Xác định vị trí và dung lượng máy phát phân tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối hình tia

LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan rằng đề tài Luận văn với nội dung “Xác định vị trí và dung lượng máy phát phân tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối hình tia” là côn

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP HCM

-

HOÀNG SƠN

XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG MÁY PHÁT PHÂN TÁN ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP HCM

-

HOÀNG SƠN XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG MÁY PHÁT PHÂN TÁN ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

HÌNH TIA LUẬN VĂN THẠC SĨ

Chuyên ngành: Kỹ Thuật Điện

Mã số ngành: 60520202

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS.TS TRƯƠNG VIỆT ANH

TP Hồ Chí Minh, tháng 03 năm 2016

CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI

TRƯỜNG ĐẠI HỌC CÔNG NGHỆ TP HCM

Cán bộ hướng dẫn khoa học: PGS TS TRƯƠNG VIỆT ANH

Cán bộ chấm nhận xét 1: PGS.TS DƯƠNG HOÀI NGHĨA

Cán Bộ chấm nhận xét 2: TS ĐẶNG XUÂN KIÊN

Luận văn Thạc sĩ được bảo vệ tại Trường Đại học Công nghệ TP HCM ngày 12 tháng 03 năm 2016

Thành phần Hội Đồng Đánh Giá Luận văn Thạc Sĩ gồm:

1 PGS.TS Nguyễn Thanh Phương Chủ tịch

2 PGS.TS Dương Hoài Nghĩa Phản biện 1

NHIỆM VỤ LUẬN VĂN THẠC SĨ

Họ tên học viên: Hoàng Sơn Giới tính: Nam

Ngày, tháng, năm sinh: 09/10/1987 Nơi sinh: Kiên Giang

I- Tên đề tài:

Xác định vị trí và dung lượng máy phát phân tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp

điện lưới điện phân phối hình tia

II- Nhiệm vụ và nội dung:

Sử dụng giải thuật tiến hoá (thuật toán di truyền) để xác định vị trí và dung lượng

máy phát phân tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối hình

tia

III- Ngày giao nhiệm vụ: Ngày 30 tháng 07 năm 2015

IV- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: Ngày 30 tháng 01 năm 2016

V- Cán bộ hướng dẫn: PGS.TS Trương Việt Anh

CÁN BỘ HƯỚNG DẪN KHOA QUẢN LÝ CHUYÊN NGÀNH

PGS.TS Trương Việt Anh

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan rằng đề tài Luận văn với nội dung “Xác định vị trí và dung lượng máy phát phân tán để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối hình tia” là công trình nghiên cứu của riêng tôi dưới sự hướng dẫn của

PGS.TS Trương Việt Anh Các số liệu, kết quả nêu trong Luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nghiên cứu nào khác, theo tôi được biết

Tôi xin cam đoan rằng mọi sự giúp đỡ cho việc thực hiện Luận văn này đã được cảm ơn và các thông tin trích dẫn trong Luận văn đã được chỉ rõ nguồn gốc

Học viên thực hiện Luận văn

(Ký và ghi rõ họ tên)

Hoàng Sơn

LỜI CẢM ƠN

Để có được một kết quả tốt, ngoài những cố gắng từ bản thân thì cơ hội được tham

gia, điều kiện được trải nghiệm và sự hỗ trợ, giúp đỡ từ một tổ chức, cá nhân khác là

rất cần thiết và không thể thiếu Liên hệ với bản thân trong quá trình học tập và công

tác luận văn em có đôi lời cảm ơn chân thành:

Đầu tiên em xin được gửi lời cảm ơn chân thành đến Ban Giám Hiệu Trường ĐH

Công Nghệ Tp.HCM đã cho em cơ hội được tham gia khoá học Cao học 2014 tại

trường với những điều kiện, thời gian và trang thiết bị học tập hiện đại

Em xin gửi lời cảm ơn đến Phòng Quản Lý Khoa Học và Đào Tạo Sau Đại Học đã

tạo điều kiện và hỗ trợ em trong suốt quá trình học tập cũng như công tác luận văn

Em cũng xin chân thành cảm ơn toàn thể Quý Thầy Cô trường Đại Học Công Nghệ

Tp.HCM nói chung và Quý Thầy Cô Khoa Hệ Thống Điện nói riêng đã truyền đạt

những kiến thức bổ ích cho em trong suốt quá trình học tập và nghiên cứu tại trường

