Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật điện: Nghiên cứu và ứng dụng giải thuật tối ưu trọng trường GSA để tái cấu trúc lưới điện Tp.HCM có xét đến độ tin cậy cung cấp điện

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

LÊ DUY PHÚC

NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG GIẢI THUẬT

TỐI ƯU TRỌNG TRƯỜNG GSA ĐỂ TÁI

CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP.HCM

CÓ XÉT ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

TP. HCM, tháng 01 năm 2016

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

---------------------------

LÊ DUY PHÚC

NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG GIẢI THUẬT

TỐI ƯU TRỌNG TRƯỜNG GSA ĐỂ TÁI

CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP.HCM

CÓ XÉT ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS. TS. Trương Việt Anh

TP. HCM, tháng 01 năm 2016

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP. HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học : PGS. TS. Trương Việt Anh

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị và chữ ký)

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP. HCM

ngày 12 tháng 3 năm 2016

Thành phần Hội đồng đánh giá Luận văn Thạc sĩ gồm:

(Ghi rõ họ, tên, học hàm, học vị của Hội đồng chấm bảo vệ Luận văn Thạc sĩ)

TT Họ và tên Chức danh Hội đồng

TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt 1 Chủ tịch

TS. Võ Viết Cường 2 Phản biện 1

PGS.TS. Võ Ngọc Điều 3 Phản biện 2

PGS.TS. Phan Thị Thanh Bình 4 Ủy viên

5 TS. Huỳnh Quang Minh Ủy viên, Thư ký

Xác nhận của Chủ tịch Hội đồng đánh giá Luận sau khi Luận văn đã được

sửa chữa (nếu có).

Chủ tịch Hội đồng đánh giá LV

TS. Nguyễn Xuân Hoàng Việt

TRƯỜNG ĐH CÔNG NGHỆ TP. HCM CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

PHÒNG QLKH – ĐTSĐH Độc lập – Tự do – Hạnh phúc

TP. HCM, ngày 20 tháng 8 năm 2016

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Lê Duy Phúc Giới tính: Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 16/12/1991 Nơi sinh: TP. HCM

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện MSHV: 1441830019

I- Tên đề tài: Nghiên cứu và ứng dụng giải thuật tối ưu trọng trường GSA để tái

cấu trúc lưới điện Tp.HCM có xét đến độ tin cậy cung cấp điện

II- Nhiệm vụ và nội dung:

- Tìm hiểu các bài toán tái cấu trúc lưới phân phối và các giải thuật đã được áp

dụng.

- Nghiên cứu về độ tin cậy cung cấp điện, các phương pháp đánh giá và những

yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối.

- Xây dựng hàm mục tiêu và áp dụng giải thuật Gravitational Search

Algorithm – GSA để tìm ra cấu trúc tối ưu cho hệ thống lưới điện phân phối nhằm

giảm chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện cho mỗi hệ thống.

- Kiểm chứng trên một số lưới điện mẫu nhằm đánh giá tính đúng đắn của ý

tưởng đề xuất đồng thời so sánh với kết quả thực tế vận hành nếu đó là một lưới

điện thực tế.

III- Ngày giao nhiệm vụ: 20/08/2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: 15/01/2016

V- Cán bộ hướng dẫn: PGS. TS. Trương Việt Anh

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

PGS. TS. Trương Việt Anh PGS. TS. Nguyễn Thanh Phương

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết

quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ

công trình nào khác.

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này

đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn

gốc.

Học viên thực hiện Luận văn

Lê Duy Phúc

LỜI CÁM ƠN

Đầu tiên, tôi xin chân thành gửi lời cảm ơn đến thầy PGS. TS. Trương Việt Anh,

người đã tận tình hướng dẫn và giúp đỡ tôi trong suốt quá trình thực hiện luận văn này.

Xin cảm ơn quý Thầy Cô trong khoa Điện – Điện Tử của Trường Đại Học Công

Nghệ TP.HCM, những người thầy đầy nhiệt huyết, thiện cảm đã truyền đạt những kiến

thức chuyên môn, những bài học cũng như những kinh nghiệm quý báu giúp tôi tự tin

từng bước đi vào thực hiện đề tài luận văn này.

Cuối cùng tôi xin chân thành cảm ơn cha mẹ và người thân đã luôn ở bên tôi,

động viên tôi rất nhiều để tôi hoàn thành khóa học này.

Tp. Hồ Chí Minh, ngày 15 tháng 01 năm 2016

Tác giả Luận văn Lê Duy Phúc

iii

TÓM TẮT

Luận văn này trình bày về lý thuyết và cách thức áp dụng giải thuật tối ưu trọng

trường GSA để giải bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối nhằm giảm thiểu chi phí

vận hành và chi phí đền bù cho khách hàng do ngừng cung cấp điện, nâng cao độ tin

cậy cung cấp điện cho lưới điện Tp. HCM. Nội dung chính trong luận văn này là xây

dựng mô hình hóa để tìm ra cấu trúc có chi phí vận hành và chi phí đền bù do ngừng

cung cấp điện là bé nhất. Từ đó áp dụng vào lưới điện thực tế dựa trên các số liệu đầu

vào và kết quả của việc áp dụng giải thuật sẽ cho thấy sau khi tái cấu trúc lưới thì chi

phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện là nhỏ nhất và đảm bảo được sự cung cấp

điện cho khách hàng. Điều này cho thấy tính đúng đắn, hiệu quả từ việc xác định mục

tiêu và giải thuật đề ra.

ABSTRACT

Nowadays, electricity is indispensable for living, commercial, production. The

development of electricity has experienced through many stages. A lot of scientists and

experts are trying their best to find the best solution to operate electrical network

effectively. Many algorithms, solutions had shown their property and effectiveness on

reducing the outage time, loss power,… This thesis introduced about the theory and the

application of Gravitational Search Algorithm (GSA) on solving problems of

distribution network. The result of this thesis will show a new configuration of

distribution network that can help to minimize the cost of operational and the cost of

damage caused by outages. The major content of this thesis is building the model to

find the find the best reconfiguration structure of HCMC distribution network that

minimizes the cost of operation and the compensation for the customers caused by

outages. Then applying the algorithm and the model for solving problems on HCMC

area based on the input parameter. After that, the results will show the reliability

construction that can be operated to minimize the loss power and guarantee the

electrical supply to the customers. This shows the effectiveness and rightness of the

proposed objectives and algorithm.

MỤC LỤC

Lời cam đoan ......................................................................................................................... i

Lời cảm ơn ............................................................................................................................ ii

Tóm tắt ................................................................................................................................. iii

Abstract ................................................................................................................................ iv

Mục lục .................................................................................................................................. v

Danh sách các chữ viết tắt ................................................................................................. viii

Danh sách các bảng .............................................................................................................. x

Danh sách các hình .............................................................................................................. xi

Chương 1 GIỚI THIỆU LUẬN VĂN ................................................................................ 1

1.1 Đặt vấn đề ....................................................................................................................... 1

1.1.1 Đối với các công ty Điện lực .......................................................................... 2

1.1.2 Đối với khách hàng sử dụng điện ................................................................... 2

1.1.3 Về mặt kinh tế trong ngành điện .................................................................... 2

1.2 Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn .............................................................................. 3

1.3 Phạm vi nghiên cứu của luận văn .................................................................................. 4

1.4 Hướng giải quyết vấn đề ................................................................................................ 4

1.5 Giá trị thực tiễn của luận văn ......................................................................................... 4

1.6 Bố cục của luận văn ....................................................................................................... 5

Chương 2 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TPHCM................................. 6

2.1 Hệ thống điện.................................................................................................................. 6

2.2 Đặc điểm của lưới điện phân phối TPHCM ............................................................... 33

2.3 Những lý do phải vận hành hình tia ở lưới điện phân phối ....................................... 35

2.4 Các bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối nhìn ở khía cạnh vận hành ................ 36

2.5 Các nghiên cứu khoa học về bài toán tối ưu cấu trúc lưới điện phân phối ............... 37

2.5.1 Giới thiệu ....................................................................................................... 37

2.5.2 Giải thuật của Merlin và Back – kỹ thuật vòng kín .................................... 40

2.5.3 Giải thuật của Civanlar và các cộng sự - kỹ thuật đổi nhánh ..................... 41

2.5.4 Thuật toán di truyền – Genetic Algorithm (GA) ......................................... 43

2.5.5 Giải thuật đàn kiến – Ant colony search (ACS) .......................................... 46

2.5.6 Mạng thần kinh nhân tạo – Aritificial Neutral Network (ANN) ................ 48

2.5.7 Thuật toán bầy đàn – Practicle Swarm Optimization (PSO) ...................... 48

2.5.8 Thuật toán tìm kiếm Tabu – Tabu Search (TS) ........................................... 49

2.5.9 Thuật toán mô phỏng luyện kim – Simulated Annealing (SA) .................. 51

2.6 Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối ...................................... 52

2.6.1 Các nghiên cứu khoa học .............................................................................. 54

2.6.1.1 Phương pháp cây sự cố - Graph Tree ................................................. 54

2.6.1.2 Mô hình hóa dựa trên tỷ lệ sự cố và thời gian sửa chữa .................... 57

2.6.1.3 Mô hình hóa cải tiến của Karin Alvehag và Lennart Soder .............. 58

2.6.2 Các chỉ tiêu tính toán độ tin cậy trong lưới điện phân phối ........................ 60

Chương 3 THUẬT TOÁN ĐỀ NGHỊ VÀ KIỂM TRA THỰC TẾ TRÊN LƯỚI ĐIỆN

PHÂN PHỐI THUỘC PHẠM VI QUẢN LÝ CỦA ĐIỆN LỰC THỦ THIÊM .......... 63

3.1 Đặt vấn đề ..................................................................................................................... 63

3.2 Xây dựng hàm mục tiêu ............................................................................................... 64

3.2.1 Bài toán tái cấu trúc lưới cực tiểu chi phí vận hành .................................... 64

3.2.2 Bài toán tái cấu trúc lưới điện giảm chi phí ngừng cung cấp điện ............. 66

3.2.2.1 Xét lưới điện đơn giản có một nguồn ................................................. 66

3.2.2.2 Xét mạng điện kín vận hành hở .......................................................... 67

3.2.2.3 Tính toán chi phí ngừng cung cấp điện .............................................. 68

3.2.3 Hàm mục tiêu của bài toán cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng

cung cấp điện ...................................................................................................................... 65

3.2.3.1 Xây dựng thuật toán tính chi phí vận hành trong một ngày .............. 69

3.2.3.2 Xây dựng thuật toán tính cực tiểu chi phí ngừng cung cấp điện ....... 70

3.3 Giải thuật tối ưu trọng trường – Gravitational Search Algorithm (GSA) ................. 72

3.3.1 Khái niệm về thuật toán trọng trường GSA ................................................ 72

3.3.2 Lưu đồ thuật toán GSA ................................................................................. 75

3.4 Tái cấu trúc lưới điện phân phối cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng điện sử

dụng thuật toán GSA .......................................................................................................... 82

3.5 Ví dụ kiểm tra giải thuật .............................................................................................. 84

3.5.1 Mạng điện 1 nguồn 33 nút ............................................................................ 85

3.5.2 Kiểm tra thực tế trên lưới điện phân phối của Điện lực Thủ Thiêm .......... 94

Chương 4 KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT .......................................................................... 105

vii

4.1 Kết luận ....................................................................................................................... 105

4.2 Những hạn chế và đề xuất phát triển của đề tài ........................................................ 107

4.2.1 Những hạn chế............................................................................................. 107

4.2.2 Đề xuất hướng phát triển của đề tài ........................................................... 108

TÀI LIỆU THAM KHẢO ............................................................................................... 109

viii

DANH SÁCH CÁC CHỮ VIẾT TẮT

FCO : Fuse cut out

LBFCO : Load break fuse cut out

: Load break switch LBS

: Line Tension Disconnecting Switch LTD

: Institute of Electrical and Electronic Enginneers. IEEE

EEI : Edison Electric Institute

EPRI : Electric power reasearch Institute

CEA : Canadian Electric Association

GA : Genetic Algorithm

ACS : Ant colony search

ANN : Aritificial Neutral Network

PSO : Practicle Swarm Optimization

TS : Tabu Search

SA : Simulated Annealing

SAIFI : System Average Interuption Frequency Index

SAIDI : System Average Interuption Duration Index

CAIFI : Customer Average Interuption Frequency Index

CAIDI : Customer Average Interuption Duration Index

CTAIDI : Customer Total Average Interruption Duration Index

ASAI : Customer Service Availability Index

ENS : Energy Not Supplied

AENS : Average Energy Not Supplied

ACCI : Averaga Customer Cutarilment Index

ASIFI : Average System Interruption Frequency Index

ASIDI : Average System Interruption Duration Index

MAIFI : Momentary Average Interruption Frequency Index

DMS

: Distribution Management System

EMS

: Energy Management System

GSA

: Gravitational Search Algorithm

CEMIn : Customers Experiencing Multiple Interruptions

DANH SÁCH CÁC BẢNG

Bảng 3.1: Hệ số phụ tải tại các nút phụ tải trong một ngày ...................................... 85

Bảng 3.2: So sánh kết quả trước và sau khi tái cấu trúc lưới điện ............................ 94

Bảng 3.3: Thông số lưới điện 2 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu .............................. 97

Bảng 3.4: Thời gian ngừng cung cấp điện trên các tuyến dây vào mùa khô ............ 99

Bảng 3.5: Cường độ sự cố trên các tuyến dây vào mùa mưa .................................. 100

Bảng 3.6: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện cho

từng vị trí khóa mở trong mùa nắng. (C0 = C1 = 2.200 VNĐ) .............................. 102

Bảng 3.7: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện cho

từng vị trí khóa mở trong mùa nắng. (C0 = 2.200 VNĐ, C1 = 6.600 VNĐ) .......... 102

Bảng 3.8: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện cho

từng vị trí khóa mở trong mùa mưa. (C0 = C1 = 2.200 VNĐ) ............................... 103

Bảng 3.9: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện cho

từng vị trí khóa mở trong mùa nắng. (C0 = 2.200 VNĐ, C1 = 6.600 VNĐ) .......... 104

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH

Hình 2.1 : Vị trí và vai trò của lưới điện phân phối .................................................... 7

Hình 2.2 : Sơ đồ lưới điện TPHCM năm 2015 ........................................................... 8

Hình 2.3 : Sơ đồ lưới điện trung thế của Điện lực An Phú Đông ............................... 9

Hình 2.4: Sơ đồ lưới điện mạch vòng có 3 nguồn vận hành hở ................................ 35

Hình 2.5: Giải thuật của MerLin và Back đã được Shirmohammadi chỉnh sửa ....... 41

Hình 2.6: Lưu đồ giải thuật của Civanlar và các cộng sự ......................................... 43

Hình 2.7: Sơ đồ chung của phương pháp bầy đàn PSO ............................................ 49

Hình 2.8: Cấu trúc điển hình của việc phân tích độ tin cậy của lưới điện ................ 53

Hình 2.9: Mô hình phân chia lưới phân phối L ......................................................... 55

Hình 2.10: Mô hình hai trạng thái của thiết bị .......................................................... 57

Hình 2.11: Mô hình theo gió và sét ........................................................................... 59

Hình 3.1: Sơ đồ đơn tuyến một phát tuyến ............................................................... 64

Hình 3.2: Đồ thị phụ tải lưới điện của một ngày trong mùa ..................................... 66

Hình 3.3: Sơ đồ mạng một nguồn hai phụ tải ........................................................... 66

Hình 3.4: Sơ đồ mạng điện hai nguồn ....................................................................... 67

Hình 3.5: Lưu đồ tính chi phí vận hành trong một mùa. ........................................... 70

Hình 3.6: Lưu đồ thuật toán tính chi phí ngừng điện cho mỗi cấu trúc lưới ............ 72

Hình 3.7: Các vật thể tương tác với nhau.................................................................. 73

Hình 3.8: Lưu đồ thuật toán GSA ............................................................................. 75

Hình 3.9: Độ hội tụ của bài toán cực tiểu hàm số bậc 4 sử dụng GSA ..................... 82

Hình 3.10: Tái cấu trúc lưới điện giảm chi phí vận hành và chi phí ngừng điện. .... 83

Hình 3.11: Mạng điện 1 nguồn 33 nút ...................................................................... 87

Hình 3.12: Độ hội tụ của hàm chi phí vận hành theo ∆A là bé nhất ......................... 88

Hình 3.13: Cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc theo trường hợp 1...................... 89

Hình 3.14: Độ hội tụ của hàm mục tiêu bài toán trong trường hợp 2 ....................... 90

Hình 3.15: Cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc theo trường hợp 2...................... 91

Hình 3.16: Độ hội tụ của hàm mục tiêu bài toán trong trường hợp 3 ....................... 92

Hình 3.17: Cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc theo trường hợp 3...................... 93

Hình 3.18: Sơ đồ khối của lưới điện của 2 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu thuộc

Điện lực Thủ Thiêm quản lý ..................................................................................... 96

Hình 3.19: Mô hình hóa lưới điện 2 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu thuộc Điện lực

Thủ Thiêm quản lý .................................................................................................... 97

Hình 3.20: Đồ thị hệ số phụ tải của 02 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu theo giờ của

08 khu vực phụ tải trong mùa khô .......................................................................... 100

Hình 3.21: Đồ thị hệ số phụ tải của 02 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu theo giờ của

08 khu vực phụ tải trong mùa mưa ......................................................................... 101

Chương 1

GIỚI THIỆU LUẬN VĂN

1.1 Đặt vấn đề

Điện năng là một dạng hàng hóa đặc biệt và giữ vai trò quan trọng trong việc đảm

bảo sự ổn định và phát triển kinh tế xã hội, an ninh chính trị của một quốc gia. Điện

được sản xuất ra từ những nhà máy phát điện, sau đó được truyền tải đến những nơi có

nhu cầu sử dụng điện và được phân phối cho các công ty Điện lực trước khi đến khách

hàng. Mục đích hàng đầu của ngành điện là đảm bảo cung cấp điện cũng như chất

lượng điện năng đến khách hàng luôn là tốt nhất với giá bán là rẻ nhất. Đây là điều

kiện cần tiên quyết có ý nghĩa quan trọng và quyết định đến sự tồn tại và phát triển của

các công ty Điện lực Việt Nam khi tiến hành thị trường hóa ngành điện bắt đầu vào

năm 2016 đối với thị trường bán buôn và năm 2021 đối với thị trường bán lẻ. Ở các

nước trên thế giới, với sự tiến bộ về khoa học và kỹ thuật của họ, các nhà khoa học

luôn không ngừng tìm kiếm và nghiên cứu để đưa ra các giải pháp đảm bảo cung cấp

điện và chất lượng điện năng như tìm kiếm nguồn năng lượng mới (renewable energy),

hệ thống SCADA/EMS/DMS, những thuật toán tái cấu hình lưới để xây dựng một lưới

điện vận hành thông minh và có độ ổn định cao.

Với đặc thù của lưới điện phân phối của Việt Nam, bài toán tái cấu trúc lưới điện

được đề xuất phục vụ công tác vận hành nhằm đi tìm một cấu trúc tối ưu cho lưới điện

ứng với từng mục tiêu riêng lẻ hay nhiều mục tiêu khác nhau. Mục tiêu của bài toán

đim tìm cấu trúc tối ưu của lưới điện phân phối là giảm chi phí vận hành và giảm chi

phí ngừng cung cấp điện đến khách hàng.

Luận văn này tiếp cận cách thức xây dụng thuật toán tính chi phí ngừng cung cấp

điện cho mỗi cấu trúc lưới điện, từ đó áp dụng vào bài toán tái cấu trúc lưới điện phân

phối để cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện là thấp nhất sử dụng

giải thuật tối ưu trọng trường Gravitational Search Algorithm – GSA. Kết quả được

khảo sát trên nhiều lưới điện từ đơn giản đến phức tạp và được vận hành ở nhiều

trường hợp khác nhau.

Việc giảm chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện trong lưới điện phân

phối sẽ mang lại nhiều lợi ích như sau:

1.1.1 Đối với các công ty Điện lực

- Giảm giá thành điện năng do giảm được chi phí bồi thường thiệt hại cho khách

hàng khi ngừng cung cấp điện.

- Tăng lợi nhuận cho các công ty Điện lực do tăng lượng điện năng cung cấp cho

khách hàng.

- Tạo ra khả năng cạnh tranh cao cho các công ty Điện lực trong thị trường điện

đang ngày được thương mại hóa.

- Ngoài ra, tái cấu trúc lưới điện phân phối có xét đến độ tin cậy cung cấp điện sẽ

giảm được tổn hao công suất trên đường dây và giảm được chi phí vận hành.

1.1.2 Đối với khách hàng sử dụng điện

- Giảm được chi phí sản xuất, thiệt hại do ngừng cung cấp điện.

- Đảm bảo được kế hoạch sản xuất, sinh hoạt và giải trí trong đời sống con người.

Đặc biệt là có thể tránh được những ảnh hưởng của việc mất điện những phụ tải quan

trọng như bệnh viện, sân bay, …

1.1.3 Đối với mặt kinh tế trong ngành điện

- Tạo ra một thị trường điện cạnh tranh lành mạnh.

- Thúc đẩy sự phát triển nền kinh tế

Tuy nhiên việc cực tiểu chi phí ngừng cung cấp điện hay đánh giá độ tin cậy và

cấu trúc lại lưới điện phân phối là một việc làm khó khăn, phức tạp và có độ chính xác

không cao vì những lý do sau:

- Độ tin cậy của từng phần tử trong lưới điện là một hàm rời rạc và phân bố theo

thời gian.

- Độ tin cậy của các phần tử trong lưới điện phụ thuộc vào các điều kiện tự nhiên,

vị trí địa lý, khí hậu của khu vực mà lưới điện phân phối đi qua.

- Các số liệu phục vụ cho việc đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện

phân phối là rất nhiều và được thu nhập lại bằng phương pháp thống kê.

Đối với lưới điện Việt Nam hiện nay thì việc đánh giá độ tin cậy của lưới điện

gặp nhiều khó khăn như sau:

- Thiết bị điện đã quá lạc hậu và đang trong quá trình thay mới dần.

- Việc thu thập các số liệu trong quá trình vận hành chưa được chú trọng và lưu

giữ cẩn thận.

- Các hệ thống giám sát và điều khiển từ xa theo thời gian thực chưa được phát

triển rộng rãi đến lưới điện phân phối.

- Bên cạnh đó, những chỉ tiêu được ban hành từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam

nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện rất gắt gao, đòi hỏi lưới điện phải có một cấu

trúc vận hành ổn định và đáng tin cậy.

1.2 Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn

Mục tiêu của Luận Văn là tìm ra một giải thuật phù hợp, cho kết quả đáng tin cậy

trong việc tái cấu trúc điện phân phối có xét đến độ tin cậy cung cấp điện. Luận văn

này giúp chúng ta giải quyết các vấn đề sau:

- Tìm hiểu các bài toán tái cấu trúc lưới phân phối và các giải thuật đã được áp

dụng.

- Nghiên cứu về độ tin cậy cung cấp điện, các phương pháp đánh giá và những

yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối.

- Xây dựng hàm mục tiêu và áp dụng giải thuật Gravitational Search Algorithm –

GSA để tìm ra cấu trúc tối ưu cho hệ thống lưới điện phân phối nhằm giảm chi phí vận

hành và chi phí ngừng cung cấp điện cho mỗi hệ thống.

- Kiểm chứng trên một số lưới điện mẫu nhằm đánh giá tính đúng đắn của ý

tưởng đề xuất đồng thời so sánh với kết quả thực tế vận hành nếu đó là một lưới điện

thực tế.

1.3 Phạm vi nghiên cứu của luận văn

Phạm vi nghiên cứu của Luận văn tập trung giải quyết bài toán tái cấu trúc lưới

điện phân phối với mục đích cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện

cho hệ thống.

