Nghiên cứu xây dựng chương trình tính toán độ tin cậy hệ thống điện phân phối có xét đến bảo quản định kỳ

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ NGUYỄN QUỐC HUY

NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH
TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN
PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - Năm 2017


1

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

LÊ NGUYỄN QUỐC HUY

NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH
TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN
PHÂN PHỐI CÓ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60 52 02 02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: TS. TRẦN TẤN VINH

Đà Nẵng, Năm 2017


i

LỜI CAM ĐOAN
Tơi xin cam đoan đây là cơng trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai
cơng bố trong bất kỳ cơng trình nào khác.

Tác giả luận văn

Lê Nguyễn Quốc Huy


ii

TRANG TĨM TẮT LUẬN VĂN
NGHIÊN CỨU XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY
HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CĨ XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ
Học viên : Lê Nguyễn Quốc Huy
Mã số: 60520202
Khóa: K33

Chuyên ngành : Kỹ thuật điện
Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Đánh giá đ tin cậy là m t c ng việc quan trọng của các đ n vị quản l hệ thống điện
ph n phối Trong thực tế vận hành m t điện phụ tải o cắt điện để phục vụ c ng tác ảo quản

định k các đường y thiết ị chiếm khoảng 8
tổng thời gian m t điện của hệ thống điện
ph n phối Tuy nhiên Mo ule DRA PSS/ADEPT chỉ tính được đ tin cậy hệ thống điện ph n
phối hình tia mà kh ng ph n tích được đầy đủ các trạng thái đổi nối trong s đồ hệ thống điện
ph n phối mạch vịng kín Luận văn ứng ụng phần mềm Matla và phư ng pháp kh ng gian
trạng thái để nghiên cứu x y ựng chư ng trình tính tốn đ tin cậy hệ thống điện ph n phối đối
v i c u tr c lư i hình tia hay mạch vịng kín – vận hành hở c x t đến các thao tác đổi nối của
các thiết ị ph n đoạn khi sự cố các phần t và ảo quản định k các đường y thiết ị Kết
quả tính tốn là c sở để đánh giá ph n tích khả năng tin cậy cung c p điện nhằm đưa ra giải
pháp tối ưu để n ng cao đ tin cậy đặc iệt ch trọng đến giảm thời gian m t điện trong c ng
tác ảo quản định k
Từ khóa – hệ thống điện ph n phối; đ tin cậy; phư ng pháp kh ng gian trạng thái; sự cố; ảo
quản định k

RESEARCH ON PROGRAMMING RELIABLE CALCULATION PROGRAM
FOR POWER DISTRIBUTION SYSTEM WITH PERIODICAL
MAINTENANCE
Abstract - Reliability evaluation is an important part of power distribution system management.
In operation, power outtage of the load due to power cut to do the periodical maintenance of the
power lines, equipments accounted for about 80% of the total power outtage time of the
distribution system. However, the DRA PSS/ADEPT Module only calculates the reliability of
the grid system without fully analyzing the switching states in the circuit diagram of the closed
loop power distribution system. This thesis uses Matlab application and state space method to
study the program of calculating the reliability for the distribution power system with the grid
structure or closed circuit - open operation, taking into account switching operations of
segmentation devices when malfunctioning elements and periodical maintenance of lines and
equipments. The results of the calculation are the basis for assessing and analyzing the
reliability of the electricity supply, in order to provide the optimum solution to improve
reliability, especially to reduce the time of power cut-off in the periodical maintenance.

Key words - power distribution systems; reliability; state-space method; fault; periodical
maintenance.


iii

MỤC LỤC
LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... i
MỤC LỤC .................................................................................................................. ii
TRANG TÓM TẮT LUẬN VĂN ............................................................................ iii
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT .............................................. vii
DANH MỤC CÁC BẢNG..................................................................................... viii
DANH MỤC CÁC HÌNH ..........................................................................................x
MỞ ĐẦU .....................................................................................................................1
1 L o chọn đề tài .................................................................................................1
2 Mục đích và mục tiêu nghiên cứu của đề tài .......................................................2
3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu .......................................................................2
4 Phư ng pháp nghiên cứu .....................................................................................3
5 Tên đề tài .............................................................................................................3
6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ............................................................3
7 C u tr c của luận văn ..........................................................................................3
CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ ĐTC HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI .................4
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI .........................................4
1 1 1 Gi i thiệu chung về hệ thống điện ph n phối ...............................................4
1 1 2 Vận hành hệ thống điện ph n phối ................................................................4
1.2. TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI ........7
1 2 1 Hệ thống điện và các phần t [2], [6] ...............................................................7
1 2 2 Đ tin cậy [2], [6] ..............................................................................................8
1.3. CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI ............8
1 3 1 Các yếu tố ảnh hưởng đến đ tin cậy [2] ......................................................11

1 3 2 Các giải pháp n ng cao đ tin cậy của hệ thống điện ph n phối [2] ............12
1 3 2 1 Về mặt đ tin cậy hệ thống điện c các đặc điểm sau .........................12
1 3 2 2 Các iện pháp n ng cao đ tin cậy của hệ thống điện .........................12
1.4. CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐTC HTĐ PHÂN PHỐI [2], [6], [10] .........13
1 4 1 Phư ng pháp c u tr c nối tiếp - song song .................................................13
1 4 2 Phư ng pháp c y hỏng h c .........................................................................13
1 4 3 Phư ng pháp đường và lát cắt tối thiểu ......................................................14
1 4 3 1 Phư ng pháp đường tối thiểu ...............................................................14
1 4 3 2 Phư ng pháp lát cắt tối thiểu ...............................................................14
1 4 4 Phư ng pháp trạng thái ...............................................................................14
1 4 4 1 Trạng thái và kh ng gian trạng thái .....................................................14
1 4 4 2 Quá trình ngẫu nhiên Markov ..............................................................15
1 4 5 Lựa chọn phư ng pháp................................................................................17
1.5. KẾT LUẬN ........................................................................................................18


iv
CHƯƠNG 2. TÍNH TỐN ĐỢ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI CÓ
XÉT ĐẾN BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ BẰNG PHƯƠNG PHÁP TRẠNG THÁI .......19
2.1. TỔNG QUAN VỀ PHƯƠNG PHÁP TRẠNG THÁI ĐỂ TÍNH TỐN ĐỢ TIN
CẬY [2], [6], [10] ............................................................................................................19
2 1 1 M hình trạng thái các phần t khi sự cố ....................................................19
2 1 1 1 M hình hai trạng thái ..........................................................................19
2 1 1 2 M hình 3 trạng thái của phần t .........................................................20
2 1 2 Tần su t và thời gian trạng thái ...................................................................21
2 1 3 M hình trạng thái các phần t khi x t sự cố xếp chồng ............................23
2 1 3 1 M hình trạng thái của phần t khi x t c ng tác BQĐK .....................24
2 1 3 2 M hình trạng thái của hệ thống điện ph n phối c x t đến ảo ư ng
định k của các nh m phần t ...........................................................................25
2 1 4 Kế hoạch h a c ng tác ảo quản định k ....................................................26

