Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối tỉnh hậu giang

Tóm tt Luận văn
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
iv
ABSTRACT
Vietnam has been making a great effort to integrate into the world. In addition
to the application of the electricity market, distribution system reliability have
drawn a lot of attention. EVN managing distribution system reliability with fault
frequency co showed improvement on supplying quality and officers’ awareness
and responsibility. Reliability evaluation through standards of fault frequency,
however, encountered many problems.
The current study, therefore, used evaluation method basing on historical data.
This method offered new sight of reliability in Hau Giang and provided quantative
data like SAIFI, SAIDI, CAIDI, ASAI of each company or the whole province in
per month or year. This project also had an attempt to create applied software to
help managers calculate the standards of reliability easily, quickly, and exactly.
As a result, the researcher calculated some standards of reliability in Hau
Giang in 2011 and succeed in creating the applied software in order to calculate,
draw graphs, and compare the standards of reliability. This visual software is able to
be widened in each branch, company and applied in the whole country easily.

Mục lục
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
v
MC LC
Trang tựa Trang
Quyết định giao đề tài
Lý lịch cá nhân
Lời cam đoan i
Cảm tạ ii
Tóm tắt iii
Mục lục v

Danh sách các chữ viết tắt viii
Danh sách các hình ix
Danh sách các bảng xiv
Chương 1. TNG QUAN 1
1.1 Tổng quan 1
1.1.1 Mở đầu 1
1.1.2 Độ tin cậy trong hệ thống điện 1
1.1.3 Phân loại độ tin cậy theo cấp độ trong hệ thống điện 2
1.1.4 Độ tin cậy trong hệ thống phân phối 3
1.1.5 Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước 3
1.2 Tính cấp thiết của Đề tài 5
1.3 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 6
1.4 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu 6
1.5 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 6
1.6 Giải quyết vấn đề 7
1.7 Phương pháp nghiên cứu 7
1.8 Bố cục luận văn 7
Chương 2. C S LÝ THUYT 8
2.1 Tổng quan về đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối ở Việt Nam 8
2.2 Chỉ số độ tin cậy trong hệ thống phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366 9
2.2.1 Chỉ số độ tin cậy điểm tải 9
Mục lục
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
vi
2.2.2 Chỉ số độ tin cậy hệ thống 9
2.3 Phương pháp đánh giá độ tin cậy 14
2.3.1 Phương pháp đồ thị giải tích 14
2.3.2 Phương pháp không gian trạng thái 14
2.3.3 Phương pháp dựa vào số liệu lịch sử 15
2.4 Các bài toán đánh giá độ tin cậy 15

2.4.1 Bài toán 1 15
2.4.2 Bài toán 2 17
Chương 3. ĐÁNH GIÁ Đ TIN CY TNH HU GIANG 27
3.1 Giới thiệu Tỉnh Hậu Giang 27
3.2 Đánh giá độ tin cậy tỉnh Hậu Giang 27
3.2.1 Tính toán độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366 27
3.2.2 Đồ thị độ tin cậy tỉnh Hậu Giang 30
3.2.2.1 Thành phố Vị Thanh 30
3.2.2.2 Huyện Châu thành A 37
3.2.2.3 Thị xã Long Mỹ 42
3.2.2.4 Thị xã Ngã Bảy 47
3.2.2.5 Huyện Châu Thành 52
Chương 4. ÁP DNG PHM MM TệNH TOÁN Đ TIN CY TNH HU
GIANG 57
4.1 Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy bằng phần mềm DSRE 57
4.2 Hướng dẫn sử dụng 57
4.3 Áp dụng phần mềm tính toán độ tin cậy Tỉnh Hậu Giang 61
4.3.1 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ TP Vị Thanh 61
4.3.2 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Châu Thành A 64
4.3.3 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Long Mỹ 66
4.3.4 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Ngã Bảy 69
4.3.5 Kết quả tính toán chỉ tiêu độ tin cậy và biểu đồ Huyện Châu Thành 71
4.4 So sánh các chỉ tiêu độ tin cậy từng chi nhánh tỉnh Hậu Giang 74
Mục lục
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
vii
4.5 Nhận xét phần mềm DSRE 76
Chương 5. KT LUN 78
5.1 Kết luận 78
5.2 Hạn chế và hướng phát triển 78

TÀI LIU THAM KHO 79
PH LC 82

Danh sách từ vit tt
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
viii
CÁC T VIT TT

HLI - Hierarchical level I: Đánh giá độ tin cậy trong hệ thống nguồn hay cấp độ I
HLII - Hierarchical level II: Đánh giá độ tin cậy trong hệ thống truyền tải hay cấp
độ II
HLIII- Hierarchical level III: Đánh giá độ tin cậy trong hệ thống phân phối hay cấp
độ III
IEEE – Institule Electrical and Electronic Engineers: Viện các kỹ điện, điện tử
EVN – Electricity of Viet Nam: tập đoàn điện lực Việt Nam
SAIFI - System Average Interruption Frequency Index: Chỉ tiêu tần suất ngừng
cung cấp điện trung bình của hệ thống
CAIFI - Customer Average Interruption Frequency Index: Chỉ tiêu tần suất trung
bình ngừng cung cấp điện của khách hàng
SAIDI - System Average Interruption Duration Index: Chỉ tiêu thời gian ngừng
cung cấp điện trung bình của hệ thống
CAIDI - Customer Average Interruption Duration Index: Chỉ tiêu thời gian trung
bình gián đoạn của khách hàng
ASAI - Average Service Available Index hay IOR - Index of Reliability: Chỉ tiêu độ
tin cậy
ASUI - Average Service Unavailable Index: Chỉ tiêu không tin cậy
EENS - Expected Energy not supplied index: Năng lượng thiếu hụt
AENS - Average Energy not supplied index: Thiếu điện năng trung bình trên phụ
tải
TP – Thành phố

