất SFEGA2 của hệ thống A với mơ hình tương đương của hệ thống
B tại BusA2 ................................................................................................................59
Hình 51. Đường cong đặc tính của LOLP hệ thống điện A khi tăng công suất
đường dây liên lạc .....................................................................................................62
Hình 52. Hai hệ thống liên kết tại A2-B2 TICP = 2 ................................................63
Hình 53. Hai hệ thống liên kết tại A2-B2 TICP = 5 ................................................63
Hình 54. Hai hệ thống liên kết tại A2-B2 TICP = 10 ..............................................64
Hình 55. Hai hệ thống liên kết tại A2-B2 TICP = 20 ..............................................65
Hình 56. Hệ thống IEEE – MRTS chuẩn.................................................................66
Hình 57. Hợp nhất hai hệ thống điện độc lập tại nút thánh cái CBUS 19 – BUS 6A......71


viii

MỤC LỤC BẢNG
Bảng 1. Hàm phân bố xác suất và xác suất tích lũy của máy phát G1 và G2......................16
Bảng 2. Các trạng thái xác suất công suất cực đại tại BusB2 của hệ thống B .....................35
Bảng 3. Xác suất phân bố cơng suất hỏng hóc PDF (kfos1j) của SFEGB2 .............................35
Bảng 4. Xác suất phân bố công suất của SFEGB2 tại Bus B2 của hệ thống B .....................36
Bảng 5. Xác suất phân bố cơng suất tích lũy mơ hình tương đương máy phát (EAGB2) của
hệ thống B tại nút B2 ............................................................................................................36
Bảng 6. Hàm phân bố xác suất của mơ hình liên kết tương đương các máy phát (TEAGA2)
của hệ thống B tại nút A2 ....................................................................................................37
Bảng 7. Bảng tổng hợp xác suất phân bố của mơ hình liên kết máy phát tương đương
(TEAGA2) của hệ thống B tại Bus A2 ..................................................................................37
Bảng 8. Trạng thái xác suất và công suất cực đại mà hệ thống A có thể phát sau khi được
hỗ trợ từ hệ thống B tại BusA2.............................................................................................38
Bảng 9. Xác suất phân bố công suất của hệ thống A sau khi hợp nhất với hệ thống B tại
BusA2 ...................................................................................................................................39

Bảng 10. Bảng phân bố xác suất của hệ thống A tại BusA2 tính đến hỗ trợ liên kết các máy
phát của hệ thống B tại BusA1 (TEAGA1). ..........................................................................40
Bảng 11. Xác suất phân bố công suất của hệ thống A sau khi đã hợp nhất với hệ thống B
tại BusA1 ..............................................................................................................................41
Bảng 12. Trạng thái xác suất phân bố công suất cực đại của hệ thống B tại BusB1 và BusB2
.............................................................................................................................................43
Bảng 13. Xác suất phân bố công suất theo SFEGB1 tại BusB1 của hệ thống B ...................43
Bảng 14. Bảng phân bố xác suất hỗ trợ có thể của hệ thống B tại Bus B1 ..........................44
Bảng 15. Bảng phân bố xác suất tổng hợp của hệ thống B tại BusA2 .................................45
Bảng 16. Các trạng thái xác suất và công suất cực đại ở BusA2 của hệ thống sau khi liên
kết.........................................................................................................................................46
Bảng 17. Bảng tổng hợp các trạng thái xác suất của SFEGA2 ở Bus A2 .............................47
Bảng 18. Bảng tổng kết các trạng thái xác suất phân bố công suất của hệ thống hợp nhất
qui về BusA2 trong trường hợp 4.........................................................................................48
Bảng 19. So sánh các trường hợp liên kết trong trường hợp 1 ............................................49
Bảng 20. Các trạng thái xác suất công suất cực đại tại BusB2 của hệ thống B ...................50
Bảng 21. Xác suất phân bố công suất hỏng hóc PDF (kfos1j) của SFEGB2 ...........................51
Bảng 22. Xác suất phân bố công suất của SFEGB2 tại Bus B2 của hệ thống B ...................51
Bảng 23. Xác suất phân bố cơng suất tích lũy mơ hình tương đương máy phát (EAGB2) của
hệ thống B tại nút B .............................................................................................................52
Bảng 24. Hàm phân bố xác suất của mơ hình liên kết tương đương các máy phát
(TEAGA2) của hệ thống B tại nút A2...................................................................................53
Bảng 25. Bảng tổng hợp xác suất phân bố của mơ hình liên kết máy phát tương đương
(TEAGA2) của hệ thống B tại Bus A2 ..................................................................................53
Bảng 26. Trạng thái xác suất và công suất cực đại mà hệ thống A có thể phát sau khi được
hỗ trợ từ hệ thống B tại BusA2.............................................................................................53
Bảng 27. Xác suất phân bố công suất của hệ thống A sau khi hợp nhất với hệ thống B tại
BusA2 ...................................................................................................................................54
Bảng 28. Hàm phân bố xác suất của mơ hình liên kết tương đương các máy phát (TEAGA2)
của hệ thống B tại nút A2 ....................................................................................................55