2.1.4.1. Tổ chức c ng tác ảo quản định k .....................................................26
2 1 4 2 Tính tốn đ tin cậy khi ảo quản định k các nh m phần t .............26
2 1 5 Hợp nh t trạng thái ......................................................................................27
2 1 6 Ph n tích ảnh hưởng hỏng h c các phần t đến đ tin cậy cung c p điện
của các n t phụ tải .................................................................................................29
2 1 7 Phư ng pháp tính tốn đ tin cậy ằng phư ng pháp trạng thái [2], [7], [10]...29
2 1 7 1 Tính tốn đ tin cậy lư i ph n phối hình tia ........................................29
2 1 7 2 Tính tốn đ tin cậy lư i ph n phối mạch vịng kín vận hành hở .......30
2.2. VÍ DỤ TÍNH TOÁN ..........................................................................................31
2 2 1 Số liệu đầu vào ............................................................................................32
2 2 1 1 Số liệu các nhánh đường y ...............................................................32
2 2 1 2 Số liệu các n t phụ tải ..........................................................................32
2 2 1 3 Số liệu đ tin cậy của các nhánh đường y ........................................33
2 2 2 Tính tốn lư i điện hình tia kh ng x t BQĐK ...........................................33
2 2 3 Tính tốn lư i điện hình tia x t BQĐK ......................................................39
2.2.4. Tính tốn lư i điện mạch vòng vận hành hở kh ng x t BQĐK .................43
2.3. KẾT LUẬN ........................................................................................................47
CHƯƠNG 3. XÂY DỰNG THUẬT TỐN VÀ CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TỐN
ĐỢ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI ......................................................48
3.1. THUẬT TỐN TÍNH TỐN ĐỢ TIN CẬY [7], [10] ..........................................48
3 1 1 Thuật toán hệ thống điện ph n phối hình tia ...............................................48
3 1 1 1 Dữ liệu tính tốn...................................................................................49
3 1 1 2 Th ng số c u tr c lư i điện..................................................................50
3 1 1 3 Th ng số đ tin cậy của các phần t ....................................................51
3 1 1 4 Tìm đường nối từ phụ tải đến nguồn điện [2], [7] ...................................52
3 1 1 5 Vùng ảo vệ và vùng s a chữa các phần t [7] .....................................53


v
3 1 1 6 Ph n loại trạng thái ..............................................................................54

3 1 2 Thuật toán đối v i hệ thống điện ạng mạch vịng .....................................54
3.2. CHƯƠNG TRÌNH TÍNH TỐN ......................................................................55
3 2 1 Chư ng trình tính tốn ................................................................................55
3 2 2 Giải thích chư ng trình Matla ...................................................................55
3.2.2.1. File TruyxuatdulieuPSSADEPT.m ......................................................55
3.2.2.2. File ReadDataFileExcel.m ...................................................................55
3.2.2.3. File Thutuctimduongnoiluoihinhtia.m .................................................55
3.2.2.4. File Vungbaovebac1.m ........................................................................55
3.2.2.5. File TimvungcatdienDCL1.m ..............................................................56
3.2.2.6. File Phanloaitrangthai.m ......................................................................56
3 2 2 7 Tính tốn đ tin cậy .............................................................................56
3 2 2 8 Lưu kết quả ..........................................................................................56
3 2 3 Giao iện và tiện ích của chư ng trình .......................................................57
3 2 4 Tính tốn kiểm chứng .................................................................................57
3 2 4 1 Kết quả tính tốn lư i điện hình tia kh ng x t BQĐK ........................58
3 2 4 2 Kết quả tính tốn lư i điện hình tia x t BQĐK ...................................59
3 2 4 3 Kết quả tính tốn lư i điện mạch vòng vận hành hở kh ng x t BQĐK
...........................................................................................................................61
3 2 4 4 Đánh giá ...............................................................................................63
3.3. KẾT LUẬN ........................................................................................................63
CHƯƠNG 4. ÁP DỤNG TÍNH TOÁN CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH
PHỐ NHA TRANG ..................................................................................................64
4.1. LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ NHA TRANG.................................64
4.1.1. S lược lư i điện ph n phối Nha Trang ......................................................64
4 1 2 Phư ng thức vận hành tuyến 471-479-E27.................................................65
4.2. TÍNH TỐN LƯỚI ĐIỆN KHƠNG XÉT BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ.................66
4 2 1 Lư i điện ph n phối hình tia .......................................................................66
4 2 1 1 Trường hợp kh ng đặt ao cách ly ......................................................66
4 2 1 2 Trường hợp đặt ao cách ly .................................................................67
4 2 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng vận hành hở .............................................67

4.3. TÍNH TỐN LƯỚI ĐIỆN CĨ XÉT BẢO QUẢN ĐỊNH KỲ .........................67
4 3 1 Lư i điện ph n phối hình tia .......................................................................67
4 3 1 1 Trường hợp kh ng đặt ao cách ly ......................................................67
4 3 1 2 Trường hợp đặt ao cách ly .................................................................68
4 3 2 Lư i điện ph n phối mạch vòng vận hành hở .............................................68
4.4. PHÂN TÍCH VÀ ĐÁNH GIÁ ...........................................................................68
4 4 1 Bảng tổng hợp số liệu..................................................................................68
4 4 2 Nhận x t ......................................................................................................69


vi
4.5. KẾT LUẬN ........................................................................................................70
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ...................................................................................71
TÀI LIỆU THAM KHẢO .........................................................................................73
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN THẠC SĨ (BẢN SAO)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.


vii

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT
Các ký hiệu:
Các chữ viết tắt:
ĐTC

Đ tin cậy

EVNCPC

Tổng c ng ty Điện lực Miền Trung

KH

Khách hàng

HTĐ

Hệ thống điện

LPP

Lư i điện ph n phối

BQĐK

Bảo quản định k

TSTT

Tần su t trạng thái

TGTT

Thời gian trạng thái

XSTT

Xác su t trạng thái

TTT

Trạng thái tốt

TTH

Trạng thái hỏng

MC

Máy cắt

DCL

Dao cách ly

PSS/APEPT

Phần mềm tính tốn lư i điện ph n phối

PT

Phụ tải


viii

DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 2 1 C ng thức tính xác su t trạng thái và cường đ hỏng h c .......................24