ĐTC – Độ tin cậy
HTĐ – Hệ thống điện
KH – Khách hàng

Danh sách các hình
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
ix
DANH SÁCH CÁC HÌNH

Hình Trang
Hình 1.1 Sự phân chia độ tin cậy trong hệ thống điện 2
Hình 1.2 Phân loại hệ thống điện theo cấp độ 2
Hình 1.3 Cường độ hỏng hóc 4
Hình 2.1 Mạng điện đóng mở bằng tay 18
Hình 2.2 Mạch đóng cắt bằng tay với nguồn dự phòng 20
Hình 3.1: Đồ thị SAIFI theo sự cố của TP Vị Thanh 30
Hình 3.2: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 30
Hình 3.3: Đồ thị SAIFI TP Vị Thanh 31
Hình 3.4: Đồ thị SAIFI chi tiết TP Vị Thanh 31
Hình 3.5: Đồ thị SAIDI theo sự cố của TP Vị Thanh 32
Hình 3.6: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 32
Hình 3.7: Đồ thị SAIDI TP Vị Thanh 33
Hình 3.8: Đồ thị SAIDI chi tiết TP Vị Thanh 33
Hình 3.9: Đồ thị CAIDI theo sự cố của TP Vị Thanh 34
Hình 3.10: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 34
Hình 3.11: Đồ thị CAIDI TP Vị Thanh 35
Hình 3.12: Đồ thị CAIDI chi tiết Vị Thanh 35
Hình 3.13: Đồ thị ASAI theo sự cố của TP Vị Thanh 36
Hình 3.14: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của TP Vị Thanh 36
Hình 3.15: Đồ thị ASAI TP Vị Thanh 36

Hình 3.16: Đồ thị ASAI chi tiết TP Vị Thanh 36
Hình 3.17: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Châu Thành A 37
Hình 3.18: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Châu Thành A 37
Hình 3.19 Đồ thị SAIFI Châu Thành A 38
Hình 3.20 Đồ thị SAIFI chi tiết Châu Thành A 38
Hình 3.21: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Châu Thành A 39
Danh sách các hình
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
x
Hình 3.22: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Châu Thành A 39
Hình 3.23: Đồ thị SAIDI Châu Thành A 39
Hình 3.24: Đồ thị SAIDI chi tiết Châu Thành A 39
Hình 3.25: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Châu Thành A 40
Hình 3.26: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Châu Thành A 40
Hình 3.27: Đồ thị CAIDI Châu Thành A 41
Hình 3.28: Đồ thị CAIDI chi tiết Châu Thành A 41
Hình 3.29: Đồ thị ASAI theo sự cố của Châu Thành A 41
Hình 3.30: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Châu Thành A 41
Hình 3.31: Đồ thị ASAI Châu Thành A 42
Hình 3.32: Đồ thị ASAI chi tiết Châu Thành A 42
Hình 3.33: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Long Mỹ 43
Hình 3.34: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Long Mỹ 43
Hình 3.35: Đồ thị SAIFI Long Mỹ 43
Hình 3.36: Đồ thị SAIFI chi tiết Long Mỹ 43
Hình 3.37: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Long Mỹ 44
Hình 3.38: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Long Mỹ 44
Hình 3.39: Đồ thị SAIDI Long Mỹ 44
Hình 3.40: Đồ thị SAIDI chi tiết Long Mỹ 44
Hình 3.41: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Long Mỹ 45
Hình 3.42: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Long Mỹ 45

Hình 3.43: Đồ thị CAIDI Long Mỹ 45
Hình 3.44: Đồ thị CAIDI chi tiết Long Mỹ 45
Hình 3.45: Đồ thị ASAI theo sự cố của Long Mỹ 46
Hình 3.46: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Long Mỹ 46
Hình 3.47: Đồ thị ASAI Long Mỹ 47
Hình 3.48: Đồ thị ASAI chi tiết Long Mỹ 47
Hình 3.49: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Ngã Bảy 47
Hình 3.50: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Ngã Bảy 47
Danh sách các hình
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
xi
Hình 3.51: Đồ thị SAIFI Ngã Bảy 48
Hình 3.52: Đồ thị SAIFI chi tiết Ngã Bảy 48
Hình 3.53: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Ngã Bảy 49
Hình 3.54: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Ngã Bảy 49
Hình 3.55: Đồ thị SAIDI Ngã Bảy 49
Hình 3.56: Đồ thị SAIDI chi tiết Ngã Bảy 49
Hình 3.57: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Ngã Bảy 50
Hình 3.58: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Ngã Bảy 50
Hình 3.59: Đồ thị CAIDI Ngã Bảy 50
Hình 3.60: Đồ thị CAIDI chi tiết Ngã Bảy 50
Hình 3.61: Đồ thị ASAI theo sự cố của Ngã Bảy 51
Hình 3.62: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Ngã Bảy 51
Hình 3.63: Đồ thị ASAI Ngã Bảy 51
Hình 3.64: Đồ thị ASAI chi tiết Ngã Bảy 51
Hình 3.65: Đồ thị SAIFI theo sự cố của Châu Thành 52
Hình 3.66: Đồ thị SAIFI theo kế hoạch của Châu Thành 52
Hình 3.67: Đồ thị SAIFI Châu Thành 52
Hình 3.68: Đồ thị SAIFI chi tiết Châu Thành 52
Hình 3.69: Đồ thị SAIDI theo sự cố của Châu Thành 53

