Tính toán độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện và đánh giá hiệu quả của nguồn dự phòng

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

NGUYỄN DUY HƯNG

TÍNH TOÁN ĐÔ TIN CẬY CUA HÊ THÔNG CUNG CÂP ĐIÊN VA
ĐANH GIA HIÊU QUA CUA NGUỒN DƯ PHONG

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
CHUYÊN NGÀNH
KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. NGUYÊN QUÂN NHU

THÁI NGUYÊN - 2016
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN


TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

NGUYỄN DUY HƯNG

TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CUA HÊ THÔNG CUNG CẤP ĐIÊN VA
ĐANH GIA HIỆU QUA CỦA NGUÔN DƯ PHONG
Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã ngành: 60520202

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

KHOA CHUYÊN MÔN NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC

PHÒNG ĐÀO TẠO

THÁI NGUYÊN - 2016


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan nội dung trong luận văn là của riêng tôi và được sự hướng
dẫn khoa học của TS. Nguyễn Quân Nhu. Các nội dung nghiên cứu, đăc biêt kết quả
trong đề tài này là trung thực và chưa công bố dưới bất kỳ hình thức nào trước đây.
Những số liệu trong các bảng biểu phục vụ cho việc phân tích, nhận xét, đánh giá
được chính tác giả thu thập từ các nguồn khác nhau có ghi rõ trong phần tài liệu
tham khảo.
Nếu phát hiện có bất kỳ sự gian lận nào tôi xin hoàn toàn chịu trách nhiệm về
nội dung luận văn của mình.

Thái Nguyên, Ngày

tháng

năm 2016

Học viên

Nguyễn Duy Hưng


LỜI CẢM ƠN
Tôi xin chân thành cảm ơn sự hướng dẫn nhiệt tình của TS. Nguyễn Quân
Nhu, giảng viên Bộ môn Hệ thống điện, Trường đại học kỹ thuật công nghiêp Thái
Nguyên - Người chịu trách nhiệm hướng dẫn tôi hoàn thành luận văn này.

Từ đáy lòng mình, tôi xin gửi lời cảm ơn sâu sắc tới các thầy cô đã tham gia
giảng dạy trong khóa họ chuyên nghanh ky thuât điên, đã tạo mọi điều kiện thuận
lợi giúp tôi hoàn thành khóa học này.
Tôi cũng xin gửi lời cảm ơn tới các cán bộ hành chính của khoa Điện và
Phòng Đào tạo sau đại học đã giúp đỡ chúng tôi trong quá trình học tập tại trường.
Lời cuối cùng, tôi chân thành cảm ơn sự động viên của gia đình va đông
nghiêp, những người đã tạo điều kiện rất nhiều cho tôi trong suốt chặng đường học
tập đã qua.
Nguyễn Duy Hưng


DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU


LĐPP HTĐ
: Lưới điện
CCĐ MCphân phối
DCL
DCLTĐ

: Hệ thống
điện

: Cung cấp
HTCCĐ điện
TBĐC

: Máy cắt

TBPĐ

: Dao cách
ly

ĐTC

ĐTCCCĐ: Dao cách
ly tự động
NMĐ TBA
: Hệ thống
cung cấp
điện
: Thiết bị
đóng cắt
: Thiết bị
phân đoạn
: Độ tin cậy
: Độ tin cậy
cung cấp
điện
: Nhà máy
điện
: Trạm biến
áp

M
Ụ
C
L
Ụ

C


LỜI CAM ĐOAN ............................................................................................. 1
LỜI CẢM ƠN ................................................................................................... 4
DANH MỤC CÁC CHỮ VIẾT TẮT VÀ KÝ HIỆU ....................................... 5
MỤC LỤC ......................................................................................................... 5
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ .......................................................................... 9
MỞ ĐẦU ......................................................................................................... 11
1. Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài

11

2. Đối tượng nghiên cứu và lý do chọn đề tài

11

2.1. Đối tượng nghiên cứu ...................................................................... 11
2.2. Phạm vi áp dụng............................................................................... 11
2.3. Áp dụng cụ thể ................................................................................. 11
3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài
12
3.1. Ý nghĩa khoa học của đề tài ............................................................. 12
3.2. Tính thực tiễn của đề tài................................................................... 12
4. Phương pháp nghiên cứu
12
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP
TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN.................................. 13
1.1 Tổng quan về độ tin cậy

13

1.1.1 Các chỉ số đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện kéo dài ................ 14
1.1.2 Các chỉ số đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện thoáng qua .......... 15
1.1.3 Một số chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện khác .................. 16
1.2 Hệ thống điện và các phần tử
16
1.3 Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện [1]

17

1.4 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện

18

CHƯƠNG 2 PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN
CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI ...................................... 20
2.1 Đặt vấn đề

21

2.2 Mô hình bài toán và cơ sở phương pháp tính [3]

22

2.2.1 Mô tả bài toán ................................................................................ 22
2.2.2 Mô hình nguồn và phụ tải .............................................................. 23
2.2.3 Mô hình sơ đồ lưới điện theo ĐTC ................................................ 24
2.2.4 Các ma trận cấu trúc...................................................................... 26

2.3 Tính toán độ tin cậy cung cấp điện

28

2.3.1 Lưới điện hình tia không nguồn dự phòng .................................... 28
2.3.2 Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng [9] ..................................... 30
2.3.3. Thời gian ngừng điện công tác ..................................................... 31
2.4. Ví dụ ứng dụng tính toán độ tin cậy cung cấp điện
32
2.4.1. Sơ đồ và số liệu ban đầu ............................................................... 32
2.4.2. Tính toán độ tin cậy xét với các điều kiện khác nhau................... 35
2.5. Thuật toán tính ĐTCCCĐ
40
2.6. Kết luận chương 1

42

CHƯƠNG 3..................................................................................................... 49
TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN HUYỆN ĐẦM HÀ ..................................... 49
TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG CUNG
CẤP ĐIỆN CHO CÁC PHỤ TẢI THUỘC LỘ 373 E5.6 ............................. 49
3.1. Đặc điểm tự nhiên, kinh tế - xã hội của huyện Đầm Hà

49

3.1.1. Về địa lý ........................................................................................ 49
3.1.2. Khí hậu, thời tiết: .......................................................................... 50
3.1.3. Giao thông vận tải: ........................................................................ 50
3.1.4. Hiện trạng kinh tế xã hội:.............................................................. 50

3.2. Đặc điểm lưới điện Tỉnh Quảng Ninh
51
3.2.1 Phụ tải khu vực cấp điện: ............................................................... 51
3.2.2. Lưới điện 110kV ........................................................................... 52
3.2.3. Lưới điện trung áp (35kV-22kV-10kV-6kV) ............................... 52
3.3. Ứng dụng phần mềm tính toán chế độ xác lập lộ 373E5.6
53
3.3.1. Phần mềm PSS/ADEPT. ............................................................... 53
3.3.2. Phần mềm PSS/E ( Power Sytem Simulato for Engineering) ...... 54
3.3.3 Ứng dụng phần mềm Phần mềm PSS/ADEPT tính toán chế độ xác
lập lộ 373E5.6 ................................................................................................. 54
3.3.4 Kết quả tính toán ............................................................................ 58
CHƯƠNG 4..................................................................................................... 60
ỨNG DỤNG PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ GIẢI TÍCH ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN
CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO CÁC PHỤ TẢI CỦA LỘ 373E5.6 THUỘC
LƯỚI ĐIỆN HUYỆN ĐẦM HÀ .................................................................... 60
4.1. Đặt vấn đề

60

4.2.Các số liệu tính toán khác

64


4.3. Tính toán độ tin cậy của lộ 373E5.6 xét đến hiệu quả sử dụng nguồn
dự phòng:

65

4.3.1. Trường hợp sử dụng TBPĐ là Dao cách ly thường ...................... 65
4.3.2. Trường hợp sử dụng TBPĐ là Dao cách ly tự động ..................... 72
4.5. Kết luận chương 4 và kiến nghị
81
TÀI LIỆU THAM KHẢO............................................................................... 82


DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 2.1. Nguồn dự phòng trong lưới điện phân phối .................................... 21
Hình 2.2. Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu .............................................................. 22
Hình 2.3. Đồ thị phụ tải ngày theo thời gian................................................... 24
Hình 2.4. Sơ đồ HTCCĐ với phân miền khu vực........................................... 25
Hình 2.5. Sơ đồ HTCCĐ hình tia.................................................................... 29
Hình 2.6. Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng.......................... 30
Hình 2.7. Sơ đồ HTCCĐ nghiên cứu .............................................................. 33
Hình 2.8: Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán............................................. 34
Hình 2.9: Giao diện phần mềm ....................................................................... 43
Hình 2.10: Vào số liệu bàn phím .................................................................... 44
Hình 2.11: Xem và sửa số liệu ........................................................................ 44
Hình 2.12: Đọc số liệu để tính toán ................................................................ 44
Hình 2.13: Kết quả tính ................................................................................... 45
Hình 3.1: Sơ đồ nguyên lý lộ 373E5.63.3. Ứng dụng phần mềm tính toán chế
độ xác lập lộ 373E5.6 ...................................................................................... 53
Hình 3.2: Sơ đồ lưới vẽ trên PSS .................................................................... 55
Hình 3.3: Thông số máy biến áp ..................................................................... 56
Hình 3.4: Thông số công suất phụ tải công suất Ptt, Qtt ................................ 57
Hình 3.5: Thông số đầu vào của đường dây ................................................... 57
Hình 3.6: Kết quả in ........................................................................................ 58
Hình 4.1 Sơ đồ kết nối lộ 373E5.6 với 27 trạm phân phối cung cấp cho phụ tải
......................................................................................................................... 60

Hình 4.2: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vực ................................................ 62
Hình 4.3: Biểu đồ phụ tải các khu vực............................................................ 63
Hình 4.4: Xem và sửa số liệu .......................................................................... 66
Hình 4.5: Đọc số liệu để tính toán .................................................................. 67
Hình 4.6: Kết quả tính.....................................................................................66
Hình 4.7: Xem và sửa số liệu .......................................................................... 73
Hình 4.8: Đọc số liệu tính toán........................................................................72
Hình 4.9: Kết quả tính toán ............................................................................. 75
Hình 4.10: Biểu đồ tính toán thời gian mất điện sử dụng DCL thường ......... 80
Hình 4.11: Biểu đồ tính toán thời gian mất điện sử dụng DCL tự động (máy
cắt) ................................................................................................................... 81


DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 2.1. Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải ................... 34
Bảng 2.2. Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ ..... 37
Bảng 2.3. Tổng hợp kết quả tính toán ĐTC cho các khu vực và HTCCĐ ..... 39
Bảng 3.1: Chỉ tiêu ĐTCCCĐ .......................................................................... 51
Bảng 3.4. Điện áp các nút trên lưới 35 kV...................................................... 58
Bảng 3.5 thống kê dòng điện tính toán trên các nhánh, so sánh với dòng điện
cực đại cho phép theo điều kiện phát nóng. .................................................... 59
Bảng 4.2. Tổng hợp kết quả tính toán độ tin cậy ............................................ 79


MỞ ĐẦU
1. Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài
Nhằm đánh giá tổng quan về độ tin cậy cung cấp điện để đảm bảo cung cấp
điện liên tục và tin cậy. Ngoài ra để lập các danh mục dự án với những giải pháp
đầu tư nhằm đảm bảo đầu tư hiệu quả, tăng năng suất lao động của ngành điện và
đảm bảo ổn định kinh tế xã hội khu vực lưới điện tỉnh Quảng Ninh đến năm 2020.