Bảng 2 2 Số liệu đầu vào nhánh đường y.............................................................32
Bảng 2 3 Số liệu đầu vào n t phụ tải .......................................................................32
Bảng 2 4 Vùng ảo vệ của các phần t ....................................................................33
Bảng 2 5 Vùng s a chữa sự cố các phần t .............................................................34
Bảng 2 6 Đường nối từ các phụ tải đến nguồn.........................................................34
Bảng 2 7 Kết quả ph n tích các trạng thái ...............................................................35
Bảng 2 8 Kết quả các th ng số trạng thái ................................................................36
Bảng 2 9 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy phụ tải PT8 ..............................................37
Bảng 2 1 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải .......................................38
Bảng 2 11 Vùng cắt điện của các phần t ................................................................39
Bảng 2 12 Vùng s a chữa sự cố BQĐK các phần t ..............................................39
Bảng 2 13 Đường nối từ phụ tải đến nguồn .............................................................40
Bảng 2 14 Kết quả ph n tích các trạng thái .............................................................40
Bảng 2 15 Kết quả các th ng số trạng thái ..............................................................41
Bảng 2 16 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải .......................................42
Bảng 2 17 Kết quả đường nối của phụ tải đến nguồn 2 ...........................................44
Bảng 2 18 Kết quả ph n tích các trạng thái .............................................................44
Bảng 2 19 Kết quả các th ng số trạng thái ..............................................................45
Bảng 2 2 Kết quả các chỉ tiêu đ tin cậy các n t phụ tải .......................................46
Bảng 3 1 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................58
Bảng 3 2 Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải ...............................................58
Bảng 3 3 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 .......................................................58
Bảng 3 4 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 .......................................................59
Bảng 3 5 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 .........................................................59
Bảng 3 6 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................59
Bảng 3 7 Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải ...............................................60
Bảng 3 8 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 .......................................................60
Bảng 3 9 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 .......................................................60
Bảng 3 1 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 .......................................................61
Bảng 3 11 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .....................................61

Bảng 3.12. Các chỉ tiêu đ tin cậy của các n t phụ tải .............................................61
Bảng 3 13 Th ng số trạng thái R phần t loại 1 .....................................................62
Bảng 3 14 Th ng số trạng thái R phần t loại 2 .....................................................62
Bảng 3 15 Th ng số trạng thái S phần t loại 2 .......................................................62
Bảng 4 1 Th ng số kỹ thuật của các trạm 11 kV ....................................................64
Bảng 4 2 Th ng số kỹ thuật của các xu t tuyến trung áp ........................................65


ix
Bảng 4 3 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................67
Bảng 4 4 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................67
Bảng 4 5 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................67
Bảng 4 6 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................68
Bảng 4 7 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................68
Bảng 4 8 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .......................................68
Bảng 4 9. Bảng so sánh các chỉ tiêu ĐTC LPP hình tia ............................................69
Bảng 4 10. Bảng so sánh các chỉ tiêu ĐTC LPP hình mạch vịng ............................69
Bảng 4 11 Kết quả các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống .....................................70


x

DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1 1 Lư i điện ph n phối hình tia c đặt MC và DCL ph n đoạn [7]..................5
Hình 1 2 Lư i điện ph n phối mạch vịng kín vận hành hở [8] ..................................6
Hình 2 1. M hình hai trạng thái của phần t ...........................................................20
Hình 2 2. M hình 3 trạng thái của phần t c x t đổi nối .......................................20
Hình 2 3. S đồ minh họa tần su t và thời gian trạng thái ........................................21
Hình 2 4 M hình a trạng thái của 2 phần t khi x t đến sự cố xếp chồng ...........23
Hình 2 5. M hình trạng thái của phần t khi x t BQĐK .........................................24

Hình 2 6 M hình trạng thái của hệ thống n phần t c x t đến ảo quản định k 25
Hình 2 7. Hợp nh t các trạng thái .............................................................................28
Hình 2 8. S đồ trạng thái của hệ thống ....................................................................29
Hình 2 9. S đồ lư i điện ph n phối .........................................................................32
Hình 3 1 S đồ thuật tốn tính tốn đ tin cậy hệ thống điện ph n phối .................49
Hình 3 2 Trình tự truy xu t ữ liệu từ PSS/APEPT .................................................50
Hình 3.3. Các th ng số đ tin cậy của các phần t ...................................................51
Hình 3 4 Thuật tốn tìm ma trận đường nối .............................................................52
Hình 3 5 S đồ thuật toán xác định vùng ảo vệ của các phần t ...........................53
Hình 3 6 Giao iện chư ng trình tính tốn đ tin cậy .............................................57
Hình 4 1 S đồ nguyên l tuyến 471-479-E27 ........................................................66


1

MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Những năm qua nền kinh tế nư c ta không ngừng phát triển đời sống xã h i
được nâng cao, nhu cầu s dụng điện ngày càng tăng đòi hỏi ch t lượng điện năng
ngày càng cao yêu cầu c p điện liên tục an toàn và tin cậy lu n là mối quan t m
thường xuyên và c p thiết đối v i ngành điện
Trong đ hệ thống điện ph n phối là kh u cuối cùng của hệ thống điện (HTĐ),
đưa điện năng trực tiếp đến khách hàng s ụng điện Vì vậy tính liên tục cung c p
điện cho phụ tải c mối quan hệ mật thiết và phụ thu c trực tiếp vào đ tin cậy của
lư i điện ph n phối (LPP). Nâng cao đ tin cậy (ĐTC) cung c p điện trên lư i điện
được hiểu là giảm số lần m t điện và thời gian m t điện cho khách hàng trong t
k trường hợp nào như o sự cố (l o khách quan) hoặc o c ng tác ảo quản định
k (l o chủ quan)
Nhằm n ng cao ch t lượng phục vụ khách hàng của ngành điện đồng thời
nâng cao c ng tác quản l vận hành và kinh oanh của đ n vị ph n phối điện Tập

