Nghiên cứu ảnh hưởng của nhà máy điện gió đến độ tin cậy của lưới điện phân phối

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------

NGUYỄN VĂN HÙNG

NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN
ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN

Hà Nội – 2014


BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------

NGUYỄN VĂN HÙNG

NGHIÊN CỨU ẢNH HƯỞNG CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN GIÓ ĐẾN
ĐỘ TIN CẬY CỦA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC
PGS.TS TRẦN BÁCH

Hà Nội – 2014


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN……………………………………………………………...……5
LỜI CẢM ƠN…………………………………………………………………...…..6
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT…………………………………...7
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU…………………………………………………...8
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ………………………………………….....9
MỞ ĐẦU …………………………………………………………………………..11
Chương 1. Tổng quan độ tin cậy của lưới điện phân phối, các phương pháp
đánh giá và nâng cao………………………………………………………...……12
1.1.Khái niệm hệ thống điện và độ tin cậy hệ thống điện……………….….……...12
1.1.1.Hệ thống và hệ thống điện……………………………………….………..12
1.1.2.Độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống điện……….………......12
1.1.3.Khái niệm và trạng thái hỏng hóc của hệ thống điện……………….…….13
1.1.3.1.Trạng thái của phần tử………………………………………….…….13
1.1.3.2.Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện…………………….……...14
1.2.Độ tin cậy của các phần tử……………………………………………………..16
1.2.1.Phần tử không phục hồi……………………………………………….…..16
1.2.2.Phần tử phục hồi…………………………………………………………..18
1.2.2.1. Sửa chữa sự cố lý tưởng có thời gian phục hồi τ = 0………….…….18
1.2.2.2. Sửa chữa sự cố thực thế, thời gian phục hồi τ……………………....19
1.2.2.3. Sửa chữa sự cố thực tế và bảo dưỡng định kỳ………………………21
1.3.Các chỉ số đánh giá ĐTC của HTĐ……………………………………………22

1.3.1. Các chỉ số hướng tới khách hàng………………………………………...23
1.3.1.1. Tần suất mất điện trung bình của hệ thống SAIFI ( System average
interruption frequency index)……………………………….……....23
1.3.1.2. Tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI

( Customer

average interruption frequency index……………………………….23
1.3.1.3. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI( System average
interruption duration index)………………………………………...23

Nguyễn Văn Hùng

1


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

1.3.1.4. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng CAIDI ( Customer
interruption duration index)………………………….……………24
1.3.1.5. Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình ASAI ( Average service
availability index)………………………………………………....24
1.3.1.6.ĐTC IOR (Index of reliability)………………………….………....24
1.3.2.Các chỉ số hướng tới phụ tải và nguồn cấp……………………….…….25
1.3.2.1. Lượng điện năng không được cấp ENS (Energy not supplied
index)………………………………………………………………………….…25
1.3.2.2. Lượng điện năng trung bình không được cấp AENS ( Averge Energy
not supplied index)………………………………………………..25

1.3.2.3. Giới hạn điện năng cấp trung bình cho khách hàng ACCI ( Averge
customer curtailment index)………………………………………25
1.4. Tổng quan lưới điện phân phối……………………………………………...26
1.4.1. Giới thiệu chung………………………………………………………...26
1.4.2. LPP điện trung áp……………………………………………………….27
1.4.2.1. Phương án cấp điện trung áp…………………………………….…27
1.4.2.2. Sơ đồ LPP trung áp………………………………………………...29
1.5. Độ tin cậy của lưới điện phân phối…………………………………………..31
1.5.1. Độ tin cậy của LPP hình tia……………………………………………..31
1.5.1.1. LPP hình tia không phân đoạn………………………………….….31
1.5.1.2. LPP hình tia phân đoạn…………………………………………….33
1.5.1.3. Độ tin cậy của LPP kín vận hành hở……………………………….35
1.6. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối………… .…………36
1.6.1. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy chung cho hệ thống điện…….……..36
1.6.1.1. Trong công tác quy hoạch – thiết kế……………………..………...36
1.6.1.2. Trong công tác tổ chức, quản lý, vận hành………………………...37
1.6.2. Các giải pháp nâng cao độ tin cậy trong lưới điện phân phối…………..38
1.6.2.1. Giải pháp chung…………………………………………………….38
1.6.2.2. Tăng cường độ dự phòng về cấu trúc………………………………39
1.6.2.3. Tái cấu trúc hệ thống phân phối điện……………………………….41