Với cơ sở lý thuyết là xây dựng thuật toán tính chi phí vận hành và chi phí ngừng

cung cấp điện cho mỗi cấu trúc lưới và áp dụng thuật toán Gravitational Search

Algorithm vào trong hệ thống lưới điện hai nguồn, ba nguồn và một nguồn.

1.4 Hướng giải quyết vấn đề

- Phân tích tổng hợp tài liệu liên quan đến bài toán tái cấu trúc lưới điện.

- Cơ sở liên quan đến đề tài nghiên cứu.

- Sử dụng các phương pháp tính toán học để xây dựng hàm mục tiêu giảm chi phí

vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện cho hệ thống.

- Sử dụng giải thuật Gravitational Search Algorithm – GSA để tìm cấu trúc tối ưu

cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện cho lưới điện phân phối.

- Sử dụng phần mềm Matlab để tính toán, kiểm tra lưới điện.

1.5 Giá trị thực tiễn của luận văn

- Xây dựng giải thuật tái cấu trúc lưới điện phân phối giảm chi phí vận hành và

chi phí ngừng cung cấp điện được chứng minh bằng lý thuyết lẫn kết quả mô hình tính

toán cho thấy một lưới điện có cấu trúc lưới điện đúng sẽ đưa ra cấu hình lưới điện là

tối ưu nhất có cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện.

- Luận văn góp phần vào các nghiên cứu liên quan đến các bài toán tái cấu trúc

lưới điện phân phối.

- Làm tài liệu tham khảo cho công tác nghiên cứu và vận hành lưới điện phân

phối.

1.6 Bố cục của luận văn

CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU LUẬN VĂN

CHƯƠNG 2: TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TPHCM

CHƯƠNG 3: THUẬT TOÁN ĐỀ NGHỊ VÀ KIỂM TRA THỰC TẾ TRÊN

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THUỘC PHẠM VI QUẢN LÝ CỦA

ĐIỆN LỰC THỦ THIÊM

CHƯƠNG 4: KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT

Chương 2

TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TPHCM

2.1 Hệ thống điện

Hệ thống điện phân phối là hệ thống bao gồm lưới điện phân phối lấy nguồn từ

các trạm trung gian 110/15/22 kV và các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối

làm nhiệm vụ sản xuất, truyền tải và phân bố điện năng.

Hệ thống điện không ngừng phát triển theo thời gian và phụ thuộc vào nhu cầu

ngày càng tăng của phụ tải. Tùy thuộc vào lĩnh vực nghiên cứu mà hệ thống điện được

chia thành 2 khía cạnh độc lập nhau:

- Về mặt quản lý và vận hành, hệ thống điện được phân bố thành:

+ Các nhà máy phát điện: bao gồm các nhà máy thủy điện, nhiệt điện, địa nhiệt,

tua bin quay nhờ sức gió, dòng thủy triều,… Các nhà máy điện do các công ty phát dẫn

điện quản lý và vận hành.

+ Lưới điện truyền tải là phần lưới điện bao gồm các đường dây và trạm biến áp

có cấp điện áp từ cấp điện áp 110kV trở lên làm nhiệm vụ nhận công suất từ các nhà

máy điện phát lên và truyền tải điện đi xa. Lưới truyền tải điện do công ty truyền tải

điện phối hợp cùng các điều độ miền quản lý và vận hành.

+ Lưới điện phân phối là lưới điện bao gồm các đường dây và trạm biến áp có cấp

điện áp từ 35kV trở xuống làm nhiệm vụ phân bố công suất đến từng phụ tải. Lưới điện

phân phối do các công ty Điện lực phân phối phối hợp cùng các điều độ lưới phân phối

quản lý và vận hành.

- Về mặt nghiên cứu, tính toán thì hệ thống điện được phân thành:

+ Lưới truyền tải siêu cao áp (500kV)

+ Lưới truyền tải (110, 220, 330 kV)

+ Lưới khu vực (110, 220 kV)

+ Lưới phân phối trung áp (6, 10, 15, 22, 35 kV)

+ Lưới phân phối hạ áp (0.4 kV và 0.22 kV)

Sơ đồ một hệ thống điện được thể hiện như sau:

Hình 2.1 : Vị trí và vai trò của lưới điện phân phối

Hình 2.1 Sơ đồ hệ thống điện mô tả vị trí và nhiệm vụ của lưới điện phân phối

trong hệ thống điện từ khâu phát điện đến trạm biến áp tăng áp để đưa vào lưới điện

truyền tải trước khi đến các trạm biến áp trung gian và phân phối điện đến khách hàng.

Thành phố Hồ Chí Minh nhận điện từ nguồn điện của nhà máy thủy điện Thác

Mơ, Trị An, Đa Nhim, cụm Nhiệt Điện Phú Mỹ và hệ thống 500kV Bắc–Nam thông

qua máy biến thế 500/220kV Phú Lâm và Nhà Bè, ngoài ra còn có GasTurbin Thủ Đức

bổ sung thêm công suất cho hệ thống điện Thành phố Hồ Chí Minh.

Hiện nay TPHCM hiện được cung cấp nguồn bởi các trạm nguồn 220/110kV bao

gồm: trạm Cát Lái (1x250MVA), Hóc Môn(3x250MVA), trạm Nhà Bè(2x250MVA),

trạm Phú Lâm (3x250MVA), trạm Tao Đàn 220/110KV(2x250MVA), trạm Thủ Đức

220/110KV(3x250MVA) và trạm Vĩnh Lộc 220/110KV(1x250MVA). Lưới truyền tải

do Tổng Công ty Điện lực TP.HCM bao gồm 0,51 km cáp ngầm 220kV, 575,34 km

đường dây 110kV và 32,71 km cáp ngầm 110kV cung cấp cho 40 trạm trung gian

110kV với tổng dung lượng máy biến thế lắp đặt là 4.516 MVA. Lưới điện phân phối

trên địa bàn TP.HCM bao gồm 5.737,987 km đường dây trung thế, 10.597,819 km

đường dây hạ thế, 23.834 trạm biến thế phân phối với tổng dung lượng là 9.520 MVA

cung cấp cho 1.945.380 khách hàng.

Hình 2.2 : Sơ đồ lưới điện TPHCM năm 2015

Hình 2.3 : Sơ đồ lưới điện trung thế của Điện lực An Phú Đông

- Trạm Phú Lâm:

+ Biến đổi điện thế 500/220 kV để truyền tải cho các trạm nút như Hóc Môn, Nhà

Bè, Cai Lậy và chính nó.

+ Biến đổi điện thế 220/110 kV để truyền tải cho các trạm trung gian 110/15 kV .

+ Biến đổi điện thế 110/15 kV để phân phối cho các Điện Lực khu vực.

+ Nguồn cung cấp: Trạm Phú Lâm lấy điện chủ yếu từ “Đường dây 500 kV“. Bên

cạnh đó, nguồn đổ ngược từ Nam ra Bắc hay khi có sự cố trên “Đường dây 500 kV“ nó

có thể lấy điện từ NMĐ Trị An–Hóc Môn–Phú Lâm hay NMĐ Phú Mỹ 1,2–Nhà Bè–

Phú Lâm..

+ Máy Biến Thế (MBT):

1T – 3x150 MVA – 500/225/35 kV

2T – 3x150 MVA – 500/225/35 kV

3T – 250 MVA – 225 8x1.25%/121/23 kV

4T – 250 MVA – 225 8x1.25%/121/23 kV

7T – 250 MVA – 225 8x1.25%/121/23 kV

5T – 40 MVA – 115 9x1,78%/15,75/11 kV

6T – 63 MVA – 115 9x1,78%/15,75/11 kV

9T – 20 MVA

10T – 63 MVA

+ Tụ Bù: Trạm Phú Lâm có hai giàn tụ bù 50 MVAr cấp điện thế 35 kV dùng để

bù phần công suất phản kháng trên đường dây 500kV.

- Trạm Hóc Môn:

+ Biến đổi điện thế 220/110 kV để phân phối cho các trạm trung gian 110/15 kV.

+ Biến đổi điện thế 110/15 kV để phân phối cho các Điện Lực khu vực.

+ Nguồn cung cấp: Trạm Hóc Môn lấy điện chủ yếu từ NMĐ Trị An và “ Đường

dây 500 kV “–Phú Lâm–Hóc Môn, liên kết với trạm Thủ Đức qua đường dây 220KV

Thủ Đức – Hóc Môn.

+ Máy Biến Thế (MBT):

1T – 250 MVA – 230/121  5x2%/10,5 kV

2T – 250 MVA – 230/121  5x2%/10,5 kV

5T – 63 MVA – 1159x1,78%/23-15,75/11 kV

6T – 63 MVA – 115 9x1,78%/23-15,75/11 kV

8T – 63 MVA – 115 9x1,78%/23-15,75/11 kV

9T – 250MVA – 230/121  5x2%/10,5 kV

+ Tụ Bù: Trạm Hóc Môn chỉ có 1 giàn tụ bù 50MVAr cấp điện thế 110 kV

+ Các phát tuyến 220 kV thuộc lưới điện TPHCM: Thanh cái TC29 & TC21 &

TC22

Hóc Môn 1 – Trị An 272

Hóc Môn 2 – Trị An 273

Hóc Môn – Phú Lâm 1 271

Hóc Môn – Phú Lâm 2 276

Hóc Môn – Thủ Đức 274

+ Các phát tuyến 110 kV thuộc lưới điện TPHCM: Thanh cái TC19 & TC 11 &

TC12

Hóc Môn – Bến Cát 176

Hóc Môn – Phú Lâm 172

Hóc Môn – Bà Quẹo – Lưu Động 1 173

Hóc Môn – Hoả Xa 1 175

Hóc Môn – Hoả Xa 2 174

Hóc Môn - Củ Chi – Phú Hoà Đông 171

Hóc Môn – Gò Vấp 1 177

Hóc Môn – Gò Vấp 2 178

+ Các phát tuyến 15 kV thuộc lưới điện TPHCM:

Hóc Môn – Nhị Xuân 871

Hóc Môn – Đông Thạnh 872

Hóc Môn – Bà Điểm 873

Hóc Môn – Thạnh Lộc 874

Hóc Môn – Tân Hiệp 886

Hóc Môn – An Hội 875

Hóc Môn – Quang Trung 882

Hóc Môn – KCN Tân Thới Hiệp 884

Hóc Môn – Cầu Dừa 890

Hóc Môn – Phần mềm Quang Trung 1 888

Hóc Môn – Phần mềm Quang Trung 2 883

- Trạm Nhà Bè:

+ Biến đổi điện thế 220/110 kV để phân phối cho các trạm trung gian 110/15 kV.

+ Biến đổi điện thế 110/22-15 kV để phân phối cho các Điện Lực khu vực.

+ Nguồn cung cấp: Trạm Nhà Bè lấy điện chủ yếu từ NMĐ Phú Mỹ 1, 2 (220 kV)

và NMĐ Hiệp Phước (110 kV). Bên cạnh đó khi gặp sự cố nó có thể lấy điện từ

“Đường dây 500 kV“ – Phú Lâm – Nhà Bè.

+ Máy Biến Thế (MBT):

1T – 250 MVA – 225 8x1,25/115/23 kV

2T – 250 MVA – 225 8x1,25/115/23 kV

4T – 40 MVA – 115 9x1,78%/23 2x2,5%/15,75/6.6 kV

5T – 40 MVA – 115 9x1,78%/23 2x2,5%/15,75/6.6 kV

- Trạm Thủ Đức:

+ Biến đổi điện thế 220/110kV để phân phối cho các trạm trung gian 110/15kV.

+ Biến đổi điện thế 110/22-15 kV để phân phối cho các Điện Lực khu vực.

+ Nguồn cung cấp: Trạm Sài Gòn lấy điện chủ yếu từ trạm Long Bình (220 kV)

và trạm Hóc Môn (220 kV). Các nguồn dự phòng là các NMĐ hơi nước Thủ Đức S1,

S2, S3 và các NMĐ GasTurbine GT1, GT2, GT3, GT4, GT5

+ Máy Biến Thế (MBT):

AT1 – 250 MVA – 2258x1.25%/115/232x2.5% kV – ALSTOM

AT2 – 250 MVA – 2258x1.25%/115/232x2.5% kV – ABB

AT3 – 250 MVA – 2258x1.25%/115/232x2.5% kV – ALSTOM

1T – 63 MVA – (115 9x1,25)/23/15,75/11 kV

2T – 63 MVA – (115 9x1,25)/23/15,75/11 kV

+ Máy Bù và Tụ Bù: Trạm Thủ Đức có 2 máy bù đồng bộ -9 ÷ +18 kVAr cấp

điện áp 15kV và giàn tụ bù 50MVAr có công suất 4x10VAr.

- Trạm Cát Lái:

+ Biến đổi điện thế 220/110kV để phân phối cho các trạm trung gian 110/15kV.

+ Biến đổi điện thế 100/22-15 kV để phân phối cho các Điện Lực khu vực.

+ Nguồn cung cấp: Lấy điện chủ yếu từ trạm Thủ Đức (220 kV) và NMĐ Phú Mỹ

1, 2 (220 kV)

+ Máy Biến Thế (MBT):

AT1 – 250 MVA – 225 8x1,25/115/23 kV

AT2 – 250 MVA – 225 8x1,25/115/23 kV

5T – 63 MVA – 115 9x1,78%/23/15,75/11 kV

- Trạm Tao Đàn:

+ Biến đổi điện thế 220/110kV để phân phối cho các trạm trung gian 110/15kV.

+ Biến đổi điện thế 100/22-15 kV để phân phối cho các Điện Lực khu vực.

+ Nguồn cung cấp: Lấy điện chủ yếu từ trạm Nhà Bè(220 kV)

+ Máy Biến Thế (MBT):

AT1 – 250 MVA – 225 8x1,25/115/23 2x2.5 kV

AT2 – 250 MVA – 225 8x1,25/115/23 2x2.5 kV

3T – 63 MVA – 115 9x1,78%/23 2x2.5/15,75 kV

4T – 63 MVA – 115 9x1,78%/23 2x2.5/15,75 kV

- Trạm Vĩnh Lộc:

+ Biến đổi điện thế 220/110kV để phân phối cho các trạm trung gian 110/15kV.

+ Biến đổi điện thế 100/22-15 kV để phân phối cho các Điện Lực khu vực.

+ Nguồn cung cấp: Lấy điện chủ yếu từ trạm Phú Lâm (220 kV) Và trạm Hóc

Môn

+ Máy Biến Thế (MBT):

AT3 – 250 MVA – 225 8x1,25/121/10.5 kV

1T – 63 MVA – 115 9x1,78%/15.75/11 kV

2T – 63 MVA – 115 9x1,78%/15.75/11 kV

- Lưới truyền tải 110 kV cung cấp cho khu vực TP.HCM thông qua các trạm

trung gian như sau:

- Trạm An Khánh:

+ Công suất: T1 40 MVA, T2 63 MVA

+ Gồm có các phát tuyến thuộc Điện Lực Thủ Thiêm quản lý:

Tuyến An Lợi Đông 873AK

Tuyến Ông Tranh 875AK

Tuyến Thảo Điền 877AK

Tuyến Rạch Chiếc 879AK

Tuyến Bình Trưng 876AK

Tuyến Thủ Thiêm 878AK

- Trạm An Nghĩa :

Công suất: T2 16 MVA 115  9x1.78%/23-15.7)/11 kV

Gồm 2 phát tuyến cung cấp cho địa bàn huyện Cần Giờ thuộc quản lý của Điện

Lực Duyên Hải :

Tuyến Cần Thạnh 872AN

Tuyến Bình Khánh 874AN

- Trạm Bà Quẹo:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV, 3T 40 MVA 115  9x1.78%/15.75/6.6 kV

Bao gồm các phát tuyến 15 kV cung cấp điện cho quận Tân Bình, quận Tân Phú

do Điện Lực Tân Bình và Tân Phú quản lý cụ thể như sau:

Tuyến Độc Lập 881BQ

Tuyến Gò Dầu 879BQ

Tuyến Tân Kỳ 877BQ

Tuyến Phú Thọ Hòa 875BQ

Tuyến Mỹ Châu 871BQ

Tuyến Âu Cơ 872BQ

Tuyến Âu Cơ 2 887BQ

874BQ Tuyến Bảy Hiền

876BQ Tuyến Hóc Môn

878BQ Tuyến Bàu Cát

880BQ Tuyến VinaTexáco

882BQ Tuyến Cộng Hòa

883BQ Tuyến Thăng Long

885BQ Tuyến Hưng Đạo

871BQ Tuyến Song Mỹ Châu

- Trạm Bình Triệu:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/(23-15.75) kV

Gồm các tuyến cung cấp cho địa bàn Phú Nhuận, Bình Thạnh, Thủ Đức và quận

Gò Vấp do Điện Lực Thủ Đức, Gia Định và Gò Vấp quản lý cụ thể như sau:

883BTR Tuyến Hiệp Bình

875BTR Tuyến Bình Triệu

879BTR Tuyến phân phối 2

877BTR Tuyến Tam Phú

871BTR Tuyến Bình Phước

881BTR Tuyến Bình Quới

873BTR Tuyến Đức Long

- Trạm Bến Thành:

Công suất: 1T 63 MVA (115  9x1.78%/(23-15.75)/11 kV, 2T 63 MVA (115 

9x1.78%/(23-15.75)/6.6 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Sài Gòn và Chợ Lớn quản lý:

Tuyến Xe Lửa 872BT

Tuyến Văn Sâm 874BT

Tuyến Cư Trinh 876BT

Tuyến Thái Bình 878BT

Tuyến Đồng Tiến 871BT

Tuyến Thái Tổ-Dân Chủ 873BT

Tuyến Bến Thành Ga 875BT

Tuyến Thái Học 877BT

Tuyến Bình Trọng 881BT

- Trạm Cần Giờ:

Công suất : T1 16 MVA (115  9x1.78%/(23-15.75)/11 kV

Gồm các phát tuyến cung cấp điện cho địa bàn Huyện Cần Giờ do Điện Lực

Duyên Hải Quản lý:

Tuyến Hương Lộ 874CG

Tuyến Hào Võ 871CG

Tuyến Thùy Vân 873CG

- Trạm Chợ Lớn:

Công suất : 1T 63 MVA (115  9x1.78%/(23-15.75)/11 kV, 2T 63 MVA (115 

9x1.78%/(23-15.75)/11 kV

Gồm các phát tuyến cung cấp cho địa bàn quận 5, 6,10 và quận 11 do Điện Lực

Bình Phú, Phú Thọ, Tân Phú và Chợ Lớn quản lý:

Tuyến Tân Hóa 881CL

Tuyến Quốc Toản 879CL

Tuyến Bình Thới 877CL

Tuyến Bình Phú 875CL

Tuyến An Lạc 873CL

Tuyến Cầu Tre 871CL

Tuyến CL Tân Hưng 1 872CL

Tuyến Phú Thọ Hòa 874CL

Tuyến Bình Tiên 876CL

Tuyến Minh Phụng 878CL

Tuyến Lục Tỉnh 880CL

Tuyến Chiêu Hoàng 882CL

- Trạm Chánh Hưng:

Công suất: T1 40 MVA (115  9x1.78%/(23-15.75)/11 kV, T2 40 MVA (115 

9x1.78%/(23-15.75)/11 kV, T3 40 MVA (115  9x1.78%/(23-15.75)/11 kV

Gồm các phát tuyến cung cấp cho địa bàn quận 5,8 và quận Nhà Bè:

Phần quản lý của Điện Lực Chợ Lớn:

Tuyến Ba Đình 884CH1

Tuyến CH_Chợ Quán 3 885CH

Tuyến Phú Lạc 883CH1

Tuyến CH_Chợ Quán 2 887CH

Tuyến CH_Chợ Quán 4 886CH

Tuyến Lò Heo 876CH

Tuyến Dương Bá Trạc 881CH

Tuyến Trạm Bơm Nước Thải 873CH

Phần quản lý của Điện Lực Tân Thuận:

Tuyến Nhà Bè 875CH

Tuyến Xuân Soạn 872CH

Tuyến Gai Sợi 2 874CH

Tuyến Gai Sợi 1 877CH

Tuyến Thất Thuyết 879CH

- Trạm Củ Chi:

Công suất: T1 40 MVA (115  9x1.78%/(23-15.75)/11 kV, T2 63 MVA (115 

9x1.78%/(23-15.75)/11 kV

Gồm các phát tuyến cung cấp điện cho địa bàn huyện Củ Chi, Hóc Môn do Điện

Lực Củ Chi, Hóc Môn quản lý:

Tuyến Bến Đò 474CC

Tuyến Cây Sộp 488CC

Tuyến Trung Lập Hạ 478CC

Tuyến KCN Tây Bắc 477CC

Tuyến An Hạ 475CC

Tuyến Tân Quy 484CC

Tuyến Phước Vĩnh An 486CC

Tuyến Vân Hàn 476CC

Tuyến Tân Thông 485CC

Tuyến Cầu Bông 473CC

Tuyến Ấp Đình 481CC

Tuyến Thầy Cai 483CC

Tuyến Phước Thạnh 487CC

- Trạm Hỏa Xa:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV, 3T 40 MVA (hiện đang bị cô lập)

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Sài Gòn, Gia Định, Tân Bình, Gò vấp quản lý:

Tuyến Ấn Quán 877HX

Tuyến Công Lý 875HX

Tuyến Nguyễn Huệ 873HX

Tuyến Di Nguy 871HX

Tuyến Hỏa xa 2 872HX

Tuyến An Thái 874HX

Tuyến Gia Định 876HX

Tuyến HX_TQCáp 878HX

Tuyến Chi Lăng 880HX

Tuyến Nhà Binh 882HX

Tuyến Hoa Thám 881HX

Tuyến Minh Hùng 879HX

Tuyến Thái Sơn 883HX

- Trạm Hùng Vương:

Công suất 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23  2x2.5%/15.75 kV, 2T 63 MVA

115(66)  9x1.78%/15.75/6.6 kV

Gồm các phát tuyến cung cấp cho quận 5, 10 và quận 11:

Tuyến Nguyễn Hoàng 2 880HV

Tuyến Chí Thanh 878HV

Tuyến Tân Hưng 2 876HV

Tuyến An Quang 874HV

Tuyến Hùng Vương 872HV

Tuyến Tri Phương 871HV

Tuyến Hồng Bàng 873HV

Tuyến Nguyễn Hoàng 3 875HV

Tuyến Nguyễn Hoàng 1 877HV

Tuyến Tân Hưng 1 879HV

Tuyến 3 Tháng 2 881HV

- Trạm Lưu Động Bình Tân:

Công suất: 1T 40 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV

Các phát tuyến:

Tuyến Mã Lò 871LĐBT

- Trạm Nam Sài Gòn 1:

Công suất: T1 40 MVA 115  9x1.78%/(23)/15.75/11 kV, T2 40 MVA 115 

9x1.78%/(23)/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện lực Tân Thuận quản lý :

Tuyến Naviol 872NSG1

Tuyến Phú Mỹ 874NSG1

- Trạm Nam Sài Gòn 2:

Công suất: T1 63 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV, T2 63 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện lực Bình Chánh quản lý :

Tuyến Rạch Mương 872NSG2

Tuyến Ông Gốc 874NSG2

Tuyến An Phú Tây 876NSG2

Tuyến Bờ Huệ 878NSG2

Tuyến Kim Hằng 882NSG2

Tuyến Khiêm Khải 884NSG2

- Trạm Phú Hòa Đông:

Công suất: T1 40 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Củ Chi quản lý:

Tuyến SAMYANG 871PHĐ

Tuyến Bến Than 875PHĐ

Tuyến An Nhơn Tây 877PHĐ

Tuyến 879PHĐ

Tuyến Trung An 881PHĐ

- Trạm Phú Định:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Chợ Lớn, Bình Chánh, Bình Phú quản lý:

Tuyến Bình An 877PĐ

Tuyến Quang Liêm 875PĐ

Tuyến Bình Hưng 873PĐ

Tuyến Xa Lộ Mới 871PĐ

Tuyến Kim Quang 879PĐ

Tuyến Mễ Cốc 872PĐ

Tuyến Rạch Cát 874PĐ

Tuyến Xóm Củi 876PĐ

Tuyến Qui Đức 878PĐ

Tuyến Cần Giuộc 880PĐ

Tuyến Nam Hải 882PĐ

- Trạm Thanh Đa:

Công suất: T1 63 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV , T2 63 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Gia Định quản lý:

Tuyến Bãi Than 871TĐA

Tuyến Phú Hữu 873TĐA

Tuyến Bình Hòa 875TĐA

Tuyến Tùng Châu 872TĐA

Tuyến Du Lịch 874TĐA

Tuyến Văn An 876TĐA

- Trạm Tân Bình 1:

Công suất: T1 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV, T2 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Tân Phú, Bình Phú quản lý:

878TB1 Tuyến Tây Thạnh

876TB1 Tuyến Tân Trụ

874TB1 Tuyến Tân Quý

Tuyến KCN Vĩnh Lộc 872TB1

877TB1 Tuyến Kiêm Liên

875TB1 Tuyến Trọng Tấn

873TB1 Tuyến Điên Cơ

Tuyến Liên Hợp 871TB1

Tuyến Hưng Hòa 880TB1

Tuyến KCN IV 882TB1

Tuyến Thành Công 884TB1

Tuyến Thắng Lợi 886TB1

Tuyến Tân Hương 879TB1

Tuyến Cầu Bưng 881TB1

Tuyến Bình Long 883TB1

Tuyến Ông Kinh 885TB1

- Trạm Trường Đua:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Phú Thọ và Tân Bình quản lý

Tuyến PhúBình 878TĐU

Tuyến Lữ Gia 879TĐU

Tuyến Long Quân 873TĐU

Tuyến TSF 871TĐU

Tuyến Trường Đua Phú Thọ 877TĐU

Tuyến Hiến Thành 874TĐU

Tuyến Thường Kiệt 872TĐU

Tuyến Hồng Thái 881TĐU

Tuyến Lý Văn 880TĐU

Tuyến Phát Đạt 882TĐU

Tuyến Bách Khoa 876TĐU

Tuyến Nguyễn Thị Nhỏ 875TĐU

Tuyến Hòa Tường 883TĐU

- Trạm Việt Thành 2:

Công suất: 1T 40 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV, 2T 40 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Tân Thuận quản lý:

Tuyến Thành Công 2 875VT2

Tuyến Tất Thành 873VT2

Tuyến Cảng Container 871VT2

Tuyến Tân Kiểng 872VT2

Tuyến Thành Công 1 874VT2

Tuyến Tân Thuận Đông 876VT2

Tuyến Thép Tân Thuận 879VT2

Tuyến Bình Thuận 877VT2

Tuyến Thép Nhà Bè 878VT2

- Trạm Xa Lộ:

Công suất: T1 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV, T2 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV, T3 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Gia Định, Sài Gòn quản lý:

Tuyến Thị Nghè 876XL

Tuyến Thanh Giãn 861XL

Tuyến XL – TQC1 874XL

Tuyến XL – HBT1 877XL

Tuyến XL – TQC2 862XL

Tuyến XL – Bỉnh Khiêm 882XL

Tuyến Thập Tự 875XL

Tuyến Mỹ An 873XL

Tuyến Bộ Lĩnh 879XL

Tuyến Mông Triệu 881XL

Tuyến Tu Viện 878XL

Tuyến Phú An 880XL

Tuyến Đăng Lưu 864XL

Tuyến Hàng Xanh 872XL

- Trạm Tân Hiệp:

Công suất: T1 18 MVA 115  9x1.78%/15 kV, T2 40 MVA 115 

9x1.78%/15/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện lực Hóc Môn, Củ Chi quản lý :

Tuyến Xuân Thới Sơn 860TH

Tuyến ThịTrấn 862TH

Tuyến Hồng Châu 864TH

Tuyến Tân Hiệp 1 875TH

Tuyến Hòa Phú 1 871TH

Tuyến Hòa Phú 2 873TH

Tuyến Trung Đông 872TH

Tuyến Cầu Xáng 874TH

Tuyến Tân Hiệp 2 877TH

Tuyến Nhị Tân 878TH

- Đa Kao:

Công suất: T1 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV, T2 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Sài Gòn quản lý:

Tuyến Võ thị Sáu 872ĐK

Tuyến Đỉnh Chi 874ĐK

Tuyến Cường Để 876ĐK

Tuyến Trần Quý Cáp 878ĐK

Tuyến Lục Địa 880ĐK

Tuyến Điện Biên 882ĐK

Tuyến Lý Văn Phức 884ĐK

- Gò Vấp 1:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Gò Vấp quản lý:

Tuyến Cầu Cống 886GV1

Tuyến Ngã 6 882GV1

Tuyến Bình Minh 881GV1

Tuyến Liên Phường 884GV1

Tuyến Thống Nhất 877GV1

Tuyến SAGODA 875GV1

Tuyến Thạch Đà 873GV1

Tuyến Hà Nội 879GV1

Tuyến Trung Bắc 872GV1

- Hòa Hưng:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Sài Gòn, Tân Bình, Phú Thọ quản lý:

Tuyến Hòa Hưng-Dân Chủ 882HH

Tuyến Chí Hòa Ga 880HH

Tuyến Nguyễn Thông 873HH

Tuyến CM Tháng 8 879HH

Tuyến Hoàng Văn thụ 871HH

Tuyến Sư Vạn Hạnh 876HH

Tuyến Quân Y 885HH

Tuyến Sĩ Quan 886HH

Tuyến Ngọc Hầu 888HH

Tuyến Chấn Hưng 874HH

Tuyến Hoa Lư 875HH

Tuyến Bắc Hải 877HH

Tuyến Chiến Thắng 889HH

- KCN Lê Minh Xuân:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/(23)15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Bình Chánh quản lý:

Tuyến Thủ Công 873LMX

Tuyến Đại Nghĩa 871LMX

Tuyến Lê Minh Xuân 874LMX

Tuyến Bà Xát 876LMX

Tuyến Kênh Xáng 878LMX

Tuyến Kênh B 872LMX

Tuyến Đại Dũng 880LMX

Tuyến Nông Nghiệp 879LMX

- KCN Tân Tạo:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23 2x2.5%//15.75/11 kV, 2T 63 MVA

115  9x1.78%/23 2x2.5%//15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Bình Phú, Bình Chánh quản lý:

Tuyến Hương Lộ 4 472TTAO

Tuyến Kiên Lợi 470TTAO

Tuyến Việt Đức 474TTAO

Tuyến Ngân Sơn 476TTAO

Tuyến Cái Trung 477TTAO

Tuyến Cao Tốc 475TTAO

Tuyến Khải Hoàn 471TTAO

Tuyến Tân Lợi 473TTAO

Tuyến Cầu Kinh 481TTAO

Tuyến Cửu Phú 479TTAO

Tuyến Trung Tâm 486TTAO

- KCX Linh Trung 1:

Công suất: 1T 40 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Thủ Đức quản lý:

871LT1 Tuyến Mai Thành

872LT1 Tuyến Lạc Cảnh

873LT1 Tuyến Xuân Trường

874LT1 Tuyến Lâm Viên

875LT1 Tuyến Dưỡng Sanh

876LT1 Tuyến Hiệp Trí

877LT1 Tuyến Linh Xuân

881LT1 Tuyến Trung Nhất

883LT1 Tuyến Việt Nhã

885LT1 Tuyến Khiết Tâm

878LT1 Tuyến Liên Phát

880LT1 Tuyến Chu Sơn

882LT1 Tuyến Nhị Hiệp

- KCX Linh Trung 2:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23 2x2.5%/15.75/11 kV, 2T 40 MVA

115  9x1.78%/(23)15.75 2x2.5%/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Thủ Đức quản lý:

Tuyến CN Bình Chiểu 871LT2

Tuyến Tam Bình 873LT2

Tuyến Mỹ Nghệ 875LT2

Tuyến Gò Đình 872LT2

Tuyến Văn Phòng 874LT2

Tuyến Hải Quan 876LT2

- Thị Nghè:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Sài Gòn, Gia Định quản lý:

Tuyến Ba Son 872TN

Tuyến Hai Bà Trưng 874TN

Tuyến Nguyễn Bỉnh Khiêm 876TN

Tuyến Cường Để 8780TN

Tuyến Bạch Đằng 882TN

Tuyến Hữu Cảnh 884TN

Tuyến Hải Quan 886TN

Tuyến Đinh Tiên Hoàng 878TN

Tuyến Kumho 872TN

Tuyến Điện Lực 878TN

- Thủ Đức Bắc:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23-15.75/11 kV, 2T 63 MVA 115 

9x1.78%/23-15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Thủ Đức, Thủ Thiêm quản lý:

Tuyến Nguyễn Du 875TĐB

Tuyến Linh Trung 871TĐB

Tuyến Trường Sơn 872TĐB

Tuyến Long Bình 876TĐB

Tuyến Sóng Thần 880TĐB

Tuyến Suối Cái 874TĐB

Tuyến Phước Sơn 873TĐB

Tuyến Cấp Nước 878TĐB

- Thủ Đức Đông:

Công suất: 1T 63 MVA 115  9x1.78%/23 2x2.5%/15.75/11 kV, 2T 63 MVA

115  9x1.78%/23 2x2.5%//15.75/11 kV

Gồm các phát tuyến do Điện Lực Thủ Thiêm quản lý:

Tuyến Lâm Viên 872TĐĐ

Tuyến Chợ Nhỏ 876TĐĐ

Tuyến Long Bửu 877TĐĐ

Tuyến Phước Lai 875TĐĐ

Tuyến Hiệp Phú 871TĐĐ

Tuyến Cầu Xây 873TĐĐ

Tuyến Khu Công Nghệ Cao 874TĐĐ

- Trạm Ngắt Trên Địa Bàn TP HCM:

- Trạm ngắt Trần Quí Cáp:

Cung cấp điện cho địa bàn quận 1 và 3 do Điện Lực Sài Gòn Quản lý:

Tuyến Đa Kao 871 TQC

Tuyến Trưng vương 872 TQC

Tuyến Chiến Sĩ 873 TQC

Tuyến Tân Định 874 TQC

Tuyến Xa Lộ – Trần Quí Cáp 875 TQC

Tuyến Hai Bà Trưng – TQC 877 TQC

Tuyến Chợ Quán – Trần Quí Cáp 2 878 TQC

Tuyến Chợ Quán – Trần Quí Cáp 1 880 TQC

Tuyến Xa Lộ – Trần Quốc Toản 882 TQC

Tuyến Công Viên 872 TQC

Tuyến Yên Đỗ 873 TQC

Tuyến Thanh Quan 874 TQC

Tuyến Độc Lập 875 TQC

Tuyến Học Viện 877 TQC

Tuyến Quốc Thanh 874 TQC

- Trạm Ngắt Hai Bà Trưng:

Cung cấp điện cho địa bàn quận 1 và 3 và một phát tuyến cung cấp cho quận 4 cụ

thể như sau:

Phần quản lý của Điện Lực Sài Gòn :

Tuyến Lê Thánh Tôn 871 HBT

Tuyến Xa Lộ – Hai Bà Trưng 1 873 HBT

Tuyến Trần Quí Cáp – Hai Bà Trưng 874 HBT

875 HBT Tuyến Nguyễn Du

877 HBT Tuyến Cường Để

878 HBT Tuyến Chương Dương

880 HBT Tuyến Xa Lộ – Hai Bà Trưng 2

871 HBT Tuyến Lập Thành

872 HBT Tuyến Huỳnh Quang Tuyên

873 HBT Tuyến Bến Nghé

874 HBT Tuyến Quan Thuế

875 HBT Tuyến Diên Hồng

876 HBT Tuyến Lê Lợi

877 HBT Tuyến Lam Sơn

878HBT Tuyến Trần Quí Cáp

879 HBT Tuyến Công Xưởng

Phần quản lý của Điện Lực Tân Thuận

Tuyến Thương Khẩu 879 HBT

- Trạm ngắt Gia Định:

Thuộc phần quản lý của Điện Lực Gia Định bao gồm:

Tuyến Hỏa Xa – Gia Định 871GD

Tuyến Tân Phú 872GD

Tuyến Văn Tân 873GD

Tuyến Văn Học 874GD

Tuyến Chi Lăng 875GD

- Trạm Di Nguy:

Thuộc phần quản lý của Điện Lực Gò Vấp

Tuyến Gò Vấp 872DN

Tuyến Di Nguy1 873DN

Tuyến Tuyết Huyết 874DN

Tuyến Xóm Thơm 875DN

Tuyến Golf 871DN

Tuyến Di Nguy 2 876DN

Tuyến Dây Tây Hội 877DN

- Trạm ngắt Công Lý:

Thuộc phần quản lý của Điện Lực Gia Định bao gồm các phát tuyến:

871CL Tuyến Hồ Biểu Chánh

872CL Tuyến Bà Tâm

873CL Tuyến Thiệu Trị

874CL Tuyến Huỳnh Đức

875CL Tuyến Công Lý – Hỏa Xa

876CL Tuyến Công lý – Chí Hòa

- Ngắt Phú Thọ:

Thuộc phần quản lý của Điện Lực Phú Thọ:

Tuyến Tân Hưng – Phú Thọ 871PT

Tuyến Chí Hoà Ga – Phú Thọ 873PT

Tuyến Trần Quý 875PT

Tuyến Quốc Toản 877PT

Tuyến Trường Đua – Phú Thọ 872PT

Tuyến TSF 874PT

Tuyến Đại Hành 876PT

Tuyến Hiến Thành – Phú Thọ 878PT

Tuyến Văn Thoại 880PT

- Trạm ngắt Tân Hưng:

Trạm ngắt điện Tân Hưng nhận điện từ trạm Chợ Quán và trạm Hùng Vương bao

gồ các phát tuyến 15KV và 6,6KV cung cấp điện cho địa bàn quận 5, 6,10.

Phần quản lý của Điện Lực Chợ Lớn:

871TH Tuyến Sudi

872TH Tuyến Tân Hưng 2

875TH Tuyến Vĩnh Viễn

876TH Tuyến Lục Tỉnh - Hưng Đạo

877TH Tuyến Gia Phú

878TH Tuyến Tân Hưng 1

883TH Tuyến Hàm Tử

881TH Tuyến Nhân Vị

882TH Tuyến An Lạc

886TH Tuyến Thuận kiều

Phần quản lý của Điện Lực Bình Phú:

884TH Tuyến Bãi Sậy

885TH Tuyến Lò Gốm

880TH Tuyến Tôn Quyền

Phần quản lý của Điện Lực Phú Thọ:

Tuyến Phú Thọ 874TH

- Trạm ngắt Nguyễn Hoàng:

Thuộc phần quản lý của Điện Lực Chợ Lớn bao gồm các phát tuyến:

Tuyến Hùng Vương – Nguyễn Hoàng 2 876NH

Tuyến Thành Thái 874NH

Tuyến Nguyễn Trãi 3 872NH

Tuyến Nhân Vị 3 871NH

Tuyến Dây Tản Đà 873NH

Tuyến Hưng Đạo 3 875NH

Tuyến Hùng Vương – Nguyễn Hoàng 1 877NH

- Trạm ngắt Tân Sơn Nhất:

Thuộc phần quản lý của Điện Lực Tân Phú bao gồm các phát tuyến:

Tuyến Hoả Xa 2 871TSN

Tuyến An Quán 872TSN

Tuyến Hàng Không 873TSN

Tuyến Bà Quẹo 874TSN

Tuyến Cha Cả 875TSN

Tuyến Võ Tánh 876TSN

Tuyến Xăng Dầu Hàng Không 877TSN

Tuyến Kiều Lộ 878TSN

- Thủ Đức Phân Phối:

Thuộc phần quản lý của Điện Lực Thủ Đức bao gồm các phát tuyến:

Tuyến Gò Dưa 873TĐPP

Tuyến Tăng Nhơn Phú 874TĐPP

Tuyến Linh Tây 875TĐPP

2.2 Đặc điểm của lưới điện phân phối

Hệ thống điện phân phối là lưới cung cấp điện trực tiếp cho khách hàng từ hệ

thống truyền tải thông qua các trạm biến áp trung gian 220-110/15/22 kV. Cũng giống

như lưới truyền tải, lưới phân phối cũng có cấu trúc mạch vòng hoặc hình tia nhưng

luôn vận hành ở trạng thái hở trong mọi trường hợp. Nhờ cấu trúc vận hành hở (có

phương án khép vòng khi cần thiết) hoặc lưới điện hình tia nên hệ thống bảo vệ relay

chỉ cần chức năng bảo vệ quá dòng, sơ đồ lưới đơn giản và đặc biệt khi sự cố xảy ra chỉ

ảnh hưởng cục bộ, không ảnh hưởng đến các nhánh khác trên hệ thống nên có thể xem

là độ tin cậy cung cấp điện được nâng cao. Để tái cung cấp điện cho những khách hàng

bị ảnh hưởng do sự cố, các tuyến dây đều được đưa vào thử nghiệm trước khi vận hành

liên kết vòng với các tuyến dây lân cận. Việc khôi phục lưới điện thông qua thao tác

đóng cắt các thiết bị đóng cắt trung thế như Recloser, LBS (Load Break Switch), DS

(Disconnector Switch),…

Để khắc phục sự cố quá tải trên đường dây, giảm tổn thất công suất và nâng cao

độ tin cậy cung cấp điện thì các điều hành viên sẽ phải tính toán để đưa ra được

phương thức vận hành lưới phù hợp bằng cách thao tác đóng cắt các thiết bị đóng cắt

trung thế. Như vậy có thể kết luận rằng hàm mục tiêu trong quá trình vận hành lưới

điện phân phối là đảm bảo chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện bé nhất.

Trong quá trình vận hành, các phụ tải thay đổi liên tục vì vậy xuất hiện nhiều mục

tiêu vận hành lưới điện phân phối để phù hợp với từng trường hợp cụ thể cho hệ thống

điện. Tuy nhiên, các điều kiện vận hành lưới điện phân phối luôn phải thỏa mãn các

điều kiện sau:

- Cấu trúc vận hành hình tia trong mọi trường hợp.

- Tất cả các phụ tải đều được cung cấp điện, các tiêu chỉ kỹ thuật về dòng điện

cho phép, phát nóng, điện áp cuối đường dây, tần số của hệ thống phải đảm bảo theo

những quy định.

- Các hệ thống bảo vệ relay phải thay đổi phù hợp với phương thức vận hành lưới

điện và đảm bảo được tính chọn lọc, nhanh chóng.

Hình 2.4: Sơ đồ lưới điện mạch vòng có 3 nguồn vận hành hở

Hiện nay, lưới điện phân phối được vận hành như hình 2.4, để giảm tổn thất công

suất hay nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, các kỹ sư phương thức và điều hành

thường lập các phương án đóng khép mạch vòng để đảm bảo phụ tải có thể lấy nguồn

từ nhiều nguồn khác nhau. Việc phân tích lựa chọn các cách chuyển tải là nội dung của

luận văn này.

2.3 Những lý do phải vận hành hình tia ở lưới điện phân phối

Khi lưới điện vận hành hình tia, tổn thất năng lượng luôn lớn hơn và chất lượng

điện năng luôn kém hơn một lưới điện vận hành kín. Khi có sự cố, thời gian tái lập

cung cấp điện cho khách hàng sẽ chậm hơn do mất thời gian chuyển tải qua các tuyến

dây khác tuy nhiên phạm vi mất điện sẽ nhỏ hơn so với khi vận hành hở.

Tuy nhiên, do tính chất khác nhau cơ bản giữa lưới điện phân phối và truyền tải:

- Số lượng phần tử như lộ ra, nhánh rẽ, thiết bị bù, phụ tải của lưới phân phối lớn

hơn rất nhiều so với lưới truyền tải.

- Nhiều phụ tải tiêu thụ điện năng với công suất nhỏ và nằm rời rạc trên diện rộng

nên khi xảy ra sự cố thì mức độ thiệt hại do mất điện cũng không nghiêm trọng so với

sự cố trên lưới truyền tải.

Do những đặc trưng trên, lưới điện phân phối cần vận hành hở dù có cấu trúc

mạch vòng vì các lý do như sau:

- Tổng trở đường dây của lưới điện phân phối vận hành hở lớn hơn nhiều so với

vận hành vòng kín nên dòng ngắn mạch bé khi có sự cố. Vì vậy chỉ cần chọn các thiết

bị đóng cắt có dòng ngắn mạch chịu đựng và dòng cắt ngắn mạch bé, nên suất đầu tư sẽ

giảm đáng kể.

- Trong vận hành hở, các relay bảo vệ lộ ra chỉ cần dùng các loại relay ít chức

năng như relay quá dòng cắt nhanh, quá dòng có thời gian, thấp áp, quá áp, … mà

không nhất thiết phải trang bị các loại relay phức tạp như định hướng, khoảng cách, so

lệch … nên việc phối hợp bảo vệ relay trở nên dễ dàng hơn, nên mức đầu tư cũng giảm

xuống.

- Chỉ cần dùng cầu chì tự rơi (FCO: Fuse Cut Out) hay cầu chì tự rơi kết hợp cắt

có tải (LBFCO: Load Break Fuse Cut Out) để bảo vệ các nhánh rẽ hình tia trên cùng

một đoạn trục và phối hợp với Recloser để tránh sự cố thoáng qua.

- Khi sự cố, do vận hành hở, nên sự cố không lan tràn qua các phụ tải khác.

- Do được vận hành hở, nên việc điều khiển điện áp trên từng tuyến dây dễ dàng

hơn và giảm được phạm vi mất điện trong thời gian giải trừ sự cố.

- Nếu chỉ xem xét giá xây dựng mới lưới phân phối, thì phương án kinh tế là các

lưới hình tia.

2.4 Các bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối nhìn ở khía cạnh vận hành

Các bài toán vận hành lưới điện phân phối mô tả các hàm mục tiêu tái cấu trúc

lưới điện như sau:

- Bài toán 1: Xác định cấu trúc lưới điện theo đồ thị phụ tải trong 1 thời gian ngắn

để chi phí vận hành là cực tiểu.

- Bài toán 2: Xác định cấu trúc lưới điện không thay đổi trong thời gian khảo sát

để tổn thất năng lượng là cực tiểu.

- Bài toán 3: Xác định cấu trúc lưới điện tại 1 thời điểm để tổn thất công suất là

cực tiểu.

- Bài toán 4: Tái cấu trúc lưới điện cân bằng tải (giữa các đường dây, máy biến áp

nguồn ở các trạm biến áp) để nâng cao khả năng tải của lưới điện.

- Bài toán 5: Khôi phục lưới điện sau sự cố hay cắt điện sửa chữa.

- Bài toán 6: Xác định cấu trúc lưới theo nhiều mục tiêu khác nhau như: tổn nhất

công suất đạt cực tiểu, mức độ cân bằng tải cao nhất, số lần chuyển tải ít nhất, sụt áp

cuối đường dây thấp nhất cùng đồng thời xảy ra. Hàm mục tiêu của bài toán này cho ra

kết quả mà có thể giải quyết được nhiều mục tiêu nêu trên.

- Bài toán 7: Xác định cấu trúc lưới điện vận hành tối ưu và có độ tin cậy cung

cấp điện cực đại. Đây cũng là bài toán được xét đến trong luận văn này.

Các bài toán xác định cấu trúc vận hành của một lưới điện phân phối cực tiểu tổn

thất năng lượng, cực tiểu chi phí vận hành thỏa mãn các điều kiện kỹ thuật vận hành

hay bài toán nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối luôn là bài toán

quan trọng và kinh điển trong vận hành hệ thống điện.