Hình 3.70: Đồ thị SAIDI theo kế hoạch của Châu Thành 53
Hình 3.71: Đồ thị SAIDI Châu Thành 54
Hình 3.72: Đồ thị SAIDI chi tiết Châu Thành 54
Hình 3.73: Đồ thị CAIDI theo sự cố của Châu Thành 55
Hình 3.74: Đồ thị CAIDI theo kế hoạch của Châu Thành 55
Hình 3.75: Đồ thị CAIDI Châu Thành 55
Hình 3.76: Đồ thị CAIDI chi tiết Châu Thành 55
Hình 3.77: Đồ thị ASAI theo sự cố của Châu Thành 56
Hình 3.78: Đồ thị ASAI theo kế hoạch của Châu Thành 56
Hình 3.79: Đồ thị ASAI Châu Thành 56
Danh sách các hình
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
xii
Hình 3.80: Đồ thị ASAI chi tiết Châu Thành 56
Hình 4.1 Sơ đồ khối tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy 57
Hình 4.2 menu tệp tin 58
Hình 4.3 menu công cụ 58
Hình 4.4 menu quản lý đơn vị 58
Hình 4.5 menu quản lý nguyên nhân mất điện 59
Hình 4.6 menu quản lý phần tử cấp điện 59
Hình 4.7 menu quản lý dữ liệu tháng 59
Hình 4.8 menu nhập liệu 60
Hình 4.9 menu tính toán và vẽ biểu đồ 61
Hình 4.10 đồ thị SAIFI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 61
Hình 4.11 đồ thị SAIDI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 62
Hình 4.12 đồ thị CAIDI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 62
Hình 4.13 đồ thị ASAI TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE 63
Hình 4.14 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC TP Vị Thanh áp dụng phần mềm DSRE
63
Hình 4.15 đồ thị SAIFI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 64

Hình 4.16 đồ thị SAIDI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 64
Hình 4.17 đồ thị CAIDI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 65
Hình 4.18 đồ thị ASAI Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE 65
Hình 4.19 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Châu Thành A áp dụng phần mềm DSRE .
66
Hình 4.20 đồ thị SAIFI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 66
Hình 4.21 đồ thị SAIDI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 67
Hình 4.22 đồ thị CAIDI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 67
Hình 4.23 đồ thị ASAI Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 68
Hình 4.24 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Long Mỹ áp dụng phần mềm DSRE 68
Hình 4.25 đồ thị SAIFI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 69
Hình 4.26 đồ thị SAIDI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 69
Danh sách các hình
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
xiii
Hình 4.27 đồ thị CAIDI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 70
Hình 4.28 đồ thị ASAI Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 70
Hình 4.29 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Ngã Bảy áp dụng phần mềm DSRE 71
Hình 4.30 đồ thị SAIFI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 71
Hình 4.31 đồ thị SAIDI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 72
Hình 4.32 đồ thị CAIDI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 72
Hình 4.33 đồ thị ASAI Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 73
Hình 4.34 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Châu Thành áp dụng phần mềm DSRE 73
Hình 4.35 đồ thị SAIFI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 74
Hình 4.36 đồ thị SAIDI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 74
Hình 4.37 đồ thị CAIDI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 75
Hình 4.38 đồ thị ASAI các chi nhánh áp dụng phần mềm DSRE 75
Hình 4.39 Kết quả tính toán chỉ tiêu ĐTC Hậu Giang áp dụng phần mềm DSRE 76
Danh sách các bảng
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ

xiv
DANH SÁCH CÁC BNG

Bảng Trang
Bảng 2.1 Chỉ tiêu độ tin cậy của Canada 12
Bảng 2.2 Chỉ tiêu độ tin cậy của Bang Indiana, Mỹ 12
Bảng 2.3 Chỉ tiêu độ tin cậy của Miền Nam Tenessee 13
Bảng 2.4 Chỉ tiêu SAIFI của một số khu vực (lần/năm) 13
Bảng 2.5 Chỉ tiêu SAIDI của một số khu vực (phút/năm) 13
Bảng 2.6 Chỉ tiêu CAIDI của một số khu vực (phút/lần) 13
Bảng 2.7 Chỉ tiêu ASAI của một số khu vực 14
Bảng 2.8 Số khách hàng và công suất của bài toán 1 15
Bảng 2.9 Khách hàng mất điện và thời gian mất điện của bài toán 1 16
Bảng 2.10 Khách hàng mất điện x thời gian mất điện của bài toán 1 16
Bảng 2.11 Kết quả chỉ số độ tin cậy bài toán 1 17
Bảng 2.12: Các số liệu tính toán trong hình 2.1 18
Bảng
2.13 Kết quả tính toán trường hợp 1 19
Bảng 2.14 Các số liệu tính toán trong hình 2.2 21
Bảng 2.15 Kết quả tính toán trường hợp 2 21
Bảng 2.16 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 2 21
Bảng 2.17 Các số liệu tính toán trong hình 2.2
với xác suất chuyển đổi là 0,5 22
Bảng 2.18 Kết quả tính toán trường hợp 3 22
Bảng 2.19 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 3 23
Bảng 2.20 Các số liệu tính toán trong hình 2.1
ứng với trường hợp 4 23
Bảng 2.21 Kết quả tính toán trường hợp 4 24
Bảng 2.22 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 4 24
Bảng 2.23 Các số liệu tính toán trong hình 2.1 24

Bảng 2.24 Kết quả tính toán trường hợp 5 25
Bảng 2.25 Kết quả các chỉ số độ tin cậy trường hợp 5 25
Bảng 2.26
Bảng tổng hợp kết quả cho 5 trường hợp 25
Danh sách các bảng
Trần Ngọc Nam Luận văn Thạc sĩ
xv
Bảng 3.1 Thống kê số khách hàng và thời gian mất điện TP. Vị Thanh 27
Bảng 3.2 Kết quả chỉ tiêu độ tin cậy tháng 1 theo sự cố TP. Vị Thanh 30
Chương 1 Tng quan
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
1
Chương 1
TNG QUAN