Nguyễn Văn Hùng

2


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

1.6.2.4. Sử dụng các thiết bị tự động trong lưới cung cấp…………………...41
1.6.2.5. Tăng cường dự phòng bằng sơ đồ kết dây…………………………..44
1.6.2.6. Tổ chức tìm và sửa chữa sự cố nhanh……………………………….45
Chương 2. Nghiên cứu các ảnh hưởng của nguồn điện gió lên lưới điện phân
phối…………………………………………………………………………….…..46
2.1. Tổng quan nguồn điện gió…………………………………………………….46
2.1.1. Tuabin gió………………………………………………………………..46
2.1.2.Hệ thống MF-tuabin tốc độ cố định………………………………………48
2.1.3.Hệ thống MF-tuabin tốc độ thay đổi………………………………………49
2.1.3.1.Dải thay đổi tốc độ gió hẹp…………………………………………..49
2.1.3.2.Dải thay đổi tốc độ gió rộng………………………………………….50
2.2.Ảnh hưởng của ngồn điện gió lên chất lượng điện năng…………………..…..51
2.2.1.Dao động điện áp………………………………………………………....52
2.2.2.Chập chờn điện áp………………………………………………………..52
2.2.3.Sóng hài…………………………………………………………………..54
2.3.Ảnh hưởng của nguồn điện gió lến ĐTC của LPP…………………………….55
2.3.1.Mô hình ĐTC của nguồn điện gió………………………………….……..55
2.3.1.1. Mô hình ĐTC của các loại nguồn truyền thống……………….……55
2.3.1.2. Mô hình ĐTC của nguồn điện gió…………………………………...57
2.3.2.Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC………………………………………..59
2.3.2.1.Phân miền trong hệ thống cung cấp điện…………………………….59
2.3.2.2.Các thông số ĐTC phần lưới điện khu vực………………………..…60
2.3.3.Các ma trận cấu trúc……………………………………………………....61
2.3.3.1.Ma trận liên hệ giữa các khu vực D(nxn)…………………………….61
2.3.3.2.Ma trận đường nối S(nxn)………………………………………..…..61
2.3.3.3.Ma trận liên hệ giữa nguồn chính S với các khu vực khi có 1 khu vực
bị sự cố As(nxn)………………………………………………..…...61
2.3.3.4.Ma trận thứ tự cấp điện từ nguồn dự phòng cho các khu vực
Bk(nxn)……………………………………………………………………………62
2.3.3.5.Ma trận ảnh hưởng thiết bị phân đoạn……………………………….63

Nguyễn Văn Hùng

3


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

2.3.4.Tính toán ĐTCCCĐ khi có nguồn dự phòng……………………………..65
2.3.4.1.Không xét đến giới hạn cung cấp của nguồn dự phòng……….…….65
2.3.4.2.Có xét đến giới hạn cung cấp của nguồn dự phòng…………………66
2.4.Ví dụ tính toán ảnh hưởng của nguồn điện gió lên ĐTC LPP………………....71
2.4.1. Thông số ĐTC các phần tử…………………………………………….…71
2.4.2.ĐTC cấp điện cho các hộ tiêu thụ khi chưa kết nối nguồn gió……………73
2.4.3.ĐTC cung cấp điện cho các hộ tiêu thụ khi kết nối với nguồn gió……….74
Chương 3. Áp dụng tính toán chỉ tiêu ĐTC lưới độc lập Lý Sơn – Quảng Ngãi
khi có gắn nguồn điện gió………………………………………………………...77
3.1.Tiềm năng nguồn gió Lý Sơn…………………………………………………..77
3.2.Hệ thống cung cấp điện trên đảo Lý Sơn………………………………………80
3.2.1.Hệ thống nguồn cấp……………………………………………………….80
3.2.2.Hệ thống lưới điện………………………………………………………...81
3.2.3.Công suất tiêu thụ của toàn đảo…………………………………………...83
3.2.4.Hệ thống nguồn phát Wind-diesel………………………………………...83
3.3.Tính toán các chỉ tiêu ĐTC cho phương án 4………………………………….85
3.3.1.Thông số máy phát gió của nhà sản xuất……………………………...…..85
3.3.2.Thông số ĐTC máy phát Diesel và trạm biến áp (Nguồn 1)……………..89
3.3.3.Phân miền khu vực theo ĐTC………………………………………….....90
3.3.4.Tính toán chỉ tiêu ĐTC – thời gian ngừng điện trên phụ tải……………..91

3.4. Kết luận………………………………………………………………………..98
Kết luận và kiến nghị.............................................................................................98
Tài liệu tham khảo..................................................................................................99

Nguyễn Văn Hùng

4


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan, những vấn đề được trình bày trong luận văn này là những
nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, có tham khảo một số tài liệu và bài báo của các
tác giả trong và ngoài nước đã xuất bản. Tôi xin chịu hoàn toàn trách nhiệm nếu sử
dụng kết quả của người khác.

Tác giả

Nguyễn Văn Hùng

Nguyễn Văn Hùng

5


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

LỜI CẢM ƠN
Trong suốt quá trình thực hiện luận văn tốt nghiệp này, tôi đã nhận được sự
giúp đỡ , động viên của thầy cô, bạn bè .
Tôi xin gửi lời biết ơn chân thành tới PGS.TS Trần Bách, người đã hướng
dẫn tôi rất nhiều trong quá trình thực hiện luận văn. Xin cảm ơn các thầy cô trong
Bộ môn Hệ thống điện – Viện Điện – Trường Đại học Bách khoa Hà nội đã giúp
đỡ, góp ý để tôi hoàn thiện luận văn. Đồng thời, tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới bạn
bè, đồng nghiệp đã trao đổi và giúp đỡ giải quyết những vướng mắc trong quá trình
thực hiện.