Cụ thể:
- Đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện theo tiêu chí N-1 và SAIDI đạt 552 phút
đến năm 2020 nhằm cải thiện chất lượng điện năng cho các khách hàng sử dụng
điện.
- Hoàn thiện sơ đồ lưới điện, đảm bảo sơ đồ kết dây hợp lý và đồng bộ hòa
toàn bộ lưới điện trung áp đến lưới điện 110kV khu vực nhằm thuận tiện cho quản
lý vận hành, tăng năng suất lao động. Giảm tổn thất điện năng đến năm 2020 nhỏ
hơn hoặc bằng 5%.
- Làm cơ sở cho sự phát triển kinh tế xã hội địa phương, nâng cao uy tín của
nghành điện đối với khách hàng.
Với đề tài: “Tính toán độ tin cậy hệ thống cung cấp điện và đánh giá hiệu
quả của nguôn dự phòng ” luận văn mong muốn đóng góp một phần nhỏ những
tìm hiểu của mình vào việc tính toán đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, nhằm đảm
bảo yêu cầu sử dụng điện tin cậy cho từng hộ tiêu thụ điện.

2. Đối tượng nghiên cứu và lý do chọn đề tài
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 các nguồn dự phòng, các phương tiện đóng cắt tự động
loại trừ sự cố.

2.2. Phạm vi áp dụng
Kết quả nghiên cứu nhằm áp dụng vào thực tế các LĐPP của Việt Nam.

2.3. Áp dụng cụ thể
Áp dụng phương pháp nghiên cứu tính toán với lộ 373E5.6 thuộc sơ đồ lưới
điện của Điện lực Đầm Hà, Công ty Điện lực Quảng Ninh.


3. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn của đề tài

3.1. Ý nghĩa khoa học của đề tài
- Nghiên cứu, khai thác phần mềm PSS/ADEP va tinh toan đô tin cây lươi
trung ap để phân tích hiện trang LĐPP và đánh giá độ tin cậy cung cấp điện cho một
số sơ đồ thực tế.
- Luận văn đi sâu nghiên cứu, phát triển phương pháp đồ thị giải tích tính
ĐTCCCĐ nhằm xét đến hiệu quả của các thiết bị đóng cắt tự động loại trừ nhanh sự
cố, nâng cao độ tin cậy cho hệ thống.

3.2. Tính thực tiễn của đề tài
Các kết quả nghiên cứu trong đề tài có thể ứng dụng đối với việc đánh giá độ
tin cậy cung cấp điện cho từng đường dây cụ thể của lưới điện phân phối tỉnh
Quảng Ninh.

4. Phương pháp nghiên cứu
- Phương pháp giải tích kết hợp với phương pháp phân chia sơ đồ khu vực để
tính toán.
- So sánh định lượng hiệu quả nâng cao ĐTC CCĐ khi nâng cấp các dao các
li (DCL) thành DCL tự động hoặc máy cắt (MC), lưới có và không có nguồn dự
phòng, từ đó đưa ra kết luận về hiệu quả các giải pháp nâng cao ĐTC cung cấp điện.
- Kết hợp phương pháp nghiên cứu với tính toán kiểm tra cụ thể cho lưới
điện thực tế.


CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH
TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1 Tổng quan về độ tin cậy
Độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối được hiểu là khả năng của
hệ thống cung cấp đầy đủ và liên tục điện năng cho hộ tiêu thụ với chất lượng điện
năng (Điện áp và tần số) đảm bảo (đúng quy định).

Để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, đã có các quy định về chỉ tiêu suất sự
cố (đường dây và trạm biến áp) trong quản lý vận hành hệ thống điện để làm cơ sở
cho việc đánh giá chất lượng quản lý vận hành nguồn lưới đáp ứng yêu cầu cung
ứng điện liên tục cho khách hàng. Ví dụ EVN giao chỉ tiêu như sau:
- Suất sự cố thoáng qua đường dây trung thế

: 12 vụ / 100 km.năm.