ix

Bảng 29. Trạng thái xác suất và công suất cực đại mà hệ thống A có thể phát sau khi được
hỗ trợ từ hệ thống B tại BusA2.............................................................................................56
Bảng 30. Xác suất phân bố công suất của hệ thống A sau khi hợp nhất với hệ thống B tại
BusA2 ...................................................................................................................................57
Bảng 31. Hàm phân bố xác suất của mơ hình liên kết tương đương các máy phát
(TEAGA2) của hệ thống B tại nút A2...................................................................................59
Bảng 32. Trạng thái xác suất và công suất cực đại mà hệ thống A có thể phát sau khi được
hỗ trợ từ hệ thống B tại BusA2.............................................................................................59
Bảng 33. Xác suất phân bố công suất của hệ thống A sau khi hợp nhất với hệ thống B tại
BusA2 ...................................................................................................................................61
Bảng 34. Thơng số điện áp và góc pha sau khi hợp nhất 2 hệ thống...................................63
Bảng 35. Thông số điện áp và góc pha sau khi hợp nhất 2 hệ thống...................................64
Bảng 36. Thơng số điện áp và góc pha sau khi hợp nhất 2 hệ thống...................................64
Bảng 37. Thông số điện áp và góc pha sau khi hợp nhất 2 hệ thống...................................65
Bảng 38. Bảng thông số nguồn của hệ thống điện IEEE-MRTS.........................................67
Bảng 39. Bảng thông số đường dây của hệ thống điện IEEE-MRTS..................................67
Bảng 40. Bảng thông số phụ tải của hệ thống điện IEEE-MRTS........................................68
Bảng 41. Chỉ số độ tin cậy ở các điểm liên kết và của toàn hệ thống .................................69
Bảng 42. Bảng kết quả công suất theo chỉ số độ tin cậy......................................................69
Bảng 43. Chỉ số độ tin cậy của toàn hệ thống khi hai hệ thống liên kết..............................70
Bảng 44. Thông số điện áp và góc pha sau khi hợp nhất 2 hệ thống...................................71


1

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU

1.1. Tổng quan hệ thống điện
Điện năng là một dạng năng lượng rất hiệu quả, dễ dàng biến đổi sang những
dạng năng lượng khác, sản xuất điện năng bằng nhiều cách khác nhau. Điện năng là
một dạng năng lượng không thể thiếu trong đời sống – xã hội hiện đại. Con người
trong xã hội hiện đại sẽ gặp rất nhiều khó khăn trong cuộc sống nếu khơng có điện.
Đặc biệt, nếu khơng có điện năng thì hầu hết các thiết bị, dây chuyền công nghiệp
sẽ không hoạt động được[2-4]. Hệ thống điện là một hệ thống bao gồm các nhà máy
điện, đường dây truyền tải, máy biến áp, đường dây phân phối và các phần tử khác.
Chức năng cơ bản của một hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện
năng đến hộ tiêu thụ thỏa mãn yêu cầu phụ tải, liên tục, chất lượng và độ tin cậy
ngày càng cao với giá thành hợp lý nhất. Để đáp ứng yêu cầu ngày càng tăng của
phụ tải khơng chỉ về số lượng mà cịn chất lượng điện năng cung cấp từ hệ thống.
Thông thường khi tăng nhu cầu phụ tải và tăng độ tin cậy hệ thống thì phải mở rộng
và phát triển khơng chỉ hệ thống nguồn mà còn mở rộng và phát triển hệ thống
truyền tải. Tuy nhiên, nếu đồng thời mở rộng và phát triển hệ thống nguồn và hệ
thống truyền tải địi hỏi chi phí đầu tư rất lớn. Để giải quyết những vấn đề trên, các
nhà nhà quản lý và nghiên cứu dùng phương pháp kết nối hai hay nhiều hệ thống
điện độc lập lại với nhau. Hệ thống điện sau khi kết nối được gọi là hệ thống điện
hợp nhất “Interconnection system”. Hệ thống điện hợp nhất có rất nhiều thuận lợi
trong công tác vận hành hệ thống, tăng hiệu quả kinh tế đầu tư, tăng độ tin cậy hệ
thống, v.v…
Để đánh giá chất lượng của hệ thống điện hợp nhất thì rất khó khăn vì ở mỗi hệ
thống có nhiều thơng số đánh giá khác nhau như: công suất đặt của hệ thống, sự chi
phối vận hành hệ thống nguồn, sự hỏng hóc và ngừng hoạt động của các thiết bị,
mức độ ổn định của phụ tải, dự báo công suất phụ tải, sự phân bố phụ tải, công suất
liên kết và giới hạn của lưới liên kết, điện áp và sự ổn định [1-2]. Do đó, đánh giá
độ tin cậy của hệ thống điện hợp nhất là một trong những nhiệm vụ rất quan trọng