đoàn Điện lực Việt Nam lu n giám sát sát sao các chỉ số đ tin cậy cung c p điện
đã giao cho Tổng c ng ty Điện lực miền Trung (EVNCPC) hoàn thành mục tiêu
ngắn hạn trong năm 2 17 cụ thể: MAIFI 3,5 lần/năm, SAIDI 1.283 phút/kh năm,
SAIFI 11,98 lần/năm và l trình n ng cao ĐTC đến cuối năm 2 2 phải hoàn thành
mục tiêu: MAIFI 2 15 lần/năm SAIDI 4 2 ph t/kh năm, SAIFI 8,73 lần/năm.
Đứng trư c những yêu cầu ức thiết trên việc tính tốn chính xác các chỉ tiêu
ĐTC hệ thống điện để các
phận tham mưu ph n tích đánh giá nguyên nh n và
đưa ra các giải pháp khắc phục là hết sức cần thiết
Hiện tại phần mềm chuyên ùng PSS/ADEPT [3] được EVNCPC trang ị cho
các C ng ty Điện lực trực thu c s ụng để tính tốn các chế đ vận hành tính tốn
tổn th t cũng như đ tin cậy của LPP Tuy nhiên trong ph n tích tính tốn đ tin
cậy Mo ule DRA PSS/ADEPT chỉ tính được đ tin cậy lư i điện ph n phối hình tia
mà kh ng ph n tích được đầy đủ các trạng thái đổi nối trong s đồ lư i điện ph n
phối khi c mạch vịng kín kh ng tính được đến tính an tồn của các thiết ị trên
đường y và chỉ tính được m t số chỉ tiêu theo tiêu chuẩn IEEE-1366. V n đề đặc
iệt lưu t m là trong thực tế vận hành cho th y m t điện phụ tải o cắt điện để c ng
tác ảo quản định k (BQĐK) các đường y thiết ị chiếm khoảng 8
tổng thời
gian m t điện của LPP Nhưng phiên ản PSS/ADEPT đang được Cơng ty cổ phần
Điện lực Khánh Hịa s ụng chưa thể tính được các tình trạng m t điện này
Xu t phát từ những l o trên việc Nghiên cứu xây dựng chương trình tính
tốn độ tin cậy hệ thống điện phân phối có xét đến bảo quản định kỳ là r t cần thiết


2

Luận văn ứng ụng phần mềm Matlab [1] để x y ựng chư ng trình tính tốn
đ tin cậy lư i điện ph n phối đối v i c u tr c lư i hình tia hay mạch vịng kín –
vận hành hở c x t đến các thao tác đổi nối của các thiết ị ph n đoạn khi sự cố các

phần t và BQĐK các đường y thiết ị trên LPP Các chỉ tiêu đ tin cậy của các
xu t tuyến hệ thống điện ph n phối được tính theo tiêu chuẩn IEEE-1366, của các
n t phụ tải là xác su t tần su t thời gian m t điện và điện năng ngừng cung c p
hằng năm Chư ng trình tính tốn c kết hợp v i phần mềm PSS/ADEPT để truy
xu t các ữ liệu liên quan đến s đồ lư i điện ph n phối, nhằm tận ụng ữ liệu s n
c của các C ng ty điện lực đã x y ựng và đang quản l
Kết quả tính tốn là c sở để đánh giá ph n tích khả năng tin cậy cung c p
điện nhằm đưa ra giải pháp tối ưu để n ng cao ĐTC đặc iệt ch trọng đến giảm
thời gian m t điện trong c ng tác BQĐK ứng ụng tại LPP thành phố Nha Trang
và mở r ng cho các khu vực khác.
2. Mục đ ch và mục tiêu nghiên cứu của đề tài
Mục đích nghiên cứu
Luận văn x y ựng c ng cụ để tính tốn đ tin cậy của lư i điện ph n phối
g p phần n ng cao hiệu quả vận hành lư i điện và n ng cao ch t lượng phục vụ
giảm thiểu cường đ và thời gian m t điện cho các khách hàng s ụng điện
Mục tiêu nghiên cứu
Nghiên cứu các phư ng pháp để lựa chọn phư ng pháp hợp l tính tốn các
chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện ph n phối c x t đến c ng tác BQĐK các phần t
từ đ x y ựng thuật tốn làm c sở cho việc lập trình
Nghiên cứu x y ựng chư ng trình tính tốn ĐTC của hệ thống điện phân
phối hình tia và mạch vịng, c giao iện ễ s ụng và cho ph p lưu trữ các ữ
liệu kết quả tính tốn để người s ụng ễ àng ph n tích đánh giá
Áp ụng để tính toán và đánh giá đ tin cậy LPP thành phố Nha Trang trên c
sở các số liệu thống kê từ thực tế vận hành đã x y ựng trong phần mềm
PSS/ADEPT.
3. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu
Đối tượng nghiên cứu
Lư i điện ph n phối
Các chỉ tiêu đánh giá đ tin cậy hệ thống điện ph n phối
Các phư ng pháp tính tốn và đánh giá đ tin cậy

Thuật toán tối ưu của phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK ựa trên c
sở ữ liệu thực tế vận hành.
Phạm vi nghiên cứu:
Lư i điện ph n phối


3

Phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK trên c sở m t thuật toán tối ưu
được chọn để tiến hành ph n tích tính tốn và đưa ra các giải pháp n ng cao các chỉ
tiêu đ tin cậy
4. Phƣơng pháp nghiên cứu
Nghiên cứu l thuyết và ùng phần mềm ứng ụng MATLAB-SIMULINK để
x y ựng chư ng trình tính tốn đ tin cậy trong hệ thống điện ph n phối c u tr c
hình tia và mạch vịng vận hành hở
Tính tốn để kiểm chứng kết quả chư ng trình được x y ựng
Thu thập số liệu thực tế để áp ụng tính tốn và đánh giá các chỉ tiêu đ tin
cậy hệ thống điện ph n phối Thành phố Nha Trang
5. Tên đề tài
“Nghiên cứu xây dựng chương trình tính tốn độ tin cậy hệ thống điện
phân phối có xét đến bảo quản định kỳ”.
6. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài
“Đảm ảo cung c p đủ điện phục vụ phát triển kinh tế - xã h i và đời sống
nh n n v i ch t lượng và đ tin cậy ngày càng cao” là nhiệm vụ được Tập đoàn
Điện lực Việt Nam đặt trọng t m từ nay đến năm 2 2 và tạo tiền đề cho giai đoạn
tiếp theo thể hiện rõ trong chỉ thị 989/CT-EVN ban hành ngày 18/3/2016.
Đề tài đặt trọng t m nghiên cứu phư ng pháp tính tốn đánh giá đ tin cậy hệ
thống điện ph n phối nhằm đưa ra các giải pháp n ng cao đ tin cậy cung c p điện
g p phần quan trọng trong c ng tác sản xu t kinh oanh của C ng ty từ kh u lập kế
hoạch BQĐK đến tối ưu hố chi phí đầu tư giảm giá thành điện năng

7. Cấu trúc của luận văn
Mở đầu.
Chư ng 1: Tổng quan về đ tin cậy hệ thống điện ph n phối
Chư ng 2: Tính tốn đ tin cậy hệ thống điện ph n phối c x t đến ảo quản
định k ằng phư ng pháp trạng thái.
Chư ng 3: X y ựng thuật tốn và chư ng trình tính tốn đ tin cậy hệ thống
điện ph n phối
Chư ng 4: Áp ụng tính tốn cho lư i điện ph n phối Thành phố Nha Trang.
Kết luận và kiến nghị.