Nguyễn Văn Hùng

6


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT
Ký hiệu, chữ viết tắt

Nội dung

ĐTC

Độ tin cậy

HTĐ

Hệ thống điện

LPP

Lưới điện phân phối

MBA

Máy biến áp

DCL

Dao cách ly

HTCCĐ

Hệ thống cung cấp điện

MF

Máy phát

KĐB

Không đồng bộ

IE

Viện Năng lượng

TBPĐ

Thiết bị phân đoạn

TĐL

Tự động đóng lại

TĐD

Tự động đóng nguồn dự phòng

CSTD

Công suất tác dụng

CSPK

Công suất phản kháng

Nguyễn Văn Hùng

7


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1: Yêu cầu đối với bảo vệ của nhà MF điện gió………………….….....…53
Bảng 2.2 Giới hạn dòng hài theo IEC 61800-3……………………………............54
Bảng 2.3. Giá trị cực đại cho phép của THD điện áp gây ra bởi sóng hài ……......54
Bảng 2.4. Bảng thống kê các trạng thái công suất phát tương ứng xác suất xảy ra
từng trạng thái……………………………………………………………...……....56
Bảng 2.5. Xác suất trạng thái và công suất phát dự kiến từng trạng thái……….....72
Bảng 2.6. Thời gian ngừng điện trên các khu vực khi chưa có nguồn dự phòng…74
Bảng 3.1 Tốc độ gió trung bình tại Lý Sơn từ năm 1985 đến 1997…………..…...77
Bảng 3.2 . Hệ thống nguồn cấp trên đảo Lý Sơn…………………………………..81
Bảng 3.3 . Hệ thống đường dây trên đảo Lý Sơn…………………………………..82
Bảng 3.4 . Hệ thống trạm biến áp trên đảo Lý Sơn……………………………...…82
Bảng 3.5. Các phương án cấp điện cho Lý Sơn…………………………….……...84
Bảng 3.6. Công suất phát theo tốc độ gió……………………………………….…86
Bảng 3.7. Công suất phát và xác suất công suất phát 1 MF theo tốc độ gió……....87
Bảng 3.8. Công suất phát và xác suất công suất phát 3 MF theo tốc độ gió……....88
Bảng 3.9. Tổng hợp công suất phát và xác suất công suất phát 3 MF…………….89
Bảng 3.10. Thông số ĐTC máy phát Diesel và trạm biến áp……………………..89
Bảng 3.11. Phụ tải các khu vực trên đảo Lý Sơn………………………………….91
Bảng 3.12. Thời gian ngừng điện trên khu vực 1…………………………………93
Bảng 3.13. Tổng công suất tiêu thụ KV1 và KV2………………………………....95
Bảng 3.14. Thời gian ngừng điện trên khu vực 2……………………………….…95
Bảng 3.15. Tổng công suất tiêu thụ KV1 và KV2…………………………………97
Bảng 3.16. Thời gian ngừng điện trên khu vực 3……………………………….....97

Nguyễn Văn Hùng

8

Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ, ĐỒ THỊ
Hình 1.1. Trạng thái và hỏng hóc của HTĐ………………………………….….…15
Hình 1.2 Hàm ĐTC R(t)…………………………………………………………...17
Hình 1.3 Trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc của phần tử………………....19
Hình 1.4. Mô hình trạng thái có xét đến bảo dưỡng định kỳ……………………....21
Hình 1.5. Xác định phụ tải trung bình La…………………………………………..25
Hình 1.6. PP hình tia 1 lộ không phân đoạn ……………………………………....30
Hình 1.7. LPP hình tia 1 lộ có phân đoạn…………………………………………30
Hình 1.8. LPP kín vận hành hở……………………………………………………31
Hình 1.9. Hệ thống phân phối điện………………………………………………...31
Hình1.10. ĐTC LPP hình tia không phân đoạn…………………………………..31
Hình 1.11. ĐTC LPP hình tia có phân đoạn bằng DCL..........................................33
Hình 1.12. Đẳng trị các đoạn lưới có cùng ĐTC.....................................................34
Hình 1.13. Sơ đồ dự phòng cố định (liên tục)..........................................................40
Hình 1.14. Sơ đồ dự phòng thay thế.........................................................................40
Hình 1.15. Các hình thức đặt thiết bị tự động đóng dự trữ.......................................43
Hình 1.16. TĐD thiết bị đóng cắt phân đoạn ở mạng điện áp thấp..........................44
Hình 2.1 Đường cong công suất của một tuabin 2MW............................................47
Hình 2.2 Cấu trúc hệ thống MF- tuabin tốc độ cố định............................................48
Hình 2.3. Quan hệ giữa CSPK tiêu thụ và CSTD phát ra của MF KĐB..................49
Hình 2.4. Cấu trúc hệ thống MF KĐB kép (DFIG) hoạt động trong dải thay đổi tốc
độ gió hẹp.................................................................................................................49
Hình 2.5. Cấu trúc máy pháy tối ưu độ trượt (OSIG)..............................................50
Hình 2.6. Hệ thống MF-tuabin hoạt động với dải thay đổi tốc độ gió rộng.............51
Hình 2.7. Mô hình ĐTC MF truyền thống...............................................................55

Hình 2.8. Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian………................................................57
Hình 2.9. Mô hình đa trạng thái của MF điện gió....................................................58
Hình 2.10. Mô hình chuỗi Markov 3 trạng thái của MF điện gió............................58
Hình 2.11. Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực……………………………..…60