Em cảm ơn cơ quan nơi công tác và tất cả các anh chị lớp 14SMĐ11 đã hỗ trợ, giúp

đỡ em trong quá trình học tập, lời động viên, chia sẻ những kiến thức và kinh nghiệm

thực tế để em hoàn thành tốt khoá học này

Đặc biệt, Em xin được bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc và kính trọng đối với PGS.TS

Trương Việt Anh, người thầy đã hết lòng tận tâm, nhiệt tình hướng dẫn, truyền đạt

những kiến thức chuyên môn và kinh nghiệm cũng như cung cấp cho em những tài

liệu vô cùng quý giá và thời gian quý báu của Thầy, cùng sự giúp đỡ tận tình từ anh

Nguyễn Thanh Thuận khoá CH088 trường Đại học Sư Phạm Kỹ Thuật Tp.Hồ Chí

Minh Em đã được anh chia sẻ những kinh nghiệm, kiến thức cốt lõi của vấn đề để em

hoàn thành tốt nội dung đề tài luận văn và là hành trang cho một bước phát triển mới

trên con đường sự nghiệp, trong học tập và nghiên cứu

Đồng kính gửi lời cảm ơn đến tất cả Quý Thầy Cô trong Hội Đồng Đánh Giá Luận

Văn đã giành thời gian để xem xét và cho em kết quả đánh giá của bài luận văn này

Em xin chân thành cảm ơn! Tp Hồ Chí Minh, 12 tháng 03 năm 2016

Người thực hiện

Hoàng Sơn

TÓM TẮT

Do công nghiệp ngày càng phát triển, nhu cầu năng lượng ngày càng tăng cao, những kế hoạch mở rộng, nâng cấp mạng điện luôn được triển khai và thực hiện Một trong những phương pháp được sử dụng cho việc nâng cấp, mở rộng lưới điện phân phối là tích hợp nguồn phân tán (DG) vào hệ thống hiện hữu Có nhiều lợi ích đạt được bằng cách tích hợp DG trong hệ thống phân phối bao gồm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng và cải thiện độ dốc điện áp v.v Những lợi ích đó có thể đạt được và nâng cao nếu kích thước và vị trí của DG là tối ưu trong hệ thống

Luận văn này đề xuất phương pháp sử dụng thuật toán di truyền (GA) để xác định vị trí đặt và dung lượng DG tối ưu để cải thiện độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống điện phân phối hình tia có xem xét đến điều kiện tải thay đổi Mục tiêu là để giảm thiểu tổng điện năng không được cung cấp bởi hệ thống (ENS) bằng cách tối ưu vị trí đặt DG trong hệ thống, dung lượng DG tối ưu có thể phân bố và vẫn giữ các cấu hình điện áp trong mạng trong giới hạn quy định Trong luận văn, nghiên cứu một hệ thống phân phối hình tia thực tế 21 nút tải để chứng minh tính hiệu quả của phương pháp được đề xuất Các kết quả mô phỏng cho thấy rằng việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện trong

hệ thống điện phân phối là có thể và tổng điện năng không được cung cấp bởi hệ thống ENS là tối thiểu nếu DG được tối ưu được đặt trong hệ thống Trạng thái vận hành hệ thống thay đổi sẽ ảnh hưởng đến tính tối ưu của vị trí đặt và dung lượng DG

Due to the growing of industries and energy demand is increasing, the expansion and upgrading of electricity networks are deployed and implemented One of the methods used for the upgrading and expansion of power distribution networks are integrated Distributed Generation (DG) into the existing systems There are many achieved benefits by integrating the DG in distribution power systems such as improving the reliabilities, reducing power losses and improving voltage profile etc, The benefits that can be achieved and enhanced if the DC size and placement optimized in the systems

This thesis proposed method that using a Genetic Algorithm (GA) to determine the

DG optimum placement and capacity to improve power supply reliabilities of radial electricity distribution systems with consideration of the variance load conditions The objective is minimize the Energy Not Supply (ENS) of the system by optimizing the

DG placement and capacity and keeping the voltage under the limited range In the thesis, we studied a radial distribution systems with 21 nodes in fact used to demonstrate the effectiveness of the proposed method The simulation results show that improving the power supply reliabilities in the power distribution systems is possible and the ENS of the distribution systems is minimal if the DG optimized and placed in the systems The system operation status will affect to the DG optimized location and power