2

cho nhà quản lý, quy hoạch và vận hành hệ thống điện. Đã có nhiều nhà nghiên cứu
với nhiều phương pháp và giải thuật đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện hợp nhất
đã được phát triển trong nhiều năm qua. Một số phương pháp điển hình như:
phương pháp xác suất ngẫu nhiên (probability array method), phương pháp mô hình
tương đương (equivalent assistance unit model method) [1], phương pháp độ lệch
lớn [3], tiếp cận hàm năng lượng tương đương [4], phương pháp mơ phỏng phân
tích (decomposition-simulation method) [5]-[7], phương pháp mô phỏng MonteCarlo (Monte-Carlo simulation method) [8], [9], phương pháp tần suất và khoảng
thời gian [10]. Hầu hết những phương pháp đánh giá đều bắt nguồn từ những mơ
hình thực tế mà xét công suất truyền (ATC) kết hợp sự không chắc chắn và giới hạn
công suất của nguồn phát, đường dây liên kết không xét đến công suất và sự không
chắc chắn của đường dây liên kết.
1.2. Hệ thống điện hợp nhất
1.2.1. Khái niệm
Sự đáp ứng đầy công suất nguồn phát của hệ thống điện thường được cải thiện
bằng cách kết nối các hệ thống điện riêng lẽ lại với nhau, mỗi hệ thống riêng lẽ có
thể hoạt động ở một mức độ rủi ro nhất định với trữ lượng thấp hơn yêu cầu khi
không liên kết, việc liên kết các hệ thống điện riêng lẽ với nhau gọi là hệ thống điện
hợp nhất. Hợp nhất hệ thống điện nhằm nâng cao độ tin cậy trong cung cấp điện và
dự trữ cơng suất cho nhau khi có sự cố ở một hệ thống nào đó, đồng thời nó cịn
giúp giảm được cơng suất dự trữ ở mỗi hệ thống khi nó hoạt động riêng lẻ.
Những lợi ích thực tế của hệ thống hợp nhất phụ thuộc vào công suất lắp đặt của
mỗi hệ thống, tổng công suất của đường dây liên lạc, hệ số không sẳn sàng của
đường dây liên lạc, mức độ tải, công suất dự trữ của mỗi hệ thống và các kiểu thỏa
thuận tồn tại giữa các hệ thống.
Đối với hệ thống điện hợp nhất phương pháp LOLE cũng được dùng rộng rãi vì
tính đơn giản khi sử dụng. Trong phần này sẽ trình bày thêm hai cách tính LOLE
của hệ hợp nhất là phương pháp ma trận xác suất và phương pháp tổ tương đương.