4

CHƢƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1. TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
1.1.1. Giới thiệu chung về hệ thống điện ph n phối
Hệ thống điện ph n phối là HTĐ ao gồm lư i điện ph n phối và các nhà máy
điện đ u nối vào LPP, c nhiệm vụ ph n phối điện năng từ các trạm iến áp trung
gian đến các khách hàng trực tiếp s ụng điện
LPP là phần lư i điện ao gồm các đường y và trạm điện c c p điện áp đến
110kV, các c p điện áp anh định trong hệ thống điện ph n phối ao gồm 11 kV
35kV, 22kV, 15kV, 10kV, 6kV và 0,4kV. Lư i điện ph n phối c thể s ụng kết
c u đường y trên kh ng hay cáp ngầm
LPP đường y trên kh ng được s ụng phổ iến ở các khu vực kh ng ị hạn
chế về mỹ quan điều kiện an toàn nhờ các ưu điểm c ản về giá thành tìm kiếm
điểm sự cố thuận lợi trong việc phát triển các phụ tải m i trên tuyến
LPP cáp ngầm được s ụng ở các khu vực đ thị c yêu cầu cao về mỹ quan
hành lang an toàn phụ tải trên tuyến tập trung và ổn định nhược điểm giá thành
cao kh tìm điểm sự cố và kh khăn trong việc đ u nối cáp để phát triển các phụ tải

m i trên tuyến.
1.1.2. Vận hành hệ thống điện ph n phối
Theo th ng tư Quy định quy trình điều đ hệ thống điện quốc gia o B C ng
Thư ng an hành ngày 5 tháng 11 năm 2 14 C p Điều đ ph n phối c trách
nhiệm chỉ huy điều khiển hệ thống điện ph n phối thu c quyền điều khiển nhằm
đảm ảo hệ thống điện vận hành an toàn tin cậy ổn định ch t lượng và kinh tế [4].
Mục 2 Điều 6 th ng tư Quy định quy trình x l sự cố trong hệ thống điện
quốc gia o B C ng thư ng an hành ngày 19 tháng 9 năm 2 14 quy định rõ
kh ng kết lư i vận hành ở chế đ mạch vòng trên LPP trừ các trường hợp phải
kh p vòng để chuyển tải hoặc đổi nguồn c p nhằm n ng cao đ tin cậy cung c p
điện nhưng phải đảm ảo kh ng g y mở r ng sự cố [5].
LPP thường c s đồ c u tr c hình tia như Hình 1.1, các xu t tuyến nhận điện
từ các trạm iến áp trung gian cung c p đến phụ tải ằng các đường y trên kh ng
hoặc cáp ngầm và được ảo vệ ằng máy cắt điện V i c u tr c lư i điện như Hình
1.1 máy cắt MC1 được s ụng để ảo vệ toàn đường y MC2 ảo vệ nhánh rẽ
sau đường y (7) các ao cách ly CL1 CL2 CL3 ùng để ph n đoạn c lập các
phần t phía sau khi c sự cố hoặc thực hiện c ng tác BQĐK.
X t m t số trường hợp thao tác chuyển đổi kết lư i trong vận hành:


5

PT6
200

CL3

9

7

(6)

PT5
300

PT7
180

8

6
(5)

12

2

(11)

CL1

(2)

(1)
MC1

PT4
150

MC2

CL2
TBA

PT8
150

PT3
200

(7)
PT2
200

11
(10)

(9)
(8)

PT1
250

10

3

(3)

4

(4)

5

1

Hình 1.1. Lưới điện phân phối hình tia có đặt MC và DCL phân đoạn [7]
Khi c sự cố hoặc c ng tác các thiết ị sau ao cách ly CL2 nh n viên vận
hành cắt máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL2 để c lập các thiết ị cần c ng tác sau
đ đ ng máy cắt MC1 c p điện lại cho các phụ tải trư c ao cách ly CL2 tư ng tự
đối v i trường hợp các thiết ị sau ao ách ly CL1. Trong các tình huống này, các
phụ tải khác phải m t điện trong khoảng thời gian để thao tác ao cách ly g y ảnh
hưởng đến khách hàng đặc iệt là các phụ tải ưu tiên quan trọng
Để khắc phục tình trạng trên ta x t trường hợp nhánh rẽ sau máy cắt MC2 khi
cần c lập các thiết ị sau ao cách ly CL3 nh n viên vận hành cắt máy cắt MC2
cắt ao cách ly CL3 đ ng lại máy cắt MC2 c p điện các phụ tải trư c ao cách ly
CL3 Như vậy khi c máy cắt MC2 các phụ tải trư c máy cắt MC2 kh ng m t điện
khi cần c lập các thiết ị sau máy cắt MC2 điều này hạn chế được khu vực m t
điện trong thời gian thao tác ao cách ly
Khi c sự cố hoặc c ng tác ảo trì ảo ư ng đường y (8) nh n viên vận
hành cắt MC1 c lập đường y (8) g y m t điện toàn
phụ tải trên tuyến trong
trường hợp này nh n viên vận hành kh ng thể cắt MC2 để àn giao c ng tác vì
kh ng đảm ảo điều kiện khoảng hở tr ng th y theo quy định o đ để hạn chế m t
điện thoáng qua cho các phụ tải trư c máy cắt MC2 cần lắp ổ sung ao cách ly tại
máy cắt MC2
Ngoài ra để tăng cường ĐTC cung c p điện các đường y trục chính hoặc
các nhánh rẽ (tu thu c vị trí địa l ) được x y ựng tạo thành các mạch vòng liên

lạc v i các đường y khác
Các đường y này c thể được c p điện từ chính trạm iến áp trung gian đ
hay trạm iến áp trung gian kế cận như Hình 1.2.
X t m t số trường hợp thao tác chuyển đổi kết lư i trong vận hành:


6

PT7
18

CL9

CL8
17

PT10

PT9

24

20

19

16

B
22 MC2 23

N.O
CL10

PT8
21

CL15
32

PT5

CL7

13

26

14

PT11

12

PT4

10

25
30

PT14

PT15
15
9

CL11
CL14

31

CL12

CL6

PT6

27

9
CL4
`

A

(8)

3
MC1 2

1

CL1 4
PT1

CL5

(10)

5
CL2 6
PT2

N.O
CL3
PT3

CL13

8

7

29
PT13

28
PT12

Hình 1.2. Lưới điện phân phối mạch vịng kín vận hành hở [8]