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN i

LỜI CẢM ƠN ii

TÓM TẮT iii

ABSTRACT iv

MỤC LỤC v

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT vii

DANH MỤC CÁC BẢNG viii

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH x

PHẦN MỞ ĐẦU 1

1 Đặt vấn đề 1

2 Tính cấp thiết của đề tài 1

3 Mục tiêu của đề tài 2

4 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 3

5 Phương pháp nghiên cứu 3

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn 3

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU 4

1.1 Phân tích, đánh giá một số công trình liên quan đã được nghiên cứu 4

1.1.1 Công trình nghiên cứu “Reliability benefit of Distributed Generation as a backup source” 4

1.1.2 Công trình nghiên cứu “Tối ưu hoá vị trí đặt và công suất phát của nguồn phát phân tán trên mô hình lưới điện phân phối 22kV” 14

1.1.3 Một số công trình nghiên cứu khác 19

1.2 Những vấn đề cần được nghiên cứu và giải quyết trong luận văn 19

CHƯƠNG 2 ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ NGUỒN ĐIỆN PHÂN TÁN 20

2.1 Tổng quan lưới điện phân phối 20

2.1.1 Chất lượng lưới phân phối 20

2.1.2 Độ tin cậy lưới phân phối 21

2.1.3 Thiệt hại ngừng cấp điện 22

2.2 Độ tin cậy cung cấp điện 22

2.2.1 Khái niệm 22

2.2.2 Các chỉ tiêu cơ bản của độ tin cậy 22

2.3 Nguồn điện phân tán 25

2.3.1 Khái quát chung 25

2.3.2 Các loại nguồn phân tán 25

2.3.3 Đặc tính công suất của nguồn điện phân tán 26

2.3.4 Ảnh hưởng của nguồn phân tán đến sự vận hành lưới điện phân phối 26

CHƯƠNG 3 XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ VÀ DUNG LƯỢNG MÁY PHÁT PHÂN TÁN TRÊN MÔ HÌNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN 28

3.1 Thuật toán di truyền GA 28

3.1.1 Tổng quan về thuật toán GA 28

3.1.2 Các tính chất của thuật toán GA 28

3.1.3 Các bước cơ bản của thuật toán GA 29

3.2 Xây dựng hàm mục tiêu 30

3.2.1 Bài toán minh hoạ xác định hàm mục tiêu 30

3.2.2 Hàm mục tiêu 31

3.2.3 Xây dựng phương pháp tính toán hàm mục tiêu 33

3.2.4 Giải bài toán ví dụ minh họa hình 3.2 kiểm tra hàm mục tiêu 34

3.2.5 Lưu đồ GA trong nghiên cứu 36

3.3 Bài toán ví dụ kiểm tra giải thuật 37

3.3.1 Xét bài toán 1: Mạng phân phối hình tia 22kV gồm 21 nút tải như hình 3.6.37 3.3.1.1 Trường hợp 1: Thời gian sửa chữa trên tất cả đường dây trong hệ thống bằng nhau 38

Giá trị ENS của hệ thống khi chưa kết nối DG 39

Giá trị ENS của hệ thống sau khi kết nối DG, phân tích bằng giải thuật GA 40

Nhận xét 41

3.3.1.2 Trường hợp 2: Thời gian sửa chữa trên đường dây 12-15, 15-16, 16-17 lớn hơn 4 lần so với các đường còn lại trong hệ thống 42

3.3.1.3 Trường hợp 3: Cường độ sự cố giống trường hợp 1 và giới hạn DG lớn nhất 45 Nhận xét: 46

3.3.2 Xét bài toán 2: Mạng phân phối hình tia 33 nút tải như hình 3.13 47

Giá trị ENS của hệ thống khi chưa kết nối DG: 50

Giá trị ENS của hệ thống sau khi kết nối DG, phân tích bằng giải thuật GA: 51

Nhận xét: 52

3.3.3 Xét trường hợp trạng thái vận hành hệ thống 53

3.3.3.1 Khi hệ thống bị sự cố ngắn mạch 53

3.3.3.2 Khi hệ thống bị sụt áp 53

CHƯƠNG 4 KẾT LUẬN 54

TÀI LIỆU THAM KHẢO 55

PHỤ LỤC 1

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT

1 DG Máy phát phân tán

2 GA Giải thuật di truyền

3 MTBF Thời gian trung bình giữa hỏng hóc

4 MTTR Thời gian sửa chữa trung bình

5 SAIFI Tần suất ngừng cung cấp điện trung bình hệ thống

6 SAIDI Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ

thống

7 CAIFI Tần suất mất điện trung bình của khách hàng

8 CAIDI Thời gian mất điện trung bình của khách hàng

9 ASAI Khả năng sẵn sàng vận hành

10 ASIFI Tần số mất điện hệ thống trung bình

11 ASIDI Thời gian mất điện hệ thống trung bình

12 ENS Tổng điện năng không được cung cấp bởi hệ thống

13 AENS Điện năng trung bình không được cung cấp

14 MAIFI Tần suất trung bình của mất điện thoáng qua

15 LĐPP Lưới điện phân phối

16 HTĐ Hệ thống điện

17 NST Nhiễm sắc thể

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 1-1: Công suất tải của phát tuyến 4