Luận văn này sẽ đưa ra hướng giải quyết bài toán 7 trong 02 điều kiện vận hành

thường gặp của lưới phân phối điện:

- Trong điều kiện vận hành bình thường:

+ Vận hành lưới điện sao cho độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống là cực đại.

+ Vận hành lưới điện đảm bảo cân bằng tải để giảm khả năng quá tải trên hệ

thống.

- Trong điều kiện vận hành bị sự cố:

+ Các thiết bị bảo vệ phải làm việc có độ tin cậy cao, cô lập vùng bị sự cố.

+ Nhanh chóng khôi phục cung cấp điện cho các phụ tải bị ảnh hưởng.

+ Đảm bảo cân bằng công suất trên phụ tải.

2.5 Các nghiên cứu khoa học về bài toán tối ưu cấu trúc lưới điện phân phối

2.5.1 Giới thiệu

Để xác định cấu trúc lưới phân phối theo các bài toán thì đầu tiên phải xây dựng

mô hình toán học cho lưới phân phối. Tùy theo từng bài toán mà ta tiến hành xây dựng

hàm mục tiêu cụ thể. Trong luận văn này chúng ta cần phải xây dựng hàm mục tiêu để

cực đại độ tin cậy cung cấp điện thông qua việc tính chi phí vận hành và chi phí ngừng

cung cấp điện cho hệ thống.

Vấn đề tái cấu trúc lưới phân phối cũng tương tự như việc tính toán phân bố công

suất tối ưu cho một lưới điện. Tuy nhiên, tái cấu trúc lưới điện là một yêu cầu một khối

lượng biến lớn do có nhiều biến số tác động đến các trạng thái của khóa điện và các

điều kiện vận hành như: lưới điện phân phối phải vận hành hở, không quá tải máy biến

áp, đường dây, thiết bị đóng cắt, … và sụt áp tại hộ tiêu thụ nằm trong giới hạn cho

phép.

Về mặt toán học, tái cấu trúc lưới là bài toán quy hoạch phi tuyến rời rạc theo

dòng công suất chạy trên các nhánh, tại [3] vấn đề được trình bày như sau:

- Cực tiểu hàm:

(2.1)

Với:

Cij :Hệ số trọng lượng của tổn thất trên nhánh ij

Lij : Tổn thất của nhánh nối từ nút i đến nút j

- Thoả mãn điều kiện sau:

(2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.5)

(2.6)

Trong đó:

n: Số nút tải có trên lưới.

Dòng công suất, Sụt áp trên nhánh ij Sij, DVij:

Nhu cầu công suất điện tại nút j Dj:

Dòng công suất trên đường dây ft

: Ft: Các đường dây được cung cấp điện từ máy biến áp t

Có giá trị là 1 nếu đường dây ft làm việc, là 0 nếu đường dây ft

: không làm việc.

Hàm mục tiêu (2.1) thể hiện tổng tổn thất trên toàn lưới phân phối, có thể đơn

giản hoá hàm mục tiêu bằng cách xét dòng công suất nhánh chỉ có thành phần công

suất tải và điện áp các nút tải là hằng số. Biểu thức (2.2) đảm bảo cung cấp đủ công

suất theo nhu cầu của các phụ tải. Điều kiện chống quá tải tại trạm trung gian và sụt áp

tại nơi tiêu thụ được trình bày qua (2.3) và (2.4). Biểu thức (2.5) đảm bảo rằng các trạm

biến thế hoạt động trong giới hạn công suất cho phép, trong khi mạng phân phối hình

tia được đảm bảo qua biểu thức (2.6).

Với mô tả trên, tái cấu trúc hệ thống lưới điện phân phối là bài toán quy hoạch phi

tuyến rời rạc. Hàm mục tiêu bị gián đoạn, rất khó để giải bài toán tái cấu trúc bằng

phương pháp giải tích toán học truyền thống vì khối lượng tính toán cực kỳ lớn, ngay

khi sử dụng các giả thuyết sau:

- Không xét đến thiết bị bù công suất phản kháng

- Thao tác đóng/cắt để chuyển tải không gây mất ổn định của hệ thống điện.

- Điện áp tại các nút tải không thay đổi và có giá trị gần bằng Uđm.

- Khi giải quyết bài toán phân bố công suất trên lưới hình tia, bỏ qua việc tổn thất

công suất.

- Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối được xem là không đổi khi

cấu trúc lưới thay đổi.

Do đó, khi tiếp cận bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối thì các nhà khoa học

thường sử dụng các phương pháp tìm kiếm tối ưu sẽ cho kết quả tốt hơn. Các phương

pháp tìm kiếm tối ưu thường được sử dụng trong bài toán tái cấu trúc lưới phân phối

như: phương pháp Heristic tối ưu hóa, Hệ chuyên gia, Thuật toán di truyền,…

2.5.2 Giải thuật của Merlin và Back – kỹ thuật vòng kín

Giải thuật Merlin và Back [5] khá đơn giản: “Đóng tất cả các khóa điện lại tạo

thành một lưới kín, sau đó giải bài toán phân bố công suất và tiến hành mở lần lượt các

khóa có dòng chạy qua bé nhất cho đến khi lưới điện dạng hình tia”.

Ở đây Merlin và Back cho rằng với mạch vòng, lưới điện phân phối luôn có mức

tổn thất công suất bé nhất. Vì vậy để có lưới điện phân phối hình tia, Merlin và Back

lần lượt loại bỏ những nhánh có công suất nhỏ nhất, quá trình sẽ chấm dứt khi tất cả

các phụ tải được cung cấp điện và lưới điện vận hành hở.

Những ưu điểm của phương pháp này:

- Cấu trúc lưới cuối cùng độc lập với trạng thái ban đầu của các khóa điện.

- Quá trình thực hiện phương pháp này dẫn đến tối ưu hoặc gần tối ưu theo hàm

mục tiêu.

Nhược điểm của phương pháp này:

- Phụ tải được giả định hoàn toàn là tải tác dụng và được cung cấp bởi các nguồn

hiện tại sẽ không thay đổi trong quá trình thực hiện tái cấu trúc.

- Sụt áp trên lưới được cho là không đáng kể.

- Các hạn chế khác của lưới điện cũng được bỏ qua.

Từ những nhược điểm trên thì Shirmohammadi và Hong [6] đã cải tiến giải thuật

của Merlin và Back thu được kết quả trong việc tìm kiếm giải pháp tối ưu hoặc gần tối

ưu của hàm mục tiêu. Giải thuật này chỉ khác so với giải thuật nguyên thủy của Merlin

và Back ở chổ có xét đến điện thế ở các trạm trung gian và yếu tố liên quan đến dòng

điện (hình 2.3).

Shirmohammadi [6] là tác giả đầu tiên sử dụng kỹ thuật bơm vào và rút ra một

lượng công suất không đổi để mô phỏng thao tác chuyển tải của lưới điện phân phối

hoạt động hở về mặt vật lý nhưng về mặt toán học là một mạch vòng. Dòng công suất

bơm vào và rút ra là một đại lượng liên tục. Sau khi chỉnh sửa, kỹ thuật này vẫn còn có

nhiều nhược điểm như:

- Mặc dù đã áp dụng các luật heuristic, giải thuật này vẫn cần quá nhiều thời gian

để tìm ra được cấu trúc giảm tổn thất công suất.

- Tính chất không cân bằng và nhiều pha chưa được mô phỏng đầy đủ.

- Tổn thất của thiết bị trên đường dây chưa được xét đến trong giải thuật.

Hình 2.5: Giải thuật của MerLin và Back đã được Shirmohammadi chỉnh sửa.

2.5.3 Giải thuật của Civanlar và các cộng sự - kỹ thuật đổi nhánh

Giải thuật của Civanlar [7] dựa trên luật Heuristic để tái cấu trúc lưới điện phân

phối, lưu đồ mô tả giải thuật được trình bày tại hình 2.6. Giải thuật của Civanlar được

đánh giá cao nhờ có các đặc điểm sau:

Xác định hai quy luật để giảm số lượng khóa điện cần xem xét.

- Nguyên tắc chọn khóa đóng: việc giảm tổn thất chỉ có thể đạt được nếu như có

sự chênh lệch đáng kể về điện áp tại khóa đang mở.

- Nguyên tắc chọn khóa mở: việc giảm tổn thất chỉ đạt được khi thực hiện chuyển

tải ở phía có độ sụt áp lớn sang phí có độ sụt áp bé hơn.

Xây dựng hàm số mô tả mức giảm tổn thất công suất tác dụng khi có sự thay đổi

(2.7)

trạng thái của một cặp khóa điện trong quá trình tái cấu trúc lưới.

Trong đó:

D: Tập các nút tải được dự kiến chuyển tải.

Ii Dòng điện tiêu thụ của nút thứ i

EM Tổn thất điện áp do thành phần điện trở gây ra tại nút M

EN Tổn thất điện áp do thành phần điện trở gây ra tại nút N

Rloop Tổng các điện trở trên vòng kín khi đóng khóa điện đang mở.

Biểu thức 2.7 được rút gọn từ phân tích mô hình tải phân bố tập trung. Biểu thức

này tỏ ra chính xác khi ứng dụng cho các lưới điện mẫu nhỏ nhưng chưa được kiểm

chứng ở lưới điện lớn.

Kỹ thuật đổi nhánh thể hiện ở quá trình thay thế 01 khóa mở bằng và 01 khoá

đóng trong cùng một vòng để giảm tổn thất công suất. Vòng được chọn để đổi nhánh là

vòng có cặp khoá đóng/mở có mức giảm tổn thất công suất lớn nhất. Quá trình được

lặp lại cho đến khi không thể giảm được tổn thất nữa.

Giải thuật Civanlar có những ưu điểm sau :

- Việc xác định dòng tải tương đối chính xác.

- Nhanh chóng xác định phương án tái cấu trúc có mức tổn thất nhỏ hơn bằng

cách giảm số liên kết đóng cắt nhờ qui tắc heuristics và sử dụng công thức thực nghiệm

để xác định mức độ giảm tổn thất tương đối.

Tuy nhiên, giải thuật cũng còn nhiều nhược điểm cần khắc phục:

- Mỗi bước tính toán chỉ xem xét 01 cặp khóa điện trong 01 vòng.

- Chỉ đáp ứng được nhu cầu giảm tổn thất, chứ chưa giải quyết được bài toán cực

tiểu hóa hàm mục tiêu.

- Việc tái cấu trúc hệ thống phụ thuộc vào cấu trúc xuất phát ban đầu.

Hình 2.6: Lưu đồ giải thuật của Civanlar và các cộng sự

2.5.4 Thuật toán di truyền – Genetic Algorithm (GA)

Giải thuật di truyền (GA) do D.E. Goldberg đề xuất năm 1968, sau này được phát

triển bởi L.Davis và Z.Michalevicz. Đây là thuật toán hình thành từ việc nhận xét thế

giới tự nhiên: quá trình tiến hoá tự nhiên là quá trình tối ưu nhất, hoàn hảo nhất.

Đây được xem như một tiên đề đúng, không chứng minh được, nhưng phù hợp

với thực tế khách quan. Tư tưởng chính của giải thuật di truyền là ban đầu phát sinh ra

một lúc nhiều lời giải khác nhau song song. Sau đó những lời giải được tạo ra, chọn

những lời giải tốt nhất để làm cơ sở phát sinh ra những lời giải sau với nguyên tắc

“càng về sau” càng tốt hơn. Quá trình đó cứ tiếp diễn cho đến khi tìm được lời giải tối

ưu trong thời gian cho phép. Mục tiêu chính của giải thuật di truyền không nhằm đưa

ra lời giải chính xác mà đưa ra lời giải tương đối chính xác trong thời gian cho phép.

Giải thuật di truyền tuy dựa trên tính ngẫu nhiên nhưng ngẫu nhiên có sự điều khiển.

Tính tối ưu của quá trình tiến hoá thể hiện ở chỗ thế hệ sau bao giờ cũng tốt hơn (phát

triển hơn, hoàn thiện hơn và phù hợp với môi trường hơn) thế hệ trước.

Giải thuật này thích hợp cho việc tìm kiếm các bài toán có không gian nghiệm

lớn: như bài toán tiềm kiếm mật mã khóa có 30 chữ số, .... Bên cạnh đó, bài toán tái

cấu trúc mạng phân phối điện với số lượng khóa vô cùng lớn nên không gian nghiệm

của bài toán này rất lớn, bài toán này đòi hỏi phải tìm ra được cấu trúc tối ưu trong thời

gian nhanh nhất. Như vậy thuật toán di truyền đều mô phỏng bốn quá trình tiến hoá cơ

bản: lai ghép, đột biến, sinh sản, chọn lọc tự nhiên. Từ ý tưởng và đặc điểm của giải

thuật di truyền, ta nhận xét giải thuật này rất thích hợp để giải bài toán tái cấu trúc.

Các bước quan trọng trong việc áp dụng giải thuật di truyền vào bài toán tái cấu

trúc:

- Bước 1: chọn ra một số cấu trúc ngẫu nhiên từ lưới điện phân phối điện.

- Bước 2: ký hiệu các khóa thường đóng (sectionnalize switches) trong mạng điện

phân phối là 0, các khóa thường mở (tie switches) là 1.

- Bước 3: tìm hệ số thích nghi và hàm mục tiêu cho từng cấu trúc đã được chọn

ra ban đầu.

- Bước 4: chọn ra được cấu trúc tốt nhất dựa vào hàm mục tiêu, tiếp theo đem cấu

trúc này thay đổi một số vị trí hay còn gọi là gây đột biến để tạo ra cấu trúc mới.

Công thức để tính toán gây ra đột biến như sau:

Bnp’(gen) = Bnp(gen) + S*k*delta (2.8)

Trong đó:

Bnp: chuỗi nhị phân tạo ra biến ngẫu nhiên.

Bnp’: chuỗi nhị phân tạo ra do đột biến.

S (-1; 1) với cùng xác xuất GGAP đột biến

k: giá trị ngẫu nhiên (1, PRECI).

(2.9)

Giá trị delta được tính như sau:

Với aj là vị trí các khóa đóng/mở được mã hóa thành chuỗi nhị phân.

- Bước 5: tính các hệ số thích nghi và hàm mục tiêu cho các cấu trúc vừa mới tạo

ra, và loại bỏ các cấu trúc có hàm mục tiêu nhỏ hơn.

- Bước 6: nếu chưa hết thời gian cho phép thì lập lại bước 4 để tìm cấu trúc mới.

- Bước 7: nếu thời gian cho phép chấm dứt thì dừng chương trình tìm kiếm và

xuất ra kết quả tính toán

Ưu điểm của phương pháp này:

- Lời giải không phụ thuộc vào các khóa điện ban đầu của mạng.

- Có không gian tìm kiếm rộng và bao quát, nhờ quá trình chọn lọc, lai hóa và đột

biến nên kết quả đạt được thường là tối ưu toàn cục.

- Đây là phương pháp giải đầy tiềm năng, trong tương lai nếu cải tiến được thuật

toán này mạnh hơn và tốc độ tính toán của máy tính nhanh hơn thì hoàn toàn có thể áp

dụng vào bài toán thực tế vận hành.

Khuyết điểm giải thuật GA:

- Do không gian tìm kiếm nghiệm rộng lớn nên hiện tại phương pháp này có tốc

độ giải còn khá chậm.

- Việc tái cấu trúc lại hệ thống phụ thuộc vào cấu trúc xuất phát và tế bào lai ghép

ban đầu của hệ thống.

2.5.5 Giải thuật đàn kiến – Ant colony search (ACS)

Ban đầu, số con kiến bắt đầu từ tổ kiến để đi tìm đường đến nơi có thức ăn. Từ tổ

kiến sẽ có rất nhiều con đường khác nhau để đi đến nơi có thức ăn, nên một con kiến sẽ

chọn ngẫu nhiên một con đường đi đến nơi có thức ăn. Quan sát loài kiến, người ta

nhận thấy chúng tìm kiếm nhau dựa vào dấu chân mà chúng để lại trên đường đi (hay

còn gọi là dấu chân kiến để lại). Sau một thời gian lượng dấu chân (pheromone) của

mỗi chặng đường sẽ khác nhau. Do sự tích lũy dấu chân của mỗi chặng đường cũng

khác nhau đồng thời với sự bay hơi của dấu chân ở đoạn đường kiến ít đi. Sự khác

nhau này sẽ ảnh hưởng đến sự di chuyển của những con kiến sau đi trên mỗi đoạn

đường. Nếu dấu chân để lại trên đường đi nhiều thì sẽ có khả năng thu hút các con kiến

khác di chuyển trên đường đi đó, những chặng đường còn lại do không thu hút được

lượng kiến di chuyển sẽ có xu hướng bay hơi dấu chân sau 1 thời gian qui định.

Điều đặc biệt trong cách hành xử loài kiến là lượng dấu chân trên đường đi có sự tích

lũy càng lớn thì cũng đồng nghĩa với việc đoạn đường đó là ngắn nhất từ tổ kiến đến

nơi có thức ăn. Từ khi Giải thuật kiến trở thành một lý thuyết vững chắc trong việc giải

các bài toán tìm kiếm tối ưu toàn cục đã có nhiều ứng dụng thực tế cho giải thuật này

như: tìm kiếm các trang Web cần tìm trên mạng, kế hoạch sắp xếp thời khóa biểu cho

các y tá trong bệnh viện, cách hình thành các màu khác nhau dựa vào các màu tiêu

chuẩn có sẵn, tìm kiếm đường đi tối ưu cho những người lái xe hơi…nói tóm lại

phương pháp này đưa ra để giải quyết các bài toán có không gian nghiệm lớn để tìm ra

lời giải có nghiệm là tối ưu nhất trong không gian nghiệm đó với thời gian cho phép

hay không tìm ra cấu trúc tối ưu hơn thì dừng. Phương pháp này cũng rất thích hợp để

giải bài toán tái cấu trúc để có thể tìm ra trong các cấu trúc có thể của mạng phân phối

có 1cấu trúc có công suất tổn thất là nhỏ nhất.

Các bước áp dụng giải thuật kiến cho bài toán tái cấu trúc lưới điện:

- Bước 1: một số cấu trúc của mạng phân phối sẽ được tạo ra ban đầu

- Bước 2: mỗi cấu trúc tượng trưng cho đoạn đường đi mà kiến đã đi sẽ được tính

toán hàm mục tiêu (giảm tổn thất công suất, cân bằng tải,....).

- Bước 3: mỗi cấu trúc này sẽ được cập nhật vào ma trận dấu chân (ban đầu các

(2.10)

ma trận dấu chân này sẽ bằng nhau) theo công thức (2.10)

 Dấu chân của kiến trên chặng đường của con kiến thứ và con

kiến thứ , ở lần lập thứ .

 Q: giá trị hàng số

 : Xác suất bay hơi dấu chân của những con kiến đi qua để lại

 : Dấu chân ban đầu được tạo ra cho mỗi đoạn đường

Sau khi các cấu trúc ban đầu tạo ra đã cập nhật vào ma trận dấu chân, ta sẽ chọn

ra được cấu trúc tốt nhất trong số các cấu trúc ban đầu, các cấu trúc còn lại thì ta sẽ làm

bay hơi dấu chân của các cấu trúc này bằng công thức:

(2.11)

- Bước 4: dựa vào ma trận dấu chân ta sẽ xây dựng được danh sách các cấu trúc

được chọn theo các công thức

(2.12)

 Cường độ dấu chân lớn nhất của hàng thứ

 Cường độ dấu chân lớn nhất của ma trận dấu chân

 khả năng đóng mở của các khóa trong từng vòng, giá trị này

- Bước 5: nếu thời gian cho phép vẫn còn và các cấu trúc chọn vẫn còn thì ta quay

lại bước 2.

- Bước 6: nếu thời gian cho phép chấm dứt hay cấu trúc được chọn không còn thì

ta dừng chương trình và xuất ra kết quả.

2.5.6 Mạng thần kinh nhân tạo – Aritificial Neutral Network (ANN)

Hệ thần kinh nhân tạo tỏ ra khá đặc biệt hữu dụng để thực hiện tái cấu trúc lưới vì

chúng có thể mô phỏng mối liên hệ giữa tính chất phi tuyến của tải với tính chất của

mạng lưới topology nhằm cực tiểu hóa tổn thất trên đường dây. Mặt dù ANN làm giảm

đáng kể thời gian tính toán ngay cả khi áp dụng các hệ thống phức tạp, việc ứng dụng

chúng trong thực tế vẫn gặp khó khăn sau:

- Thời gian huấn luyện kéo dài do tính chất phức tạp trong thao tác.

- Việc huấn luyện cần thực hiện cho từng yếu tố cấu thành lưới điện và cần được

cập nhật, điều chình một cách liên tục sau này.

- Các số liệu mẫu phải chính xác để đảm bảo kết quả tính toán có ý nghĩa.

Kim và các cộng sự [8] đã đề xuất một giải thuật gồm hai giai đoạn dựa trên

ANN trong nỗ lực tái cấu trúc hệ thống nhằm cực tiểu hóa tổn thất. Nhằm tránh những

khó khăn liên quan đến khối lượng lớn các dữ liệu, Kim đã đề nghị chia hệ thống phân

phối thành nhiều vùng phụ tải. Tại mỗi vùng phụ tải, một hệ thống gồm hai ANN sẽ

được sử dụng để phân tích mức độ tải và sau đó thực hiện tái cấu trúc tuỳ theo điều

kiện của tải. Việc ứng dụng ANN trong phương pháp này mang lại các kết quả tính

toán nhanh vì không cần xem xét trạng thái đóng ngắt riêng rẽ trong giải thuật tổng thể.

Tuy nhiên, ANN cũng chỉ có thể tìm ra được trạng thái lưới sau tái cấu trúc tốt như tập

số liệu huấn luyện. Chính vì vậy cấu trúc lưới đề nghị dùng ANN cũng không thể chỉ

ra được trạng thái cực tiểu.

2.5.7 Thuật toán bầy đàn – Practicle Swarm Optimization (PSO)

Eberhart và Kennedy đã đề xuất phương pháp tối bầy đàn thông minh vào năm

1995, bản chất của phương pháp là hành vi thông minh của các thể khi tìm ra đường đi

ngắn nhất. Nền tảng của phương pháp gồm các bước sau:

- Chọn bước di chuyển từ các nơi gần nhất.

- Đi về phía đích.

- Đi đến trung tâm của bầy.

- Từ những ý tưởng trên, sơ đồ của phương pháp bầy đàn PSO như sau:

Hình 2.7: Sơ đồ chung của phương pháp bầy đàn PSO

Tóm lại phương pháp này được lấy từ cảm hứng từ hành vi xã hội của một đàn

chim di cư cố gắng để đến được một điểm đến không biết trước. Mỗi phương pháp giải

là một con chim trong đàn và được gọi như là một “phần tử” tương tự như trong nhiễm

sắc thể trong GA. Phương pháp này được sử dụng hiệu quả trong việc tìm kiếm cho

giải pháp tối ưu của bài toán tái cấu trúc lưới.

2.5.8 Thuật toán tìm kiếm Tabu – Tabu Search (TS)

Khái niệm đầu tiên về bảng tìm kiếm (Tabu search) được dùng trong trí tuệ nhân

tạo. Không giống như một số giải thuật khác chẳng hạn như gen hay luyện kim, nó

không liên quan đến những hiện tượng sinh học hay vật lý. Giải thuật bảng tìm kiếm

được đề cập bởi Fred Glover đầu những năm 1980 và đã được ứng dụng rộng rãi trong

nhiều lĩnh vực khoa học và kỹ thuật. Trong lĩnh vực hệ thống điện hiện đại dùng để

giải quyết các vấn đề của bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối cực tiểu tổn thất

trong các điều kiện vận hành bình thường, trong bài toán tái cấu trúc. TS là phương

pháp tối ưu sử dụng cho các bài toán tối ưu tổ hợp.

