ĐẠI HỌC THÁ I NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CƠNG NGHIỆP PHẠM THỊ VƯƠNG TÍNH TỐN PHÂN TÍCH ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU QUẢ CỦA CÁC THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số:60520202 LUẬN VĂN THẠC SỸ KỸ THUẬT Thái Nguyên - 2014 Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan vấn đề trình bày luận văn nghiên cứu riêng cá nhân tơi, có tham khảo số tài liệu Các số liệu kết nghiên cứu nêu luận văn trung thực chưa công bố luận văn khác Tôi xin hồn tồn chịu trách nhiệm có sử dụng lại kết người khác Thái Nguyên, Ngày 20 tháng 05 năm 2014 Học viên Phạm Thị Vương Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ Luận văn thạc sĩ kỹ thuật i MỤC LỤC Trang TRANG PHỤ BÌA…………………………………………………………… LỜI CAM ĐOAN MỤC LỤC i DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU v DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU vi DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ vii MỞ ĐẦU 1.Mục đích nghiên cứu lý chọn đề tài Đối tượng nghiên cứu phạm vi áp dụng 2.1 Đối tượng nghiên cứu 2.2 Phạm vi áp dụng 2.3 Áp dụng cụ thể Ý nghĩa khoa học tính thực tiễn đề tài 3.1 Ý nghĩa khoa học đề tài 3.2 Tính thực tiễn đề tài Phương pháp nghiên cứu Cấu trúc luận văn Chương TỔNG QUAN CÁC CHỈ TIÊU TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NÓI CHUNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN NÓI RIÊNG 1.1 Khái niệm chung độ tin cậy hệ thống điện 1.1.1 Hệ thống điện phần tử Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ 1.1.2 Độ tin cậy phần tử hệ thống cung cấp điện 1.1.3 Các tiêu đánh giá độ tin cậy hệ thống cung cấp điện 1.2 Các biện pháp nâng cao độ tin cậy hệ thống cung cấp điện 1.2.1 Đặc điểm hệ thống điện mặt độ tin cậy 1.2.2 Các biện pháp chung nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 1.2.3 Các biện pháp thực để nâng cao độ tin cậy hệ thống điện 1.2.4 Nghiên cứu biện pháp nâng cao ĐTC CCĐ phạm vi luận văn 11 1.3 Tổng quan phương pháp tính tốn độ tin cậy cung cấp điện 11 1.3.1 Phương pháp không gian trạng thái 11 1.3.2 Phương pháp mô Monte - Carlo 11 1.3.3 Phương pháp đồ thị - giải tích 12 1.3.4 Phương pháp hỏng hóc 12 Chương PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA TỪNG NÚT PHỤ TẢI 14 2.1 Đặt vấn đề 14 2.2 Mơ hình tốn sở phương pháp tính 15 2.2.1 Mơ tả tốn 15 2.2.2 Mơ hình nguồn phụ tải 15 2.2.3 Mơ hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC 17 2.2.4 Các ma trận cấu trúc 18 2.2.4.1 Ma trận liên hệ khu vực F (nxn) 18 2.2.4.2 Ma trận đường nối D(nxn) 18 2.2.4.3 Ma trận liên hệ nguồn S với khu vực có khu vực bị cố As(nxn) 19 2.2.4.4 Ma trận ảnh hưởng thiết bị phân đoạn C(i, j) Rpd(i, j) 19 Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ 2.3 Tính toán độ tin cậy cung cấp điện 21 2.3.1 Lưới điện hình tia khơng có nguồn dự phòng 21 2.3.2 Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng 22 2.4 Ví dụ ứng dụng tính tốn độ tin cậy cung cấp điện 24 2.4.1 Sơ đồ số liệu ban đầu 24 2.4.2 Tính tốn độ tin cậy xét với điều kiện khác 27 2.4.2.1 Tính tốn ĐTC khơng xét tới nguồn dự phòng 27 2.4.2.2 Tính tốn ĐTC có xét tới nguồn dự phòng 31 2.5 Kết luận chương 33 Chương TÍNH TỐN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO CÁC PHỤ TẢI THUỘC LỘ 372 E6.8 THÁI NGUYÊN 35 3.1 Đặc điểm tự nhiên, kinh tế xã hội 35 3.1.1 Đặc điểm tự nhiên: 35 3.1.2 Đặc điểm kinh tế xã hội 35 3.2 Đặc điểm lưới điện tỉnh Thái Nguyên 35 3.2.1 Đường dây 110kV: 35 3.2.2 Trạm 110kV 37 3.2.3 Lưới trung áp: 38 3.3 Giới thiệu số chương trình tính tốn chế độ xác lập 41 3.3.1 Phần mềm PSS/ADEPT 41 3.3.2 Phần mềm PSS/E ( Power Sytem Simulato for Engineering) 41 3.3.3 Phần mềm CONUS: 42 3.3.4 Ứng dụng phần mềm CONUS tính tốn chế độ xác lập lộ 372E6.8 43 3.3.4.1 Cơ sở tính tốn 43 Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ 3.3.4.2 Các số liệu ban đầu (nhập vào chương trình CONUS) 43 3.3.4.3.Kết tính tốn 51 3.4 Ứng dụng phương pháp đồ thị giải tích tính tốn độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải thuộc xuất tuyến 372E6.8 54 3.4.1 Cơ sở phương pháp 54 3.4.2.Các số liệu tính tốn khác 57 3.4.3 Tính tốn độ tin cậy xét với điều kiện khác 57 3.5 Nghiên cứu ảnh hưởng lựa chọn vị trí đặt TBPĐ 70 3.5.1 Đặt vấn đề 70 3.5.2.Các số liệu tính tốn 70 3.5.3 Tính tốn độ tin cậy xét với điều kiện khác 73 3.6 Kết luận chương 85 KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ TÀI LIỆU THAM KHẢO Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU CCĐ DCL : Cung cấp điện DCLTĐ : Dao cách ly ĐDSCA : Dao cách ly tự động ĐTC : Đường dây siêu cao áp ĐTCCCĐ : Độ tin cậy HTĐ : Độ tin cậy cung cấp điện HTCCĐ : Hệ thống điện LĐPP : Hệ thống cung cấp điện MC : Lưới điện phân phối NMĐ : Máy cắt TBA : Nhà máy điện TBĐC : Trạm biến áp TBPĐ : Thiết bị đóng cắt : Thiết bị phân đoạn Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Bảng 2.1 Các mức phụ tải, thời gian xuất mức phụ tải 27 Bảng 2.2 Tổng hợp kết tính tốn ĐTC cho khu vực HTCCĐ 31 Bảng 2.3 Tổng hợp kết tính tốn ĐTC cho khu vực HTCCĐ 33 Bảng 3.1: Số liệu nút phụ tải 43 Bảng 3.2: Số liệu nhánh 46 Bảng 3.3: Số liệu máy biến áp 49 Bảng 3.4 Điện áp nút lưới 35 kV 51 Bảng 3.5 Điện áp nút hạ áp 0,4 kV 52 Bảng 3.6.Thống kê dòng điện tính tốn nhánh 53 Bảng 3.7: Các mức phụ tải, thời gian xuất mức phụ tải 56 Bảng 3.8 Tổng hợp kết tính tốn ĐTC 68 Bảng 3.9 : Các mức phụ tải, thời gian xuất mức phụ tải 72 Bảng 3.10 Tổng hợp kết tính tốn ĐTC 84 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ VÀ ĐỒ THỊ Hình 2.1.Nguồn dự phòng lưới điện phân phối 14 Hình 2.2 Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu 15 Hình 2.3 Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian 16 Hình 2.4 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực 17 Hình 2.5 Sơ đồ HTCCĐ hình tia 21 Hình 2.6 Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng .23 Hình 2.7 Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực 25 Hình 2.8: Biểu đồ phụ tải khu vực tính tốn 26 Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý lộ 372E6.8 40 Hình 3.2 Nhập số liệu nút 45 Hình 3.3 Nhập số liệu nhánh .48 Hình 3.4 Nhập số liệu cho máy biến áp .50 Hình 3.5: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực .55 Hình 3.6 Biểu đồ phụ tải khu vực tính tốn 55 Hình 3.7: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực .70 Hình 3.8 Biểu đồ phụ tải khu vực tính tốn 71 MỞ ĐẦU 1.Mục đích nghiên cứu lý chọn đề tài Trong giai đoạn cơng nghiệp hóa đại hố đất nước ta nay, nhu cầu điện tất lĩnh vực công nghiệp, dịch vụ, sinh hoạt, nông nghiệp ln ln khơng ngừng tăng lên ngày đóng vai trò khơng thể thiếu nên kinh tế quốc dân Nền kinh tế quốc dân ngày phát triển, tốc độ cơng nghiệp hóa tăng nhanh, ngày đòi hỏi nhiều lượng điện Điều đặt cho hệ thống cung cấp nhiệm vụ khó khăn vừa phải thỏa mãn lượng điện tiêu thụ, vừa phải đảm bảo tiêu chuẩn chất lượng điện pháp định độ tin cậy hợp lý Đó nhiệm vụ khó khăn, việc nâng cao độ tin cậy lưới cung cấp điện có ảnh hưởng đáng kể đến chất lượng điện tiêu kinh tế toàn hệ thống cung cấp điện Độ tin cậy cung cấp điện (ĐTC CCĐ) tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện Nếu tiêu điện áp, tần số đảm bảo điện không cung cấp liên tục khơng khơng đưa lại hiệu kinh tế mà gây thiệt hại, ảnh hướng lớn đến hoạt động an sinh xã hội Chính ngành điện cần phải có phương pháp tính tốn thích hợp để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện Với đề tài: “Tính tốn phân tích độ tin cậy hệ thống cung cấp điện đánh giá hiệu thiết bị phân đoạn ” luận văn mong muốn đóng góp phần nhỏ tìm tòi nghiên cứu vào việc tính tốn đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, nhằm