Bảng 1-2: Kết quả chỉ tiêu độ tin cậy với phân đoạn và không phân đoạn tuyến phân phối chính 5

Bảng 1-3: SAIDI – Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống 7

Bảng 1-4: CAIDI – Thời gian mất điện trung bình của khách hàng 7

Bảng 1-5: ENS – Tổng điện năng không được cung cấp bởi hệ thống 7

Bảng 1-6: Kết quả cải thiện chỉ tiêu độ tin cậy 9

Bảng 1-7: Thông số kỹ thuật lưới điện phân phối 22kV 15

Bảng 1-8: Kết quả tính toán vị trí và công suất phát tối ưu 16

Bảng 1-9: So sánh tổn thất công suất tác dụng trên đường dây ở chế độ vận hành bình thường khi chưa có DG và khi có DG 18

Bảng 3-1: Giá trị ENS tính toán khi không có DG 34

Bảng 3-2: Giá trị ENS tính toán khi có DG đặt tại nút 8 35

Bảng 3-3: Giá trị ENS tính toán khi có DG đặt tại nút 7 35

Bảng 3-4: Kết quả giá trị ENS trong các trường hợp 36

Bảng 3-5: Thông số kỹ thuật lưới điện phân phối 22kV 37

Bảng 3-6: Cường độ sự cố thống kê từ EVN – Th1: 38

Bảng 3-7: Giá trị ENS tính toán khi không có DG 39

Bảng 3-8: Giá trị ENS tính toán khi lắp đặt DG 40

Bảng 3-9: Cường độ sự cố thống kê từ EVN – Th2: 42

Bảng 3-10: Giá trị ENS tính toán trước và sau khi lắp đặt DG – Th2 42

Bảng 3-11: Giá trị ENS tính toán trước và sau khi lắp đặt DG – Th3 45

Bảng 3-12: Thông số kỹ thuật lưới điện phân phối – 33 nút 48

Bảng 3-13: Cường độ sự cố thống kê từ EVN – 33 nút 49

Bảng 3-14: Giá trị ENS tính toán khi không có DG – 33 nút 50

Bảng 3-15: Giá trị ENS tính toán khi lắp đặt DG – 33 nút 51

DANH MỤC CÁC BIỂU ĐỒ, ĐỒ THỊ, SƠ ĐỒ, HÌNH ẢNH

Hình 1.1: Hệ thống hình tia đơn giản không phân đoạn tuyến phân phối chính 5

Hình 1.2: Hệ thống hình tia đơn giản với phân đoạn trên tuyến chính 5

Hình 1.3: Vị trí DG tại trạm biến áp A, B cách 0.5 dặm, C cách 0.8 dặm, D cách 1.2 dặm, E cách 1.7 dặm 6