- Suất sự cố vĩnh cửu đường dây trung thế

: 2,6 vụ / 100 km.năm.

- Suất sự cố vĩnh cửu TBA

: 1,8 vụ / 100 MBA.năm

Từ các quy định trên đã buộc các đơn vị thành viên phải tích cực đưa ra kế
hoạch và các phương án cải thiện chất lượng cung ứng điện trên hệ thống điện toàn
quốc, đồng thời có tác động tích cực đến ý thức trách nhiệm của đội ngũ cán bộ
công nhân viên làm công tác quản lý kỹ thuật vận hành hệ thống điện. Tuy nhiên,
việc đánh giá độ tin cậy cung cấp điện qua chỉ tiêu 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. Ta không biết được số lần và thời gian mất điện của khách hàng, cũng như
phạm vi mất điện, lượng công suất và điện năng không cung cấp được (do mất
điện); từ đó tính toán các thiệt hại do mất điện gây ra và đề ra các biện pháp thích
hợp để giảm số lần và thời gian mất điện khách hàng, cũng như giảm phạm vi mất
điện để tăng độ tin cậy của hệ thống.
- Với chỉ tiêu suất sự cố nêu trên, ta không thấy rõ hiệu quả kinh tế đem lại
của các dự án cải tạo lưới điện, lắp đặt các hệ thống tự động phân đoạn sự cố cũng

như hệ thống tự động hoá 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 phạm vi (số hộ mất điện, lượng công suất và điện
năng không cung


cấp được) do sự cố hoặc thao tác hay bảo dưỡng thí nghiệm định kỳ.
Để giải quyết vấn đề trên, cần phải xây dựng thêm nhiều chỉ tiêu cụ thể để
đánh giá thực chất độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng vận hành của lưới điện
cũng như công tác quản lý vận hành.
Một số Công ty Điện lực ở các nước đã xây dựng các chỉ số chất lượng để
theo dõi độ tin cậy vận hành của hệ thống. Các chỉ số chất lượng này có thể dùng
để so sánh chất lượng phục vụ giữa các Công ty, giữa các đơn vị trong cùng Công
ty hay dùng để so sánh trực tiếp chất lượng trước và sau cải tạo của một xuất tuyến
hay của cả một hệ thống.
Tổ chức IEEE (Institute of Electrical and Electronic Engineers) của Mỹ đã
xây dựng một số chỉ số để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện, cụ thể như sau :

1.1.1 Các chỉ số đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện kéo dài
1. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (System Average
Interruption Frequency Index – SAIFI): Chỉ số này cung cấp thông tin về số lần mất
điện trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.
2. Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống (System Average
Interruption Duration Index - SAIDI): Chỉ số này cung cấp thông tin về thời gian
(phút hoặc giờ) mất điện trung bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong
một năm.
3. Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average
Interruption Duration Index - CAIDI): Chỉ số này thể hiện thời gian trung bình cần
để phục hồi cung cấp điện cho khách hàng trong một lần mất điện (vĩnh cửu).
4. Chỉ số tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng (Customer Total

Average Interruption Duration Index - CTAIDI): Đối với khách hàng thực tế đã mất
điện, chỉ số này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông báo bị
mất điện. Chỉ số này được tính toán như chỉ số CAIDI, trừ việc khách hàng bị mất
điện nhiều lần chỉ được tính một lần.
5. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customer Average
Interruption Frequency Index -CAIFI): Chỉ số này thể hiện số lần mất điện trung
bình của một khách hàng (trong một khu vực) trong một năm.
6. Chỉ số sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service Availability Index