đảm bảo yêu cầu sử dụng điện tin cậy cho hộ tiêu thụ điện Đối tượng nghiên cứu phạm vi áp dụng 2.1 Đối tượng nghiên cứu Nghiên cứu lưới điện phân phối (LĐPP) có sơ đồ phức tạp (hình tia, lưới kín vận hành hở), xét đến nguồn dự phòng, phương tiện đóng cắt tự động loại trừ cố Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ DCLTĐ.;ma trận As ma trận liên hệ nguồn S vơi khu vực có khu vực bị cố Ma trận thời gian xử lí cố thiết bị phân đoạn DCL thể qua ma trận Rpd1 (đơn vị h/lần): r rpd12 pd 13 r pd 14 00 rpd 23 r pd 24 Rpd1= 0 r pd 34 00 rpd 43 00 rpd 53 r pd 54 r pd 15 r pd 25 r pd 35 r pd 45 02222 00222 = 00022 00202 00220 Áp dụng công thức (2.4) đến (2.8) để tính thời gian ngừng cung cấp điện, điện ngừng cung cấp cho khu vực, HTCCĐ cố Cộng thêm thời gian điện ngừng công tác ta thời gian điện tổng cộng Trước hết ta tính cường độ hỏng hóc λ cho khu vực: λ1 = λ0.L1 = (4/100).2,35≈ 0,094 lần/năm; λ2 = λ0.L2 = (4/100).13,04 ≈ 0,522 lần/năm; λ3 = λ0.L3 = (4/100).8,47 ≈ 0,339 lần/năm; λ4 = λ0.L4 = (4/100).4,82 ≈ 0,193 lần/năm; λ5 = λ0.L5= (4/100).15,11 ≈ 0,604 lần/năm A Trường hợp thiết bị phân đoạn Dao cách ly: - Khi hỏng hóc khu vực 1: Máy cắt xuất tuyến nhảy, cắt toàn lưới điện phân phối Các khu vực 2, 3,4,5 điện thời gian sửa chữa hỏng hóc khu vực Thời gian ngừng cung cấp điện khu vực cố khu vực sau: Tmđ11 = {Rpd(1,1)+[1-As(1,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ21 = {Rpd(2,1)+[1-As(2,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ31 = {Rpd(3,1)+[1-As(3,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ41 = {Rpd(4,1)+[1-As(4,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ51 = {Rpd(5,1)+[1-As(5,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Khi ngừng điện công tác khu vực tất các khu vực điện (As(i,1) 0), cần cộng thêm thời gian điện cho khu vực i: TCT1i = [1-As(i,1)].λCT.rCT + As(i,1) λCT.rCL= x x = 12 h/năm Ở đây, rCT thời gian lần ngừng công tác, r CL thời gian phụ thêm phải thao tác đóng cắt DCL (bằng máy cắt hay DCL tự động) Khi khu vực i không bị ảnh hưởng ngừng công tác khu vực (nghĩa A(i,1) = 1) bị thời gian thao tác DCL để cách li khu vực sửa chữa rCL) - Khi hỏng hóc khu vực 2: Khu vực điện tạm thời thời gian thao tác cách ly cố khu vực Khu vực 2,3,4,5 điện thời gian sửa chữa hỏng hóc khu vực Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Thời gian ngừng cung cấp điện khu vực cố khu vực sau: Tmđ12 = {Rpd(1,2)+[1-As(1,2)]r2}λ2 = [2+(1-1).12].0,522 = 1,044 h/năm Tmđ22 = {Rpd(2,2)+[1-As(2,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Tmđ32 = {Rpd(3,2)+[1-As(3,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Tmđ42 = {Rpd(4,2)+[1-As(4,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Tmđ52 = {Rpd(5,2)+[1-As(5,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT12 = [1-As(1,2)].λCT.rCT + As(1,2) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT22 = [1-As(2,2)].λCT.rCT + As(2,2) λCT.rCL = x x = 12 h/năm TCT32 = [1-As(3,2)].λCT.rCT + As(3,2) λCT.rCL = x x = 12 h/năm TCT42 = [1-As(4,2)].λCT.rCT + As(4,2) λCT.rCL = x x = 12 h/năm TCT52 = [1-As(5,2)].λCT.rCT + As(5,2) λCT.rCL = x x = 12 h/năm - Khi hỏng hóc khu vực 3: Kkhu vực 1, 2,4,5 điện thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, khu vực bị điện suốt thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Tmđ13 = {Rpd(1,3)+[1-As(1,3)]r3}λ3 = [2+(1-1).12].0,339 = 0,678 h/năm Tmđ23 = {Rpd(2,3)+[1-As(2,3)]r3}λ3 = [2+(1-1).12] 0,339 = 0,678 h/năm Tmđ33 = {Rpd(3,3)+[1-As(3,3)]r3}λ3 = [0+(1-0).12] 0,339 = 4,068 h/năm Tmđ43 = {Rpd(4,3)+[1-As(4,3)]r3}λ3 = [2+(1-1).12] 0,339 = 0,678 h/năm Tmđ53 = {Rpd(5,3)+[1-As(5,3)]r3}λ3 = [2+(1-1).12] 0,339 = 0,678 h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT13 = [1-As(1,3)].λCT.rCT+ As(1,3) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT23 = [1-As(2,3)].