Nguyễn Văn Hùng

9


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

Hình 2.12 . Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng…………………….65
Hình 2.13. Quan hệ giữa Lk,i,j(t) và Pk,i,j(t) ………………………………………...68
Hình 2.14. Lượng công suất, thời gian không được cấp từ nguồn dự phòng cho khu
vực xét……………………………………………………………………………...69
Hình 2.15. Ví dụ tính ĐTC hệ thống cung cấp điện……………………………….71
Hình 2.16. Biểu đồ phụ tải khu vực 4 kéo dài………………………………..…….73
Hình 2.17. Biểu đồ xác định thời gian ngừng điện do thiếu công suất nguồn….…75
Hình 3.1. Số liệu thống kê về gió trong 1 năm tại trạm khí tượng trên đảo Lý Sơn.79
Hình 3.2. Tốc độ gió trung bình đo tại độ cao 12m trong năm 2005……………....79
Hình 3.3. Vị trí gió tiềm năng để lắp đặt Tuabin gió………………………………80
Hình 3.4 Biểu đồ phụ tải ngày đêm trên đảo Lý Sơn……………………………...83
Hình 3.5. Sơ đồ cấp điện Lý Sơn theo Phương án 4………………………………85
Hình 3.6 Đường cong đặc tính công suất phát theo tốc độ gió…………………...87
Hình 3.7. Phân miền HTCCĐ Lý Sơn……………………………………………..90

Nguyễn Văn Hùng

10


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

MỞ ĐẦU
Hiện nay, vấn đề đảm bảo chất lượng phục vụ điện năng cho các hộ tiêu thụ
điện đang rất được quan tâm. Đảm bảo chất lượng phục vụ bao gồm đảm bảo chất
lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện cho phụ tải. Trong bối cảnh chúng ta
đang tiến hành thị trường điện, việc tuân thủ các điều khoản trong hợp đồng mua
bán điện giữa bên mua và bên bán rất cần được coi trọng. Bên bán cần cung cấp
điện cho bên mua với đúng chất lượng điện năng mà bên mua yêu cầu với một độ
tin cậy nhất định đã được quy định trong hợp đồng.
Lưới điện phân phối là bộ phận thuộc hệ thống điện gắn trực tiếp với các phụ
tải. Chính vì vậy, những thay đổi, tác động dù tốt hay xấu xảy ra trên lưới điện phân
phối cũng ảnh hưởng trực tiếp lên phụ tải. Muốn đảm bảo được độ tin cậy cung cấp
điện trên phụ tải thì một trong các biện pháp hữu hiệu đó là tăng khả năng cung cấp
của lưới điện phân phối.
Một trong các xu hướng nhằm tăng khả năng cung cấp của lưới điện phân
phối đó là đưa các nguồn phân tán kết nối trực tiếp vào lưới điện phân phối. Tỷ
trọng điện năng phát ra của các nguồn phân tán ngày càng tăng. Các nguồn phân tán
đó có thể là các thủy điện nhỏ, các nhà máy điện năng lượng mặt trời, các nhà máy
dùng Diesel, và đặc biệt có tốc độ tăng trưởng nhanh nhất là Nguồn điện gió.
Điều đặc biệt của Nguồn điện gió là công suất phát ra phụ thuộc vào tốc độ
gió – một đại lượng có tính ngẫu nhiên. Chính vì vậy mà việc kết nối nguồn gió vào
lưới điện phân phối gây ra rất nhiều vấn đề cần nghiên cứu như sự thay đổi chất
lượng điện năng trên lưới, sự thay đổi độ tin cậy của lưới khi kết nối với nguồn gió.

Luận văn này nhằm mục đích nghiên cứu, phân tích, tính toán ảnh hưởng của
nguồn điện gió đến độ tin cậy của lưới điện phân phối. Cụ thể, tính chỉ tiêu độ tin
cậy - thời gian ngừng điện trong năm của phụ tải kết nối vào lưới phân phối có
nguồn gió khi xét tới tính ngẫu nhiên của tốc độ gió.

Nguyễn Văn Hùng

11


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

Chương 1. Tổng quan độ tin cậy của lưới điện phân phối,
các phương pháp đánh giá và nâng cao
1.1.

Khái niệm hệ thống điện và độ tin cậy hệ thống điện

1.1.1. Hệ thống và hệ thống điện
Hệ thống là tập hợp các phần tử tương tác trong một cấu trúc nhất định nhằm
thực hiện một nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nhất trong hoạt động
cũng như tiến tới sự phát triển. Đối với HTĐ, các phần tử chính như : máy phát
điện, MBA, đường dây tải điện… nhằm thực hiện một nhiệm vụ chung là sản xuất,
truyền tải và phân phối điện năng đến các hộ tiêu thụ.
HTĐ là một hệ thống phục hồi vì các phần tử của hệ thống sau khi bị sự cố
sẽ được phục hồi rồi đưa trở lại làm việc, do đó các trạng thái hỏng hóc của hệ
thống cũng được phục hồi sau thời gian nhất định. Xét trên phương diện ĐTC, HTĐ
là hệ thống phức tạp vì :

 Cấu trúc phức tạp : bao gồm số lượng lớn các phần tử thuộc nhiều loại
khác nhau, sơ đồ kết nối các phần tử đa dạng, phức tạp.
 Hoạt động phức tạp trong nhiều chế độ khác nhau, các quá trình diễn ra
trong hệ thống biến đổi nhanh, phức tạp như quá trình biến đổi điện từ.
 Trải rộng trong không gian và liên tục thay đổi theo thời gian.
1.1.2. Độ tin cậy và các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống điện
ĐTC là xác suất để hệ thống ( hoặc phần tử ) hoàn thành triệt để nhiệm vụ
yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định.
Đối với HTĐ là hệ thống phục hồi thì khái niệm khoảng thời gian nhất định
không có ý nghĩa bắt buộc vì hệ thống làm việc liên tục. Do đó ĐTC được đo bởi
một đại lượng thích hợp hơn là độ sẵn sàng.
Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống ( hay phần tử ) hoàn thành hoặc sẵn
sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ.
Hay độ sẵn sàng chính là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm
bất kỳ và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời

Nguyễn Văn Hùng

12


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

gian hoạt động. Ngoài ra, còn dùng độ không sẵn sàng là xác suất để hệ thống ( hay
phần tử ) ở trạng thái hỏng để đánh giá HTĐ.
Tuy nhiên, thông số độ sẵn sàng ( cũng được gọi chung là ĐTC ) chưa đủ
đánh giá chi tiết ĐTC trong các bài toán, do đó phải sử dụng thêm nhiều chỉ tiêu
khác cũng có tính xác suất như dưới đây :

 Xác suất thiếu điện cho phụ tải, đó là xác suất công suất phụ tải lớn hơn
công suất điện
 Xác suất thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại.
 Điện năng thiếu ( hay điện năng mất ) cho phụ tải, đó là kỳ vọng điện
năng phụ tải bị cắt do hỏng hóc hệ thống trong một năm.
 Thiệt hại kinh tế tính bằng tiền do mất điện.
 Thời gian mất điện trung bình cho một phụ tải trong một năm.
 Số lần mất điện trung bình cho một phụ tải trong một năm.
1.1.3. Khái niệm về trạng thái hỏng hóc của hệ thống điện
1.1.3.1. Trạng thái của phần tử
Trạng thái của mỗi phần tử trong HTĐ sẽ ảnh hưởng trực tiếp tới trạng thái
của hệ thống. Phần tử của HTĐ có thể ở các trạng thái khác nhau tùy thuộc vào tình
trạng kỹ thuật và chức năng của chúng. Mỗi trạng thái kéo dài trong khoảng thời
gian gọi là thời gian trạng thái. Dựa trên mức độ sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ mà
phân ra các trạng thái khác nhau.
Ví dụ MBA có thể có 2 trạng thái làm việc :
 Trạng thái tốt hay trạng thái làm việc.
 Trạng thái hỏng
Nếu xét đến bão dưỡng định kỳ thì có 3 trạng thái.
Tập hợp tất cả các trạng thái của phần tử có thể xảy ra là tập đủ trạng thái của
phần tử. Việc phần tử nằm trong trạng thái nào của tập đủ là đại lượng ngẫu nhiên
được đo bởi xác suất phần tử ở trạng thái đó hay chính là xác suất trạng thái. Tổng
các xác suất trạng thái trong tập đủ bằng 1. Ngoài đặc trưng xác suất trạng thái thì

Nguyễn Văn Hùng

13


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

mỗi trạng thái còn được đặc trưng bởi các thông số : thời gian tồn tại trạng thái, và
tần số lặp lại trạng thái.
Xác suất trạng thái tốt của phần tử chính là độ sẵn sàng, và ngược lại xác
suất trạng thái hỏng chính là độ không sẵn sàng của phần tử.
1.1.3.2. Trạng thái và hỏng hóc của hệ thống điện
Trạng thái HTĐ : là sự xảy ra đồng thời các trạng thái bất kỳ của các phần
tử. Tập đủ trạng thái HTĐ là tổ hợp tất cả các trạng thái của các phần tử trong hệ
thống. Do đó xác suất xảy ra trạng thái của HTĐ chính là tích các xác suất trạng thái
của các phần tử nếu giả thiết các phần tử của HTĐ làm việc độc lập với nhau. Giả
thiết này đúng với các phần tử trong HTĐ vì vậy được áp dụng trong hầu hết các bài
toán ĐTC.
Tương tự như trạng thái của phần tử, trạng thái của HTĐ cũng được đặc
trưng bởi các thông số :
 Thời gian trung bình hệ thống ở trạng thái đó, gọi là thời gian trạng thái
Ti ( ứng với trạng thái i ).
 Tần suất trạng thái fi, là số lần hệ thống rơi vào trạng thái i trong một đơn
vị thời gian.
 Xác suất trạng thái Pi, là xác suất hệ thống ở trạng thái i hay chính là thời
gian tương đối hệ thống ở trạng thái i, tính trong một chu kỳ lặp lại.
Trạng thái hỏng hóc HTĐ : Ứng với từng mục đích riêng khi nghiên cứu
ĐTC HTĐ thì sẽ có từng tiêu chuẩn hỏng hóc riêng, và theo tiêu chuẩn hỏng hóc đó
mà sẽ phân chia ra các trạng thái của HTĐ.
Tập đủ trạng thái HTĐ cũng được chia làm 2 tập :
 Tập trạng thái tốt trong đó HTĐ làm việc tốt.
 Tập trạng thái hư hỏng trong đó HTĐ bị hỏng theo tiêu chuẩn hỏng hóc
đã chọn ban đầu.
Trên hình 1.1 thể hiện mối quan hệ giữa trạng thái hỏng của hai phần tử

chính của hệ thống là máy phát và đường dây ( bao gồm cả MBA) với các trạng thái
hỏng của HTĐ. Các trạng thái hỏng của HTĐ, tức các trạng thái không hoàn thành
nhiệm vụ bao gồm :