3

Phương pháp thứ nhất mơ hình nguồn phát từng hệ thống được thành lập sau đó
trên cơ sở này xây dựng ma trận xác suất sự cố cùng lúc các phần tử cơ bản.
Phương pháp thứ hai mơ hình hệ thống có cơng suất thừa được xây dựng là mơ
hình của tổ máy tương đương. Kế đó kể đến khả năng tải cho phép của đường dây
để đưa thêm tổ máy tương đương này vào hệ thống nguồn. Sau đó tính tốn các chỉ
tiêu độ tin cậy cũng như nêu ra tương tự như hệ thống riêng rẽ.
1.2.2. Phương pháp xác suất ngẫu nhiên
Giả thiết tình trạng cần thiết phải giảm bớt tải xuất hiện trong hệ thống điện hợp
nhất khi nguồn thừa của một hệ thống (có kể đến ảnh hưởng khả năng tải đường dây
liên lạc) không đáp ứng được thiếu công suất do sự cố tổ máy trong hệ thống khác.
Chỉ tiêu tính tốn LOLE trên cơ sở là do cùng lúc giảm công suất khả dụng ở trong
hai hệ thống. Công suất khả dụng trong mỗi hệ thống có thể được biểu diễn bằng
ma trận xác suất hai chiều, phản ảnh tất cả tổ hợp có thể giảm công suất hư hỏng ở
trong cả hai hệ thống. Ma trận này tương ứng với hệ thống hợp nhất liên lạc bằng
các đường dây lý tưởng. Sau đó ma trận này bổ sung nối tải của mỗi hệ thống có
tính tốn đến khả năng tải thực tế của đường dây liên lạc.
Bước đầu tiên là thành lập mô hình hệ thống nguồn phát từng hệ thống. Bước này
có thể dùng q trình truy tốn, sau đó thành lập ma trận giảm công suất hư hỏng
khả dụng đồng thời của hệ thống. Tình hình thiếu cơng suất trong mỗi hệ thống
được xác định theo số liệu mà đặc tính mức nguồn phát trong mỗi hệ thống, đỉnh tải
hệ thống và khả năng truyền tải trên đường dây liên lạc từ nguồn thừa sang thiếu.
Khi chu kỳ tín tốn là một ngày thì tổng xác suất xuất hiện trạng thái thiếu công
suất của một trong hệ thống hợp nhất sẽ là chỉ tiêu LOLE có thứ nguyên giờ/năm.
Đánh giá độ tin cậy với chu kỳ tính tốn lớn có thể tính tốn được bằng cách tính
tổng các kết quả của từng ngày khảo sát.
1.2.3. Phương pháp tổ máy tương đương
Phương pháp tổ máy tương đương trình bày thuận lợi nối kết giữa 2 hệ thống
trong điều kiện tương đương nhiều tổ máy mà miêu tả khả năng quan trọng của một

4

hệ thống điều tiết công suất của những hệ thống khác. Xét hai hệ thống A và B liên
kết với nhau bằng đường dây liên lạc, khảo sát trường hợp hệ thống A nhận cứu trợ
công suất từ hệ thống B. Mức độ công suất truyền từ hệ thống B bằng giá trị nhỏ
nhất của công suất đường dây liên lạc và công suất dự trữ của hệ thống B.
Tất cả công suất dự trữ của hệ thống B lớn hơn đường dây liên lạc thì cơng suất
truyền bằng khả năng tải cho phép của đường dây liên lạc. Dãy cơng suất có thể cứu
trợ hệ thống A từ hệ thống B có thể coi như mơ hình tổ máy tương đương gắn thêm
vào hệ thống A.


5

CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY
HỆ THỐNG ĐIỆN
2.1. Những thuật ngữ thường dùng trong đánh giá độ tin cậy
Contingency (sự cố): là một trạng thái ngẫu nhiên xảy ra một cách không mong
muốn hoặc ngừng hoạt động của các phần tử trong hệ thống như: máy phát, đường
dây truyền tải, các thiết bị điện khác…Một sự cố xảy ra có thể có thể bao gồm nhiều
bộ phận phức tạp mà trạng thái hỏng hóc nặng nhất khi cùng lúc hỏng hóc nhiều
phần tử.
Electric service (cung cấp điện): là cả quá trình cung cấp, truyền tải và phân phối
điện năng do một công ty phân phối điện cung cấp.
Outage (trạng thái không sẳn sàng): là trạng thái phần tử không sẳn sàng thực
hiện chức năng đã được định sẳn khi liên kết với các phần tử khác trong hệ thống.
Một sự hỏng hóc xảy ra khơng đồng nghĩa với việc phải ngừng cung cấp điện mà
còn tuỳ thuộc vào cấu trúc của hệ thống điện.