λCT.rCT+ As(2,3) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT33 = [1-As(3,3)].λCT.rCT+ As(3,3) λCT.rCL = x x = 12 h/năm TCT43 = [1-As(4,3)].λCT.rCT+ As(4,3) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT53= [1-As(5,3)].λCT.rCT+ As(5,3) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm - Khi hỏng hóc khu vực 4: Khu vực 1, 2,3,5 điện thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, khu vực bị điện suốt thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Tmđ14 = {Rpd(1,4)+[1-As(1,4)]r4}λ4 = [2+(1-1).12].0,193 = 0,386 h/năm Tmđ24 = {Rpd(2,4)+[1-As(2,4)]r4}λ4 = [2+(1-1).12] 0,193 = 0,386 h/năm Tmđ34 = {Rpd(3,4)+[1-As(3,4)]r4}λ4 = [2+(1-1).12] 0,193 = 0,386 h/năm Tmđ44 = {Rpd(4,4)+[1-As(4,4)]r4}λ4 = [0+(1-0).12] 0,193 = 2,316 h/năm Tmđ54 = {Rpd(5,4)+[1-As(5,4)]r4}λ4 = [2+(1-1).12] 0,193 = 0,386h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT14 = [1-As(1,4)].λCT.rCT + As(1,4) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT24 = [1-As(2,4)].λCT.rCT + As(2,4) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT34 = [1-As(3,4)].λCT.rCT + As(3,4) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT44 = [1-As(4,4)].λCT.rCT + As(4,4) λCT.rCL = x x = 12 h/năm TCT54 = [1-As(5,4)].λCT.rCT + As(5,4) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm - Khi hỏng hóc khu vực 5: Khu vực 1, 2, 3, điện thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, khu vực bị điện suốt thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Tmđ15 = {Rpd(1,5)+[1-As(1,5)]r5}λ5 = [2+(1-1).12].0,604 = 1,208 h/năm Tmđ25 = {Rpd(2,5)+[1-As(2,5)]r5}λ5 = [2+(1-1).12] 0,604= 1,208 h/năm Tmđ35 = {Rpd(3,5)+[1-As(3,5)]r5}λ5 = [2+(1-1).12] 0,604= 1,208 h/năm Tmđ45 = {Rpd(4,5)+[1-As(4,5)]r5}λ5 = [2+(1-1).12] 0,604= 1,208 h/năm Tmđ55 = {Rpd(5,5)+[1-As(5,5)]r5}λ5 = [0+(1-0).12] 0,604= 7,248 h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT15 = [1-As(1,5)].λCT.rCT+ As(1,5) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT25 = [1-As(2,5)].λCT.rCT+ As(2,5) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT35 = [1-As(3,5)].λCT.rCT+ As(3,5) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT45 = [1-As(4,5)].λCT.rCT+ As(4,5) λCT.rCL = x 0,5 = h/năm TCT55 = [1-As(5,5)].λCT.rCT+ As(5,5) λCT.rCL = x x = 12 h/năm - Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 1: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ1=Tmđ11+Tmđ12+Tmđ13+Tmđ14+Tmđ15+TCT11+TCT12+TCT13+TCT14+TCT15=28,444h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 1, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ1 với αtb1 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb1 =(0,27 + 0,42.3 +0,5.5 +0,3.8)/24 = 0,35 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 0,35 MW Do đó: Emđ = 28,444 h/năm x 0,35 MW = 9,955 MWh/năm -Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 2: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ2=Tmđ21+Tmđ22+Tmđ23+Tmđ24+Tmđ25+TCT21+TCT22+TCT23+TCT24+TCT25=42,664h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 2, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ2 với αtb2 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb2 =(0,75 +1,2.7 + 1,5.4+ 0,9.10)/24 = 1,068 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 1,068 MW Do đó: Emđ = 42,664 h/năm x 1,068 MW = 45,565 MWh/năm -Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 3: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ3=Tmđ31+Tmđ32+Tmđ33+Tmđ34+Tmđ35+TCT31+TCT32+TCT33+TCT34+TCT35=55,054h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 3, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ3 với αtb3 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb3 =(1,4 + 2,12.3 + 2,4.5 + 1,7.8)/24 = 1,798 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 