Nguyễn Văn Hùng

14


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

 Phụ tải bị mất điện.
 HTĐ sụp đổ , mất điện một phần hoặc toàn bộ hệ thống

Hình 1.1. Trạng thái và hỏng hóc của HTĐ
Các nguyên nhân trực tiếp khiến phụ tải mất điện :
 Thiếu công suất phát
 Nút tải bị cô lập do sự cố đường dây cấp điện trực tiếp
 Đường dây bị quá tải hay điện áp nút không đạt yêu cầu
 HTĐ bị phân rã
Trạng thái hỏng của máy phát và đường dây có gây ra các trạng thái hỏng
của HTĐ hay không còn tùy thuộc vào cấu trúc HTĐ : Độ dư thừa công suất phát,

Nguyễn Văn Hùng

15

Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

độ dư thừa khả năng tải của lưới điện. Và chính sơ đồ quan hệ trạng thái này cho
thấy cần phải tác động thế nào để tăng ĐTC của HTĐ. Ví dụ để tránh nguy cơ thiếu
công suất phát do hỏng máy phát thì phải có dự trữ công suất.
1.2.

Độ tin cậy của các phần tử
ĐTC của HTĐ phụ thuộc chính vào ĐTC của các phần tử, vì vậy để nghiên

cứu ĐTC của HTĐ cần nghiên cứu chi tiết ĐTC của các phần tử. Khi nghiên cứu
ĐTC các phần tử cần đưa vào các thông số như xác suất làm việc tin cậy, cường độ
hỏng hóc, xác suất để phần tử làm việc trong khoảng thời gian xác định… Các khái
niệm cơ bản này về ĐTC của phần tử cũng đúng với ĐTC HTĐ. Trên phương diện
ĐTC, phần tử được phân loại ra phần tử phục hồi và phần tử không phục hồi, ở đây
sẽ xem xét cả hai loại phần tử.
1.2.1. Phần tử không phục hồi
Là các phần tử chỉ có thể làm việc tới lần hỏng đầu tiên và không có khả
năng phục hồi sau khi bị sự cố. Thời gian từ khi làm việc tới khi xảy ra sự cố là thời
gian phục vụ T là đại lượng ngẫu nhiên và có hàm phân bố xác suất :

FT (t)  P(T  t)

(1.1)

P(T  t) là xác suất để các phần tử làm việc từ thời điểm 0 cho đến thời
điểm bất kỳ t; t là biến số. Đó cũng là xác suất để phần tử hỏng trước hoặc đúng
thời điểm t.

Hàm mật độ f T (t) :

1
P(t  T  t  t)
t 0 t

fT (t)  lim

(1.2)

Trong đó : fT (t). t là xác suất để thời gian phục vụ T nằm trong khoảng
(t, t +∆t ) với ∆t đủ nhỏ.
Theo lý thuyết xác suất ta có :
t

FT (t)   f T (t).dt
0

fT (t) 

Nguyễn Văn Hùng

dFT (t)
dt

16

(1.3)
(1.4)

Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

Hàm phân bố và hàm mật độ là hai đại đặc trưng cơ bản của mỗi đại lượng
ngẫu nhiên. Ta xét các đại lượng cơ bản khác đặc trưng cho ĐTC của phần tử.
 ĐTC R(t)
Theo định nghĩa ĐTC, hàm R(t) có dạng như sau : R(t) = P (T > t )
Trong đó P ( T > t ) là xác suất để thời gian phục vụ lớn hơn t, cũng tức là hỏng
sau thời điểm t.
Do vậy : R(t) = 1 – FT(t)

Hình 1.2 Hàm ĐTC R(t)
 Cường độ hỏng hóc λ(t)
Với Δt đủ nhỏ thì λ(t).Δt chính là xác suất để phần tử đã phục vụ đến thời t
sẽ hỏng trong khoảng Δt tiếp theo.
t

Từ định nghĩa ta suy ra : R(t)  e

   (t)dt

(1.5)

0

Đây là công thức cơ bản cho phép tính được ĐTC của phần tử khi biết cường
độ hỏng hóc của nó, còn cường độ hỏng hóc thì được xác định nhờ thống kê quá
trình hỏng hóc trong quá khứ của phần tử.

Trong HTĐ thường sử dụng điều kiện :
λ(t) = λ = hằng số
Do đó :

R(t)  et ;FT (t)  1  et ;f T  et

(1.6)

Luật phân bố này gọi là luật phân bố mũ.
Thời gian làm việc trung bình TLV


TLV

Nguyễn Văn Hùng





dR(t)
  t.fT (t).dt    t.
dt   R(t)dt
dt
0
0
0

17

(1.7)


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

Với λ(t) = hằng số; R(t)  et do đó : TLV 

1


(1.8)
(

Đây là công thức quan trọng cho quan hệ giữa thời gian làm việc và cường
độ hỏng hóc của các phần tử có luật phân bố mũ. Như vậy với các phần tử không
phục hồi, ĐTC được mô tả nhờ cường độ hỏng hóc λ(t) hoặc ĐTC R(t).
1.2.2. Phần tử phục hồi
1.2.2.1. Sửa chữa sự cố lý tưởng có thời gian phục hồi τ = 0
Giả thiết sau sửa chữa phần tử như mới. Đây là trường hợp các phần tử hư
hỏng được thay thế rất nhanh bằng các phần tử dự phòng (ví dụ như MBA). Thay
cho khái niệm cường độ hỏng hóc của các phần tử không phục hồi, đối với các phần
tử phục hồi dùng khái niệm thông số dòng hỏng hóc ω(t).
Tương tự λ(t) thì ω(t). Δt chính là xác suất để hỏng hóc xảy ra trong khoảng
thời gian ( t, t + Δt) :