So sánh với giải thuật luyện kim và Gen, TS không gian tìm kiếm và quản lý tích

cực hơn. Giải thuật TS được khởi tạo với một cấu hình cơ bản, và nó sẽ trở thành cấu

hình hiện tại. Tại mỗi bước lặp của giải thuật , một cấu trúc kề bên sẽ được định nghĩa

cho cấu trúc hiện tại, mỗi bước di chuyển tiếp theo sẽ chọn ra cấu trúc tốt nhất liền kề.

Giải thuật tiềm kiếm này đã và đang được áp dụng rộng rãi trong việc xử lý một

số vấn đề của mạng điện và mang lại một số kết quả rất khả quan. Thuật toán tìm kiếm

Tabu được ứng dụng để tính toán các phương án tối ưu và gần tối ưu đôi với bài toán

cấu trúc bởi các bước sau đây:

- Bước 1: nhập dữ liệu nhánh, tải và các nút của một hệ thống phân phối bao gồm

tất cả các điều kiện ràng buộc khi vận hành.

- Bước 2: lựa chọn phương án ngẫu nhiên từ không gian tìm kiếm S0 ϵ Ω Các

nghiệm này được thực hiện bởi số lượng khóa điện sẽ được mở trong suốt quá trình tái

cấu trúc.

- Bước 3: để phương án ban đầu thu được trong bước 2 là phương án hiện tại và

phương án tối ưu nhất Sbest = S0 và Scurent = S0.

- Bước 4: thiết lập kích thước của danh sách Tabu, số lần lặp lớn nhất và đặt chỉ

số lần lặp m = 1.

- Bước 5: chạy phân bố công suất để xác định tổn thất công suất trên nhánh, điện

áp và dòng điện nhánh.

- Bước 6: tính toán hàm mục tiêu và kiểm tra phương án hiện tại có thỏa mãn các

điều kiện ràng buộc. Mỗi hệ số phạt được thêm vào đối với sự vi phạm ràng buộc.

- Bước 7: tính mức độ mong muốn của Sbest : fbest = f(Sbest). Mức độ mong muốn

là tổng của hàm mục tiêu và hàm phạt.

- Bước 8: tạo ra một hệ các phương án trong miền lân cận của phương án hiện tại

Scurent bằng cách thay đổi các khóa phải được mở ra. Hệ các phương án này được ký

hiệu là Sneighbor.

- Bước 9: tính toán mức độ mong muốn cho mỗi phương án của Sneighbor và chọn

ra một phương án có mức độ mong muốn cao nhất Sneighbor_best.

- Bước 10: kiểm tra xem thuộc tính của phương án thu được trong bước 9 có

trong danh sách Tabu. Nếu có, thực hiện bước 11, hoặc ngược lại Scurent = Sneighbor_best

và đi tới bước 12.

- Bước 11: chấp nhận Sneighbor_best nếu có mức độ mong muốn tốt hơn fbest và hệ

Scurent = Sneighbor_best, ngược lại chọn một phương án tốt kế tiếp mà không có trong danh

sách Tabu để trở thành phương án hiện tại.

- Bước 12: cập nhật danh sách Tabu và đặt m = m + 1.

- Bước 13: lặp lại từ bước 8 tới bước 12 cho tới khi sô lần lặp lớn nhất thỏa mãn

hàm mục tiêu đặt ra.

- Bước 14: lặp lại bước 5 và xuất ra kết quả tối ưu nhất.

2.5.9 Thuật toán mô phỏng luyện kim – Simulated Annealing (SA)

Các thuật toán mô phỏng luyện kim lần đầu tiên được đề xuất bởi Scott

Kirkpatrick, C. Daniel Gelatt, Cerny và Mario P. Vecchi vào năm 1983 dựa trên mô

hình của quá trình xử lý tinh thể do Metropolis đề cập đến vào năm 1953.

Tên của thuật toán này xuất phát từ quá trình làm lạnh và kết tinh hoặc một kim

loại làm mát và ủ tương ứng của một chất lỏng. Ở nhiệt độ cao, một chất lỏng ngẫu

nhiên phân tán các phân tử trong một trạng thái năng lượng cao. Khi quá trình làm

giảm nguồn nhiệt từ thời điểm này, các hạt từ từ vào một mạng có cấu trúc (pha rắn)

tương ứng với từng mức năng lượng. Một điều rất quan trọng trong suốt quá trình này

là nhiệt lượng của hệ thống đạt đến một trạng thái ổn định trước khi giảm nhiệt độ để

cấp độ tiếp theo. Khi nhiệt độ đủ thấp, cấu trúc hệ thống đạt đến trạng thái cơ bản hoặc

điểm mà tại đó năng lượng của các chất rắn được giảm tối thiểu. Nếu quá trình làm mát

không được thực hiện chậm đủ, hệ thống không còn ở trạng thái năng lượng tối thiểu,

tương tự như quá trình dập tắt.

Các trạng thái vật lý của quá trình Luyện kim cũng tương tự như việc xác định

gần như toàn bộ hoặc toàn phần giải pháp tối ưu cho các vấn đề tối ưu hoá. Ý tưởng cơ

bản là bắt đầu với cấu hình nguyên tử hiện hành. Cấu hình này tương đương với các

giải pháp hiện thời của một vấn đề tối ưu hoá. Năng lượng của các nguyên tử tương tự

với chi phí của các hàm mục tiêu và trạng thái cuối cùng tương ứng với cực thiểu của

hàm chi phí.

2.6 Đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối

Điện năng là dạng hàng hóa đặc biệt mang lại sự văn minh và thịnh vượng cho

đất nước và con người là động lực thúc đẩy sự phát triển kinh tế. Điện năng đã và đang

trở nên rất quan trọng đối với con người. Khách hàng hoặc thậm chí cả bản thân chúng

ta luôn mong muốn được phục vụ cung cấp điện liên tục với chất lượng tốt và giá thành

rẻ.

Một trong những chỉ tiêu đánh giá chất lượng điện năng của một hệ thống điện đó

là xét đến độ tin cậy của lưới điện phân phối. Độ tin cậy của hệ thống điện là khả năng

đảm bảo cung cấp điện liên tục với chất lượng điện năng được định trước trong khoảng

thời gian định trước. Rõ ràng nếu các chỉ tiêu về điện áp, tần số .... được đảm bảo,

nhưng điện năng không được cấp điện liên tục đến hộ tiêu thụ điện thì sẽ gây thiệt hại

lớn đến sự phát tiển của nền kinh tế, an ninh, chính trị của quốc gia. Sự mất điện trên

diện rộng không những tác động đến nền kinh tế mà còn ảnh hưởng đến chính trị, xã

hội của một quốc gia. Điều này có thể thấy được ở nước Brazil năm 1999, Mỹ và

Canada năm 2003. Mới nhất là sự cố mất điện ở Ấn Độ vào tháng 7 năm 2012 làm gần

10% dân số thế giới phải sống trong bóng tối, chưa kể đến vô số hậu quả như mất

nước, tắc nghẽn giao thông, bệnh viện ngừng phẫu thuật, gây chú ý trên toàn cầu. Ở

Việt Nam thì sự cố mất điện vào tháng 5 năm 2013 gây mất điện toàn miền Nam gây ra

thiệt hại về kinh tế cho đất nước và ảnh hưởng đến đời sống sinh hoạt của người dân.

Những nguyên nhân gây nên mất điện thường là do tác động của môi trường (sét, mưa,

gió, bão, tuyết,...), hư hỏng của thiết bị điện, lỗi trong vận hành, và cả trong thiết kế,

hoạch định phát triển hệ thống điện [5].

Sự phức tạp của mô hình hóa và tính toán là nhiệm vụ khó khăn để phân tích cấu

hình toàn bộ lưới điện. Theo phương pháp cổ điển, chức năng của từng vùng (khu vực)

được phân chia từ một hệ thống điện tổng thể thành nhiểu thành phẩn nhỏ hơn để đánh

giá. Chức năng của từng vùng được mô tả trong hình 2.8 bao gồm máy phát điện, hệ

thống truyền tải và phân phối. Nhà máy điện kết hợp với truyền tải theo truyền thống

được gọi là một hệ thống hỗn hợp [5].

Hình 2.8: Cấu trúc điển hình của việc phân tích độ tin cậy của lưới điện

Trong hình 2.8 sau khi điện áp máy phát (13,8 – 24 kV) được tăng áp lên cao

(340 – 765kV) để truyền tải với khoảng cách dài, các đường dây siêu cao áp (extra –

high – voltage (EHV)) truyền năng lượng đến các trạm truyền tải. Tại các trạm truyền

tải EHV, điện áp có thể được giảm xuống (138 – 345 kV), và năng lượng truyền đến

trạm chuyển mạch (trạm phân phối), nơi mà điện áp tiếp tục giảm xuống dưới mức

truyền tải (34,5 – 138kV). Tại các trạm phân phối, điện áp được thay thế ở các cấp độ

nhỏ hơn đến mức phân phối sơ cấp (4,16 – 34,5 kV). Mỗi phát tuyến chính truyền đến

máy biến áp hạ áp để làm giảm điện áp đến cấp phân phối thứ cấp (120 – 240 hoặc

(480 – 4,16 kV), và cung cấp cho khách hàng. Mỗi khách hàng thương mại hoặc khách

hàng công nghiệp lớn được cung cấp trực tiếp từ các phát tuyến, các trạm phân phối

hoặc các cấp điện truyền tải.

Việc đánh giá độ tin cậy của hệ thống truyền tải hoặc hệ thống hỗn hợp nhằm

phân tích các sự cố của hệ thống phân phối và ước lượng nguy cơ sa thải tại các điểm

tải cực đại. Độ tin cây của hệ thống phân phối dựa trên khả năng xãy ra mất điện của

đối với các khách hàng riêng lẻ.

Ở các nước đang phát triển độ tin cậy cung cấp điện rất được xem trọng vì nó

được ràng buộc trong hợp đồng giữ công ty điện lực và khách hàng tiêu thụ điện. Ở

nước ta, toàn bộ hệ thống điện được quản lý và vận hành bởi Công Ty điện Lực Việt

Nam. Độ tin cây cung cấp điện không được xem trọng và quan tâm đúng mức. Việc

ngừng cung cấp điện cho khách hàng do Công Ty Điện Lực quyết định mà không cần

quan tâm đến thiệt hại của khách hàng.

Trong những năm trở lại đây, đất nước đã bước sang thời kỳ đổi mới, nền kinh tế

có sự thay đổi từ cơ chế bao cấp sang cơ chế thị trường có sự quản lý của nhà nước.

Đất nước đang thúc đẩy trong việc phát triển Công nghiệp hóa và Hiện đại hóa đất

nước để gia nhập hiệp hội kinh tế WTO, nền kinh tế thị trường thu hút sự đầu tư của

các nhà đầu tư nước ngoài vào đất nước chúng ta làm cho đời sống nhân dân được cải

thiện. Với sự phát triển kinh tế làm cho nhu cầu sử dụng điện không ngừng được tăng

cao mà đòi hỏi chất lượng điện năng phải được đảm bảo. Để đáp ứng nhu cầu phát

triển nhanh của Kinh tế, Đảng và Nhà nước ta đã quyết định thành lập Tập đoàn Điện

Lực Việt Nam và tiến tới thị trường hóa ngành điện. Khi vận hành trong thị trường

Điện, đòi hỏi các nhà máy cung cấp điện phải đánh giá chính xác độ tin cậy cung cấp

điện trong hệ thống đang quản lý.

2.6.1 Các nghiên cứu khoa học

2.6.1.1 Phương pháp cây sự cố - Graph Tree

Năm 2007 Dan Zhu đã sử dụng phương pháp chia hệ thống điện thành nhiều phần

nhỏ để tính toán các hệ số tin cậy:

Hình 2.9: Mô hình phân chia lưới phân phối L

Trong đó:

- S: khu vực cung cấp điện mà chúng ta quan tâm (segment of interest S).

- Tập hợp NSSL bao gồm các phân đoạn mà không thể được chuyển đi từ đường

dẫn liên tục giữa S và nguồn ban đầu.

- SL bao gồm các phân đoạn có thể được chuyển đi từ các phân đoạn liên quan

của S, do đó nếu sự cố xảy ra trong các thiết lập SL, S có thể được cung cấp bằng một

nguồn thay thế.

- Tập hợp NSL bao gồm các phân đoạn mà không thể chuyển đi từ các phân đoạn

liên quan của S.

- Đối với các thiết lập tương tự, của các thành phần không nằm trong các phân

đoạn này, nó có thể để khôi phục lại công suất để S là một nguồn thay thế.

- Đối với các thiết lập NSAF, nếu các phân đoạn không thuộc về thiết lập này, các

phân đoạn liên quan của S không thể được tạm thời khôi phục từ một nguồn cấp khác

thay thế.

- Tập hợp SF bao gồm tất cả các phân đoạn có thể được phân lập từ nguồn S và

một sự thay thế, cho phép năng lượng được khôi phục vào S từ các nguồn thay thế (cho

các phân đoạn trong bộ này, hệ thống vi phạm giới hạn không xảy ra trong quá trình tái

lập).

- Tập hợp NSF bao gồm tất cả các phân đoạn có thể được phân lập từ nguồn S và

một sự thay thế, nhưng mà nó không phải là có thể để tái lập lại công suất S vì vi phạm

giới hạn hệ thống.

Từ quan điểm phân chia như trên, ta nhận thấy đoạn lưới phân phối sẽ được mô

phỏng như sau:

L = SSL ∩ NSSL

NSSL = SL∩{S},.v.v.

Do đó lưới phân phối sẽ là giao hoặc hợp của các phần tử của hệ thống điện phân

phối (thiết bị đóng cắt như: SW, RC, LBFCO, FCO; máy biến áp phân phối; nguồn

điện; đường dây; khu vực cấp điện của đường dây,.v.v.).

Sau khi đã mô hình hóa hệ thống phân phối, để nâng cao độ tin cậy Dan Zhu đã

chia tác động của môi trường theo hai khía cạnh: tác động của bão và cường độ sét đến

hệ thống phân phối. Đối với bão, bằng số liệu thống kê khoảng mười năm của vùng

Vigrinia tác giả phân chia bão theo nhiệt độ và gió ( nhiệt độ cao, nhiệt độ cao và gió

lớn, nhiệt độ thấp, nhiệt độ thấp và gió lớn.v.v.) cùng với thời gian mất điện theo tiêu

chí trên. Đối với sét, bằng cách tương tự tác giả cũng tổng hợp và chia theo các cấp độ

dòng sét 10, 20, 30, 40, 50 kA để tính toán độ tin cậy và thời gian mất điện. Trên cơ sở

những tiêu chí ở trên, Dan zhu đã mô phỏng để chọn ra phương án vận hành hợp lý.

Nhận xét: Thực chất đối với cách nghiên cứu này về ưu điểm có thể thấy lưới

điện thực chất là kết hợp của các hàm boolean, nên quá trình mô phỏng trên máy tính

khá thuận lợi, tính toán sẽ cho kết quả nhanh chóng đáp ứng được nhu cầu đánh giá

trạng thái vận hành. Về nhược điểm: chưa có phương pháp mô hình hóa rõ ràng cho

các trường hợp ảnh hưởng của thời tiết, thực chất ở đây chỉ dựa vào tốc độ gió, nhiệt

độ, cường độ sét rồi lấy làm cơ sở mô phỏng sẽ dẫn đến có nhiều sai xót khi ra quyết

định, mặc khác phương pháp cũng chưa xem xét cụ thể thể gian sự cố cũng như thời

gian khôi phục, năng lượng không được cung cấp là bao nhiêu do đó không có cơ sở để

xem xét đánh giá về hiệu quả kinh tế.

2.6.1.2 Mô hình hóa dựa trên tỷ lệ sự cố và thời gian sửa chữa

Năm 2002 Peng Wang và Roy Billinton đã nghiên cứu phân chia thời tiết thành

hai trạng thái: bình thường và không bình thường, từ đó chỉ ra rằng độ tin cậy của lưới

điện phân phối trên không sẽ là hàm của hai trạng thái nêu trên, các thiết bị trên lưới sẽ

được chia thành hai trạng thái theo tỷ lệ sự cố và trạng thái phục hồi như sau:

Hình 2.10: Mô hình hai trạng thái của thiết bị

Để xem xét tác động của thời tiết, các thông số trên các phần tử đã được đưa vào

hệ số ảnh hưởng như sau:

a. Cường độ hỏng hóc

(2.13) λ(t)= ω(t).λn

Trong đó:

- ω(t) là trọng số tải biến đổi theo thời tiết.

- λn là cường độ sự cố trong điều kiện bình thường.

b. Thời gian sửa chữa

(2.14) r(t)= ωω(t).ωd(d).ωh(t).r

Trong đó:

- ωω(t): hệ số biến đổi trong điều kiện sự cố.

- ωd(d): hệ số biến đổi theo điều kiện ngày

- ωh(t): hệ số biến đổi theo điều kiện giờ.

- r: hệ số thời gian sửa chữa phụ thuộc vào điều kiện bình thường.

c. Năng lượng không cung cấp cho tải và chi phí do mất điện gây ra

Năng lượng không cung cấp cho tải được định nghĩa là:

(2.15) ENSij=Lijrij

Chi phí do mất điện gây ra được định nghĩa là:

(2.16) COSTij = cijLij

Trong đó:

- rij: thời gian sự cố, chúng có thể bao gồm các điều chỉnh cần thiết.

- Lij: điểm tải trung bình.

- cij: hàm chi phí do sự cố gây ra.

d. Nhận xét về phương pháp

Ưu điểm:

- Đã phân chia hệ thống theo từng khu vực, tính toán được thời gian sự cố và thời

gian phục hồi trung bình.

- Đã đưa ra được cách tính năng lượng không thể cung cấp cho hệ thống, chi phí

mất điện trung bình theo từng khu vực.

Khuyết điểm:

- Không nói lên được cấu trúc vận hành có đảm bảo điều kiện kỹ thuật hay không,

đó có là phương án vận hành tối ưu hay chưa.

- Chưa đánh gia được mức độ tăng hệ số tin cậy ra sao, bởi mục tiêu chính của

phương pháp là năng lượng không cung cấp được (ENS) và chi phí do ngừng cung cấp

gây ra (COST).

2.6.1.3 Mô hình hóa cải tiến của Karin Alvehag và Lennart Soder

Năm 2011 Karin Alvehag và Lennart Söder bằng cách sử dụng mô hình thời tiết

hai trạng thái bình thường và bất thường, đồng thời dựa trên thông số đầu vào là gió và

sét, tác giả đã mô hình hóa các thông số như sau:

Cường độ hỏng hóc:

(2.17) λ(ω(t), Ng(t)) = λhw(ω(t) ) + λl(Ng(t)) + λn(ω(t),Ng(t))

Trong đó:

- λhw(ω(t)): cường độ sự cố suốt thời gian tốc độ gió lớn.

- λl(Ng(t)): cường độ sự cố suốt thời gian sét.

- λn(ω (t),Ng(t)): cường độ sự cố trong điều kiện bình thường.

Hình 2.11: Mô hình theo gió và sét

Sự cố theo A – C được định nghĩa như sau:

Vùng sét A: Ng > 0

Gió lớn B: ω(t) ≥ ωcrit

Thời tiết bình thường C: (ω(t) < ωcrit)∩(Ng = 0 )

Mô hình cường độ sự cố trong khoảng thời gian gió lớn

(2.18) λwind(ω(t)) = ( γ1eγ2ω(t) – γ3)λnorm

Trong đó:

- ω(t): tốc độ gió tại thời điểm t.

- α, γ1, γ2, γ3 : các hệ số tỷ lệ.

- ωcrit : ngưỡng giới hạn của gió.

- λnorm: cường độ sự cố trong điều kiện bình thường.

Mô hình cường độ sự cố trong suốt thời gian sét

(2.19) λlingtning (Ng(t)) = (βNg(t) + 1)λnorm

Trong đó:

- Ng(t): mật độ sét tại thời điểm t.

- β: hệ số tỷ lệ.

- λnorm: cường độ sự cố trong điều kiện bình thường.

Thời gian sửa chữa

r(t) = fω(ω(t), Ng(t)).fd(t).fh(t).rnorm

(2.20) rcomp(t) = fd(t).fh(t).rc

Trong đó:

- fω(ω(t), Ng(t)): hệ số trong suốt thời gian bất thường.

- fh(t): hệ số biến đổi theo giờ.

- fd(t): hệ số biến đổi theo ngày.

- rc: hệ số phụ thuộc thời gian phục hồi.

- rnorm: hệ số phụ thuộc trong điều kiện thời tiết bình thường.

Phương pháp này có những ưu và nhược điểm sau:

Ưu điểm:

- Đã đưa ra được hệ số ảnh hưởng của sét, gió tác động lên hệ thống.

- Dùng mô phỏng Monte Carlo để mô phỏng do đó hệ số thể hiện tương đối gần

với thực tế.

Khuyết điểm:

- Cũng giống như các mô hình hóa thời tiết khác, mô hình không nói lên được cấu

trúc vận hành có đảm bảo điều kiện kỹ thuật hay không, đó có là phương án vận hành

tối ưu hay chưa.

- Mô hình không đưa ra được đánh giá chi phí ảnh hưởng, và cũng chỉ như chưa

đưa ra mức độ cải thiện các thông số như thế nào.

2.6.2 Các chỉ tiêu tính toán độ tin cậy trong lưới điện phân phối

Các tổ chức khoa học kỹ thuật điện uy tín trên thế giới như IEEE – Institue of

Electrical and Electronic Enginneer, EEI – Edison Electric Institue, EPRI – Electric

Power Reasearch Instute và CEA – Canadian Electric Asociation) đã đưa ra các chỉ số

độ tin cậy cung cấp điện và đã được áp dụng ở nhiều nước trên thế giới.

Các chỉ số đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện kéo dài:

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (System Average Interruption

Frequency Index – SAIFI): Chỉ số này cung cấp thông tin về số lần mất điện trung bình

của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (System Average Interruption

Duration Index – SAIDI): Chỉ số này cung cấp thông tin về thời gian (phút hoặc giờ)

mất điện trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average

Interruption Duration Index – CAIDI): Chỉ số này thể hiện thời gian trung bình cần để

phục hồi cung cấp điện cho khách hàng trong một lần mất điện (vĩnh cửu).

Chỉ số tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Total

Average Interruption Duration Index – CTAIDI): Đối với khách hàng thực tế đã mất

điện, chỉ số này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông báo bị mất

điện. Chỉ số này được tính toán như chỉ số CAIDI, trừ việc khách hàng bị mất điện

nhiều lần chỉ được tính một lần.

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average

Interruption Frequency Index – CAIFI): Chỉ số này thể hiện số lần mất điện trung bình

của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.

Chỉ số sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service Availability Index –

ASAI): Chỉ số này thể hiện thời gian trung bình (thường tính bằng %) mà khách hàng

được cung cấp điện trong vòng một năm. Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng số giờ của

khách hàng được cung cấp trong năm và tổng số giờ khách hàng yêu cầu (số giờ khách

hàng yêu cầu = 24giờ/ ngày*365 ngày = 8760 giờ ).

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (Average System Interruption

Frequency Index – ASIFI) về mặt phụ tải : Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng số công

suất (kVA) bị gián đoạn trên tổng số công suất (KVA) được cung cấp. Đây là chỉ số

quan trọng đối với các khu vực cấp điện chủ yếu cho công/thương nghiệp. Chỉ số này

cũng được sử dụng bởi các công ty không có hệ thống theo dõi khách hàng.

Chỉ số thời gian trung bình mất điện của hệ thống (Average System Interruption

Duration Index – ASIDI) về mặt phụ tải : Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng điện năng

không cung cấp được (do bị gián đoạn cung cấp điện) trên tổng số công suất (KVA)

được cung cấp.

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customers Experiencing

Multiple Interruptions - CEMIn): Chỉ số này để theo dõi số sự kiện (n) những lần mất

điện đối với một khách hàng nào đó. Mục đích là xác định sự phiền toái cho khách

hàng mà giá trị trung bình không thấy được.