1,798 MW Do đó: Emđ = 55,054 h/năm x 1,798 MW = 98,987 MWh/năm - Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 4: Tổng hợp ngun nhân điện ta có: Tmđ4=Tmđ41+Tmđ42+Tmđ43+Tmđ44+Tmđ45+TCT41+TCT42+TCT43+TCT44+TCT45=53,594h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 4, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ4 với αtb4 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb4 =(0,6 3+ 0,8.4 +1.4 + 0,8.13)/24 = 0,808 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 0,34 MW Do đó: Emđ = 53,594 h/năm x 0,808 MW = 43,303 MWh/năm - Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 5: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ5=Tmđ51+Tmđ52+Tmđ53+Tmđ54+Tmđ55+TCT51+TCT52+TCT53+TCT54+TCT55=57,704h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 3, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ5 với αtb5 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb5 =(0,5 + 0,7.3 + 1.6 + 0,75.9)/24 = 0,7 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 0,7 MW Do đó: Emđ = 57,704 h/năm x 0,7 MW = 40,392MWh/năm B Trường hợp thiết bị phân đoạn Máy Cắt: Ta tính theo công thức Tuy nhiên, cần sử dụng ma trận C 2, tương ứng với phần tử ma trận R pd - Khi hỏng hóc khu vực 1: Máy cắt xuất tuyến nhảy, cắt toàn lưới điện phân phối Các khu vực 2, 3,4,5 điện thời gian sửa chữa hỏng hóc khu vực Thời gian ngừng cung cấp điện khu vực cố khu vực sau: Tmđ11 = {Rpd(1,1)+[1-As(1,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ21 = {Rpd(2,1)+[1-As(2,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ31 = {Rpd(3,1)+[1-As(3,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ41 = {Rpd(4,1)+[1-As(4,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Tmđ51 = {Rpd(5,1)+[1-As(5,1)]r1}λ1 = [0+(1-0).12].0,094 = 1,128 h/năm Khi ngừng điện công tác khu vực tất các khu vực điện (As(i,1) 0), cần cộng thêm thời gian đ iện cho khu vực i: TCTi1 = [1-As(i,1)].λCT.rCT+As(i,1) λCT.rCL=[1-0].6 + 6.0= x x = 12 h/năm Ở đây, rCT thời gian lần ngừng công tác, r CL thời gian phụ thêm phải thao tác đóng cắt DCL (bằng máy cắt y DCL tự động) Khi khu vực i không bị ảnh hưởng ngừng công tác khu vực (nghĩa A(i,1) = 1) bị thời gian thao tác DCL để cách li khu vực sửa chữa rCL) - Khi hỏng hóc khu vực 2: Khu vực điện tạm thời thời gian thao tác cách ly cố khu vực Khu vực 2,3,4,5 điện thời gian sửa chữa hỏng hóc khu vực Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Thời gian ngừng cung cấp điện khu vực cố khu vực sau: Tmđ12 = {Rpd(1,2)+[1-As(1,2)]r2}λ2 = [0+(1-1).12].0,522 = h/năm Tmđ22 = {Rpd(2,2)+[1-As(2,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Tmđ32 = {Rpd(3,2)+[1-As(3,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Tmđ42 = {Rpd(4,2)+[1-As(4,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Tmđ52 = {Rpd(5,2)+[1-As(5,2)]r2}λ2 = [0+(1-0).12] 0,522 = 6,264 h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT12 = [1-As(1,2)].λCT.rCT + As(1,2) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT22 = [1-As(2,2)].λCT.rCT + As(2,2) λCT.rCL = [1-0].6 + 0.6.0 = 12 h/năm TCT32 = [1-As(3,2)].λCT.rCT + As(3,2) λCT.rCL = [1-0].6.2 + 0.6.0 = 12 h/năm TCT42 = [1-As(4,2)].λCT.rCT + As(4,2) λCT.rCL = [1-0].6 + 0.6.0 = 12 h/năm TCT52 = [1-As (5,2)].λCT.rCT + As(5,2) λCT.rCL = [1-0].6 + 0.6.0 = 12 h/năm - Khi hỏng hóc khu vực 3: Khu vực 1, 2,4,5 điện thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, khu vực bị điện suốt thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Tmđ13 = {Rpd(1,3)+[1-As(1,3)]r3}λ3 = [0+(1-1).12].0,339 = h/năm Tmđ23 = {Rpd(2,3)+[1-As(2,3)]r3}λ3 = [0+(1-1).12] 0,339 = h/năm Tmđ33 = {Rpd(3,3)+[1-As(3,3)]r3}λ3 = [0+(1-0).12] 0,339 = 4,068 h/năm Tmđ43 = {Rpd(4,3)+[1-As(4,3)]r3}λ3 = [0+(1-1).12] 0,339 = h/năm Tmđ53 = {Rpd(5,3)+[1-As(5,3)]r3}λ3 = [0+(1-1).12] 0,339 = h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT13 = [1-As(1,3)].