Phân tích độ tin cậy lưới điện trung áp sử dụng phương pháp cây sự cố

mỗi trạng thái là 
phương trình (10). 
{
R
1
( / / 1)
N
R M M
P
   

 
*M N
M
M
P
P



*R M
R
R
P
P



 (10) 
Chỉ tiêu độ tin cậy của các điểm phụ tải 
dựa vào 3 chỉ số: tần suất sự cố năm, 
λ(lần/a); thời gian bình quân mỗi lần sự 
cố, γ(h/lần); thời gian sự cố bình quân 
năm U (h/a) [6]: 
1
;
n
i
i
 


1
1
;
n
i i
i
n
i
i
 







1
n
i i
i
U 

 (11) 
Đối với hai thành phần sửa chữa song 
song, chỉ tiêu độ tin cậy của phụ tải là: 
1 2 1 2( )      ; 1 2
1 2
 

 


; U  (12) 
Từ đó tìm được chỉ số tin cậy của hệ 
thống được áp dụng là 6 chỉ số [7], lần 
lượt là: tần suất ngừng cấp điện trung bình 
(SAIFI); thời gian ngừng cấp điện trung 
bình (SAIDI); tần suất ngừng cấp điện 
bình quân của khách hàng (CAIFI); thời 
gian ngừng cấp điện trung bình của khách 
hàng (CAIDI); sẵn sàng cấp điện trung 
bình (ASAI); không sẵn sàng cấp điện 
trung bình (ASUI), được tính như công 
thức (13). 
i
i
N
SAIFI
N




; i
i i
N
CAIFI
N





i i
i
U N
SAIDI
N



; i i
i i
U N
CAIDI
N



N M 
R 
μM λM 
μR 
λR
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
6 Số 15 tháng 2-2018 
8760
8760
i i i
i
N U N
ASAI
N
 


 

; 
8760
i i
i
U N
ASUI
N




 (13) 
Trong đó: λi, λ - lần lượt là tần suất sự cố 
năm của phụ tải i và tổng của nó; Ui - thời 
gian sự cố bình quân năm; Ni : số khách 
hàng sử dụng điện tại nút i. 
2.4.4. Tính toán độ tin cậy cho hệ thống 
phân phối điện 
Tiến hành tính toán cho hệ thống điện 
hình 2, chỉ số tin cậy của các phần tử 
trong hệ thống được cho như bảng 1. 
Bảng 1. Chỉ tiêu độ tin cậy của các phần tử 
Tên gọi Xác suất 
sự cố  
(lần/km. a) 
Sửa 
chữa 
U/h 
Thao tác 
DCL 
t /h 
Số lượng 
khách 
hàng 
Trục 0.1 3.0 
Nhánh 0.25 1.0 
DS1, DS2 0.5 
A 250 
B 100 
C 50 
Đối với điểm phụ tải A, tần suất sự cố là: 
1 1 2 3 2 4( ) 1.35L L L L         (14) 
Thời gian phục hồi trung bình của sự cố 
điểm phụ tải A là: 
4
1 1 (0.2 3.0 0.3 0.5 0.1
1.35
i i
i



      

1.55
0.5 0.75 1.0) 1.15
1.35
     (15) 
Số lần mất điện hàng năm của khách hàng 
(ACI) và thời gian mất điện (CID): 
(250 1.35) (100 1.1) (50 0.85) 490i iACI N       
(250 1.55) (100 2.05) (50 2.05) 695i iCID U N        
Tương tự, có thể tính cho phụ tải B và C, 
kết quả như bảng 2. 
Bảng 2. Chỉ số độ tin cậy của các điểm phụ tải 
Phần tử 
Phụ tải B Phụ tải C 
 / 
(lần/a) 
 / 
h 
U/ 
(h/a) 
 / 
(lần/a) 
 / 
h 
U/ 
(h/a) 
Đường 
dây 
chính 
L1 0.2 3.0 0.6 0.2 3.0 0.6 
L2 0.3 3.0 0.9 0.3 3.0 0.9 
L3 0.1 0.5 0.05 0.1 3.0 0.3 
Đường 
dây 
nhánh 
L4 
L5 0.5 1.0 0.5 
L6 0.25 1.0 0.25 
Tổng 1.1 1.86 2.05 0.85 2.41 2.05 
Tính được các chỉ số độ tin cậy khác của 
hệ thống: 
490
1.23
400i
ACI
SAIFI
N
  

695
1.74
400i
CID
SAIDI
N
  

; 
695
1.42
490
CID
CAIDI
ACI
   
400 8760 695
0.999802
400 8760
ASAI
 
 