1.1 Tng quan
1.1.1 M đầu
Ngày nay việc sử dụng điện đã trở thành một nhu cầu thiết yếu trong đời
sống con người. Không có điện mọi hoạt động sản xuất sẽ bị ngừng trệ, sinh hoạt sẽ
rất khó khăn. Mặc dù, nhu cầu sử dụng điện của khách hàng (KH) đã được đáp ứng
về số lượng cũng như chất lượng. Tuy nhiên KH luôn đòi hỏi là chất lượng điện
ngày càng cao, mà đặc biệt là độ tin cậy (ĐTC) cung cấp điện. ĐTC cung cấp điện
là một trong những chỉ tiêu quan trọng để đánh giá chất lượng điện năng. Chất
lượng điện năng ngoài các yêu cầu về điện áp, tần số còn có các yêu cầu về tính liên
tục cấp điện cho KH. Do vậy, vấn đề về ĐTC cậy cung cấp điện cần được quan tâm
đúng mức trong thiết kế cũng như trong vận hành.
1.1.2 Đ tin cậy trong h thống đin
ĐTC là khả năng một phần tử hay hệ thống thực hiện một chức năng yêu cầu
trong một khoảng thời gian nhất định ở một điều kiện vận hành nhất định [1].
ĐTC không phải là một vấn đề mới trong ngành điện. Tuy nhiên, ĐTC khá

quan trọng vì nó ảnh hưởng đến chi phí, sự hài lòng của KH và hậu quả để lại là khá
lớn. Do đó, nhiều thập niên qua có rất nhiều đề tài nghiên cứu về ĐTC trong HTĐ.
Chức năng cơ bản của HTĐ là cung cấp điện cho phụ tải phải đảm bảo chất
lượng, liên tục và giá thành hợp lý. Khả năng cung cấp của HTĐ ứng với một giới
hạn về ĐTC. Khái niệm về ĐTC trong cung cấp điện là khá rộng và bao gồm nhiều
khía cạnh. Điều này nói lên khả năng của hệ thống đáp ứng được các yêu cầu của
KH. Đặc tính về ĐTC của HTĐ được thể hiện trong hình 1.1 [6].
- Đặc tính phù hợp: là khả năng của hệ thống đáp ứng các yêu cầu của phụ tải.
- Đặc tính an toàn: là khả năng của HTĐ chịu được tác động của các yếu tố
làm rối loạn hệ thống.
Chương 1 Tng quan
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
2

Hình 1.1 Sự phân chia độ tin cậy trong hệ thống điện
1.1.3 Phân loại đ tin cậy theo cấp đ trong h thống đin
HTĐ hiện đại rất phức tạp, tích hợp rất cao và rất lớn. Cho nên khi đánh giá
ĐTC, họ chia HTĐ thành những hệ thống con theo các chức năng chính của HTĐ.
Đó là hệ thống nguồn, hệ thống truyền tải và hệ thống phân phối [6]. Được minh
họa trong hình 1.2.

Hình 1.2 Phân loại hệ thống điện theo cấp độ
Đánh giá ĐTC trong hệ thống nguồn hay cấp độ I (Hierarchical level I: HLI)
là xác định khả năng của nguồn điện với yêu cầu của phụ tải có xét đến những thất
bại ngẫu nhiên và bảo dưỡng dự phòng, với giả định hệ thống truyền tải và hệ thống
phân phối là hoàn hảo.
Đánh giá ĐTC trong hệ thống truyền tải hay cấp độ II (Hierarchical level II:
HLII) là kết hợp hệ thống nguồn với hệ thống truyền tải. Đánh giá ĐTC hệ thống
điện cấp độ II khá phức tạp và chỉ số ĐTC là chung cho cả hai hệ thống nguồn và
truyền tải.

H thống ngun
H thống truyn tải
H thống phân phối
HLI
HLII
HLIII
Đ tin cậy h thống
Sự phù hợp h thống
Đ an toàn h thống
Chương 1 Tng quan
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
3
Đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối hay cấp độ III (Hierarchical level III:
HLIII) là toàn bộ hệ thống. Đối với hệ thống phân phối cần được phân tích riêng.
1.1.4 Đ tin cậy trong h thống phân phối
Trong lịch sử, đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối rất ít được chú ý. Vì hệ
thống phân phối có chi phí thấp và khi mất điện nó chỉ ảnh hưởng cục bộ tại một địa
phương không giống như việc mất điện của hệ thống nguồn hay hệ thống truyền tải.
Tuy nhiên, hệ thống phân phối chiếm tới 90% tất cả các vấn đề về ĐTC của
KH, nâng cao ĐTC phân phối là chìa khóa để cải thiện ĐTC của KH.
Một khía cạnh khác cũng cần được xem xét trong sự cần thiết để đánh giá
ĐTC trong hệ thống phân phối. Thứ nhất cũng cố hệ thống này cần chi phí ít. Thứ
hai nó đảm bảo sự cân bằng hợp lý về ĐTC. Thứ ba nó tạo điều kiện thuận lợi cho
các kỹ sư thay thế thiết bị, phân bố phụ tải, kế hoạch bảo trì và kế hoạch hoạt động
để đảm bảo ĐTC cho khách hàng.
Một KH được kết nối với một hệ thống phân phối không đáng tin cậy thì
nguồn điện của KH nhận được là không tin cậy bất chấp hệ thống nguồn và hệ
thống truyền tải có ĐTC rất cao. Điều này chứng minh tầm quan trọng của hệ thống
phân phối và chúng ta cần phải tiến hành đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối.
1.1.5 Tình hình nghiên cứu trong và ngoài nước