Scheduled Outage (cắt phần tử theo lịch trình): được thực hiện khi một phần tử
được chủ định cách ly khỏi hệ thống tại một thời điểm được xác định trước, do xây
dựng hay bảo trì sửa chữa thiết bị.
Forced outage (hỏng hóc): là khả năng loại bỏ các phần tử đang hoạt động trong
tình trạng khẩn cấp, ngẫu nhiên khi một thiết bị này bị hỏng hóc bất ngờ.
Forced outage rate (hệ số không sẳn sàng): là tỷ số của thời gian một thiết bị
ngừng hoạt động trên tổng thời gian thiết bị đó tồn tại trong hệ thống (thời gian nghỉ
và thời gian hoạt động).
Outage Costs (chi phí cắt phần tử): là chi phí từ việc ngừng cung cấp điện. Bao
gồm chi phí trực tiếp, chi phí gián tiếp để tránh cắt phần tử đoán trước
Transmission (truyền tải): Là truyền tải điện năng từ nhà máy điện đến trạm phân
phối.
Utility (điện lực): Là một Cơng ty hay Chính phủ có tư cách bán điện năng cho
người tiêu dùng.


6

Peak Load (đỉnh tải): là tải lớn nhất trong một thời gian nhất định, thường được
biểu diễn trong MW.
Reliability (độ tin cậy): là xác suất để một hệ thống hay một phần tử hoàn thành
triệt để nhiệm vụ, yêu cầu trong một khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện
vận hành nhất định.
Availability (độ sẵn sàng): Là xác suất để hệ thống (hay phần tử) hoàn thành
hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời gian bất kỳ. Độ tin cậy của hệ thống
điện được thể hiện qua sự đáp ứng đầy đủ, sự an toàn và ổn định trong cung cấp
điện. Bên cạnh đó mức độ ổn định của hệ thống cũng là yếu tố nói lên độ tin cậy.
Tính đáp ứng đầy đủ: là khả năng hệ thống điện cung cấp đầy đủ và liên tục cho
nhu cầu của tải trong suốt thời gian hoạt động. Ở đây kể cả trạng thái các phần tử hệ
thống bị hỏng hóc, bảo dưỡng hay thay mới nhưng vẫn ln đáp ứng nhu cầu của

phụ tải.
Tính an tồn và ổn định: là khả năng của hệ thống điện chống lại những rối loạn,
những sự cố ngẫu nhiên trong lúc vận hành của các thiết bị trong hệ thống điện.
2.2. Các khái niệm cơ bản về độ tin cậy của hệ thống điện
Mục tiêu cơ bản của mỗi hệ thống điện là đáp ứng yêu cầu phụ tải và cung cấp
điện năng đến khách hàng một cách liên tục, chất lượng cao tại chi phí thấp nhất có
thể. Mục đích của việc đánh giá độ tin cây hệ thống điện là ước tính khả năng sản
xuất, vận chuyển và cung cấp điện năng của hệ thống điện. Đối với hệ thống điện
qui mơ nhỏ thì ước lượng độ tin cậy thơng qua kinh nghiệm và các chính sách được
thực hiện dễ dàng. Tuy nhiên hệ thống điện lớn thì rất phức tạp, thơng thường sử
dụng nhiều kỹ thuật phân tích chặt chẽ hơn. Các khái niệm về độ tin cậy thì có
nghĩa rất rộng như được mơ tả như sau:
Độ tin cậy trong kỹ thuật: Độ tin cậy là khả năng một phần tử hay hệ thống thực
hiện một chức năng yêu cầu trong một khoảng thời gian nhất định tại một điều kiện
vận hành nhất định.


7

Độ tin cậy của hệ thống điện có thể được định nghĩa như mức độ hoạt động của
các phần tử trong hệ thống điện mà ảnh hưởng đến quá trình sản xuất, truyền tải và
cung cấp điện năng tới khách hàng trong giới hạn tiêu chuẩn cho phép (điện áp, tần
số, v.v...). Độ tin cậy có thể được đo bằng các chỉ số như: tần xuất thiếu điện
(Frequency of Load Loss), khoảng thời gian mất điện (Duration of Load Loss), xác
suất mất điện (Probability of Load Loss), lượng điện cung cấp thiếu, ...v.v. Tóm lại,
độ tin cậy của hệ thống điện là khả năng của hệ thống điện thực hiện chức năng và
nhiệm vụ của mình.
2.3. Đặc tính độ tin cậy của hệ thống điện
Đánh giá độ tin cậy của hệ thống điện là chỉ ra hai đặc trưng cơ bản của tồn hệ
thống điện như đặc tính phù hợp và đặc tính an tồn của hệ thống điện như trình bày