1
P ( hỏng xảy ra trong khoảng (t , t + Δt)
t 0 t

(t)  lim

(1.9)
(1



Mà P(hỏng xảy ra trong khoảng (t , t + Δt)) =

(t) 

Kết hợp với (1.9) :

 f k (t).t

(1.10)

k 1



 f k (t)

(1.11)

k 1

Nếu thời gian làm việc tuân theo hàm phân bố mũ thì fT  .e

t

và khi đó

thời gian đến lần hỏng thứ k tuân theo quy luật Poisson :

f k (t)   k

t k 1 t
e
(k  1)!

(1.12)


 k .t k 1 t
(.t)k 1
t
(t)   f k (t)  
e  .e 
 .et .et   (1.13)
k 1
k 1 (k  1)!
k 1 (k  1)!




Vậy, khi thời gian làm việc của phần tử tuân theo luật mũ thì thông số dòng
hỏng hóc ω(t) là hằng số và bằng cường độ hỏng hóc của phần tử : ω(t) =λ

Nguyễn Văn Hùng

18


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

1.2.2.2. Sửa chữa sự cố thực thế, thời gian phục hồi τ
Khác với phần tử phục hồi có thời gian phục hồi bằng không, các phần tử có
thời gian phục hồi khác không sẽ chịu một quá trình ngẫu nhiên hai trạng thái :
trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc với đặc trưng tương ứng là thời gian làm
việc TLV và thời gian sửa chữa τ .
Tương ứng với hai thời gian đặc trưng trên cần có hai hàm phân bố xác suất
là hàm phân bố thời gian làm việc FLV (t) và hàm phân bố thời gian ở trạng thái
hỏng FH (t).

Hình 1.3 Trạng thái làm việc và trạng thái hỏng hóc của phần tử
Các đại lượng và chỉ tiêu cần thiết để mô tả hành vi của phần tử phục hồi :
 Xác suất phần tử ở trạng thái tốt tại thời điểm t gọi là xác suất trạng
thái làm việc PLV (t).
 Xác suất phần tử ở trạng thái hỏng tại thời điểm t là PH (t)
 Thông số dòng hỏng hóc ω(t) :

1
P  X(t  t)  H    X(t)  LV 
t 0 t

(t)  lim

(1.14)

Trong đó : X(t) là trạng thái của phần tử tại thời điểm t
 Cường độ chuyển trạng thái từ trạng thái làm việc sang trạng thái
hỏng :

1
P [ hỏng trong thời gian (t, t + Δt )/làm việc ở thời điểm t]
t 0 t

q LV  H (t)  lim

1
P  X(t  t)  H  /  X(t)  LV 
t 0 t

= lim

Nguyễn Văn Hùng

19

(1.15)


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

Hay :
q LV  H (t).t 

P  X(t  t)  H    X(t)  LV 
P  X(t)  LV 



(t).t
(t).t (1.16)

P  X(t)  LV  PLV (t)

(t)  qLV H(t) .PLV(t)

Nên :

(1.17)

 Thời gian làm việc trung bình TLV
 Thời gian hỏng trung bình τ
 Thời gian trung bình của một chu kỳ làm việc-hỏng : TCK = TLV + τ
 Hệ số sẵn sàng : A 

TLV
T
 LV
TCK TLV  

 Hệ số không sẵn sàng : A  1  A 

(1.18)


TLV  

(1.19)

Giả thiết rằng TLV và τ đều tuân theo luật phân bố mũ (trong thực tế τ tuân
theo luật phân bố chuẩn, song giả thiết trên có thể giúp ta có thể áp dụng mô hình
Markov, hơn nữa kết quả tính toán có thể chấp nhận được ), ta có :
FT (t) – phân bố xác suất của thời gian làm việc = 1- e-λt
Fτ(t) – phân bố xác suất của thời gian hỏng hóc = 1- e-µt
Trong đó :  

1
là cường độ phục hồi, τ là thời gian hỏng hóc trung bình


(thời gian phục hồi phần tử hư hỏng )
Sau khi áp dụng mô hình Markov ta có :




1

 .PLV
   TLV  

(1.20)

Công thức cho ta mối quan hệ giữa thông số dòng hỏng hóc và cường độ
hỏng hóc của các phần tử trong thực tế. Tuy nhiên với HTĐ, PLV thường có giá trị
xấp xỉ 1, do đó có thể coi gần đúng    .
Đối với phần tử phục hồi thường thống kê được :
 Số lần hỏng λ trong một đơn vị thời gian, từ đó tính ra :

TLV 

Nguyễn Văn Hùng

1


(1.21)

20


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

 Thời gian sữa chữa sự cố trung bình τ, từ đó tính ra :



1



(1.22)