a. Ngoài nước
Đánh giá ĐTC không phải vấn đề mới nên trên thế giới có rất nhiều nghiên
cứu. Do tầm quan trọng của hệ thống nguồn và hệ thống truyền tải nên hầu như các
nghiên cứu đều tập trung vào đó. Tuy nhiên trong những năm gần đây hệ thống
phân phối được chú ý nhiều hơn. ĐTC của hệ thống phân phối được đánh giá qua
nhiều chỉ tiêu khác nhau, trong đó các chỉ tiêu đánh giá ĐTC lưới phân phối theo
tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện nay được sử dụng phổ biến trên thế giới.
Cụ thể như bài báo ĐTC tin cậy của hệ thống dịch vụ khách hàng [5], trong
nghiên cứu tác giả đã trình bày tổng quan về hệ thống phân phối đưa ra chín nguyên
nhân: lịch trình, mất nguồn, cây, sét, thiết bị, thời tiết, môi trường tiếp xúc, nguyên
nhân không rõ, con người làm ảnh hưởng trực tiếp mạng điện sau đó sử dụng số liệu
Chương 1 Tng quan
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
4
trong 5 năm liên tục tại Canada để phân tích tỷ lệ phần trăm của các nguyên nhân từ
đó dự báo và đưa ra biện pháp nhằm giảm bớt tình trạng mất điện.
Bài báo ĐTC trong mạng phân phối: Tự động hóa có phải là một giải pháp lâu
dài? [22] Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng phương pháp mô phỏng Monte
Carlo để mô phỏng từ đó phân tích các nhân tố làm ảnh hương đến mạng điện.
Phương pháp này được sử dụng trong việc so sánh các phương pháp nhằm nâng cao
ĐTC. Nhiều nghiên cứu cho thấy rằng mặc dù áp dụng rộng rãi tự động hóa nhưng
nó không thể đủ khả năng để đối phó với việc lão hóa thiết bị.
Bài báo Tự động hóa trong mạng phân phối bằng thuật toán di truyền [21].
Thuật toán di truyền là một phương pháp tương đối mới trong tối ưu hóa hệ thống
điện. Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng thuật toán di truyền (GA) để tìm vị trí
đặt tối ưu cho các thiết bị tự động từ đó nâng cao khả năng của chúng, giảm các sự
cố mất điện, nâng cao được ĐTC trong hệ thống phấn phối.
Bài báo đánh giá ĐTC trong hệ thống điện thông qua tỷ lệ hỏng hóc theo thời
gian [23]. Trong bài báo này tác giả sử dụng phương pháp hàm cường độ hỏng hóc
(hình 1.3). Để đánh giá ĐTC trong mạng phân phối từ đó so sánh với phương pháp

tỷ lệ hỏng hóc trung bình. Khi so sánh giữa phương pháp hàm tỷ lệ hỏng hóc theo
thời gian và phương pháp tỷ lệ hỏng hóc trung bình thì thấy rằng phương pháp hàm
tỷ lệ hỏng hóc tốt hơn.

Hình 1.3 Cường độ hỏng hóc
ĐTC trong hệ thống phân phối chịu ảnh hưởng rất nhiều do điều kiện môi
trường. Vì thế có một số nghiên cứu về ảnh hưởng của môi trường đến ĐTC như: sử
Chương 1 Tng quan
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
5
dụng những số liệu bị mất điện do khách hàng gọi đến để làm mô hình dự báo mất
điện. Tuy nhiên mô hình đã không thành công do không biết được phần tử nào bị sự
cố [27]. Sử dụng mô phỏng Monte Carlo đánh giá tác động của các cơn bảo nghiên
cứu này đã định lượng được sự gián đoạn trong cơn bão trong mạng phân phối [28].
Trong vài năm gần đây, để nâng cao ĐTC trong hệ thống phân phối nhiều
phương pháp mới đã được ứng dụng chẳng hạn như phương pháp tự học [24], tự
động chuyển mạch [25], Relay thế hệ mới [26]. Tuy nhiên về khía cạnh tài chính thì
các phương pháp mới này ít được sử dụng.
b. Trong nước
Trong nước ta, khi ngành điện chuẩn bị chuyển sang thị trường điện thì ĐTC
ngày càng được nhắc đến nhiều. Trong đó có một số nghiên cứu về đánh giá độ tin
cậy ở cấp độ 1 và cấp độ 2 như:
- Nghiên cứu “Đánh giá ĐTC cậy HTĐ hợp nhất có xét đến cường độ cắt phần
tử cưỡng bức của đường dây” của Nguyễn Chí Tính năm 2010 [3]. Trong nghiên
cứu này tác giả sử dụng phương pháp mô phỏng tương đương để tính toán ĐTC
HTĐ hợp nhất, xác định được nút thanh cái tối ưu để đấu nối hai HTĐ độc lập đồng
thời xác định công suất tối ưu trên đường dây truyền tải trên cơ sở các chỉ số ĐTC.
- Nghiên cứu “Đánh giá ĐTC Đồng Bằng Sông Cửu Long” của Trần Nhựt
Hiếu năm 2011 [2]. Trong nghiên cứu tác giả sử dụng phương pháp xác suất ngẫu
nhiên đánh giá ĐTC để xác định các chỉ số ĐTC của hệ thống nguồn, hệ thống