Các chỉ số đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện thoáng qua :

Chỉ số tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ thống (Momentary

Average Interruption Frequency Index – MAIFI): Chỉ số này cung cấp thông tin về số

lần mất điện thoáng qua trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một

năm.

Chỉ số tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ thống (Momentary

Average Interruption event Frequency Index – MAIFIE): Chỉ số này cung cấp thông tin

về con số trung bình của các sự kiện mất điện thoáng qua của một khách hàng (trong

một khu vực) trong một năm.

Chỉ số tần suất mất điện (thoáng qua và kéo dài) trung bình của khách hàng

(Customers Experiencing Multiple Sustained Interruptions and Momentary

Interruptions events – CEMSMIn): Chỉ số này để theo dõi số sự kiện (n) những lần mất

điện thoáng qua và kéo dài đối với một khách hàng nào đó. Mục đích là xác định sự

phiền toái cho khách hàng mà giá trị trung bình không thấy được.

Một số chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện khác :

Chỉ số độ không sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service Unavailability

Index - ASUI).

Chỉ số điện năng không cung cấp (Energy Not supplied Index - ENS).

Chỉ số điện năng không cung cấp trung bình (Average Energy Not supplied Index

– AENS).

Phần lớn các nước trên thế giới đang áp dụng các chỉ số SAIFI, SAIDI, CAIFI,

CAIDI để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và hiện nay Việt Nam đang triển khai áp

dụng các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện.

Chương 3

THUẬT TOÁN ĐỀ NGHỊ VÀ KIỂM TRA THỰC TẾ

TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THUỘC PHẠM VI

QUẢN LÝ CỦA ĐIỆN LỰC THỦ THIÊM

3.1 Đặt vấn đề

Nhìn chung mục tiêu của bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối là đi tìm ra một

cấu trúc lưới điện có những lợi ích về mặt kinh tế là lớn nhất nhưng vẫn đảm bảo về

mặt kỹ thuật để lưới điện phân phối vận hành ổn định trong điều kiện vận hành bình

thường cũng như sự cố. Những lợi ích về mặt kinh tế bao gồm cả chi phí tổn thất trên

lưới điện, chi phí chuyển tải (đóng cắt các khóa điện) chi phí thiệt hại của khách hàng

do bị ngừng cung cấp điện, và cả chi phí không bán được điện của công ty điện lực.

Việc ngừng (gián đoạn) cung cấp điện cho khách hàng và công ty điện lực không bán

được điện phụ thuộc nhiều vào độ tin cậy cung cấp điện của từng phần tử tạo nên cấu

trúc lưới điện phân phối. Điều này thể hiện qua chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện của

lưới phân phối ENS (thiếu hụt năng lượng điện). Như vậy, đi tìm lời giải cho bài toán

tái cấu trúc lưới để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cũng chính là tìm ra cấu trúc lưới

phân có chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện là bé nhất. Mỗi cấu trúc lưới

điện phân phối được tạo ra từ cấu trúc lưới hiện tại bằng cách đóng/mở các khóa điện

(tie, switch). Gọi Cost là hàm chi phí của lưới điện phân phối, hàm chi phí Cost này

phụ thuộc vào cấu trúc của lưới điện phân phối, điều kiện vận hành lưới điện. Như vậy

mô hình toán cho bài toán tái cấu trúc lưới phân phối sẽ liên quan đến cấu trúc của lưới

điện hiện tại và trạng thái của các lưới điện.

Một cấu trúc lưới điện phân phối được tái cấu trúc bằng cách mở các khóa phân

đoạn và đóng các khóa chuyển mạch sao cho cấu trúc lưới điện vẫn là hình tia và tất cả

các khách hàng đều được được cung cấp điện. Do đó dòng công suất đi qua các nút, tổn

thất công suất và độ tin cậy của lưới điện phân phối cũng thay đổi. Tái cấu trúc lưới

điện phân phối thường được thực hiện để giảm quá tải trên đường dây, máy biến áp,

giảm tổn thất công suất và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

3.2 Xây dựng hàm mục tiêu.

3.2.1 Bài toán tái cấu trúc lưới cực tiểu chi phí vận hành.

Cực tiểu chi phí vận hành lưới điện có thể tính toán qua cực tiểu chi phí do tổn

thất công suất tác dụng trên lưới điện. Mục tiêu của bài toán tái cấu trúc mạng trong

lưới điện phân phối là giảm thiểu tổn thất công suất hệ thống, đồng thời cấu trúc mạng

mới cũng phải thỏa mãn các điều kiện ràng buộc. Hàm mục tiêu của bài toán được thể

hiện như sau:

(3.1)

Với PT,loss là tổng tổn thất công suất của toàn hệ thống.

Giả sử sơ đồ đơn tuyến của một phát tuyến có dạng như sau:

Hình 3.1: Sơ đồ đơn tuyến một phát tuyến.

Công suất tác dụng và công suất phản kháng chạy trên nhánh (i+1) lần lượt được

tính theo công suất gần đúng sau:

(3.2)

(3.3)

Tổn thất công suất tác dụng của một phần đường dây giữa nút i và i +1:

(3.4)

Trong đó:

Pi,Qi : Công suất tác dụng và công suất phản kháng tại nhánh thứ i.

Vi : điện áp tại nút thứ i

Ri,i+1 : Điện trở dây giữa nút i và i+1

Xi,i+1 : Điện kháng dây giữa nút i và i+1.

Hàm mục tiêu của bài toán tái cấu trúc lưới điện để giảm tổn thất công suất có thể

được viết như sau:

(3.5)

Với n là tổng số nút có trong lưới điện phân phối.

Bên cạnh hàm mục tiêu 3.5, bài toán có những điều kiện ràng buộc riêng. Nếu

chúng không thỏa mãn điều kiện thì bài toán lập tức dừng lại. Dưới đây là các điều

kiện ràng buộc của bài toán cực tiểu tổn thất công suất:

- Biên độ điện áp tại mỗi nút phải được nằm trong giới hạn cho

phép.

(3.6)

- Dòng điện trên mỗi nhánh không vượt quá khả năng mang dòng

của nó.

(3.7)

Cấu trúc lưới mạng phải là hình tia. -

Tất cả các điểm đều được phải được cấp điện -

Trong đó:

Vmin, Vmax : Điện áp nhỏ nhất và điện áp lớn nhất tại nút thứ i

Ik : Dòng điện trên nhánh thứ k

Ik,max : Khả năng mang dòng lớn nhất của nhánh thứ k.

Công suất tác dụng và công suất phản kháng của một lưới điện trong một hệ

thống được thể hiện qua đồ thị phụ tải trong một ngày. Từ đó ta có thể xây dựng được

đồ thị phụ tải của một mùa trong thời gian khảo sát và thể hiện ở hình 3.2

Hình 3.2: Đồ thị phụ tải lưới điện của một ngày trong mùa.

Từ đó ta có thể tính được chi phí vận hành của một lưới điện trong một ngày điển

hình trong thời gian khảo sát được tính theo công thức sau:

(3.10)

Hay chi phí vận hành cho m ngày của mùa trong năm lúc này là:

(3.11)

Trong đó: m là số ngày khảo sát trong mùa.

∆Pj là tổng tổn thất công suất trên lưới điện tại thời điểm thứ j.

tj là thời gian khảo sát trong một ngày j =1,2,3,.... 24.

đơn giá bán điện thông thường của một phụ tải thứ i ($/Kwh). C0

3.2.2 Bài toán tái cấu trúc lưới điện giảm chi phí ngừng điện.

3.2.2.1 Xét lưới điện đơn giản có một nguồn

Hình 3.3: Sơ đồ mạng một nguồn hai phụ tải

Giả sử mỗi trên mỗi đoạn lưới đều có thiết bị phân đoạn, thời gian mất điện của

từng phụ tải là:

Tmđ2 = λ2. Tsc2

Tmđ1 = λ1. Tsc1 + Tmđ2

(3.12) Hay Tmđi = λi. Tsci + Tmđi+ngủ dậy r1

Trong đó, λi, Tsci, Tmđi-1 lần lượt là cường độ sự cố, thời gian sự cố tại nút thứ i, và

thời gian ngừng điện từ nguồn, hoặc máy cắt tới nút thứ i – 1, điện năng không cung

cấp điện được cho khách hàng lúc này là:

(3.13) A Tmđ1P1 Tmđ2P2

3.2.2.2 Xét mạng điện kín vận hành hở

Xét lưới điện phân phối đơn giản có hai nguồn cung cấp cho ba khu vực phụ tải

(hình 3.4). Giả sử bình thường khóa điện S2 mở. Nếu không xét đến sự cố nội tại của

các điểm phụ tải, khi đó độ tin cậy cung cấp điện cho các khu vực 3 sẽ phụ thuộc vào

đường dây 1 – 3, khu vực 4 là 2 – 4 – 5 và khu vực 5 là đường dây 2 – 5.

Hình 3.4: Sơ đồ mạng điện hai nguồn

Lưới điện như hình 3.4 có hai nguồn cung cấp và 3 phụ tải P3, P4, P5 khi khóa

điện S2 ban đầu mở, lưới điện lúc này vận hành như hai lưới điện hình tia. Khi đó điện

năng không cung cấp điện được cho khách hàng lúc này

(3.14) AS2 λ13T13P3 λ25T25P5 λ25T25 λ54T54)P4

Trong đó, λ13, λ25, λ45, T13, T25, T45 lần lượt là cường độ và thời gian sự cố trên các

tuyến dây 1 – 3, 2 – 5 và 4 – 5 trong thời gian khảo sát (thường là một mùa hay một

năm) và P3, P4, P5 lần lượt là công suất tại các điểm phụ tải 3, 4 và 5. Tương tự ta tính

điện năng ngừng cung cấp điện cho khóa điện còn lại S1, S3, S4.

3.2.2.3 Tính toán chi phí ngừng cung cấp điện.

Ngày nay, trong quá trình công nghiệp hóa, nhu cầu về độ liên tục cung cấp điện

càng được quan tâm. Nhiều khách hàng sẵn sàng trả các chi phí cao hơn để có độ tin

cậy cung cấp điện cao hơn. Vì vậy, ngoài việc đảm bảo các yếu tố kỹ thuật trong vận

hành, ngành điện cũng đã quan tâm đến mức độ quan trọng của các loại phụ tải. Như

vậy khi tái cấu trúc hệ thống điện phân phối không thể không quan tâm đến các đặc

điểm của các loại phụ tải.

Bài toán giảm chi phí ngừng điện của lưới điện phân phối có thể được tính thông

qua chi phí thiệt hại do sự cố gây ra cho khách hàng bị gián đoạn cung cấp điện. Hay

chính là lượng năng lượng thiếu hụt hàng năm nhân với giá tiền điện $/Kwh thiệt hại

của khách hàng. Cực tiểu chi phí thiệt hại gây ra cho khách hàng ngừng cung cấp điện

có thể được tính như sau:

(3.15)

Trong đó:

là số phụ tải trong lưới điện. n

là đơn giá điện năng khi ngừng cung cấp điện, hay còn gọi là đơn giá vi C1

phạm hợp đồng cung cấp điện của phụ tải thứ i ($/kwh). Đơn giá này thường cao gấp

nhiều lần so với đơn giá bán điện thông thường C0.

là lượng điện năng không cung cấp được cho khách hàng A

là công suất tiêu thụ tại nút thứ i (kW) Pi

thời gian sửa chữa của phụ tải thứ i (h). Tsci

cường độ sự cố của nút tải thứ trên tuyến dây (lần/năm hoặc lần/mùa) λsci

3.2.3 Hàm mục tiêu của bài toán cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng

cung cấp điện.

Bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối có xét đến độ tin cây cung cấp điện cũng

là xây dựng bài toán giảm chi phí vận hành và chi ngừng cung cấp điện cho một lưới

điện. Từ mục tiêu của bài toán giảm chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện

của khách hàng ta có thể đưa ra được hàm mục tiêu cho bài toán tái cấu trúc lưới có xét

đến độ tin cậy cung cấp điện thông qua việc tính chi phí vận hành và chi phí ngừng

cung cấp điện của hệ thống:

(3.16)

Trong đó:

- m là số ngày khảo sát trong một năm

đơn giá bán điện thông thường của một phụ tải thứ i

($/Kwh)

- đơn giá bán điện khi ngừng cung cấp của một phụ tải thứ i

($/Kwh)

- là tổng tổn thất công suất trên lưới điện tại thời điểm thứ j ∆Pj

- là công suất tiêu thụ tại nút thứ i (kW) Pi

- là thời gian khảo sát trong một ngày j =1,2,3,.... 24. tj:

- thời gian sửa chữa của phụ tải thứ i (h). Tsci

cường độ sự cố của nút tải thứ trên tuyến dây (lần/năm

- λsci

hoặc lần/mùa)

- trọng số chọn lựa hàm mục tiêu ưu tiên

3.2.3.1 Xây dựng thuật toán tính chi phí vận hành trong một ngày

Bắt đầu

Đọc dữ liệu từ đồ thị phụ tải

Giải bài toán phân bố công suất bằng Newton Rapshon

Sai

Kiểm tra tj = 24

Đúng

. 𝑚

𝐶𝑜𝑠𝑡1 = 𝐶0 ∆𝑃𝑗𝑡𝑗

𝑗=1

Lưu đồ thuật toán tính hàm chi phí vận hành:

Hình 3.5: Lưu đồ tính chi phí vận hành trong một mùa.

Bước 1: Đọc giá trị công suất tác dụng và công suất phản kháng từ đồ thị phụ tải.

Bước 2: Giải bài toán phân bố công suất theo phương pháp newton Rapshon tại

thời điểm tj.

Bước 3: Kiểm tra xem đã phân bố công suất tại thời điểm tj = 24 chưa? Nếu chưa

thì quay lại bước 2, nếu đúng tính chi phí vận hành trong một ngày của lưới điện.

3.2.3.2 Xây dựng thuật toán tính cực tiểu chi phí ngừng cung cấp điện.

Trong bài toán tính chi phí ngừng điện là bài toán đơn giản, nhưng trong bài toán

tái cấu trúc lưới, khi mỗi cấu trúc được chọn bằng việc thay đổi ngẫu nhiên trạng thái

các khóa mở có thể làm thay đổi các cấu trúc hình tia của hệ thống và có thể làm xuất

hiện nhiều lưới điện hình tia trong một cấu trúc nếu lưới điện có nhiều nguồn cung cấp.

Vì vậy, nhất thiết phải xây dựng một thuật toán tính chi phí ngừng điện cho mỗi lưới

điện phân phối và cho mỗi cấu trúc lưới khác nhau của chính lưới điện đó. Ở đây

chúng ta trình bày một giải thuật hueristic mới được mô tả trong lưu đồ hình 3.6 để tính

chi phí ngừng cung cấp điện cho mỗi cấu trúc của lưới điện phân phối.

Đặc điểm của lưu đồ như sau:

 Các tập dữ liệu của lưới điện:

- Tập nguồn: Gồm các nguồn của lưới điện, các tải được cấp điện.

- Tập tải: Gồm tất cả các phụ tải

- Tập kết nối: Gồm các nhánh có khóa điện mà một nút thuộc tập nguồn và

một nút thuộc tập tải.

 Lựa chọn kết nối: kết nối được chọn để nối vào hệ sao cho phụ tải gần

nguồn được ưu tiên cung cấp điện trước.

 Đảm bảo lưới điện là hình tia: Nếu thỏa điều kiện vận hành, kết nối được

chấp nhận, chuyển tải vừa được chọn vào tập nguồn và loại nó khỏi tập tải.

 Kết thúc quá trình kết nối kết thúc khi mọi phụ tải đều được cung cấp

điện tức là tập tải trở thành tập rỗng.

Mô tả các bước trong giải thuật.

Bước 1: Nhập thông số lưới điện như (thông số nút, nhánh, cường độ và thời gian

sự cố).

Bước 2: Nhập cấu trúc lưới điện hình tia (Cấu trúc này được thay đổi bằng cách

thay đổi các khóa điện liên kết).

Bước 3: Tạo tập nguồn và tập tải từ cấu trúc lưới điện.

Bước 4: Tạo tập kết nối nguồn, tập tải từ cấu trúc lưới điện.

Bước 5: Tính thời gian ngừng điện cho từng kết nối Tmđi λiTsci +Tmđi-1

Bước 6: Chuyển tập tải vừa được chọn (nút thứ i) sang tập nguồn.

Bước 7: Kiểm tra lưới điện có phải là hình tia không?

- Nếu sai thì loại kết nối được tạo từ nguồn mới cập nhật và quay trở lại bước 4

thực hiện lại.

- Nếu đúng nhảy đến thực hiện bước 8.

Bắt đầu

Nhập thông số lưới điện (Thông số nút, nhánh, cường độ và thời gian sự cố)

Nhập cấu trúc lưới điện hình tia (Cấu trúc này tạo ra do thay đổi các khóa điện)

Tạo tập nguồn, tập tải từ cấu trúc lưới điện

Tạo tập nguồn, tập tải từ cấu trúc lưới điện (Cấu trúc lưới điện cho biết khả năng kết nối các phụ tải)

Tính thời gian ngừng điện cho tập kết nối Tmđi λiTsci + Tmđi-1

Chuyển nút tải vừa được chọn (nút thứ i) từ tập tải sang tập nguồn

Sai

Tải rỗng ?

Đúng

Tính chi phí ngừng điện cho lưới điện hiện hữu

𝑛

𝐶𝑜𝑠𝑡1 = 𝐶1 𝑃𝑖𝑇𝑖

𝑖=1

Bước 8: Tính chi phí ngừng cung cấp điện cho cấu trúc lưới điện hiện hữu.

Hình 3.6: Lưu đồ thuật toán tính chi phí ngừng điện cho mỗi cấu trúc lưới

3.3 Giải thuật tối ưu trong trường gravitational search algorithm - GSA

3.3.1 Khái niệm về thuật toán trọng trường GSA.

Thuật toán Gravitational Search Algorithm – GSA là một trong những thuật toán

tối ưu mới được phát triển bởi Rashedi vào năm 2009 [10]. Giải thuật này dựa trên các

định luật của Newton về trọng lực và khối lượng. Trong GSA, mỗi phần tử được xem

như là một vật thể (hình 3.7) và các đặc điểm của nó được đo lường bằng chính khối

lượng của vật thể. Mỗi vật thể đại diện cho mỗi giải pháp hoặc một phần của giải pháp

để giải quyết bài toán. Tất cả các vật hút nhau bởi trọng lực và lực này được sinh ra do

sự chuyển động của tất cả các vật về phía các vật thể có khối lượng nặng hơn. Do bởi

các vật nặng hơn có giá trị hàm mục tiêu tốt hơn. Chúng mô tả giải pháp tốt hơn để giải

quyết bài toán và chúng di chuyển chậm hơn các vật thể có khối lượng nhẹ, vốn thể

hiện cho các giải pháp xấu hơn.

Hình 3.7: Các vật thể tương tác với nhau

Thuật toán GSA được mô tả chi tiết như sau:

n) với i = 1,2,...,N.

 Xét hệ thống có N phần tử (n vật), vị trí của phần tử thứ i được xác định bằng:

1,..., i

,..., i là vị trí của phần tử thứ i trong khoảng cách thứ d.

(3.17) i i

Trong đó : i

t) t)

1 t))

 Tại thời điểm t, lực tác động lên vật i từ vật j bằng:

t) - i

Ma t) Mpi t) i

(3.18) i

Trong đó : Ma là khối lượng hấp dẫn tích cực của vật j, Mpi khối lượng hấp

dẫn thụ động của vật i.

 G(t) hằng số hấp dẫn tại thời điểm t, hằng số nhỏ, i khoảng cách Euclidian

giữa 2 vật.

(3.19) i t) i t), t)

 Để có đặt điểm ngẫu nhiên của thuật toán, tổng lực tác động lên phần tử i trong

khoảng cách d là giá trị ngẫu nhiên của lực thành phần thứ d tác động từ các phần tử

khác.

(3.20)

với ran là số ngẫu nhiên trong khoảng [0,1].

 Theo định luật chuyển động, gia tốc của phần tử j tại thời điểm t và theo chiều

thứ d được tính bằng:

(3.21)

Mii khối lượng quán tính của phần tử i.

 Vận tốc kế tiếp của một phần tử được xem như một phần vận tốc hiện tại cộng

với gia tốc của nó. Vì vậy, vị trí và vận tốc của vật được tính bằng:

t) ai t 1)

(3.22)

t 1) ran i. i i t 1) i i

t) i

(3.23)

với randi là biến ngẫu nhiên có giá trị [0,1].

 Hằng số hấp dẫn G được khởi tạo ban đầu và sẽ giảm theo thời gian để điều

khiển độ sai số tìm kiếm.

(3.24) t) 0,t)

 Lực hấp dẫn và khối lượng quán tính được tính toán đơn giản bằng việc đánh

giá hàm mục tiêu. Một vật có khối lượng nặng hơn nghĩa là vật có ảnh hưởng lớn hơn.

Nghĩa là, phần tử tốt hơn có lực hút lớn hơn và di chuyển chậm hơn. Giả sử các giá trị

khối lượng bằng nhau, khối lượng các vật được tính toán sử dụng hàm mục tiêu. lực

hấp dẫn và khối lượng quán tính cập nhật bằng:

(3.25) Mai Mpi Mii Mi , i 1,2, , .

(3.26)

(3.27)

(3.28) (t) 1, ) Trong đó , ( ) là hàm mục tiêu của phần tử i tại thời điểm t. est(t) min it

(3.29) (t), 1, ) rst(t) ma it

3.3.2 Lưu đồ thuật toán GSA

Từ đó chúng ta xây dựng được lưu đồ thuật toán tới ưu trọng trường GSA:

Hình 3.8: Lưu đồ thuật toán GSA

Các bước thực hiện giải thuật GSA

Bước 1: Xác định không gian tìm kiếm:

%This function checks the search space boundaries for agents. function X=space_bound(X,up,low); [N,dim]=size(X); for i=1:N

%Agents that go out of the search space, are reinitialized

randomly .

Tp=X(i,:)>up;Tm=X(i,:)

m).*(up-low)+low).*(Tp+Tm));

%Agents that go out of the search space, are returned to the

boundaries.

%Tp=X(i,:)>up;Tm=X(i,:)

.*Tm;

end

%This function initializes the position of the agents in the

search space, randomly.

function [X]=initialization(dim,N,up,down) if size(up,2)==1 X=rand(N,dim).*(up-down)+down; end if size(up,2)>1 for i=1:dim high=up(i);low=down(i); X(:,i)=rand(N,1).*(high-low)+low; end end

Bước 2: Khởi tạo các thông số một cách ngẫu nhiên

%This function Evaluates the agents. function fitness=evaluateF(X,F_index); [N,dim]=size(X); for i=1:N %L is the location of agent number 'i' L=X(i,:); %calculation of objective function for agent number 'i' fitness(i)=test_functions(L,F_index,dim);

Bước 3: Tính toán giá trị của hàm mục tiêu tối ưu

end

if iteration==1 Fbest=best;Lbest=X(best_X,:); end if min_flag==1 if bestFbest %maximization Fbest=best;Lbest=X(best_X,:); end end

Bước 4: Cập nhật giá trị G(t), best(t), worst(t), và Mi(t) với i 1, 2,

%This function calculates the mass of each agent. eq.14-20 function [M]=massCalculation(fit,min_flag); %%%%here, make your own function of 'mass calculation' Fmax=max(fit); Fmin=min(fit); Fmean=mean(fit); [i N]=size(fit); if Fmax==Fmin M=ones(N,1); else if min_flag==1 %for minimization best=Fmin;worst=Fmax; else %for maximization best=Fmax;worst=Fmin; end M=(fit-worst)./(best-worst); end M=M./sum(M);

Bước 5: Tính toán tổng lực theo các hướng khác nhau

function G=Gconstant(iteration,max_it)

Bước 6: Tính toán gia tốc và vận tốc

%%%here, make your own function of 'G' alfa=20;G0=100; G=G0*exp(-alfa*iteration/max_it);

%This function calculates the accelaration of each agent in

gravitational field. eq.7-10,21.

function

a=Gfield(M,X,G,Rnorm,Rpower,ElitistCheck,iteration,max_it);

[N,dim]=size(X);

final_per=2; %In the last iteration, only 2 percent of agents

apply force to the others.