λCT.rCT+ As(1,3) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT23 = [1-As(2,3)].λCT.rCT+ As(2,3) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT33 = [1-As(3,3)].λCT.rCT+ As(3,3) λCT.rCL = [1-0].6 + 0.6.0 = 12 h/năm TCT43 = [1-As(4,3)].λCT.rCT+ As(4,3) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT53 = [1-As(5,3)].λCT.rCT+ As(5,3) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm - Khi hỏng hóc khu vực 4: Khu vực 1, 2, 3, điện thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, khu vực bị điện suốt thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Tmđ14 = {Rpd(1,4)+[1-As(1,4)]r4}λ4 = [0+(1-1).12].0,193 = h/năm Tmđ24 = {Rpd(2,4)+[1-As(2,4)]r4}λ4 = [0+(1-1).12] 0,193 = h/năm Tmđ34 = {Rpd(3,4)+[1-As(3,4)]r4}λ4 = [0+(1-1).12] 0,193 = h/năm Tmđ44 = {Rpd(4,4)+[1-As(4,4)]r4}λ4 = [0+(1-0).12] 0,193 = 2,316 h/năm Tmđ54 = {Rpd(5,4)+[1-As(5,4)]r4}λ4 = [0+(1-1).12] 0,193 = h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT14 = [1-As(1,4)].λCT.rCT + As(1,4) λCT.rC = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT24 = [1-As(2,4)].λCT.rCT + As(2,4) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT34 = [1-As(3,4)].λCT.rCT + As(3,4) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT44 = [1-As(4,4)].λCT.rCT + As(4,4) λCT.rCL = [1-0].6 + 0.6.0 = 12 h/năm TCT54 = [1-As(5,4)].λCT.rCT + As(5,4) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm - Khi hỏng hóc khu vực 5: Khu vực 1, 2, 3, điện thời gian thao tác thiết bị phân đoạn, khu vực bị điện suốt thời gian sửa chữa hỏng hóc Ta có thời gian ngừng cung cấp điện sửa chữa ngừng công tác khu vực khu vực bị cố: Tmđ15 = {Rpd(1,5)+[1-As(1,5)]r5}λ5 = [0+(1-1).12].0,604 = h/năm Tmđ25 = {Rpd(2,5)+[1-As(2,5)]r5}λ5 = [0+(1-1).12] 0,604 = h/năm Tmđ35 = {Rpd(3,5)+[1-As(3,5)]r5}λ5 = [0+(1-1).12] 0,604 = h/năm Tmđ45 = {Rpd(4,5)+[1-As(4,5)]r5}λ5 = [0+(1-1).12] 0,604 = h/năm Tmđ55 = {Rpd(5,5)+[1-As(5,5)]r5}λ5 = [0+(1-0).12] 0,604 = 7,248 h/năm Thời gian ngừng điện công tác khu vực ảnh hưởng đến khu vực: TCT15 = [1-As(1,5)].λCT.rCT+ As(1,5) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT25 = [1-As(2,5)].λCT.rCT+ As(2,5) λCT.rC = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT35 = [1-As(3,5)].λCT.rCT+ As(3,5) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT45 = [1-As(4,5)].λCT.rCT+ As(4,5) λCT.rCL = [1-1].6 + 1.6.0 = h/năm TCT55 = [1-As(5,5)].λCT.rCT+ As(5,5) λCT = [1-0].6 + 0.6.0 = 12 h/năm - Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 1: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ1=Tmđ11+Tmđ12+Tmđ13+Tmđ14+Tmđ15+TCT11+TCT12+TCT13+TCT14+TCT15=13,128h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 1, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ1 với αtb1 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb1 =(0,27 + 0,42.3 +0,5.5 +0,3.8)/24 = 0,35 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 0,35 MW Do đó: Emđ = 13,128 h/năm x 0,35 MW = 4,594MWh/năm - Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 2: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ2=Tmđ21+Tmđ22+Tmđ23+Tmđ24+Tmđ25+TCT21+TCT22+TCT23+TCT24+TCT25=31,392h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 2, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ2 với αtb2 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb2 =(0,75 +1,2.7 + 1,5.4+ 0,9.10)/24 = 1,068 MW MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 1,068 MW Do đó: Emđ = 31,392 h/năm x 1,068 MW = 33,526 MWh/năm - Tính toán tổng hợp cho Khu vực 3: Tổng hợp ngun nhân điện ta có: Tmđ3=Tmđ31+Tmđ32+Tmđ33+Tmđ34+Tmđ35+TCT31+TCT32+TCT33+TCT34+TCT35=47,46h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 3, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ3 với αtb3 