ở Hình 1.
Độ tin cậy hệ thống

Sự phù hợp hệ thống

Độ an tồn hệ thống

Hình 1. Sự phân chia độ tin cậy hệ thống điện.
- Đặc tính phù hợp: là khả năng của hệ thống điện đáp ứng yêu cầu của phụ tải
trong bất kỳ thời gian nào đó, trong giới hạn định mức của thiết bị và điện áp.
- Đặc tính an tồn: là khả năng của hệ thống điện chịu đựng được sự tác động của
các yếu tố tác động ngẫu nhiên.
2.4. Cơ sở chia hệ thống điện theo cách đánh giá độ tin cậy
Hệ thống điện là một hệ thống rất phức tạp và có sự tham gia của rất nhiều phần
tử với những trạng thái vật lý khác nhau. Chức năng cơ bản của hệ thống điện là sản
xuất điện năng (hệ thống nguồn), vận chuyển điện năng từ nơi sản xuất đến nơi tiêu
thụ cuối cùng (hệ thống truyền tải) và hệ thống phân phối. Do đó, nghiên cứu và


8

tính tốn độ tin cậy của hệ thống điện được chia thành ba cấp độ khác nhau. Cấp độ
I (Hierarchical level I: HLI) chỉ tập trung vào hệ thống nguồn điện, không xét đến
hệ thống truyền tải và phân phối. Như vậy đánh giá độ tin cậy cấp độ I tức là xác
định chỉ số độ tin cậy của hệ thống nguồn điện và với giả định hệ thống truyền tải
và hệ thống phân phối là hoàn hảo. Cấp độ II (Hierarchical level II: HLII) là kết
hợp hệ thống nguồn với hệ thống truyền tải đồng thời. Như vậy, đánh giá độ tin cậy
hệ thống điện cấp độ II khá phức tạp và chỉ số độ tin cậy là chung cho cả hai hệ
thống nguồn và truyền tải. Cấp độ III (Hierarchical level III: HLIII) là toàn bộ hệ
thống. Phân loại hệ thống điện theo đánh giá độ tin cậy như trình bày tại Hình 2.

Hình 2. Phân loại hệ thống điện theo cấp độ
2.5. Khái niệm cường độ cắt cưỡng bức phần tử
Thông số cơ bản đánh giá công suất phát của tổ máy phát là xác suất cắt cưỡng
bức tại một thời điểm trong tương lai. Xác suất này được định nghĩa trong những hệ
thống kỹ thuật như là hệ số không sẵn sàng (Unavailability) và được ký hiệu là FOR
(Forced Outage Rate). Thông số cắt cưỡng bức của một phần tử (tổ máy phát, máy
biến áp, v.v…) có thể được mơ phỏng ở dạng hai trạng thái như trình bày ở Hình 3
mơ phỏng này giả định một phần tử bất kỳ có hai trang thái là tốt (hoạt động) và
hỏng hóc (dừng).


9

λ
Unit
0 (Down)

Unit
1 (Up)

µ
Hình 3. Hai trạng thái của một phần tử
Xác suất hỏng hóc trong thời gian dài được biết như là hệ không sẳn sàng của
phần tử, A là xác suất làm việc phần tử được biết như là hệ số sẳn sàng của phần tử,
U là hệ số hỏng hóc và cường độ sửa chữa được cho trong hình 3.
Một phần tử trong hệ thống điện sẽ phải thực hiện chức năng của mình trong suốt
thời gian hoạt động của nó. Khoảng thời gian mà phần tử ở trạng thái tốt
(Availability) được hiểu là hoạt động, khoảng thời gian mà phần tử ở trạng thái
hỏng hóc (Unavailability) được hiểu là dừng để sửa chữa hoặc thay thế và phần tử

ấy trở lại trạng thái ban đầu. Như vậy nếu xét một phần tử (tổ máy phát, máy biến
áp, …v.v) trong một khoảng thời gian (1 năm) thì sẽ có hai trạng thái cơ bản là sau
một khoảng thời gian hoạt động thì dừng một khoảng thời gian để bảo trì và sửa
chữa. Quy luật này sẽ được lập đi và lập lại như trình bày ở Hình 4.