ASAI): Chỉ số này thể hiện thời gian trung bình (thường tính bằng %) mà khách
hàng được cung cấp điện trong vòng một năm. Được định nghĩa là tỉ số giữa tổng số
giờ của khách hàng được cung cấp trong năm và tổng số giờ khách hàng yêu cầu (số
giờ khách hàng yêu cầu = 24giờ/ ngày*365 ngày = 8760 giờ ).
7. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống (Average System
Interruption Frequency Index – ASIFI) về mặt phụ tải : Được định nghĩa là tỉ số
giữa tổng số công suất (kVA) bị gián đoạn trên tổng số công suất (KVA) được cung
cấp.
Đây là chỉ số quan trọng đối với các khu vực cấp điện chủ yếu cho
công/thương nghiệp. Chỉ số này cũng được sử dụng bởi các công ty không có hệ
thống theo dõi khách hàng.
8. Chỉ số thời gian trung bình mất điện của hệ thống (Average System
Interruption Duration Index – ASIDI) về mặt phụ tải : Được định nghĩa là tỉ số giữa
tổng điện năng không cung cấp được (do bị gián đoạn cung cấp điện) trên tổng số
công suất (KVA) được cung cấp.
9. Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng (Customers
Experiencing Multiple Interruptions - CEMIn): Chỉ số này để theo dõi số sự kiện
(n) những lần mất điện đối với một khách hàng nào đó. Mục đích là xác định sự
phiền toái cho khách hàng mà giá trị trung bình không thấy được.

1.1.2 Các chỉ số đánh giá độ tin cậy về mặt mất điện thoáng qua
1. Chỉ số tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ thống (Momentary
Average Interruption Frequency Index – MAIFI): Chỉ số này cung cấp thông tin về
số lần mất điện thoáng qua trung bình của một khách hàng (trong một khu vực)
trong một năm.
2. Chỉ số tần suất mất điện thoáng qua trung bình của hệ thống (Momentary
Average Interruption event Frequency Index – MAIFIE): Chỉ số này cung cấp thông
tin về con số trung bình của các sự kiện mất điện thoáng qua của một khách hàng
(trong một khu vực) trong một năm.
3. Chỉ số tần suất mất điện (thoáng qua và kéo dài) trung bình của khách
hàng (Customers Experiencing Multiple Sustained Interruptions and Momentary
Interruptions events CEMSMIn): Chỉ số này để theo dõi số sự kiện (n) những lần
mất điện thoáng qua và kéo dài đối với một khách hàng nào đó. Mục đích là xác


định sự phiền toái cho khách hàng mà giá trị trung bình không thấy được.

1.1.3 Một số chỉ số đánh giá độ tin cậy cung cấp điện khác
1. Chỉ số độ không sẵn sàng cấp điện trung bình (Average Service
Unavailability Index - ASUI)
2. Chỉ số điện năng không cung cấp (Energy Not supplied Index - ENS)
3. Chỉ số điện năng không cung cấp trung bình (Average Energy Not
supplied Index - AENS)
Phần lớn các nước trên thế giới đang áp dụng các chỉ số SAIFI, SAIDI,
CAIFI, CAIDI để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện và hiện nay Việt Nam đang
triển khai áp dụng các chỉ số SAIDI, SAIFI, MAIFI để đánh giá độ tin cậy cung cấp
điện.

1.2 Hệ thống điện và các phần tử
- Hệ thống nói chung: 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. Bản thân các phần tử có thể có cấu trúc phức tạp, nếu xét riêng nó là một
hệ thống.
- Hệ thống năng lượng: là một tập hợp những NMĐ, TBA, các hộ tiêu thụ
điện và nhiệt nối lại với nhau bằng các mạng điện và nhiệt.
- Hệ thống điện: là một bộ phận của Hệ thống năng lượng gồm các nhà máy
phát điện, thiết bị phân phối điện, mạng điện cung cấp tới các hộ tiêu thụ điện và sử
dụng điện.
- Người ta còn sử dụng khái niệm hệ thống cung cấp điện (HTCCĐ) để chỉ
tập hợp các phần tử nằm trong sơ đồ phần lưới điện cung cấp cho phụ tải một khu
vực. Khi đó lưới điện phân phối có thể hiểu là HTCCĐ địa phương. Các khái niệm
này chỉ có ý nghĩa tương đối (không hoàn toàn chính xác).
- Mạng điện: là một bộ phận của hệ thống điện bao gồm các TBA, đường
dây tải điện và có các cấp điện áp khác nhau.
- Phần tử: là các bộ phận tạo thành hệ thống mà trong một quá trình nhất
định, được xem là một thực thể duy nhất không thể chia cắt được, đặc trưng bởi các
thông số độ tin cậy chung, chỉ phụ thuộc các yếu tố bên ngoài chứ không phụ thuộc
và cấu trúc bên trong của phần tử.