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb3 =(1,4 + 2,12.3 + 2,4.5 + 1,7.8)/24 = 1,798 MW MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 1,798 MW Do đó: Emđ = 47,46 h/năm x 1,798 MW = 85,333 MWh/năm - Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 4: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ4=Tmđ41+Tmđ42+Tmđ43+Tmđ44+Tmđ45+TCT41+TCT42+TCT43+TCT44+TCT45=45,708h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 4, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ4 với αtb4 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb4 =(0,6 3+ 0,8.4 +1.4 + 0,8.13)/24 = 0,808 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 0,808 MW Do đó: Emđ = 45,708 h/năm x 0,808 MW = 36,932 MWh/năm - Tính tốn tổng hợp cho Khu vực 5: Tổng hợp nguyên nhân điện ta có: Tmđ5=Tmđ51+Tmđ52+Tmđ53+Tmđ54+Tmđ55+TCT51+TCT52+TCT53+TCT54+TCT55=50,64 h/năm Để tính lượng điện bị ngừng CCĐ cần áp dụng công thức (2.6) Với khu vực 3, thực chất nhân thời gian ngừng điện Tmđ5 với αtb5 (tính theo biểu đồ) Theo bảng 3.9 ta có αtb5 =(0,5 + 0,7.3 + 1.6 + 0,75.9)/24 = 0,7 MW Nếu coi biểu đồ phụ tải ngày năm gần tính cho biểu đồ phụ tải kéo dài năm ta có αtb = 0,7 MW Do đó: Emđ = 50,64 h/năm x 0,7 MW = 35,448MWh/năm Bảng 3.10 Tổng hợp kết tính tốn ĐTC Hạng mục KV KV KV KV KV 28,444 42,664 55,054 53,594 57,704 Emđ (10 kWh/năm) 9,955 45,565 98,987 43,303 40,392 ASAI (%) 99,67 99,51 99,37 99,38 99,34 13,128 31,392 47,46 45,708 50,64 Emđ (10 kWh/năm) 4,594 33,526 85,333 36,932 35,448 ASAI (%) 99,85 99,64 99,46 99,48 99,42 I.TBPĐ DCL thường Tmđ (h/năm) II TBPĐ Máy Cắt Tmđ (h/năm) Cộng khu vực ta có điện ngừng CCĐ toàn hệ thống - Khi sử dụng DCL thường: Emđ = 238202 kWh (trong năm); - Khi sử dụng Máy cắt : Emđ = 195833 kWh (trong năm) Như vậy, sử dụng máy cắt thời gian điện điện bị cung cấp giảm đáng kể Để đánh giá ĐTCCCĐ chung cho tồn lưới ta tính thêm tiêu Thời gian điện trung bình Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình HTCCĐ * Tính tốn với thiết bị phân đoạn Dao cách ly bình thường: - Thời gian điện trung bình (System average interruption duration index-SAIDI) Tmdi N i SAIDI Ni 28,444.3 42,664.10 55,054.8 53,594.3 57,704.8 10 8 49,213 h/năm Ở đây, Ni số phụ tải khu vực i - Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình( Average service availability index- ASAI ) Ni ASA I 760 Tmdi N i N i 8760 (3 10 8).8760 (28,444.3 42,664.10 55,054 8 (3 ).8760 99,4% 53,594 57,704.8 0,994 ) * Tính toán với thiết bị phân đoạn Máy Cắt: - Thời gian điện trung bình (System average interruption duration indexSAIDI) Tmdi N i SAIDI Ni 13,128 31,392.10 7,46.8 5,708.3 50,64.8 9,85 h/năm 4 10 8 - Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình( Average service availability index- ASAI ) ASA I N i 760 Tmdi N i N i 8760 (3 10 8).8760 (13,128 31,392.10 47,46.8 45,708 8 (3 ).8760 99,6% 50,64.8 ) 0,996 Nhận xét: Khi chuyển vị trí DCL trường hợp cụ thể ĐTC khu vực tăng lên đáng kể ĐTC tồn hệ thống nói chung tăng lên Như vậy, để nâng cao ĐTC CCĐ việc tăng thêm số lượng, nâng cấp TBPĐ việc lựa chọn vị trí phù hợp có ý nghĩa quan trọng 3.6 Kết luận chương Kết tính tốn cho thấy: - Lộ cung cấp điện tính tốn cho khu vực Cơng Ty Điện Lực Thái Ngun độ tin cậy tương đối đảm bảo Tuy nhiên, khu cực có ĐTC khơng đồng - Khi nâng cấp thiết bị phân đoạn DCL thành máy cắt ta thấy thời gian điện điện bị cung cấp giảm đáng kể Do nâng cao ĐTC hệ thống cung cấp điện - Khi chuyển DCL số vị trí ta thấy mức độ cải thiện độ tin cậy tăng lên rõ rệt, đặc biệt đảm bảo ĐTC khu vực đồng Luận văn thạc sĩ kỹ thuật KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ Độ tin cậy cung cấp điện tiêu ngày khách hàng ngành Điện đặc biệt quan tâm Những thiệt hại điện tổn hại kinh tế mà ảnh hưởng đến trị hoạt động xã hội Với nhà máy, xí nghiệp việc điện đột ngột gây tổn