Hình 4. Chu kỳ hai trạng thái của phần tử.
Dữ liệu cho ở trên và hiệu quả của công suất C của máy phát cùng với độ tin cậy
máy phát. Thông số U thì gần đúng của xác suất hỏng hóc của một phần tử thậm chí
khi xét đến bảo dưỡng phịng ngừa, cung cấp thơng tin cho việc sấp xếp bảo dưỡng


10

trong thời gian thấp tải. Hệ số không sẳn sàng thì thích hợp cho ước tính xác suất
hỏng hóc của phần tử trong tương lai. Một phần tử không sẵn sàng thì thường là bị
cắt cưỡng bức (FOR), nó khơng được xem là định mức nhưng nó là hệ số cho trong
(1)-(2). Hệ số sẵn sàng được biểu diễn trong (3)-(4).
U=

∑ (honghoc )

∑ (honghoc + lamviec )

U = FOR =

A=
A=

λ
λ+µ

=

r
r
f
= = = r* f
r+m T µ

∑ (lamviec )

∑ (honghoc + lamviec )
µ
λ+µ

=

m
m
1
f
= =
=
r + m T λT λ

( 1)
( 2)
( 3)
( 4)

Trong đó:
λ: là cường độ hỏng hóc
µ: là cường độ sửa chữa
m: là thời gian vận hành an toàn
r : là thời gian trung bình sửa chữa
T: là chu kỳ
f =1/T là tần suất
MTTF =1/λ, MTTR = 1/µ, f = λ*U
Nếu tính tốn trong thời gian dài thì FOR là hệ số khơng sẳn sàng của phần tử.
Mơ hình nhiều trạng thái có thể được sử dụng thay thế một phần trạng thái cắt phần
tử. Mơ hình đa trạng thái cũng hữu dụng trong việc thích nghi trong vận hành đức
đoạn và cường độ hỏng hóc khi khởi động. Khoảng thời gian nguy hiểm trong vận
hành của phần tử là khi phần tử khởi động, nó được so sánh với tải đơn vị cơ bản,
một phần tử ở đỉnh tải thì có ít thời gian vận hành và nhiều lần khởi động và tắt.
Điều này yêu cầu ước tính luôn trạng thái không sẳn sàng của phần tử trong tương
lai.


11

2.6. Đánh giá độ tin cậy xác suất ngẫu nhiên
Tiêu chuẩn đánh giá độ tin cậy hệ thống điện được sử dụng như tiêu chuẩn (N-n).
Hệ thống điện có N phần tử (tổ máy phát, đường dây, máy biến áp, v.v…), tuy
nhiên có n phần tử hư hỏng thì hệ thống điện vẫn làm việc bình thường. Tùy theo
yêu cầu của quốc gia mà có tiêu chuẩn khác nhau với n = 1 hoặc n = 2. Một khuyết
điểm của phương pháp này là khơng tính cho trạng thái hỏng hóc ngẫu nhiên của
các phần tử trong hệ thống điện. Thật vậy sự ngẫu nhiên hoặc xác suất trong hệ
thống điện thì dễ dàng nhận ra như: cắt cưỡng bức máy phát, hư hỏng đường dây,
máy biến áp và yêu cầu bất thường từ khách hàng.
Có hai phương pháp sử dụng đánh giá độ tin cậy xác suất ngẫu nhiên cho hệ

thống điện: phương pháp liệt kê và mô phỏng Monte Carlo. Kỹ thuật liệt kê mô tả
hệ thống bằng mơ hình tốn và trực tiếp phân tích giải thuật để đánh giá chỉ số độ
tin cậy từ mơ hình. Mơ phỏng Monte Carlo ước tính chỉ số độ tin cậy sau khi mô
phỏng hệ thống ngẫu nhiên. Phương pháp nghiên cứu này được sử dụng cũng tốt
như là kết quả phân tích mơ hình, sự chính xác của hệ thống và độ tin cậy của dữ
liệu, nhưng thời gian tính tốn nhanh.
2.7. Đánh giá độ cậy theo cấp độ I
Cấp độ I của hệ thống điện là chỉ chú ý đến hệ thống nguồn điện. Do đó chỉ số độ
tin cậy của hệ thống điện cấp độ I chính là của hệ thống nguồn điện. Có nhiều
phương pháp để đánh giá độ tin cậy ở cấp độ I [9]-[20]. Hệ thống điện cấp độ I như
trình bày ở Hình 5(a) có thể được mơ phỏng thành hệ thống tương đương như trình
bày ở Hình 5(b) [21]. Cơng suất và tỉ lệ cắt cưỡng bức của tổ máy phát thứ i có
cơng suất Ci (MW) và qi tương ứng như trình bày ở Hình 5(b). Nó tương đương với
việc tăng thêm công suất Ci (MW) vào phụ tải với cùng tỉ lệ cưỡng bức.