Chế đ kết lư i c ản: Trạm iến áp A c p điện cho các phụ tải PT1 PT2
PT3 PT5 PT6 PT4 PT7 PT8 và PT9 Trạm iến áp B c p điện cho các phụ tải
PT1 PT11 PT12 PT13 PT14 và PT5 các xu t tuyến liên lạc v i nhau qua các
ao cách ly thường mở CL3 và CL1 Giả s tiết iện các đường y liên lạc đảm
ảo truyền tải c ng su t khi cần c p điện từ trạm iến A đến MC2 và ngược lại
Khi xảy ra sự cố hoặc c c ng tác trên đường y (15) nh n viên vận hành cắt
máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL7 CL9 đ ng lại máy cắt MC1 c p điện đến ao
cách ly CL7 cắt máy cắt MC2 đ ng ao cách ly liên lạc CL1 đ ng máy cắt MC2
c p điện đến đầu ao cách ly CL9 Như vậy các phụ tải sau ao cách ly CL9 được
c p điện từ trạm iến áp B
Khi xảy ra sự cố hoặc c c ng tác trên đường y (4) nh n viên vận hành cắt
máy cắt MC1 cắt ao cách ly CL1 CL4 CL2 đ ng lại máy cắt MC1 c p điện đến
ao cách ly CL1 cắt máy cắt MC2 đ ng ao cách ly liên lạc CL1 CL3 đ ng máy
cắt MC2 c p điện đến đầu ao cách ly CL4 và CL2 Như vậy toàn
phụ tải các
phụ tải trạm iến áp A đều được c p điện trừ phụ tải PT2 ị c lập Tư ng tự cho
m t số trường hợp khác đối v i đường y từ trạm iến áp B
Qua đ ĐTC cung c p điện cho phụ tải được n ng cao so v i trường hợp LPP
hình tia tuy nhiên qua hai trường hợp trên các phụ tải vẫn phải m t điện trong thời
gian nh n viên vận hành i chuyển thao tác các ao cách ly làm tăng chỉ số m t
điện trung ình thoáng qua của khách hàng


7

Để n ng cao ĐTC cung c p điện cho phụ tải trên các đường y trục chính
thường lắp các thiết ị ph n đoạn như: thiết ị tự đ ng lại (Automatic Circuit
Recloser) ao cắt c tải (Loa Break Switch) kèm ao cách ly Các nhánh rẽ
thường lắp các thiết ị đ ng cắt kèm ảo vệ đ n giản như: cầu chì tự r i (Fuse Cut
Out) hay cầu chì tự r i kết hợp cắt tải (Loa Break Fuse Cut Out) Các thiết ị trên

được kết nối SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) về trung tâm
điều khiển gi p nh n viên vận hành điều khiển từ xa giảm tối đa thời gian i
chuyển thao tác Đánh giá lại trường hợp trên khi đặt ổ sung các ao cắt c tải tại
các vị trí ao cách ly như sau:
Khi c c ng tác trên đường y (15) nh n viên vận hành tại trung t m điều
khiển kiểm tra th ng số hệ thống đảm ảo điều điện đ ng kh p vòng hai xu t tuyến
(nếu lư i điện chưa được đầu tư hệ thống SCADA đ n vị quản l vận hành ố trí
các nh m thao tác hợp l để giảm thiểu thời gian đ ng cắt thiết ị) tại dao cách ly
liên lạc CL1 đ ng từ xa CL1 và ao cắt c tải CLT1 sau đ cắt ao cắt c tải
CLT7 và CL7 CLT9 và CL9 c lập đoạn đường y (15) Như vậy các phụ tải trên
tuyến kh ng ị m t điện thoáng qua đảm ảo được c p điện liên tục n ng cao đ
tin cậy cung c p điện cho khách hàng
1.2. TỔNG QUAN VỀ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.2.1. Hệ thống điện và các phần tử [2], [6]
Hệ thống là tập hợp những phần t tư ng tác trong m t c u trúc nh t định
nhằm thực hiện m t nhiệm vụ xác định, có sự điều khiển thống nh t hoạt đ ng cũng
như sự phát triển.
Trong HTĐ các phần t là máy phát điện, máy iến áp đường dây,… nhiệm
vụ là sản xu t và truyền tải phân phối điện năng đến các h tiêu thụ Điện năng phải
đảm ảo các chỉ tiêu ch t lượng pháp định như điện áp, tần số và đ tin cậy hợp lý.
HTĐ phải được phát triển m t cách tối ưu và vận hành v i hiệu quả kinh tế
cao nh t. Về mặt đ tin cậy, HTĐ là m t hệ phức tạp, thể hiện ở các điểm:
Số lượng các phần t r t l n.
C u tr c phức tạp
R ng l n trong kh ng gian
Phát triển kh ng ngừng theo thời gian
Hoạt đ ng phức tạp
Vì vậy HTĐ thường được quản l ph n c p để c thể quản l
triển cũng như vận hành m t cách hiệu quả

điều khiển phát

HTĐ là hệ thống phục hồi các phần t của n c thể ị hỏng sau khi được
phục hồi lại đưa vào hoạt đ ng


8

1.2.2. Độ tin cậy [2], [6]
ĐTC là chỉ tiêu then chốt trong sự phát triển kỹ thuật đặc iệt là khi xu t hiện
những hệ thống phức tạp nhằm hoàn thành những chức năng quan trọng trong các
lĩnh vực công nghiệp khác nhau.
ĐTC của phần t hoặc cả hệ thống được đánh giá m t cách định lượng ựa
trên hai yếu tố c ản: tính làm việc an tồn và tính s a chữa được.
Độ tin cậy 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 v i hệ thống điện, ĐTC được đánh giá thông qua khả năng cung c p điện
liên tục và đảm ảo ch t lượng điện năng.
HTĐ là hệ thống phục hồi, nên khái niệm về khoảng thời gian xác định khơng
cịn mang ý nghĩa ắt u c vì hệ thống làm việc liên tục. Do vậy đ tin cậy được đo
ởi m t đại lượng thích hợp h n, đ là đ s n 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.
Đ s n sàng cũng là xác su t để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm t
k và được tính ằng tỉ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian
hoạt đ ng. Ngược lại v i đ s n sàng là đ không s n sàng đ là xác su t để hệ
thống hay phần t ở trạng thái hỏng.
Đối v i hệ thống điện đ s n sàng (gọi chung là đ tin cậy) hoặc đ không
s n sàng chưa đủ để đánh giá đ tin cậy trong các bài toán cụ thể, do đ phải s