nguồn kết hợp với truyền tải và hệ thống nguồn kết hợp với thanh cái.
1.2 Tính cấp thit của Đ tài
Theo xu thế hội nhập với thế giới thì các Công ty Điện lực Việt Nam cần phải
đưa ra các cam kết có tính định lượng về tính liên tục cung cấp điện đối với KH, đặc
biệt các KH là nhà đầu tư nước ngoài.
Định lượng tính liên tục cung cấp điện thể hiện ở các chỉ tiêu tần suất ngừng
cấp điện bình quân và tổng số giờ ngừng cấp điện bình quân của KH trong một
khoảng thời gian nhất định.
Chương 1 Tng quan
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
6
Thị trường điện Việt Nam đã và đang phát triển đến năm 2022 thì sẽ hoàn
chỉnh. Khi thị trường điện phát triển thì lúc đó KH có thể lựa chọn nhà cung cấp
điện và yêu cầu các nhà cung cấp phải cung cấp điện một cách liên tục và giá thấp.
Hệ thống phân phối chiếm tới 90 % sự cố mất điện trong hệ thống [8].
Từ những phân tích trên cho thấy việc nghiên cứu đề tài “Đánh giá độ tin cậy
trong mạng phân phối” thật sự có ý nghĩa nó đem lại cái nhìn mới về khách hàng.
Giúp chúng ta đánh giá thực trạng về ĐTC của hệ thống mình quản lý và từ đó có
những giải pháp nhằm nâng cao ĐTC của hệ thống phân phối và cũng chính là nâng
cao ĐTC trong toàn HTĐ, giúp kỹ sư vận hành phân tích các chỉ số ĐTC và đưa ra
những phương án vận hành để đảm bảo ĐTC cho KH sao cho chi phí thấp nhất.
1.3 Ý nghĩa khoa học và thực tin
Đề tài có những ý nghĩa khoa học và thực tiễn như sau:
- Định hướng về đánh giá độ tin cậy trong hệ thống phân phối tại Việt Nam.
- Xác định các chỉ số độ tin cậy cho Tỉnh Hậu Giang.
- Phân tích các chỉ số độ tin cậy.
- Giúp kỹ sư vận hành chọn phương án vận hành thích hợp.
- Tài liệu, kết quả nghiên cứu và phần mềm mô phỏng có thể được sử dụng để
phục vụ các nghiên cứu ở mức độ cao hơn hoặc làm tài liệu tham khảo, tài liệu
giảng dạy, huấn luyện về độ tin cậy trong hệ thống điện.

1.4 Mục tiêu và nhim vụ nghiên cứu
Đề tài đặt ra các mục tiêu chính như sau:
- Nghiên cứu các chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối
- Nghiên cứu, tính toán độ tin cậy cho lưới điện phân phối Tỉnh Hậu Giang.
- Xây dựng phần mềm ứng dụng tính toán độ tin cậy.
- Đánh giá, kết quả.
1.5 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là lưới điện phân phối.
- Phạm vi nghiên cứu của đề tài: Đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối Tỉnh
Hậu Giang.
Chương 1 Tng quan
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
7
1.6 Giải quyt vấn đ
Để đáp ứng được các mục tiêu đề ra, tiến hành nghiên cứu và giải quyết các
vấn đề như sau:
- Thu thập và nghiên cứu các tài liệu trong và ngoài nước về đánh giá ĐTC
trong hệ thống phân phối.
- Thu thập số liệu, khảo sát sơ đồ hệ thống phân phối điện tại Tỉnh Hậu Giang.
- Nghiên cứu phân tích các mô hình toán trong việc đánh giá ĐTC trong hệ
thống phân phối.
- Viết chương trình (phần mềm) hổ trợ tính toán, vẽ biểu đồ.
- Mô phỏng tìm các chỉ số ĐTC.
- Phân tích các chỉ số ĐTC.
1.7 Phương pháp nghiên cứu
- Phân tích lý thuyết: nghiên cứu về lý thuyết ĐTC, hệ thống phân phối,
phương pháp đánh giá ĐTC trong hệ thống phân phối,…
- Tổng hợp lý thuyết: sưu tầm, tổng hợp và chọn lọc các nguồn tài liệu.
- Phương pháp khảo sát: khảo sát hệ thống phân phối tại Tỉnh Hậu Giang.
- Phương pháp đánh giá: đánh giá tính chính xác của chương trình.

- Phương pháp đối chiếu: đối chiếu kết quả tính toán và thực tế.
- Trong nghiên cứu này tác giả sử dụng phương pháp đánh giá ĐTC dựa vào
số liệu lịch sử.
1.8 Bố cục luận văn
Nội dung của luận văn được chia làm 5 chương.
Chương 1 Tổng quan
Chương 2 Cơ sở lý thuyết
Chương 3 Đánh giá độ tin cậy Tỉnh Hậu Giang
Chương 4 Áp dụng phần mềm tính toán độ tin cậy Tỉnh Hậu Giang
Chương 5 Kết luận và hướng phát triển của đề tài

Chương 2 Cơ s lý thuyt
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
8
Chương 2
C S LÝ THUYT

2.1 Tng quan v đánh giá đ tin cậy lưới đin phân phối  Vit Nam
Công tác quản lý ĐTC cậy trong lưới điện phân phối được thực hiện theo qui
định của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Theo qui định, ĐTC của lưới điện
phân phối được đánh giá qua suất sự cố đối với đường dây và trạm biến áp.
Các qui định này đã mang lại nhiều cải thiện tích cực về chất lượng cung ứng
điện trên toàn hệ thống, cũng như tác động tích cực đến ý thức trách nhiệm trong
đội ngũ cán bộ là công tác quản lý kỹ thuật vận hành HTĐ. Tuy nhiên, việc đánh
giá ĐTC cung cấp điện qua suất sự cố còn một số bất cập sau:
Chỉ tiêu suất sự cố chỉ cho biết số lần mất điện (do sự cố) trung bình của hệ
thống. Chỉ tiêu này không thể hiện được số lần và thời gian mất điện của KH, lượng
công suất và điện năng không cung cấp được. Do vậy, ta không thể tính toán các
thiệt hại do mất điện gây ra và có biện pháp thích hợp để giảm số lần và thời gian
mất điện của KH.