%%%%total force calculation if ElitistCheck==1 kbest=final_per+(1-iteration/max_it)*(100-final_per); kbest=round(N*kbest/100); else kbest=N; end [Ms ds]=sort(M,'descend'); for i=1:N E(i,:)=zeros(1,dim); for ii=1:kbest j=ds(ii); if j~=i R=norm(X(i,:)-X(j,:),Rnorm); %Euclidian distanse. for k=1:dim

E(i,k)=E(i,k)+rand*(M(j))*((X(j,k)-

X(i,k))/(R^Rpower+eps));

%note that Mp(i)/Mi(i)=1 end end end end %%acceleration a=E.*G; %note that Mp(i)/Mi(i)=1

Bước 7: Cập nhật lại vị trí của các phần tử (vị trí các khóa mở)

%This function updates the velocity and position of agents. function [X,V]=move(X,a,V) %movement. [N,dim]=size(X); V=rand(N,dim).*V+a; X=X+V;

Bước 8: Lặp lại bước 3 cho đến khi thỏa mãn điều kiện ngừng lặp

N=50; max_it=1000; ElitistCheck=1; Rpower=1; min_flag=1; % 1: minimization, 0: maximization F_index=1

[Fbest,Lbest,BestChart,MeanChart]=GSA(F_index,N,max_it,ElitistChec

k,min_flag,Rpower);Fbest,

semilogy(BestChart,'--k'); title(['\fontsize{12}\bf F',num2str(F_index)]);

xlabel('\fontsize{12}\bf Iteration');ylabel('\fontsize{12}\bf

Best-so-far');

legend('\fontsize{10}\bf GSA',1);

Bước 9: Xuất kết quả và kết thúc

Ví dụ 3.1. Sử dụng giải thuật GSA tìm giá trị cực tiểu của hàm số f(x) = 5x4+2x3-

10x2+x trong khoảng [-2,2]

Thông số của thuật toán GSA: số cá thể N = 10, số vòng lặp Iiteration = 50.

Chương trình mô tả giải thuật GSA tìm giá trị cực tiểu của hàm số được viết trong

clear all;clc

N=10;

max_it=50;

ElitistCheck=1; Rpower=1;

min_flag=1; % 1: minimization, 0: maximization

F_index=1 ;

Rnorm=2;

dim=1; low=-2;up=2;

Matlab như sau:

X=rand(N,dim).*(up-low)+low;

BestChart=[];MeanChart=[];

V=zeros(N,dim);

for iteration=1:max_it

for i=1:N

Tp=X(i,:)>up;Tm=X(i,:)

*(up-low)+low).*(Tp+Tm));

end

for i=1:N

L=X(i,:);

fitness(i)=5*L.^4+2*L.^3-10*L.^2+L;

end

if min_flag==1

[best best_X]=min(fitness); %minimization.

else

[best best_X]=max(fitness); %maximization.

end

if iteration==1

Fbest=best;Lbest=X(best_X,:);

end

if min_flag==1

if best

Fbest=best;Lbest=X(best_X,:);

end

else

if best>Fbest %maximization

Fbest=best;Lbest=X(best_X,:);

end

BestChart=[BestChart Fbest];

MeanChart=[MeanChart mean(fitness)];

fit=fitness;

Fmax=max(fit); Fmin=min(fit); Fmean=mean(fit);

if Fmax==Fmin

M=ones(N,1);

else

if min_flag==1

best=Fmin;worst=Fmax;

else

best=Fmax;worst=Fmin;

end

M=(fit-worst)./(best-worst);

end

M=M./sum(M);

alfa=20;G0=100;

G=G0*exp(-alfa*iteration/max_it);

final_per=2;

if ElitistCheck==1

kbest=final_per+(1-iteration/max_it)*(100-final_per); %kbest

in eq. 21.

kbest=round(N*kbest/100);

else

kbest=N;

end

[Ms ds]=sort(M,'descend');

for i=1:N

E(i,:)=zeros(1,dim);

for ii=1:kbest

j=ds(ii);

if j~=i

R=norm(X(i,:)-X(j,:)),Rnorm

for k=1:dim

E(i,k)=E(i,k)+rand*(M(j))*((X(j,k)-

X(i,k))/(R^Rpower+eps));

end

a=E.*G; V=rand(N,dim).*V+a;

X=X+V;

Fbest, Lbest

semilogy(BestChart,'--k');

title(['\fontsize{12}\bf Function: 5x^4+2x^3-10x^2+x']);

xlabel('\fontsize{12}\bf Iteration');ylabel(['\fontsize{12}\bf

Best-so-far',' with x = ', num2str(Fbest),' and Ymin = ',

num2str(Lbest)]);

legend('\fontsize{10}\bf GSA',1);

end

Sau khi thực hiện giải thuật, Hình 3.9 cho thấy bài toán hội tụ sau 3 vòng lặp với

giá trị tối ưu của hàm f(x) = -8.6963 tương ứng với x = -1.181.

Hình 3.9: Độ hội tụ của bài toán cực tiểu hàm số bậc 4 sử dụng GSA

3.4 Tái cấu trúc lưới điện phân phối cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng

điện sử dụng thuật toán GSA.

Giải thuật GSA trong bài toán tái cấu trúc cực tiểu chi phí vận hành và chi phi

ngừng điện được mô tả theo sơ đồ hình 3.10.

Hình 3.10: Tái cấu trúc lưới điện giảm chi phí vận hành và chi phí ngừng điện.

Bước 1: Xác định không gian tìm kiếm, bao gồm số lượng khóa mở, không gian

tìm kiếm của mỗi khóa mở (số cá thể N).

Bước 2: Khởi tạo biến ngẫu nhiên vị trí và vận tốc ngẫu nhiên của các vật thể

trong không gian tìm kiếm.

Bước 3: tính toán giá trị của hàm mục tiêu tối ưu (gọi chương trình con tính chi

phí ngừng cung cấp điện của cấu trúc vừa tạo, chi phí vận hành và hàm mục tiêu của

bài toán) đồng thời kiểm tra thỏa mãn các điều kiện vận hành của lưới điện:

- Biên độ điện áp tại mỗi nút phải được nằm trong giới hạn cho phép.

- Dòng điện trên mỗi nhánh không vượt quá khả năng mang dòng của nó.

- Cấu trúc lưới mạng phải là hình tia và tất cả các phụ tải đều được cấp điện.

Bước 4: Cập nhật giá trị G(t), best(t), worst(t) và tính khối lượng quán tính của

các vật thể Mi(t) và tổng lực quán tính tác động lên các vật thể Fi(t).

Bước 5: Tính gia tốc của các vật thể và vận tốc các vật thể (tốc độ thay đổi khóa

mở và vị trí các khóa mở mới).

Bước 6: Kiểm tra vòng lặp so với vòng lặp max đặt ra:

- Nếu vòng lặp ≤ vòng lặp max thì quay trở lại bước 3 thực hiện lại.

- Nếu vòng lặp > vòng lặp max thì thực hiện bước 7

Bước 7: Xuất kết quả có cấu trúc có hàm mục tiêu tốt nhất.

- Cấu trúc có hàm chi phí ngừng cung cấp điện và chi phí vận hành là bé nhất.

- Các khóa điện ở trạng thái mở.

Giải thuật tái cấu trúc lưới điện giảm chi phí vận hành và chi phí cung cấp điện

được xây dựng trên phần mềm Matlab 2014a, được áp dụng cho tất cả lưới điện với dữ

liệu là thông số nút, nhánh và cường độ sự cố được nhập từ file excel.

3.5 Ví dụ kiểm tra giải thuật.

Ở đây chúng ta xét các trường hợp chi phí vận hành và ngừng cung cấp điện của

lưới điện của một ngày mùa nắng và một ngày mùa mưa. Giả sử lưới điện vận hành

trong mùa nắng thì cường độ sự cố và thời gian sữa chữa trên các tuyến dây bằng nhau

và ngược lại lưới điện vận hành trong mùa mưa thì cường độ sự cố trên các tuyến dây

là khác nhau, thời gian sữa chữa cũng khác nhau. Cực tiểu chi phí vận hành và chi phí

ngừng điện được tính theo hàm mục tiêu 3.16

Lưới điện có đơn giá bán điện lúc vận hành bình thường là C0 = 0.1 $ và đơn giá

đền bù khi ngừng cung cấp điện là C1 = 0.5$. Để kiểm tra tính chính xác của giải thuật

tối ưu trong trường GSA, ta vận hành lưới điện có ba trường hợp sau:

a. Trường hợp 1: Vận hành lưới điện sao cho có chi phí vận hành lưới điện là

thấp nhất và sử dụng giải thuật GSA với trọng số ưu tiên hàm mục tiêu lúc này và

Hàm mục tiêu của bài toán lúc này là:

Hay chi phí vận hành của lưới điện lúc này là

(3.30)

b. Trường hợp 2: Lưới điện vận hành trong mùa nắng có cường độ sự cố trên

các tuyến dây là bằng nhau và có cùng thời gian sửa chữa hay hàm mục tiêu có trọng

số ưu tiên của hàm mục tiêu là .

c. Trường hợp 3: Lưới điện vận hành trong mùa mưa có cường độ sự cố trên các

tuyến dây là khác nhau và có cùng thời gian sửa chữa hay hàm mục tiêu có trọng số ưu

tiên của hàm mục tiêu là .

3.5.1 Mạng điện một nguồn 33 nút

Lưới điện 33 nút 1 nguồn (hình 3.11), thông số được thể hiện trong [9]. Giả thiết

rằng thời gian sự cố trên tất cả các tuyến dây bằng nhau và bằng 1 giờ/năm. Cấu hình

ban đầu với tổng cồng suất phụ tải là 3.72 MW, có các khóa mở là S21-S8, S25-S29,

S22-S12, S33-S18, S9-S15 tương ứng và tổn thất điện năng ban đầu ∆A= 900,320

kWh.

Bảng 3.1: Hệ số phụ tải tại các nút phụ tải trong một ngày.

Nút

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Đồ thị phụ tải trong một ngày 0 – 3 3 – 6 6 – 9 9 – 12 12 – 15 15 – 18 18 – 21 21 – 24 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0 0 0 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0 0 0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 0 0 0 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0 0 0 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

29 30 31 32 33 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 1 1 1 1 1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

Hình 3.11: Mạng điện 1 nguồn 33 nút

Tương tự ta cũng xét lưới điện vận hàn trong 3 trường hợp sau:

a. Trường hợp 1:

Vận hành lưới điện sao cho có chi phí vận hành lưới điện sử dụng giải thuật GSA

không xét đến chi phí ngừng cung cấp điện theo hàm mục tiêu 3.30.

Kết quả tính toán sau 50 vòng lặp và số vật thể ban đầu n = 20 cho biết được cực

tiểu chi phí vận hành và ngừng cung cấp điện là Cost = 60,007 $ và khóa mở lúc này là

S7, S37, S9, S14, S32 và tổn thất điện năng lúc này là ∆A = 600,070 kWh. Độ hội tụ

của hàm chi phí vận hành theo ∆A là bé nhất theo giải thuật GSA thể hiện hình 3.12 và

cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc lưới (hình 3.13)

Hình 3.12: Độ hội tụ của hàm chi phí vận hành theo ∆A là bé nhất

Hình 3.13: Cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc the trường hợp 1

b. Trường hợp 2:

Lưới điện vận hành trong mùa nắng nên ta giả thiết cường độ sự cố xảy ra trên

các tuyến dây là bằng nhau λsc = 0.1 (lần/mùa) với thời gian sửa chữa như nhau (tsc =

10 giờ), và mức độ quan trọng của các phụ tải là như nhau.

Đối với mạng điện 33 nút, Với số phần tử n = 20, Itr = 50. Sau khi thực thi giải

thuật thu được cấu hình mới tối ưu hơn với các nhánh mở là S7, S28, S10, S14, S32

tương ứng chi phí theo hàm mục tiêu là Cost = 228,740 $ và tổn thất điện năng ∆A =

607,770 kWh. Độ hội tụ của hàm mục tiêu bài toán thể hiện ở hình 3.14.

Hình 3.14: Độ hội tụ của hàm mục tiêu bài t án tr ng trường hợp 2

Hình 3.15: Cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc the trường hợp 2

c. Trường hợp 3:

Lưới điện vận hành trong mùa mưa nên ta giả thiết cường độ sự cố xảy ra trên các

tuyến dây là khác nhau. Tuyến dây 8 – 21, 15 – 9, 22 – 12 có cùng cường độ sự cố là

λsc = 0.2 (lần/mùa), tuyến dây 26 – 6 có cường độ sự cố là λsc = 0.3 (lần/mùa), tuyến

dây 3 – 23 có cường độ sự cố là λsc = 0.4 (lần/mùa), tuyến dây 2 – 19 có cường độ sự

cố là λsc = 0.5 (lần/mùa) và các tuyến dây còn lại có cường độ sự cố là λsc = 0.1

(lần/mùa). Với thời gian sửa chữa như nhau (tsc = 10 giờ), và mức độ quan trọng của

các phụ tải là như nhau.

Với số phần tử n = 20, Itr = 50. Sau khi thực thi giải thuật thu được cấu hình mới

tối ưu hơn với các nhánh mở là S33, S28, S10, S14, S36 tương ứng chi phí theo hàm

mục tiêu là Cost = 310,390 $ và tổn thất điện năng ∆A = 654,290 kWh sau. Độ hội tụ

của hàm mục tiêu bài toán thể ở hình 3.16 và cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc

lưới thể hiện ở hình 3.17

Hình 3.16: Độ hội tụ của hàm mục tiêu bài t án tr ng trường hợp 3.

Hình 3.17: Cấu hình lưới điện sau khi tái cấu trúc the trường hợp 3

Bảng 3.2: So sánh kết quả trước và sau khi tái cấu trúc lưới điện

Tổn thất điện Chi phí theo Khóa mở năng 1 mùa hàm mục tiêu ($/mùa) (Kwh)

TH1: 90,032

Ban đầu TH2: 306,190 S21, S25, S22, S33, S9 900,320

TH3: 354,750

Trường hợp 1 60,007 S7,S37,S9,S14,S32 600,070

Trường hợp 2 228,740 S7, S28,S10,S14,S32 607,770

Trường hợp 3 310,390 S33,S28,S10,S14,S36 654,290

Tổng tổn thất điện năng lưới điện ban đầu là 900,320 kWh ứng với các khóa mở

là S21-S8, S25-S29, S22-S12, S33-S18, S9-S15. Sau khi tái cấu trúc lưới điện thì tính

được cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện. Và chúng ta nhận thấy

lượng tổn thất điện năng trên lưới giảm đi 33.34 % và 32.49% ứng với trường hợp 1 và

3 so với lượng tổn thất ban đầu. Riêng trong trường hợp 2 thì lượng tổn thất công suất

có lớn hơn trong trường hợp 1 và 3 là vì lúc này lưới điện có chi phí đền bù khi ngừng

cung cấp điện lớn nên chúng ta phải chấp nhận lượng tổn thất điện năng lớn để giảm

chi phí cho hàm mục tiêu của bài toán.

3.5.2 Kiểm tra thực tế trên lưới điện phân phối của Điện lực Thủ Thiêm

Với mục tiêu là cực tiểu chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện của lưới

điện phân phối, đề tài đã áp dụng giải thuật tối ưu trọng trường – GSA vào giải bài toán

tái cấu trúc lưới điện phân phối. Đề tài đã trình bày trên các lưới điện mẫu và cho

những kết quả tính rất tốt được thể hiện qua việc tính toán chí phí vận hành và chi phí

ngừng cung cấp điện trong các trường hợp khác nhau. Và đưa ra được cấu hình lưới

điện vận hành trong các mùa khác nhau trong một năm.

Với kết quả trên ta có thể áp dụng vào một lưới điện thực tể để kiểm tra kết tình

toán của của đề tài. Lưới điện chúng ta khảo sát ở đây là thuộc sự quản lý của Điện

Lực Thủ Thiêm – cặp tuyến dây Ông Nhiêu và Phước Lai. Từ đó có thể xem xét để đưa

vào vận hành lưới điện.

Cuối cùng là với hàm mục tiêu là cực tiểu chi phí vận hành và cực tiểu chi phí

ngừng cung cấp điện cho hệ thống sẽ cho ta các phương pháp vận hành khác nhau

nhưng vẫn đảm bảo được đặc tính kỹ thuật của lưới điện, tất cả các phụ tải đều được

cung cấp điện bằng cách chuyển đổi khóa điện vận hành theo mùa trong năm.

Sơ đồ khối cặp tuyến dây Phước Lai – Ông Nhiêu được trình bày ở hình 4.1. Cặp

tuyến dây này được cung cấp nguồn từ 2 trạm trung gian khác nhau, tuyến Phước Lai

lấy nguồn từ trạm Thủ Đức Đông 110/22kV và tuyến Ông Nhiêu lấy nguồn từ trạm Cát

Lái 220/110/22kV. Cả 2 tuyến dây hiện có điểm giao liên hiện tại do Điện lực Thủ

Thiêm chọn là LBS Nối tuyến Phước Lai – Ông Nhiêu. Tổng chiều dài từ đầu nguồn

tuyến Thủ Đức Đông đến điểm giao liên là 2,61 km và từ đầu nguồn Cát Lái đến điểm

giao liên là 4,49 km. Tổng công suất máy biến thể lắp đặt cho cả 2 tuyến dây là 26,525

MVA (bao gồm 3,49 MVA của tuyến Ông Nhiều và 23,035 MVA của tuyến Phước

Lai).

Đặc điểm của lưới điện hiện hữu là các phụ tải phân bố ko tập trung, cách xa

nhau, dẫn đến việc đầu tư số lượng các máy biến thế và các thiết bị bảo vệ đi kèm theo

nhiều để phục vụ mục tiêu chiến lược của Tổng Công ty Điện lực TPHCM là cung cấp

điện đến từng khách hàng và người dân, chính vì điều này lượng công suất tổn thất sẽ

tăng lên và đi theo đó là làm tăng chi phí vận hành lên. Phần lớn phụ tải của 2 tuyến

dây là phụ tải sinh hoạt, vào thời điểm 7 giờ sáng đến 4 giờ chiều là thời điểm phụ tải

rất thấp, do người dân hầu hết đi làm vào thời điểm này. Chỉ bắt đầu sau 4 giờ chiều

đến 22 giờ tối là khoảng thời gian phụ tải tăng cao tuy nhiên hầu hết hệ các phụ tải chỉ đạt khoảng 55% công suất đặt của máy biến thế cung cấp cho phụ tải đó.

Hình 3.18: Sơ đồ khối của lưới điện của 2 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu thuộc

Điện lực Thủ Thiêm quản lý

Ở đây ta xem các khu vực lưới điện là một phụ tải và tại đó được xem như là một

nút của hệ thống điện. Sơ đồ khối lưới điện hình 3.18 có thể đơn giản hóa lại như hình

3.19

Hình 3.19: Mô hình hóa lưới điện 2 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu thuộc Điện

lực Thủ Thiêm quản lý

Bảng 3.3: Thông số lưới điện 2 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu.

Điểm đầu Điểm cuối Loại dây R(Ω/km) X (Ω/km) l (km)

DS CN Ông Nhiêu 2M240 0.044 0.038 0.5 1

DS CN Ông Nhiêu 2 ACV240 0.146 0.308 2.11

3 ACV240 0.146 0.308 1.51 2

4 ACV240 0.146 0.308 0.05 3

5 ACV240 0.146 0.308 2.25 4

6 ACV240 0.146 0.308 2.39 5

7 ACV240 0.146 0.308 2.39 5

8 ACV240 0.146 0.308 0.53 5

9 ACV240 0.146 0.308 1.58 8

100

9 10 2M240 0.044 0.038 0.14

Nước ta nằm trong khu vực là khí hậu nhiệt đới gió mùa nên mang những đặc

trưng của khí hậu nhiệt đới gió mùa:

- Lượng bức xạ dồi dào, trung bình khoảng 140 Kcal/cm2/năm.

- Số giờ nắng trung bình/tháng 160-270 giờ. - Nhiệt độ không khí trung bình 27oC. - Nhiệt độ cao tuyệt đối 40oC, nhiệt độ thấp tuyệt đối 13,8oC. - Tháng có nhiệt độ trung bình cao nhất là tháng 4 (28,8oC), tháng có nhiệt độ trung bình thấp nhất là khoảng giữa tháng 12 và tháng 1 (25,7oC). Hàng năm có tới trên 330 ngày có nhiệt độ trung bình 25-28oC.

- Ðiều kiện nhiệt độ và ánh sáng thuận lợi cho sự phát triển các chủng loại cây

trồng và vật nuôi đạt năng suất sinh học cao; đồng thời đẩy nhanh quá trình phân hủy

chất hữu cơ chứa trong các chất thải, góp phần làm giảm ô nhiễm môi trường đô thị.

- Lượng mưa cao, bình quân/năm 1.949 mm.

- Năm cao nhất 2.718 mm (1908) và năm nhỏ nhất 1.392 mm (1958). Số ngày

mưa trung bình/năm là 159 ngày.

- Khoảng 90% lượng mưa hàng năm tập trung vào các tháng mùa mưa từ tháng 5

đến tháng 11; trong đó hai tháng 6 và 9 thường có lượng mưa cao nhất. Các tháng 1,2,3

mưa rất ít, lượng mưa không đáng kể. Trên phạm vi không gian thành phố, lượng mưa

phân bố không đều, có khuynh hướng tăng dần theo trục Tây Nam - Ðông Bắc. Ðại bộ

phận các quận nội thành và các huyện phía Bắc thường có lượng mưa cao hơn các quận

huyện phía Nam và Tây Nam.

- Ðộ ẩm tương đối của không khí bình quân/năm 79,5%; bình quân mùa mưa

80% và trị số cao tuyệt đối tới 100%; bình quân mùa khô 74,5% và mức thấp tuyệt đối

xuống tới 20%.

- Về gió, Thành phố Hồ Chí Minh chịu ảnh hưởng bởi hai hướng gió chính và chủ

yếu là gió mùa Tây - Tây Nam và Bắc - Ðông Bắc. Gió Tây -Tây Nam từ Ấn Ðộ

101

Dương thổi vào trong mùa mưa, khoảng từ tháng 6 đến tháng 10, tốc độ trung bình

3,6m/s và gió thổi mạnh nhất vào tháng 8, tốc độ trung bình 4,5 m/s. Gió Bắc- Ðông

Bắc từ biển Đông thổi vào trong mùa khô, khoảng từ tháng 11 đến tháng 2, tốc độ

trung bình 2,4 m/s. Ngoài ra có gió tín phong, hướng Nam - Ðông Nam, khoảng từ

tháng 3 đến tháng 5 tốc độ trung bình 3,7 m/s. Về cơ bản TPHCM thuộc vùng không

có gió bão.

Với những đặc điểm như vậy nên lưới điện TPHCM nói chung và lưới điện Thủ

Thiêm nói riêng cũng có cường độ sự cố trên các nhánh tuyến dây cũng khác nhau theo

các mùa trong năm, và đồ thị phụ tải cũng khác nhau theo mùa.

a. Thời gian mất điện và đồ thị phụ tải của một mùa khô

Vào mùa khô thì lưới điện vận hành bình thường do ít chịu ảnh hưởng của khí

hậu nên cường độ sự cố trên các tuyên dây là bằng nhau và bằng λsc = 0.1 (lần/mùa).