 (16) 
Với hệ thống điện như (hình 2) và các giả 
thiết đã cho trong quá trình tính toán, ta 
có: Tần suất mất điện trung bình trong 
năm của hệ thống là 1.23 lần; Mỗi lần mất 
điện là 1.74h; thời gian trung bình khôi 
phục cấp điện 1.42h; tỉ lệ có thể cấp điện 
trung bình là 0.999802. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 15 tháng 2-2018 7 
2.5. Ví dụ tính toán áp dụng 
Sử dụng sơ đồ IEEE RBTS Bus2 (hình 8) 
làm ví dụ để tiến hành phân tích tính độ 
tin cậy. Bài này chủ yếu tính toán độ tin 
cậy của đường dây F1, số liệu của các 
điểm phụ tải và đường dây giả thiết như 
bảng 3 và 4, số liệu này được lấy như 
[8,9] để so sánh kết quả sau tính toán. 
Hình 8. Sơ đồ hệ thống phân phối điện IEEE 
RBTS 2 thanh cái 
Bảng 3. Số liệu của các điểm phụ tải 
Điểm 
phụ tải 
Phụ tải bình 
quân (MW) 
Số hộ phụ 
tải 
1,2,3 0.535 210 
8 1.00 1 
9 1.50 1 
4,5 0.566 1 
6,7 0.454 10 
Bảng 4. Các tham số độ tin cậy 
của các phần tử 
Tên phần tử λp/lần/a.km γ/h γp/h s/h 
Máy biến áp 0.015 200 10 
Đường dây 0.065 5 1 
Trong bảng 4, γp là thời gian sử dụng phần 
tử dự phòng thay thế phần tử bị sự cố; S là 
thời gian trung bình thay thế phục hồi. 
Giả sử sự kiện sự cố của điểm phụ tải 
LP3, tiến hành phân tích từ trên xuống 
dưới, sự cố đường dây L4, máy biến áp 
T3 và đường dây nhánh L5 chắc chắn gây 
nên sự cố điểm phụ tải LP3. Sự cố đường 
dây L7 và L10 gây ra cắt dao cách ly cũng 
gây nên sự cố điểm phụ tải; khi đường 
dây L1 gặp sự cố thì dao cách ly D1 bị 
ngắt, trong trường hợp không xem xét đến 
nguồn điện dự phòng, cây sự cố được lập 
như hình 9. 
Hình 9. Sơ đồ cây sự cố của điểm phụ tải LP3 
Giả thiết nguồn điện, dao cách ly và cầu chì 
hoàn toàn đáng tin cậy. Chỉ xem xét đến 
sự cố của máy biến áp, đường dây, trong 
trường hợp có cầu chì, sự cố của nhánh 
thì không ảnh hưởng đến điểm phụ tải 
khác, tỉ lệ sự cố của điểm phụ tải LP3 là: 
3 (0.75 3 0.065)
0.6 0.065 0.8 0.065 0.015 0.25225
LP   
      