12

~

xL

~

xL

Ci [ MW ]

Ci [ MW ]

FORi = qi

FORi = 0

x0 j
b

a

Ci [ MW ]
FORi = qi

Hình 5. Hệ thống điện thực tế và mô phỏng tương đương với cấp độ I
NG

xe = xL +

∑

x oi

(5)

i =1

Trong đó
xe : biến ngẫu nhiên của phụ tải cộng thêm vào
xL : biến ngẫn nhiên của phụ tải đã có
xoi : biến ngẫu nhiên của xác suất phụ tải là nguyên nhân bởi FOR tổ máy
thứ i

NG : Tổng số tổ máy có trong hệ thống điện
Đường cong phụ tải tương đương của HLI có thể được tính
HLI

Φ i ( xe ) =

HLI

Φ i −1 ( xe ) ⊗ HLI f oi ( xoi ) = ∫ HLI Φ i−1 ( xe − xoi ) HLI f oi ( xoi )dx

( 6)

Trong đó
tốn tử tích phân tồn bộ đường cong phụ tải nối dài
HLI

HLI

Φ 0 ( xe − x0i )= HLI Φ( xL )
f 0i ( xoi ) hàm phân phối xác suất của cường độ cắt cưỡng bức của máy phát

thứ i
LP là đại lượng phụ tải cực đại [MW]
Chỉ số độ tin cậy cấp độ I là LOLEHLI (Loss of load expectation) và EENSHLI
(Expected energy not served) được tính như sau:
LOLEHLI = HLI Φ ( x)

x = IC

[hours/year]

( 7)


13

EENS HLI = ∫

IC + Lp

IC

HLI

Φ( x)dx

[MWh/year]

( 8)

Trong đó
IC (MW) là tổng công suất của các tổ máy phát
2.8. Đánh giá độ tin cậy theo cấp độ II
Đánh giá độ tin cậy hệ thống điện cấp độ II tức là đánh giá cùng lúc hệ thống
nguồn và hệ thống truyền tải. Các chỉ số độ tin cậy hệ thống điện mức độ II là
LOLE (EDLC), EENS, SI, EIR. Có nhiều máy phát, đường dây truyền tải được cố
định trong phân tích phân bố cơng suất, phân tích sự ngẫu nhiên, điều độ máy phát,
phân tích quá tải trên đường dây truyền tải, … Có thể được mơ tả bởi một vài chỉ
tiêu độ tin cậy cơ bản trong luận văn này.
a/ Xác suất cắt tải

Xác suất cắt tải PLC (Probability of load curtailments) được định nghĩa như là
xác suất thiếu công suất khả dụng cung cấp cho nhu cầu phụ tải. PLC có thể được
tính bằng cách tổng xác suất của tất cả các trạng thái của cắt tải.
PLC = ∑ pi

( 9)

i∈S

Trong đó pi là xác suất của hệ thống thứ i và S là tập hợp của tất cả trạng thái của
hệ thống tương ứng với cắt tải
b/ Thời gian cắt tải EDLC (Expected duration of load curtailments).
EDLC là một khoảng thời gian công suất khả dụng không đáp ứng nhu cầu phụ
tải cực đại của hệ thống. Nếu sơ đồ phụ tải là ngày trong năm thì T = 365 ngày và
đơn vị của EDLC là ngày/năm. Nếu sơ đồ phụ tải là giờ trong năm thì T = 8760 giờ
và đơn vị của EDLC là giờ/năm.
EDLC = PLC x T [hours/year]

( 10)

c/ Chỉ tiêu thiếu nguồn EENS (Expected energy not supplied)
EENS là tổn thất năng lượng của khách hàng khi công suất hệ thống không đủ
cung cấp