Nhưng theo yêu cầu của Tổng Công ty Điện lực TPHCM thời gian mất điện cho phép

tối đa là 02 giờ tương đương với thời gian sửa chữa cho phép là 02 giờ/lần, nên thời

gian ngừng điện của hệ thống lúc này là 0,2 giờ/mùa và được thể hiện ở bảng 3.4 và hệ

số phụ tải của các nút phụ tải trong một ngày điển hình mùa khô thể hiện ở hình 3.20.

Bảng 3.4: Thời gian ngừng cung cấp điện trên các tuyến dây vào mùa khô.

Nút 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1 0 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0

0,2 0 0,2 2 0 0 0 0 0 0 0

3 0 0,2 0 0 0 0 0 0 0 0

4 0 0 0 0 0,2 0 0 0 0 0

5 0 0 0 0 0 0,2 0 0,2 0,2 0,2

6 0 0 0 0 0,2 0 0 0 0 0

7 0 0 0 0 0,2 0 0 0 0 0

8 0 0 0 0 0,2 0 0 0 0,2 0

102

9 0 0 0 0 0 0 0 0,2 0 0,2

10 0 0 0 0 0 0 0 0 0,2 0

Biểu đồ hệ số phụ tải tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu

0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

0 5 10 15 20 25

Hình 3.20: Đồ thị hệ số phụ tải của 02 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu theo giờ của 08

khu vực phụ tải trong mùa khô

b. Thời gian mất điện và đồ thị phụ tải của một mùa mưa

Vào mùa mưa thì cường độ sự cố tăng lên trên các tuyến dây là do nhiều nguyên

nhân khác nhau, nguyên nhân khách quan do đường dây qua nhiều vùng có mật độ

giông sét cao gây quá áp khí quyển nhảy MC đầu nguồn hoặc các Recloser nằm trước

điểm sự cố. Ngoài ra vẫn còn có nguyên nhân chủ quan do hành lang tuyến, mặc dù

hành lang tuyến đã được phát quang tuy nhiên cây tự nhiên nằm ngoài hành lang như

keo lá tràm, bạch đàn gây ảnh hưởng khó khăn cho công tác chặt tỉa cành, vì không

chặt được gốc nên qua thời gian cây đâm chồi lại và không kiểm soát kịp thời. Do đó ta

có cường độ sự cố khác nhau và đồ thị phụ tải khác nhau nhiều so với lưới điện vào

mùa khô, được thể hiện ở bảng 3.5 và hình 3.21.

Bảng 3.5: Cường độ sự cố trên các tuyến dây vào mùa mưa.

Cường độ sự cố Thời gian sữa chữa Nút đầu Nút cuối (giờ/lần) λsc

103

2 0.1 2 1

3 0.3 2 2

4 0.1 2 3

5 0.5 2 4

6 0.3 2 5

7 0.2 2 5

8 0.7 2 5

9 0.2 2 8

10 0.1 2 9

Biểu đồ hệ số phụ tải tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu

0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

0 5 10 15 20 25

Hình 3.21: Đồ thị hệ số phụ tải của 02 tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu theo giờ của 08

khu vực phụ tải tr ng mùa mưa

c. Phương án vận hành theo các mùa

Đối với mùa nắng, lưới điện vận hành của 2 tuyến Ông Nhiêu và Phước Lai có

cường độ sự cố xảy ra trên các tuyến dây là bằng nhau λsc = 0.2 (lần/mùa) với thời gian

sửa chữa như nhau (tsc = 2 giờ), và mức độ quan trọng của các phụ tải là như nhau. Bên

cạnh đó, ta đặt giả thiết chi phí vận hành phát sinh do tổn thất C0 và chi phí đền bù do

sự cố buộc phải ngừng cung cấp điện đến khách hàng C1 là bằng nhau và bằng 2.200

VNĐ.

104

Sau khi thực thi giải thuật cho từng vị trí khóa điện của 2 tuyến Ông Nhiêu và

Phước Lai ta thu được các cấu hình mới tương ứng tổng chi phí vận hành và đền bù

được thể hiện theo bảng sau:

Bảng 3.6: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện

cho từng vị trí khóa mở trong mùa nắng. (C0 = C1 = 2.200 VNĐ)

Chí phí vận hành và chi phí đền bù Vị trí khóa mở do ngừng cung cấp điện

LBS Phước Lai Ông Nhiêu 396.340.000 VNĐ

DS CN Ông Nhiêu 573.980.000 VNĐ

Recloser Ông Nhiêu 475.310.000 VNĐ

Recloser Phước Lai 1.109.600.000 VNĐ

DS CN Phước Lai 1.301.000.000 VNĐ

Để tạo thêm cơ sở nhằm đưa ra quyết định vận hành lưới điện Ông Nhiêu - Phước

Lai vận hành với cấu trúc nào ta giả thiết chi phí vận hành phát sinh do tổn thất C0 và

chi phí đền bù do sự cố buộc phải ngừng cung cấp điện đến khách hàng C1 là khác

nhau, giá đền bù lúc này sẽ gấp 3 lần giá điện. Ta thực hiện giải thuật và kết quả thu

được và được thể hiện trong bảng sau:

Bảng 3.7: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện

cho từng vị trí khóa mở trong mùa nắng. (C0 = 2.200 VNĐ, C1 = 6.600 VNĐ)

Chí phí vận hành và chi phí đền bù Vị trí khóa mở do ngừng cung cấp điện

LBS Phước Lai Ông Nhiêu 539.250.000 VNĐ

DS CN Ông Nhiêu 749.140.000 VNĐ

Recloser Ông Nhiêu 631.020.000 VNĐ

Recloser Phước Lai 1.308.900.000 VNĐ

DS CN Phước Lai 1.518.300.000 VNĐ

105

Đối với mùa mưa, lưới điện vận hành của 2 tuyến Ông Nhiêu và Phước Lai có

cường độ sự cố xảy ra trên các tuyến dây là khác nhau được thể hiện ở bảng 3.5 với

thời gian sửa chữa như nhau (tsc = 2 giờ), và mức độ quan trọng của các phụ tải là như

nhau. Bên cạnh đó, ta tiếp tục sử dụng giả thiết chi phí vận hành phát sinh do tổn thất

C0 và chi phí đền bù do sự cố buộc phải ngừng cung cấp điện đến khách hàng C1 là

bằng nhau và bằng 2.200 VNĐ

Kết quả về chi phí thu được sau khi thực hiện tái cấu hình lưới như sau:

Bảng 3.8: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện

cho từng vị trí khóa mở trong mùa mưa. (C0 = C1 = 2.200 VNĐ)

Chí phí vận hành và chi phí đền bù Vị trí khóa mở do ngừng cung cấp điện

LBS Phước Lai Ông Nhiêu 522.890.000 VNĐ

DS CN Ông Nhiêu 745.010.000 VNĐ

Recloser Ông Nhiêu 621.050.000 VNĐ

Recloser Phước Lai 1.276.800.000 VNĐ

DS CN Phước Lai 1.491.600.000 VNĐ

Do cường độ sự cố vào mùa mưa thường nhiều hơn mùa nắng nên chi phí đền bù

do việc ngừng cung cấp điện đến khách hàng chắc chắn sẽ lớn hơn rất nhiều và để đảm

bảo lưới điện vận hành ở trạng thái tốt nhất có thể trong mùa này, ta cần đánh giá thêm

về nhiều cấu trúc lưới mà ở những cấu trúc đó chi phí đền bù tính toán được sẽ là bé

nhất. Giả thiết đặt ra lúc này chi phí đền bù sẽ là 6.600 VNĐ, khi chi phí đền bù được

tăng cao đòi hỏi đường dây phải được vận hành ở trạng thái ổn định nhất để tránh ảnh

hưởng đến doanh thu của điện lực và quyền lợi của người sử dụng điện. Do đó ta sẽ

thực hiện tính toán sử dụng giải thuật GSA để tìm ra 1 cấu trúc lưới phù hợp nhất để

vận hành trong điều kiện cường độ sự cố nhiều.

Bảng 3.9: Bảng so sánh chi phí vận hành sau khi thực hiện tái cấu trúc lưới điện

cho từng vị trí khóa mở trong mùa nắng. (C0 = 2.200 VNĐ, C1 = 6.600 VNĐ)

106

Chí phí vận hành và chi phí đền bù Vị trí khóa mở do ngừng cung cấp điện

LBS Phước Lai Ông Nhiêu 918.920.000 VNĐ

DS CN Ông Nhiêu 1.262.000.000 VNĐ

Recloser Ông Nhiêu 1.068.200.000 VNĐ

Recloser Phước Lai 1.810.600.000 VNĐ

DS CN Phước Lai 2.090.200.000 VNĐ

107

Chương 4

KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT

4.1 Kết luận

Xuất phát từ đặc điểm của lưới điện phân phối thường có dạng mạch vòng nhưng

vận hành hình tia nhằm đảm bảo các chỉ tiêu về kỹ thuật và các chỉ tiêu về kinh tế.

Đồng thời nó cũng đảm bảo cung cấp điện cho nhiều loại phụ tải, sự thay đổi liên tục

của đồ thị phụ tải, và nhu cầu phát triển mở rộng của lưới điện.

Luận văn này tiếp cận bài toán tái cấu trúc lưới điện phân phối với mục tiêu giảm

chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện. Giải pháp tái cấu trúc lưới điện phân

phối để giảm chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện được giải quyết bởi

thuật toán tối ưu trọng trường Gravitational Search Algorithm – GSA. Phương pháp đề

xuất là giảm chi phí vận hành và chi phí ngừng cung cấp điện cung cấp điện bằng việc

thay đổi các khóa điện mở trong hệ thống điện. Mạng điện 1 nguồn 33 nút và cặp tuyến

dây Ông Nhiêu - Phước Lai được thu thập dữ liệu từ việc khảo sát thực tế trên địa bàn

Điện lực Thủ Thiêm trong 2 mùa nắng và mưa đã được sử dụng để thực hiện tính toán

chi phí vận hành và chi phí đền bù do sự cố buộc phải ngừng cung cấp điện trong một

khoảng thời gian xảy ra sự cố.

Kết quả mô phỏng lần lượt được thể hiện trong các bảng 3.6, 3.7, 3.8, 3.9 đều cho

kết luận rằng vị trí LBS Nối tuyến Ông Nhiêu – Phước Lai mở sẽ thỏa mãn được hàm

mục tiêu 3.30 đã được xây dựng trong chương 3. Từ đó ta có thể khẳng định rằng cặp

tuyến dây Ông Nhiêu và Phước Lai đang vận hành ở cấu trúc tối ưu nhất cho bài toán

chi phí vận hành và đền bù.

Qua việc tính toán mô phỏng ta nhận thấy rằng việc ảnh hưởng đến chi phí vận

hành và đền bù nhiều nhất chủ yếu xuất phát từ sự cố, điều này càng được thể hiện rõ

nét khi giá đền bù cho khách hàng cao gấp 3 lần giá bán điện. Tuy nhiên trong giai

đoạn hiện nay, những cơ chế đền bù chưa được quan tâm và chú trọng (tức C1 = 0

108

VNĐ), chính điều này sẽ ảnh hưởng đến chất lượng cung cấp điện và ảnh hưởng đến

hoạt động sản xuất kinh doanh của khách hàng.

Do chưa có cơ chế và hướng dẫn về việc triển khai mức giá đền bù phù hợp cho

khách hàng nên Điện lực nên áp dụng những phương pháp khác nhằm nâng cao độ tin

cậy cung cấp điện, giảm suất sự cố và thời gian sửa chữa, một số đề xuất như sau:

- Nâng cao chất lượng của thiết bị vận hành: Sử dụng các thiết bị có chất lượng

vận hành tốt (lưu ý: thiết bị cũ, vận hành lâu ngày hay thiết bị mới nhưng có chất lượng

thấp vẫn gây ra suất hư hỏng cao) và có tính tự động hóa cao. Lên kế hoạch và từng

bước thay thế các thiết bị có suất hư hỏng cao bằng các thiết bị mới và có suất hư hỏng

thấp.

- Thực hiện nâng cấp điện áp vận hành từ 15kV lên 22kV để giảm dòng ngắn

mạch trên đường dây cũng như giảm suất đầu tư cho các thiết bị đóng cắt có khả năng

chịu dòng ngắn mạch lớn.

- Thay thế các máy biến thế dạng mono thành các máy biến thế 3 pha.

- Phân tích phụ tải của các tuyến dây để thực hiện phân chia lại tải cho phù hợp,

tránh trường hợp bị mất cân bằng pha quá nhiều.

- Trong thiết kế, mua sắm, lắp đặt cần sử dụng các vật tư, thiết bị và áp dụng các

giải pháp phù hợp với điều kiện vận hành lưới điện nhằm giảm bớt các sự cố có tác

nhân từ bên ngoài.

- Sử dụng các thiết bị phù hợp với môi trường vận hành…. Trong giai đoạn

chuyển mùa thì định hướng các phát tuyến đi qua các khu công nghiệp có bụi bẫn

nhiều nên chúng ta phải lau chùi các trụ sứ, xây dựng hành lang bảo vệ phát tuyến.

- Lắp đặt các chống sét đường dây, mỏ phóng cho các đường dây đi qua các vùng

có mật độ sét lớn, suất sự cố do sét cao.

- Tăng cường công tác kiểm tra, bảo dưỡng đường dây, thiết bị vận hành trên lưới

để ngăn ngừa sự cố chủ quan.

109

- Trang bị đầy đủ phương tiện phục vụ cho công tác quản lý vận hành, bảo dưỡng

như xe thang, thiết bị kiểm tra phát nóng …

- Từng bước nâng cao chất lượng sửa chữa lưới điện bằng hình thức thi công hot-

line (sửa chữa khi lưới điện đang vận hành).

- Giảm đến mức tối thiểu khu vực mất điện bằng cách tăng số lượng lắp đặt thiết

bị phân đoạn. Từ đó có thể phân tích lại bài toán cực tiểu chi phí vận hành và đền bù để

đạt được cấu trúc lưới tối ưu hơn.

- Xây dựng hệ thống DAS (Distribution Automation System) để cô lập sự cố và

tái lập nguồn nhanh cho khu vực mất điện.

- Xác định nhanh điểm sự cố bằng các thiết bị chuyên dùng để dò điểm sự cố như

thiết bị chỉ thị sự cố (Fault indicator).

- Trang bị các thiết bị chuyên dùng để xử lý sự cố.

- Tăng cường công tác bồi dưỡng, huấn luyện nhân viên vận hành về trình độ và

kỹ năng xử lý sự cố.

4.2 Những hạn chế và đề xuất phát triển của đề tài

4.2.1 Những hạn chế

Mặc dù rất cố gắng, nhưng do thời gian cũng như kiến thức còn hạn hẹp dẫn đến

đề tài có những hạn chế sau:

- Chưa viết chương trình tính toán của giải thuật vào lưới điện phân phối thực tế

có nhiều nút tải, nhiều nguồn cung cấp và cấu trúc phức tạp hơn.

- Cường độ hỏng hóc của các phần tử trong lưới điện là giả thuyết không thay đổi

theo thời gian.

- Chưa xét đến thời gian chuyển tải của phụ tải từ nguồn cung cấp này đến nguồn

cung cấp khác.

- Lưới điện của hệ thống giả thuyết là trên tất cả các nhánh điện đều có đặt các

thiết bị bảo vệ phân đoạn, điều này làm tăng chi phí đầu tư ban đầu.

- Không xét đến các yếu tố tác động của môi trường vào lưới điện.

110

4.2.2 Đề xuất hướng phát triển của đề tài

Từ những hạn chế của đề tải, sau đây tôi xin đề xuất các hướng phát triển thêm

của đề tài.

- Xem xét giải quyết bài toán có sự tác động của môi trường đến độ tin cậy cung

cấp điện cho lưới điện phân phối và độ tin cậy cung cấp điện của các phần tử trong hệ

thống.

- Giảm thiết bị bảo vệ trên lưới điện nhưng vẫn đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện

chi phí ngừng cung cấp điện là bé nhất cho hệ thống.

- Sử dụng giải thuật khác để rút ngắn thời gian và không gian tìm kiếm.

- Gắn thêm nguồn phát phân tán vào lưới điện để giảm chi phí vận hành và chi

phí ngừng cung cấp điện.

111

TÀI LIỆU THAM KHẢO

Tiếng Việt

[1]. Sách “Truyền tải và Phân phối Hệ Thống Điện” của tác giả Hồ Văn Hiến, Nhà

Xuất Bản Đại Học Quốc Gia Tp. Hồ Chí Minh.

[2]. Sách “Đánh giá độ tin cậy trong hệ thống điện” của tác giả PGS.TS. Nguyễn

Hoàng Việt, Nhà Xuất Bản Đại Học Quốc Gia TP. Hồ Chí Minh.

[3]. Sách “Các giải thuật tái cấu hình lưới điện phân phối” xuất bản năm 2014 của

tác giả TS. Trương Việt Anh, Nhà Xuất Bản Đại Học Quốc Gia TP. Hồ Chí Minh.

[4]. Trương Quang Đăng Khoa, Phan Thị Thanh Bình, Nguyễn Minh Hiếu “Tái

cấu trúc lưới phân phối 3 pha để giảm tổn thất điện năng bằng các giải thuật meta –

heuristic” Tạp chí phát triển KH&CN, Tập 10, số 02 – 2007

Tiếng Anh

[5]. Merlin A. and Back H , "Search for a Minimal-Loss Operating Spaning Tree

Configuration in Urban Power Distribution Systems", Proc. Of. 5th Power System

Comp. Con., Cambridge, U.K., Sept. 1-5, 1975.

[6]. Shirmohammadi, D. and H. W. Hong, “Reconfiguration of Electric

Distribution for Resistive Line Loss Reduction”, IEEE Transactions on Power

Delivery, 4-2, April 1989. pp. 1492-1498.

[7]. Civanlar, S., J. J. Grainger, Y. Yin and S. S. Lee, “Distribution Feeder

Reconfiguration for Loss Reduction”, IEEE Transactions on Power Delivery, 3-3, July

1988, pp. 1217-1223.

[8]. Broadwater, R. P., P. A. Dolloff, T. L. Herdman, R. Karamikhova and A.

Sargent, “Minimum Loss Optimization in Distribution Systems: Discrete Ascent

Optimal Programming”, Electric Power Systems Research, vol. 36, 1996, pp. 113-121.

[9]. R. Srinivasa Rao, S.V.L. Narasimham, M. Ramalingaraju ” Optimization of

Distribution Network Configuration for Loss Reduction Using Artificial Bee Colony

Algorithm” Word Academy of Science, engineering and technology, 45 2008

112

[10]. Esmat Rashedi, Hossein Nezamabadi-pour, Saeid Saryazdi “GSA: A

Gravitational Search Algorithm” Information Sciences 179 (2009) 2232–2248

[11]. IEEE Std 1366 – 2003, IEEE Guide for Electric Power Distribution Reliability

Indices, Transmission and Distribution Committee, IEEE Power & Energy Society,

USA, 2004.

[12]. S. Chaitusaney,Student Member, IEEE, and A. Yokoyama, Member, IEEE,

“Reliability Analysis of Distribution System with Distributed Generation Considering

Loss of Protection Coordination”, 9th International Conference on Probabilistic

Methods Applied to Power Systems KTH, Stockholm, Sweden – June 11-15, 2006

[13]. A. Skoonpong and S. Sirisumrannukul, “Network Reconfiguration for

Reliability Worth Enhancement in Distribution System by Simulated Annealing”

Department of Electrical Engineering, Faculty of Engineering King Mongkut’s

University ofTechnology North Bangkok - Thailand.

[14]. Ali. A. Chowdhury, Senior Member, IEEE, and Don O. Koval, Fellow, IEEE,

“Current Practices and Customer Value-Based Distribution System Reliability

Planning” IEEE Transactions on industry applications, vol. 40, no. 5,

september/october 2004.

[15]. Richard E. Brown, “Distribution Reliability Assessment and Reconfiguration

Optimization”, IEEE Transactions on Power Systems, pp. 994-999, Sep. 2001.

[16]. A. A. Chowdhury, Senior Member, IEEE, and Don O. Koval, Fellow,

IEEE, “Application of Customer Interruption Costs in Transmission Network

Reliability Planning,” IEEE on Industry Application, Vol. 37, No. 6, pp.1590-1596,

November / December 2001.

[17]. Abdullah M. Alshehr, “Optimal Reconfiguration of Distribution Networks

Using Ant Colony Method” King Saud University College of Engineering Electrical

Engineering Department – 2007.

113

[18]. “Modern Heuristic Optimization Techniques Theory and applycation to Power

systems”, Kwang Y. Lee and Mohamed A. El-Sharkawi – 2008.

[19]. J.Z. Zhu, “Optimal reconfiguration of electrical distribution network using the

refined genetic algorithm”, Alstom ESCA Corporation, 11120 NE 33rd Place,

Bellevue, WA 98004, USA. Electric Power Systems Research 62 (2002) 37 – 42.

[20]. “Particle Swarm Optimization”, Aleksandar Lazinica, – 2009.

[21]. “Reliability Evaluation of PowerSystems”, RoyBillinton Universityof

Saskatchewan College of Engineering. Saskatoon,Saskatchewan, Canada and

RonaldN.Allan University of Manchester Institute of Science and Technology

Manchester, England.

[22]. Gianni Celli, Emilio Ghiani∗, Fabrizio Pilo, Gian Giuseppe Soma

“Reliability assessment in smart distribution networks”, Department of Electrical

& Electronic Engineering – University of Cagliari, Piazza d’Armi, 09123 Cagliari,

Italy.

[23]. R.M. Vitorino a,c,*, H.M. Jorgebc, L.P. Neves a,c, “Loss and reliability

optimization for power distribution system operation”,Electric Power Systems

Research 96(2013)177 – 84.

Luận văn Thạc sĩ Kỹ thuật điện: Nghiên cứu và ứng dụng giải thuật tối ưu trọng trường GSA để tái cấu trúc lưới điện Tp.HCM có xét đến độ tin cậy cung cấp điện

---------------------------

LÊ DUY PHÚC

NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG GIẢI THUẬT

TỐI ƯU TRỌNG TRƯỜNG GSA ĐỂ TÁI

CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP.HCM

CÓ XÉT ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

---------------------------

LÊ DUY PHÚC

NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG GIẢI THUẬT

TỐI ƯU TRỌNG TRƯỜNG GSA ĐỂ TÁI

CẤU TRÚC LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP.HCM

CÓ XÉT ĐẾN ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN

LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS. TS. Trương Việt Anh

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

LỜI CAM ĐOAN

LỜI CÁM ƠN

TÓM TẮT

ABSTRACT

MỤC LỤC

DANH SÁCH CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DANH SÁCH CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH

Chương 1

GIỚI THIỆU LUẬN VĂN

Chương 2

TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TPHCM

Chương 3

THUẬT TOÁN ĐỀ NGHỊ VÀ KIỂM TRA THỰC TẾ

TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THUỘC PHẠM VI

QUẢN LÝ CỦA ĐIỆN LỰC THỦ THIÊM

Biểu đồ hệ số phụ tải tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu

Biểu đồ hệ số phụ tải tuyến Phước Lai và Ông Nhiêu

Chương 4

KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT

Có thể bạn quan tâm

Tài liêu mới

AI tóm tắt

Giới thiệu tài liệu

Đối tượng sử dụng

Từ khoá chính

Nội dung tóm tắt

Giới thiệu

Về chúng tôi

Việc làm

Quảng cáo

Liên hệ

Chính sách

Thoả thuận sử dụng

Chính sách bảo mật

Chính sách hoàn tiền

DMCA

Hỗ trợ

Hướng dẫn sử dụng

Đăng ký tài khoản VIP

093 303 0098

support@tailieu.vn

Phương thức thanh toán

Theo dõi chúng tôi

Facebook

Youtube

TikTok