1.3 Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện [1]
Độ tin cậy của HTĐ là xác xuất để hệ thống (hoặc phần tử) hoàn thành triệt
để nhiệm vụ được giao trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận
hành nhất định.
Như vậy ĐTC luôn gắn liền với việc hoàn thành một nhiệm vụ cụ thể, trong
khoảng thời gian nhất định và trong hoàn cảnh nhất định.
Khả năng hư hỏng của các phần tử trong HTCCĐ (Máy phát, đường dây,
MBA, MCĐ…) trong vận hành đều có thể bị hỏng bất ngờ. Khả năng này được đặc
trưng bởi các thông số đặc trưng cho ĐTC của phần tử
a. Cường độ hỏng hóc λ(t).

Là số lần hỏng hóc trung bình của phần tử trong 1 đơn vị thời gian.Cường độ
hỏng hóc phụ thuộc vào các giai đoạn trong thời gian hoạt động của phần tử
λt = 1 / tlv (lần/năm),
Trong đó tlv là thời gian trung bình của trạng thái làm việc tốt.
b. Thời gian làm việc trung bình T0
To là giá trị trung bình của thời gian làm việc của phần tử. Đây là thời gian
giữa 2 hỏng hóc kế tiếp hay còn gọi là thời gian phục vụ T, là đại lượng ngẫu nhiên.
Vì thời điểm xảy ra hỏng hóc của các phần tử là ngẫu nhiên không biết trước, tuân
thủ theo luật phân bố mũ với hàm phân bố
Ft (t )  1  e

 t


1 N.T
T0    

m

(năm hay h)

Ft là xác xuất để thời gian làm việc liên tục nhỏ hơn hoặc bằng t, hay là xác
xuất để hỏng hóc xảy ra trong khoảng từ 0 đến t (nếu điểm gốc lấy là 0).
c. Cường độ phục hồi µ
Các phần tử hỏng hóc có thể được sửa chữa, phục hồi lại sự làm việc bình
thường với hệ thống sau một thời gian. Khi đó phần tử được gọi là phần tử có phục
hồi.


1

0

d.Thời gian sửa chữa hỏng hóc trung bình (thời gian phục hồi trung bình)  0
Các phần tử của hệ thống điện là các phần tử có phục hồi. Khi bị hỏng, nó


được sửa chữa sau đó lại tiếp tục vận hành. Gọi thời gian sửa chữa sự cố là  0


m

0



i

m

e. Hàm tin cậy R(t)
Là xác xuất để phần tử làm việc liên tục từ thời gian 0 đến t, hay nói cách
khác là xác xuất hỏng hóc không xảy ra trong khoảng thời gian (0,t)
R(t)  1  Ft (t)  e

 t

g. Hệ số sẵn sàng K(t)
Là xác xuất phần tử phần tử làm việc tốt hoặc sẵn sàng làm việc tốt trong thời
điểm t với điều kiện là có phục hồi với cường độ 
Xác xuất phần tử làm việc tốt trong thời điểm bất kỳ có thể nhận được bằng

cách áp dụng quá trình markov cho phần tử. Kết quả ta có xác xuất phần tử ở trạng
thái tốt tức là sẵn sàng làm việc.
   (   )t
K (t) 
.e

 

h. Hệ số sử dụng kỹ thuật KKT
Là hệ số sẵn sàng có tính đến thời gian bảo quản định TBQ
K KT 

T0
T0   0 
TBQ

i. Xác xuất ngừng làm việc do bảo quản định kỳ QBQ
Nếu ta có cường độ bảo quản định kỳ là

BQ (1/n) và thời gian bảo quản

trung bình TBQ thì xác xuất ngừng làm việc do bảo quản định kỳ.