ụng thêm nhiều chỉ tiêu khác cũng có tính xác su t để đánh giá.
1.3. CÁC CHỈ TIÊU ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN PHÂN PHỐI
Các chỉ tiêu đ tin cậy hệ thống điện ph n phối ao gồm:
Xác su t thiếu điện cho phụ tải: đ là xác su t c ng su t phụ tải l n h n c ng
su t nguồn điện
Xác su t thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại
Điện năng thiếu (hay điện năng m t) cho phụ tải đ là k vọng điện năng phụ
tải ị cắt o hỏng h c hệ thống trong m t năm
Thiệt hại kinh tế tính ằng tiền o m t điện
Thời gian m t điện trung ình cho m t phụ tải trong m t năm
Số lần m t điện trung ình cho m t phụ tải trong m t năm [2].
Tuy nhiên để đánh giá được m t cách toàn iện về sự m t điện của hệ thống
hiện nay nhiều nư c trên thế gi i đánh giá đ tin cậy lư i điện ph n phối qua các
chỉ tiêu được quy định ởi tiêu chuẩn IEEE 1366 [9] như về tần su t m t điện trung
ình của hệ thống (SAIFI) chỉ số thời gian m t điện trung ình của hệ thống


9

(SAIDI) chỉ số thời gian m t điện trung ình khách hàng (CAIDI) chỉ số tần su t
m t điện trung ình khách hàng (CAIFI) đ s n sàng (ASAI) chỉ số thiếu hụt điện
năng (ENS) thiệt hại o m t điện khách hàng (ECOST) Trong tính tốn các chỉ
tiêu đ tin cậy theo IEEE 1366, ý nghĩa của các thơng số, cơng thức tính tốn như
sau:
iểu thị m t sự kiện ngừng c p điện.

i

:

ri

: thời gian khôi phục đối v i mỗi sự kiện ngừng c p điện.

CI

: tổng số lần m t điện khách hàng của hệ thống.

CMi

: số phút khách hàng ị ngừng c p điện.

IMi

: số lần ngừng c p điện thoáng qua.

IME

: số sự kiện ngừng c p điện thoáng qua.

Ni

: số khách hàng ị ngừng c p điện vĩnh c u đối v i sự kiện i.

Nmi

: số khách hàng ị ngừng c p điện thoáng qua đối v i sự
kiện i.

NT

: tổng số khách hàng phục vụ cho các khu vực.

Li

: tải ị cắt đối v i m t sự kiện ngừng c p điện.

LT

: tổng tải được cung c p.

CN

: tổng số khách hàng có m t lần ngừng c p điện vĩnh c u
trong thời k báo cáo.

CNT (k>n): Tổng số khách hàng có h n n lần ngừng c p điện vĩnh
c u và sự kiện ngừng c p điện vĩnh c u trong thời k báo
cáo.
k

: số lần ngừng c p điện thể hiện ởi m t khách hàng riêng lẻ
trong thời k báo cáo.

TMED

: giá trị ngư ng để xác định ngày sự kiện đặc iệt.

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của hệ thống SAIFI (System Average
Interruption Frequency Index): cho iết số lần m t điện trung bình của m t khách

hàng ị ngừng c p điện vĩnh c u bao nhiêu lần trong thời k báo cáo (thường là
trong m t năm):

SAIFI  

Ni

NT



CI
NT

(1/năm)

(1.1)

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của hệ thống SAIDI (System Average
Interruption Duration Index): cho iết trung bình m t khách hàng ị ngừng c p điện
vĩnh c u bao nhiêu giờ trong thời k báo cáo (thường là trong m t năm):


10

SAIDI  

ri Ni



NT

CM i
NT

(phút)

(1.2)

Chỉ số thời gian mất điện trung bình của khách hàng CAIDI (Customer
Average Interruption Duration Index): là thời gian trung ình cần để phục hồi cung
c p điện cho khách hàng trong m t lần m t điện vĩnh c u được tính ằng:
CAIDI 

r N
N
i

i



i

SAIDI
SAIFI

(phút)

(1.3)

Chỉ số tần suất mất điện trung bình của khách hàng CAIFI (Customer
Average Interruption Frequency Index) cho iết số lần ị ngừng c p điện vĩnh c u
trung bình đối v i m t khách hàng trong m t năm:

CAIFI  

Ni

CN

(1.4)

Chỉ số tổng thời gian mất điện trung bình của khách hàng CTAIDI (Customer
Total Average Interruption Duration Index): Đối v i khách hàng thực tế đã m t
điện, chỉ số này thể hiện tổng thời gian trung bình khách hàng trong thông báo bị
m t điện. Chỉ số này được tính tốn như chỉ số CAIDI, trừ việc khách hàng bị m t
điện nhiều lần chỉ được tính m t lần:

CTAIDI  

ri N i

CN

(1.5)

Chỉ số sẵn sàng cấp điện trung bình ASAI (Average Service Availability
Index) cho iết phần trăm về thời gian khách hàng được c p điện so v i tổng số giờ

khách hàng yêu cầu:

ASAI 

NT  So gio/nam   ri Ni
NT  So gio/nam

(1.6)

Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng CEMIn (Customer Experiencing
Multiple Interruption) cho iết tỉ lệ giữa số khách hàng ị ngừng điện l n h n n lần
cho trư c trên tổng số khách hàng của hệ thống:
CEMIn 

CN k n
NT

(1.7)

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống ASIFI (Average System
Interruption Frequency In ex) Các chỉ tiêu đưa ra ở phần này ựa trên phụ tải h n
là khách hàng ị ảnh hưởng ASIFI đ i khi được s ụng để đo lường tính năng hệ
thống ph n phối cung c p số lượng khách hàng ít phụ tải tập trung l n như các


11

khách hàng c ng nghiệp thư ng mại Về l thuyết nếu tải ph n ố đồng nh t
ASIFI giống như SAIFI:

ASIFI  

Li

LT

(1.8)

Chỉ tiêu khoảng thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống ASIDI (Average
System Interruption Duration Index):

ASIDI  

ri Li

LT

(1.9)

Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thống qua MAIFI (Momentary
Average Interruption Frequency Index): Chỉ số này cung c p th ng tin về số lần
m t điện thống qua trung ình của m t khách hàng (trong m t khu vực) trong m t
năm:

M AIFI 

IMi N mi
NT

(1.10)

Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua MAIFIE
(Momentary Average Interruption Event Frequency Index): Chỉ số này cung c p
th ng tin về con số trung ình của các sự kiện m t điện thoáng qua của m t khách
hàng (trong m t khu vực) trong m t năm:

M AIFIE  

IME N mi
NT

1.3.1. Các yếu tố ảnh hƣởng đến độ tin cậy [2]
Đ tin cậy của phần t :
Cường đ hỏng h c thời gian phục hồi
S a chữa định k
Ngừng điện c ng tác
C u tr c của hệ thống:
Sự gh p nối giữa các phần t trong s đồ trạm hình áng lư i điện
Khả năng thao tác và đổi nối trong s đồ (tự đ ng hoặc ằng tay)
Hệ thống tổ chức quản l và vận hành:
Tổ chức và ố trí các đ n vị c đ ng can thiệp khi sự cố
Tổ chức mạng lư i phục hồi sự cố và s a chữa định k
Dự trữ thiết ị s a chữa
Dự trữ c ng su t trong hệ thống
C u tr c và hoạt đ ng của hệ thống điều khiển vận hành

(1.11)


12

Sách lược ảo quản định k thiết ị
Ảnh hưởng m i trường:
Phụ tải điện
Yếu tố thời tiết khí hậu nhiệt đ và đ

nhiễm của m i trường

Yếu tố con người: trình đ của nh n viên vận hành yếu tố kỹ thuật tự đ ng
h a vận hành
Trong ài giải tích đ tin cậy các yếu tố trên là yếu tố đầu vào còn đầu ra là
chỉ tiêu đ tin cậy của hệ thống điện
Tuy nhiên việc tính đến mọi yếu tố r t phức tạp cho nên cho đến nay vẫn
chưa c phư ng pháp nào x t được mọi yếu tố ảnh hưởng Tùy từng phư ng pháp
mà m t số yếu tố ị ỏ qua ị lược t hoặc đ n giản h a
1.3.2. Các giải pháp n ng cao độ tin cậy của hệ thống điện phân phối [2]
1.3.2.1. Về mặt độ tin cậy hệ thống điện có các đặc điểm sau
C nhiều phần t

các phần t c nhiều trạng thái làm việc và c thể phụ hồi

Mối liên hệ giữa các phần t phức tạp nên vận hành phức tạp
Hệ thống điện là hệ thống c ự phòng về c ng su t năng lượng s c p số
phần t và khả năng tải của ch ng s đồ nối y
Hệ thống điện c khả năng phục hồi o các phần t c khả năng phục hồi
Hệ thống điện c nhiều trạng trạng thái làm việc mỗi trạng thái tư ng ứng v i
mức đ hoàn thành c ng việc khác nhau
Hệ thống điện c ảo quản định k : tiểu tu trung tu và đại tu Khi phần t hết
hạn s ụng sẽ được loại ỏ và thay ằng phần t m i o đ hệ thống điện lu n ở
trong giai đoạn làm việc ình thường v i cường đ hỏng h c trung ình là hằng số

Tác đ ng vận hành phức tạp
1.3.2.2. Các biện pháp nâng cao độ tin cậy của hệ thống điện
S

ụng hợp l các loại ự trữ:

Dự trữ năng lượng s c p
Dự trữ c ng su t nguồn c ng su t máy iến áp khả năng tải của lư i điện về
tổn th t điện áp về ổn định tĩnh và ổn định đ ng ự trữ thiết ị thay thế
Hoàn thiện c u tr c lư i điện làm ch ng trở nên linh hoạt c đ ự trữ cao và
c khả năng thích ứng nhanh v i mọi tình huống vận hành (s ụng s đồ lư i điện
c c u tr c mềm ẻo và đ ng)
S ụng các thiết ị ảo vệ thiết ị điều khiển tự đ ng chống sự cố và điều
chỉnh chế đ ngày càng hoàn thiện
S

ụng các thiết ị điện c ch t lượng cao


13

Tổ chức tốt hệ thống quản l

vận hành

Nâng cao khả năng vận hành của cán

kỹ sư cũng như c ng nh n.

Ngoài ra để giảm t tổn th t kinh tế o m t điện khi sự cố cần thực hiện các

iện pháp sa thải phụ tải hợp l và tổ chức tốt c ng tác ở phụ tải khi xảy ra m t điện
để hạn chế thiết hại
1.4. CÁC PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG ĐIỆN
PHÂN PHỐI [2], [6], [10]
1.4.1. Phƣơng pháp cấu tr c nối tiếp - song song
Phư ng pháp này ao gồm việc lập s đồ đ tin cậy và áp ụng l thuyết xác
su t các tập hợp đại số Boole l thuyết graph để tính tốn đ tin cậy
S đồ đ tin cậy của hệ thống x y ựng trên c sở ph n tích ảnh hưởng của
hỏng h c phần t đến hỏng h c hệ thống S đồ đ tin cậy ao gồm các n t trong đ
c n t nguồn n t tải các nút trung gian và các nhánh Nhánh và n t tạo thành mạng
lư i nối n t nguồn và n t tải của s đồ Theo s đồ trạng thái tốt của hệ thống là
trạng thái trong đ c ít nh t m t đường gồm nhiều nhánh nối từ n t phát đến n t
tải Còn trạng thái hỏng của hệ thống xảy ra khi n t phát và n t tải ị tách rời o
hỏng các phần t
Đối v i hệ thống điện s đồ đ tin cậy c thể trùng hoặc kh ng trùng v i s
đồ điện tu thu c vào tiêu chuẩn hỏng h c của hệ thống được lựa chọn và đặc tính
của các phần t Trên c sở ph n tích s đồ đ tin cậy và các tính tốn giải tích ta
tính được các chỉ tiêu về đ tin cậy của hệ thống
1.4.2. Phƣơng pháp c y hỏng hóc
C y hỏng h c là phư ng pháp hiệu quả để nghiên cứu đ tin cậy của các hệ
thống phức tạp c thể áp ụng tốt cho hệ thống điện C y hỏng h c cho ph p đánh
giá hệ thống về ch t lượng cũng như về số lượng trên quan điểm đ tin cậy Về mặt
ch t lượng c y hỏng h c cho hình ảnh rõ ràng về nguyên nh n cách thức xảy ra
hỏng h c và các hành vi của hệ thống H n nữa phư ng pháp c y hỏng h c cho
ph p tính được các chỉ tiêu đ tin cậy của hệ thống
C y hỏng h c m tả ằng đồ thị quan hệ nh n quả giữa các ạng hỏng h c
trong hệ thống giữa hỏng h c hệ thống và các hỏng h c thành phần trên c sở hàm
đại số Boole C sở cuối cùng để tính tốn là các hỏng h c c ản của các phần t
Hỏng h c c ản là nguyên nh n của các hỏng h c cao h n gọi là các hỏng
h c trung gian Các hỏng h c này là nguyên nh n của hỏng h c đỉnh tức hỏng h c

hệ thống mà ta quan t m
T m lại c y hỏng h c m tả quan hệ logic giữa các phần t hay giữa các phần
t và từng mảng của hệ thống m t cách rõ n t giữa các hỏng h c c ản và hỏng
h c đỉnh mà ta đang khảo sát