Chỉ tiêu suất sự cố nêu trên không phản ánh hiệu quả kinh tế đem lại từ các dự
án, cải tạo lưới điện, lắp đặt các hệ thống tự động phân đoạn sự cố cũng như hệ
thống tự động hóa lưới điện phân phối, đặc biệt là sự cần thiết phải xây dựng các
mạch liên lạc giữa các trạm nguồn, các mạch vòng cung cấp điện để giảm thời gian
mất điện cũng như hạn chế số hộ mất điện, hạn chế lượng điện năng và công suất
không cung cấp được do sự cố hoặc thao tác hay bảo dưỡng thí nghiệm định kỳ.
Để giải quyết vấn đề trên, ngoài chỉ tiêu suất sự cố cần bổ sung các chỉ tiêu
liên quan đến số lần xảy ra ngừng cấp điện và thời gian duy trì ngừng cung cấp điện
nhằm lượng hóa được ĐTC lưới điện phân phối. Từ các chỉ tiêu định lượng, có thể
xác định được các thiệt hại do sự cố ngừng cấp điện đối với ngành điện cũng như
đối với KH cũng như có một chính sách hoặc kế hoạch đầu tư nâng cao ĐTC của
lưới điện một cách thích hợp, thỏa hiệp hài hòa giữa lợi ích ngành điện và KH cũng
như của toàn xã hội.
Chương 2 Cơ s lý thuyt
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
9
Tổ chức IEEE (Institule Electrical and Electronic Engineers) đã xây dựng một
số chỉ số để đánh giá ĐTC cung cấp điện. Hiện nay, nhiều nước trên thế giới đánh
giá ĐTC lưới điện phân phối của mình thông qua các chỉ tiêu ĐTC theo tiêu chuẩn
IEEE 1366 như: Luật về lưới điện phân phối của Philippin – 2001 sử dụng các chỉ
tiêu ĐTC SAIDI, SAIFI, MAIFI; Luật về lưới điện phân phối của Úc – 2006 sử
dụng các chỉ tiêu ĐTC SAIDI, SAIFI, MAIFI, CAIDI; các nước Mỹ, Thái Lan,
Malaisia,… đều sử dụng các tiêu chuẩn này.
 nước ta, Bộ Công Thương đã ban hành thông tư 32/2010/TT-BCT ngày
30/7/2010 quy định HTĐ phân phối. Trong thông tư thì các tiêu chuẩn vận hành
lưới điện phân phối cũng sử dụng các chỉ tiêu ĐTC theo tiêu chuẩn IEEE 1366.
2.2 Ch số đ tin cậy trong h thống phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366
ĐTC trong hệ thống phân phối có thể được mô tả qua hai bộ chỉ số ĐTC. Đó
là chỉ số ĐTC điểm tải và chỉ số ĐTC của hệ thống.
2.2.1 Ch số đ tin cậy điểm tải

Trong chỉ số ĐTC điểm tải thì có ba chỉ số độ tin cậy cơ bản để diễn tả sự
cung cấp điện liên tục của hệ thống nguồn đến điểm tải. Đó là tỷ lệ hư hỏng (λ), thời
gian hư hỏng trung bình (r) và thời gian mất điện trung bình hàng năm (U).
Chỉ số hư hỏng cho chúng ta biết được số lần hư hỏng tại điểm tải đó trong
một năm. Thời gian mất điện trung bình là thời gian mất điện trung bình tại điểm tải
đó do một sự hư hỏng ảnh hưởng đến điểm tải. Thời gian mất điện trung bình hằng
năm tại một điểm tải ước tính thông qua chỉ số hư hỏng và thời gian hư hỏng trung
bình, đây là tổng thời gian tải mất điện. Ba chỉ số này là dự kiến và không tuyệt đối
chính xác, về lâu dài cần tính toán giá trị trung bình và phân phối xác suất.
2.2.2 Ch số đ tin cậy h thống
Ba chỉ số ĐTC của điểm tải rất quan trọng đứng trên quan điểm KH. Nếu
đứng trên quan điểm hệ thống thì hiệu suất của hệ thống được đánh giá qua các chỉ
số ĐTC hệ thống. Các chỉ số này phản ánh đầy đủ thông tin về hệ thống phân phối.
Các chỉ số như sau:
Chương 2 Cơ s lý thuyt
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
10
a. Ch tiêu tần suất ngừng cung cấp đin trung bình của h thống (System
Average Interruption Frequency Index: SAIFI)
Chỉ tiêu này được định nghĩa là giá trị trung bình gián đoạn phục vụ KH trong
một năm. Nó được tính bởi tỷ số giữa tổng số KH bị ngừng cung cấp điện trên tổng
số KH được phục vụ.




i
ii
N
).N(

vôphôchµngkh¸chsèTæng
cÊpcungngõngbÞhµngkh¸chsèTæng
SAIFI
λ
(2.1)
Trong đó
λ
i
là tỷ lệ hỏng hóc của điểm tải thứ i
N
i
là số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i
b. Ch tiêu tần suất trung bình ngừng cung cấp đin của khách hàng
(Customer Average Interruption Frequency Index: CAIFI)
Chỉ tiêu này được định nghĩa là giá trị trung bình gián đoạn cho mỗi KH bị
gián đoạn trong một năm. Nó được tính bởi tỷ số giữa tổng số KH bị ngừng cung
cấp điện trên tổng số KH bị ảnh hưởng.




i
'
ii
N
).N(
h-ëngnh¶bÞit¶phôsèTæng
cÊpcungngõngbÞhµngkh¸chsèTæng
CAIFI
λ

(2.2)
Trong đó
λ
i
là tỷ lệ hỏng hóc của điểm tải thứ i
N
i
là số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i
N
’
i
là số khách hàng bị ảnh hưởng
c. Ch tiêu thi gian ngừng cung cấp đin trung bình của h thống (System
Average Interruption Duration Index: SAIDI)
Chỉ tiêu này được định nghĩa là thời gian gián đoạn trung bình cho mỗi KH
được phục vụ trong một năm. Nó được tính bằng tỷ số giữa tổng thời gian ngừng
cung cấp điện cho KH trên tổng số KH được phục vụ.