1.2.2.3. Sửa chữa sự cố thực tế và bảo dưỡng định kỳ
Theo mô hình hỏng hóc phía trên thì bảo dưỡng định kỳ giúp giảm cường độ
hỏng hóc, tăng thời gian làm việc trung bình của phần tử mà chi phí lại ít hơn nhiều
so với sửa chữa sự cố. Một yếu tố khác nữa của bảo dưỡng định kỳ đó là tính chủ
động của người lên kế hoạch còn với sữa chữa sự cố thì không.
Khi có thêm bảo dưỡng định kỳ, phần tử chịu một quá trình ngẫu nhiên bao
gồm 3 trạng thái như trên hình. Nếu giả thiết thời gian bảo dưỡng định kỳ τĐK cũng
tuân theo luật mũ thì có thể áp dụng mô hình trên Hình 1.4.
Trong đó : T - tốt ; ĐK – bảo dưỡng định kỳ ; H – hỏng

Hình 1.4. Mô hình trạng thái có xét đến bảo dưỡng định kỳ
Với các thông số :
 λ – cường độ hỏng hóc
 µ - cường độ phục hồi
 λĐK – cường độ xảy ra bảo dưỡng định kỳ
 µĐK – cường độ bảo dưỡng định kỳ
Nếu giả thiết thêm rằng, thời gian giữa hai lần bảo dưỡng định kỳ TĐK cũng
tuân theo luật mũ, thì có thể tìm được xác suất trạng thái bằng mô hình Markov. Giả
thiết này không đúng với trong thực tế, vì bảo dưỡng định kỳ được thực hiện theo
kế hoạch lập trước, tuy nhiên mô hình vẫn cho kết quả khá gần thực tế và có thể rút
ra từ đó nhiều kết luận hữu ích.
Ở chế độ xác lập ( chế độ dừng t = ∞ ) ta có :

Nguyễn Văn Hùng

21

Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

PT 

. DK
. DK   DK   DK

PDK 
PH 

. DK
. DK   DK   DK

(1.23)

. DK
. DK   DK   DK

Ta xét PH, chia cả tử và mẫu cho µĐK :

PH 



(1.24)


    DK
DK

Trong thực tế λĐK/µĐK và λ/µ đều nhỏ hơn 1 nhiều, do đó :

PH 


 .  A


(1.25)

Tương tự với PH, PĐk hay QĐK là :

PDK 

 DK


DK   DK  DK


  DK .DK

(1.26)

PĐK còn gọi là hệ số bảo dưỡng định kỳ.
Như vậy nhờ các công thức ở trên mà ta có thể tính được xác suất của trạng

thái H và bảo dưỡng định kỳ.
1.3.

Các chỉ số đánh giá ĐTC của HTĐ
Các chỉ tiêu ĐTC HTĐ được đánh giá khi dùng 3 khái niệm cơ bản, đó là

cường độ mất điện trung bình l năm (do sự cố hoặc theo kế hoạch), thời gian mất
điện (sửa chữa) trung bình t, thời gian mất điện hàng năm trung bình T của phụ tải.
Tuy nhiên, những giá trị này không phải là giá trị quyết định mà là giá trị
trung bình của phân phối xác suất, vì vậy chúng chỉ là những giá trị trung bình dài
hạn. Mặc dù 3 chỉ tiêu trên là quan trọng, nhưng chúng không đại diện một cách
toàn diện để thể hiện ĐTC của hệ thống. Chẳng hạn các chỉ tiêu trên được đánh giá
không thể hiện được tương ứng với 1 khách hàng hay 100 khách hàng, tải trung

Nguyễn Văn Hùng

22


Luận văn Cao học

GVHD : PGS.TS Trần Bách

bình tại điểm đánh giá là 10kW hay 10MW. Để đánh giá được một cách toàn diện
về sự mất điện của hệ thống, người ta còn đánh giá thêm các chỉ tiêu sau:
1.3.1. Các chỉ số hướng tới khách hàng
1.3.1.1. Tần suất mất điện trung bình của hệ thống SAIFI ( System average
interruption frequency index)
Tổng số khách hàng bị mất điện
SAIFI =

Tổng số khách hàng được phục vụ
Trong đó

=

  .N
N
i

i

(1.27)

i

i là xác suất sự cố

Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối vào điểm i
Chỉ số SAIFI cho biết số lần mất điện trung bình trong một năm cho một
khách hàng dùng điện.
1.3.1.2. Tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI

( Customer

average interruption frequency index)
Tổng số khách hàng bị mất điện

(1.28)

CAIFI =

Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng
Trong đó i là xác suất sự cố ;Ni là tổng số phụ tải khách hàng nối vào điểm i

Chỉ số này khác với SAIFI ở phần mẫu số. Chỉ số này rất có ích khi so sánh
giữa các năm với nhau, khi mà không phải tất cả khách hàng bị ảnh hưởng và nhiều
khách hàng vẫn được cung cấp điện. Giá trị CAIFI rất tiện lợi khi xét theo thời gian
của một hệ thống phân phối cụ thể.
Khi áp dụng các chỉ số này các khách hàng bị ảnh hưởng chỉ được tính một
lần bất kể số lần mất điện mà khách hàng này phải chịu trong năm.
1.3.1.3. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI( System average
interruption duration index)
Tổng thời gian mất điện của khách hàng
SAIDI =

Nguyễn Văn Hùng

Tổng số khách hàng

23

=

U . N
N
i

i

i

(1.29)