Tính toán, ta có thời gian mất điện trung 
bình và thời gian mất điện trung bình 
năm là: 
γ = 13.9534; U = 3.5273 
Thông qua phương pháp như trên có thể 
tìm ra chỉ số độ tin cậy của các điểm phụ 
tải còn lại, từ chỉ số và số lượng khách 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
8 Số 15 tháng 2-2018 
hàng sử dụng có thể tính ra chỉ số độ tin 
cậy của hệ thống: 
SAIFI = 0.2482; SAIDI = 3.4899; 
CAIDI = 14.0603; ASAI = 0.999602 
So sánh kết quả với kết quả của tài liệu 
[9] là gần bằng nhau, tài liệu [9] dùng 
phương pháp so sánh có xét đến các nhân 
tố không xác định ảnh hưởng đến hệ 
thống để phân tích, và áp dụng phương 
pháp giải tích kết hợp phương pháp 
Monte-Carlo tính toán độ tin cậy của hệ 
thống. Kết quả trên chứng tỏ tính chính 
xác của phương pháp sơ đồ cây sự cố 
trong việc phân tích độ tin cậy của hệ 
thống phân phối điện. 
2.6. Thảo luận 
Bài báo mô tả phương pháp ứng dụng cho 
hệ thống phân phối điện, khi tính toán đã 
đặt ra một vài giả thiết, để thu hẹp phạm 
vi xem xét, làm đơn giản hóa quá trình 
tính toán: (1) Coi nguồn điện và hệ thống 
truyền tải là đáng tin cậy; (2) Không xem 
xét đến giới hạn công suất; (3) Các phần 
tử (thiết bị) là độc lập; (4) Chỉ xem xét 
đến ảnh hưởng trạng thái tĩnh của sự cố; 
(5) Không xem xét đến ảnh hưởng của 
các nhân tố khác như thời tiết chỉ xem 
xét đến mất điện do sự cố thiết bị gây nên. 
Phương pháp cây sự cố cho hình ảnh rất 
rõ ràng về nguyên nhân, cách thức xảy ra 
sự cố và hành vi của hệ thống ảnh hưởng 
như thế nào đến độ tin cậy của một hệ 
thống, từ đó có thể tìm điểm yếu trong hệ 
thống một cách dễ dàng và chính xác. 
Hạn chế của bài báo là chỉ dựa trên việc 
phân tích độ tin cậy của hệ thống khi các 
phần tử ở trạng thái tĩnh, mà không xem 
xét đến ảnh hưởng của hàng loạt phần tử 
ở trạng thái động như nguồn điện dự 
phòng, độ tin cậy của hệ thống (nguồn 
cấp, đường dây truyền tải). Hiện nay, lưới 
điện phân phối với sự tham gia của nhiều 
nguồn điện, tham gia của các đường dây 
dự phòng, hay có nhiều phần tử trạng thái 
động được sử dụng trong hệ thống điện. 
Đối với những hệ thống này, việc xác 
định mô hình toán để tính độ tin cậy của 
hệ thống từ hàm cấu trúc sẽ được giới 
thiệu trong bài viết tới. 
3. KẾT LUẬN 
Phương pháp FTA dễ dàng sử dụng và đạt 
kết quả chính xác cao khi người xây dựng 
cần phải hiểu rõ hệ thống. Bài báo thông 
qua hệ thống phân phối điện điển hình 
nhằm giới thiệu việc ứng dụng phương 
pháp cây sự cố trạng thái tĩnh để tính toán 
độ tin cậy của hệ thống. Sau đó lấy sơ đồ 
IEEE RBTS 2 thanh cái với số liệu đầu 
vào tương tự tài liệu tham khảo để tính 
toán chỉ số độ tin cậy và so sánh với kết 
quả của phương pháp tính khác, nghiệm 
chứng tính chính xác của phương pháp 
phân tích cây sự cố - FTA. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Dương Thị Phương Thảo. T nh toán độ tin cậy lưới điện ph n phối thành phố Đà Nẵng theo tiêu 
chuẩn IEEE 1366. Luận văn c o học Đại học Đà Nẵng 2010. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 15 tháng 2-2018 9 
[2] Trần Th nh Phong. Ph n t ch độ tin cậy c hệ thống s d ng sơ đồ c y lỗi. Journ l of Science 
Tien Giang University, Vol 1, Nov. 2014. 
[3] Zefang Zhou, Zheng Liu, Bo Zeng, Yu Pang, Liping He. Application of the Interval Arithmetic 
in Reliability Analysis of Distribution System. Proceedings of the 2012 International Conference 
on Quality, Reliability, Risk, Maintenance and Safety Engineering (ICQR2MSE), Chengdu, 2012, 
221-223. 
[4] Renyan Jiang. Introduction to quality and Reliability engineering. Beijing Science Press, 2015, 1. 
[5] Jiangmingyue. Network reconfiguration for optimal reliability worth. Xian University of 
Technology, 2005, 6-30. 
[6] MichaelG.Pecht, C. K. Kailash. Reliability Engineering. Electronic Industry Press, 2011. 
[7] Xie Ying-hua, Zhang Xue-feng, Jiang Hao. Reliability Assessment of Power Distribution System in 
the Condition of Parameter Change. Guangdong Electric Power, 2011, 24(9). 
[8] R. N. Allan, R. Billinton, I. Sjarief, et al. A reliability test system for education purposes: basic 
distribution system data and results. IEEE Transations on Power System, 1991, 6(2): 813-820. 
[9] Li jia. Reliability evaluation of distribution system considering composite uncertainty factors. North 
China Electric Power University, 2008. 
Giới thiệu tác giả: 
Tác giả Lê Xu n S nh tốt nghiệp Trường Đại học Bách kho Hà Nội năm 2003; 
nhận bằng Thạc sĩ năm 2007 ngành hệ thống điện bằng Ti n sĩ năm 2012 ngành 
hệ thống điện và tự động hó tại Đại học Kho học và Công nghệ Ho Trung 
Trung Quốc. 
Lĩnh vực nghiên cứu: Lưới điện thông minh lưới điện ph n phối tự động hó hệ thống 
điện kh c điện.