i
ii
N
NU
SAIDI
).(
hµngkh¸chsèTæng
hµngkh¸chchocÊpcungngõnggianthêiTæng
(2.3)

Chương 2 Cơ s lý thuyt
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
11
Trong đó
N
i
là số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i
U
i
là thời gian mất điện hàng năm
d. Ch tiêu thi gian trung bình gián đoạn của khách hàng (Customer
Average Interruption Duration Index: CAIDI)
Chỉ tiêu này được định nghĩa là thời gian gián đoạn trung bình cho KH bị gián
đoạn trong một năm. Nó được tính bằng tỷ số giữa tổng thời gian ngừng cung cấp
điện cho KH trên tổng số KH bị mất điện.




)(
).(
ii
ii
N
NU
CAIDI

cÊpcungngõngbÞhµngkh¸chsèTæng
hµngkh¸chchocÊpcungngõnggianthêiTæng

(2.4)
Trong đó
λ
i
là tỷ lệ hỏng hóc của điểm tải thứ i
N
i
là số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i
U
i
là thời gian mất điện hàng năm
e. Ch tiêu đ tin cậy (Average Service Available Index: ASAI hoặc Index of
Reliability: IOR)
Chỉ số này được tính bằng tỷ số giữa tổng số thời gian phục vụ cho KH trên
tổng số thời gian KH yêu cầu trong một năm. Thông thường KH yêu cầu trong suốt
12 tháng, nên thời gian trung bình yêu cầu là 8760 h.

8760
8760 SAIDI
IORASAI


(2.5)
f. Ch tiêu không tin cậy (Average Service Unavailable Index: ASUI)

8760
1
SAIDI
ASAIASUI 
(2.6)

g. Năng lượng thiu hụt (Expected Energy not supplied index: EENS)



ii
ULEENS .
(2.7)
Trong đó
L
i
là phụ tải trung bình nút thứ i
U
i
là thời gian mất điện hàng năm
Chương 2 Cơ s lý thuyt
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
12
h. Thiu đin năng trung bình trên phụ tải (Average Energy not supplied
index: AENS)

i
ii
N
UL
AA
QQ
AENS


.

(2.8)
Trong đó
L
i
là phụ tải trung bình nút thứ i
U
i
là thời gian mất điện hàng năm
N
i
là số lượng khách hàng tại điểm tải thứ i
Trong tám chỉ số ĐTC hệ thống thì sáu chỉ số đầu là các chỉ số định hướng nó
ảnh hưởng đến KH và hai chỉ số cuối cũng là những chỉ số định hướng nhưng nó
ảnh hưởng đến tải và nguồn.
Khảo sát một số chỉ tiêu về ĐTC ở một số quốc gia và khu vực
Bảng 2.1 Chỉ tiêu độ tin cậy của Canada
Chỉ tiêu
Năm
2002
2003
2004
SAIFI (lần/năm)
2,33
2,67
1,98
SAIDI (giờ/năm)
4,06
10,65
3,95
CAIDI (giờ/lần)

1,74
3,99
1,99
IOR (ASAI)
0,999536
0,998784
0,999549
ASUI
0,000464
0,001216
0,000451
Bảng 2.2 Chỉ tiêu độ tin cậy của Bang Indiana, Mỹ
Năm
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
SAIFI
(lần/năm)
1,45
1,24
1,24
1,4
1,06
1,11
0,88
SAIDI

(phút/năm)
350
238
238
317
180
199
140
CAIDI
(phút/lần)
242
192
192
277
169
179
159
ASAI
0,999334
0,999547
0,999547
0,999397
0,999658
0,999621
0,999734
ASUI
0,000666
0,000453
0,000453
0,000603

0,000342
0,000379
0,000266
Chương 2 Cơ s lý thuyt
Trần Ngọc Nam Luận Văn Thạc Sĩ
13
Bảng 2.3 Chỉ tiêu độ tin cậy của Miền Nam Tenessee
Chỉ tiêu
Năm
2001
2007
SAIFI (lần/năm)
4,01
2,87
SAIDI (phút/năm)
293
201
CAIDI (phút/lần)
73
70
IOR (ASAI)
0,999443
0,999618
ASUI
0,000557
0,000382
Bảng 2.4 Chỉ tiêu SAIFI của một số khu vực (lần/năm)

2001-02
2002-03

2003-04
2004-05
2005-06
2006-07
2007-08
Queensland
2,8
2,7
3,4
2,7
3,1
2,1
2,4
New South Wales
2,6
1,4
1,6
1,6
1,8
1,9
1,7
Victoria
2,0
2,0
2,2
1,9
1,8
1,9
2,1
South Australia

1,6
1,8
1,7
1,7
1,9
1,8
1,5
Tamania
2,3
2,4
3,1
3,1
2,9
2,6
2,6
Bảng 2.5 Chỉ tiêu SAIDI của một số khu vực (phút/năm)

2001-02
2002-03
2003-04
2004-05
2005-06
2006-07
2007-08
Queensland
275
265
434
283
353

231
264
New South Wales
324
193
279
218
191
211
180
Victoria
152
151
161
132
165
165
197
South Australia
147
184
164
169
199
184
150
Tamania
198
214
324

314
292
255
304
Bảng 2.6 Chỉ tiêu CAIDI của một số khu vực (phút/lần)

2001-02
2002-03
2003-04
2004-05
2005-06
2006-07
2007-08
Queensland
98
98
128
105
113
110
110
New South Wales
125
137
174
136
106
111
106
Victoria

76
76
73
69
92
87
94
South Australia
92
102
96
99
105
102
100
Tamania
86
89
105
101
101
98
117