1.4 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện
Đối với HTĐ nói chung và HTCCĐ nói riêng, người ta đưa ra hàng loạt các
chỉ tiêu khác nhau, liên quan đến các đại lượng cần quan tâm:
a. Tần suất mất điện trung bình hệ thống
( System average interruption frequency index-SAIFI)
SAIFI =

Tổng số khách hàng bị mất điện
Tổng số khách hàng

=

  .N
N
i

i

i

Trong đó: i là cường độ hỏng hóc; Ni là tổng số khách hàng tại khu vực phụ tải i.
Chỉ số SAIFI cho biết số lần mất điện trung bình trong một năm cho một


khách hàng (KH) dùng điện.
b. Thời gian mất điện trung bình của hệ thống
( System average interruption duration index-SAIDI)
Tổng thời gian mất điện của khách hàng

T

ND i

.N i


SAIDI =

=

Tổng số khách hàng

N

i

Trong đó: Ui là thời gian mất điện.
c. Thời gian mất điện trung bình của khách hàng
(Customer interruption duration index-CAIDI)
CAIDI =

Tổng thời gian mất điện của KH

=

Tổng số khách hàng bị mất điện

U .N
N
i

i

i

i

Trong đó: Ui là thời gian mất điện của sự kiện i . Chỉ số CAIDI cho biết thời
gian mất điện trung bình trong một năm cho một khách hàng dùng điện.
d. Thời gian mất điện trung bình một vụ
( Customer average interruption frequency index-CAIFI)
CAIFI =

Tổng số khách hàng bị mất điện
Tổng số khách hàng bị ảnh hưởng

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.
e.Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình của hệ thống

( Average service availability index- ASAI )
ASAI =

Tổng thời gian KH được cấp điện
Tổng thời gian KH có nhu cầu

= 

N i 8760 TNDi N i
 N  8760
i

Tùy theo mục đích của bài toán, có thể lựa chọn các chỉ tiêu để đánh giá
ĐTCCCĐ cho phù hợp.
Để đánh giá độ tin cậy của HTCCĐ trong quản lí vận hành cần quan tâm tới

những chỉ số chung, đặc trưng, thuận tiện áp dụng. Trong luận văn, lựa chọn các chỉ
tiêu để đánh giá ĐTC lưới điện phân phối sau:
f. Thời gian ngừng CCĐ cho các khách hàng trong năm (TNĐ)


Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới phụ tải, chỉ thời gian mất điện trung bình của
khách hàng trong năm, đơn vị tính h/năm (tương tự như CAIDI).
g. Điện năng ngừng CCĐ (ANĐ)
Điện năng ngừng CCĐ được xem xét cho khách hàng và của toàn HTCCĐ.
+ Điện năng ngừng CCĐ cho các khách hàng:
Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới phụ tải, chỉ điện năng bị mất do ngừng CCĐ
đối với khách hàng, đơn vị tính kWh/năm.
Chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá được mức
độ thiệt hại của các khách hàng do CCĐ kém tin cậy gây ra.

CHƯƠNG 2
PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY
CUNG CẤP ĐIỆN CỦA LƯỚI PHÂN PHỐI


2.1 Đặt vấn đề
ĐTC CCĐ ngày càng được chú trọng, khách hàng yêu cầu khả năng cung cấp
điện liên tục an toàn và tin cậy. Những hộ tiêu thụ loại 1 như Công ty than khai thác
hầm lò, sản xuất sợi, nhà máy cán thép..., có yêu cầu cao về chất lượng điện năng và
ĐTC CCĐ cần được cung cấp từ ít nhất 2 nguồn theo sơ đồ lưới kín vận hành hở.
Cũng có thể sử dụng thêm dự phòng là nguồn điện phân tán, như hình 2.1.