thất kinh tế nghiêm trọng, chí hỏng dây truyền sản xuất Với quan hành quan trọng việc điện gây sáo trộn việc điều hành quan Với yêu cầu chất lượng CCĐ ngày cao, việc tính tốn đánh giá ĐTC CCĐ cho HTCCĐ cần thiết, nhằm đảm bảo yêu cầu cho khách hàng, đồng thời có biện pháp nâng cao ĐTC cho tồn hệ thống Mơ hình HTCCĐ theo khu vực thích hợp với tốn phân tích ĐTC cho LĐPP Trên sở thiết lập ma trận cấu trúc ma trận ảnh hưởng TBPĐ tính tốn tiêu ĐTC CCĐ thông qua quan hệ giải tích Kết tính tốn với ví dụ cụ thể cho thấy: Khi sử dụng thiết bị phân đoạn tự động (DCL tự động máy cắt) đem lại hiệu cao nhiều so với DCL thông thường, nâng cao ĐTC CCĐ hệ thống điện Kết tính tốn cụ thể cho tuyến lộ thuộc khu vực Huyện Đồng Hỷ -Thành Phố Thái Nguyên cho thấy ĐTC không thấp so với chuẩn (99,4%), nhiên điện bị năm tương đối lớn Ngồi ra, có khu vực ĐTC tương đối thấp (99,2%) Khi xét đến thiết bị phân đoạn DCL tự động ĐTC tăng lên đáng kể, đảm bảo theo yêu cầu Đó xu hướng áp dụng cho LĐPP Hướng nghiên cứu tiếp: việc nghiên cứu phương pháp đánh giá ĐTC luận văn (để đánh giá hiệu thiết bị phân đoạn) bước đầu Thực tế để đầu tư nâng cấp TBPĐ phụ thuộc hiệu kinh tế Cần so sánh chi phí vốn đầu tư với hiệu giảm thiệt hại điện để định phương án Việc lựa chọn tối ưu vị trí đặt thêm TBPĐ cho có hiệu toán lớn quan tâm Học viên: Phạm Thị Vương Người HDKH: GS.TS Lã Văn Út Luận văn thạc sĩ kỹ thuật TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiếng Việt [1].PGS.PTS Trần Bách (1996), Độ tin cậy hệ thống điện, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [2] PGS.TS Trần Bách (2008), Lưới điện hệ thống điện, tập 1, 3, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [3] Bản dịch (1981), Những phương pháp toán học lý thuyết độ tin cậy, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [4].TS Ngô Hồng Quang (2007), Sổ tay lựa chọn tra cứu thiết bị điện từ 0,4 - 500 kV, NXB Khoa học & kỹ thuật [5].GS.TS Lã Văn Út (2010), Hướng dẫn sử dụng chương trình tính tốn phân tích chế độ xác lập hệ thống điện Conus [6] Lã Văn Út (2001), Phân tích điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất khoa học kỹ thuật, Hà Nội [7] GS.TS Lã Văn Út, Tính tốn phân tích chế độ hệ thống điện, Bài giảng SĐH ngành Điện (ĐHCN Thái Nguyên, ĐH Mỏ Địa Chất, ĐHNN Hà Nội) Tiếng Anh [8] B.Steciuk, J.R.Redmon (1996), Voltage sag analysis peaks customer service, IEEE Computer Applications in Power,pp.48-51 [9] In-Su bae, Jin O Kim (2008), Reliability Evaluation of Customers in Microgrid, IEEE Trans, On Power systerms, vol.23, no pp.1416-1422 [10] Elena Fumagalli, Jason W.Black, Ingo Vogelsang, Marija (2004), Quanlity of service provision in electric power distribution systems through reliability insurance, IEEE Trans Power Syst., vol 19,no3, pp.1286 [11] EE Distribution Planning Working Group Report(1991), Radial distribution test feeders, IEEE Trans on Power Syst., vol.6,no3,pp 975-985 [12] Monte Carlo Methods for power System Reliability Eval Uation in Tranmission and Generation Planning, P.L.Nofeni, L.Parie, and L.Salvaderi, Proceedings (1975) An.nual Reliability and Maintainability Symposium, pp.449.459 Số hóa Trung tâm Học liệu http://www.lrc-tnu.edu.vn/ ... 1.1.2 Độ tin cậy phần tử hệ thống cung cấp điện 1.1.3 Các tiêu đánh giá độ tin cậy hệ thống cung cấp điện 1.2 Các biện pháp nâng cao độ tin cậy hệ thống cung cấp điện 1.2.1 Đặc điểm hệ. .. TIÊU TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NÓI CHUNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN NÓI RIÊNG 1.1 Khái niệm chung độ tin cậy hệ thống điện 1.1.1 Hệ thống điện. .. ngành điện cần phải có phương pháp tính tốn thích hợp để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện Với đề tài: Tính tốn phân tích độ tin cậy hệ thống cung cấp điện đánh giá hiệu thiết bị phân đoạn ”