Hình 1.4: SAIDI – Độ tin cậy so với khoảng cách 8

Hình 1.5: CAIDI – Độ tin cậy so với khoảng cách 8

Hình 1.6: ENS – Độ tin cậy so với khoảng cách 9

Hình 1.7: Kết quả SAIDI cho hai trường hợp (a), (b) 9

Hình 1.8: Kết quả CAIDI cho hai trường hợp (a), (b) 10

Hình 1.9: Kết quả ENS cho hai trường hợp (a), (b) 10

Hình 1.10: Kết quả SAIDI cho hai trường hợp (c), (d) 11

Hình 1.11: Kết quả CAIDI cho hai trường hợp (c), (d) 12

Hình 1.12: Kết quả ENS cho hai trường hợp (c), (d) 12

Hình 1.13: Lưới điện phân phối 22kV với 21 nút tải tập trung 14

Hình 1.14: Vị trí đặt và công suất tối ưu của 5 nguồn phát 16

Hình 1.15: Dạng điện áp đường dây khi chưa có DG 17

Hình 1.16: Dạng điện áp đường dây khi có DG 17

Hình 3.1: Lưu đồ thuật toán di truyền GA cơ bản 29

Hình 3.2: Lưới điện hình tia minh họa 30

Hình 3.3: Lưới điện sau khi sự cố xảy ra 31

Hình 3.4: Lưu đồ thuật toán xác định giá trị hàm mục tiêu 33

Hình 3.5: Lưu đồ thuật toán di truyền GA 36

Hình 3.6: Lưới điện phân phối 22kV với 21 nút tải tập trung 37

Hình 3.7: Đặc tính hội tụ GA – Th1 40

Hình 3.8: Cấu hình điện áp trước và sau khi lắp đặt DG – Th1 40

Hình 3.9: Hệ thống sau khi lắp đặt DG – Th1 41

Hình 3.10: Đặc tính hội tụ GA –Th2 43

Hình 3.11: Cấu hình điện áp trước và sau khi lắp đặt DG – Th2 43

Hình 3.12: Hệ thống sau khi lắp đặt DG – Th2 44

Hình 3.13: Đặc tính hội tụ GA –Th3 45

Hình 3.14: Cấu hình điện áp trước và sau khi lắp đặt DG – Th3 46

Hình 3.15: Hệ thống sau khi lắp đặt DG – Th3 46

Hình 3.16: Lưới điện phân phối 33 nút tải tập trung 47

Hình 3.17: Đặc tính hội tụ GA 51

Hình 3.18: Cấu hình điện áp trước và sau khi lắp đặt DG 51

Hình 3.19: Hệ thống sau khi lắp đặt DG 52

PHẦN MỞ ĐẦU

1 Đặt vấn đề

- Lưới điện phân phối làm nhiệm vụ phân phối điện năng trực tiếp từ hệ thống điện (HTĐ) qua các trạm biến áp (TBA) trung gian đến khách hàng sử dụng điện, đảm bảo yêu cầu về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện Cấp điện áp nhỏ hơn 35kV, cấu trúc thường là hình tia hoặc hình lưới nhưng vận hành hở, tổn thất công suất, tổn thất điện năng và độ lệch điện áp tại các nút phụ tải lớn

- Trong những năm gần đây công nghiệp phát triển, nhu cầu điện năng tăng mạnh, kết cấu hạ tầng lưới điện nước ta được xây dựng từ lâu, đã xuống cấp và dẫn đến quá tải Khi bị sự cố hệ thống điện, hầu hết bị mất điện trên diện rộng gây ảnh hưởng rất lớn đến nền kinh tế Việc xây dựng, phát triển thêm các nhà máy phát điện tập trung luôn đi kèm với việc xây dựng mở rộng lưới điện, đòi hỏi chi phí đầu

tư cao và thời gian dài

- Các nguồn nhiên liệu hoá thạch như dầu mỏ, than đá, v.v ngày càng cạn kiệt, thải ra một lượng khí lớn gây hiệu ứng nhà kính làm ảnh hưởng đến môi trường Vì vậy việc tìm kiếm và ứng dụng các nguồn năng lượng thay thế và thân thiện với môi trường là xu hướng tất yếu và cấp bách

- Các vấn đề nêu trên là cơ sở cho nghiên cứu ứng dụng mô hình máy phát điện phân tán Đây là mô hình máy phát điện quy mô nhỏ, đặt gần hoặc ngay tại điểm phụ tải như một nguồn dự phòng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng, hỗ trợ điện áp nút, giảm chi phí đầu tư nâng cấp hệ thống Để có thể phát huy tối đa công dụng của DG trong hệ thống điện cần đặc biệt quan tâm đến vị trí đặt và dung lượng của DG trong hệ thống

2 Tính cấp thiết của đề tài

- Tình trạng cạn kiệt nguồn năng lượng đang diễn ra nhanh chóng trong thực tế Trong thế kỷ XX và đầu thế kỷ XXI, các nguồn năng lượng cơ bản đáp ứng được nhu cầu sử dụng nhưng đến năm 2030 Việt Nam sẽ không còn tiềm năng thủy điện lớn vì đã khai thác hết, trữ lượng than đá cũng đang cạn dần

- Năm 2015 khả năng than đá đáp ứng từ 96% - 100% nhu cầu sử dụng Năm 2020 chỉ đáp ứng được khoảng 60% và đến năm 2035 tỉ lệ này chỉ còn khoảng 34%

- Theo quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến

2030, vào năm 2020 Việt Nam sẽ nhập khẩu hơn 2,300 MW điện (chiếm 3.1% tổng

cơ cấu năng lượng điện), năm 2030 sẽ nhập 7,100 MW (chiếm 4.9% tổng cơ cấu năng lượng điện)

- Hệ thống điện quốc gia được xây dựng từ rất lâu, phụ tải tăng nhanh trong những năm gần đây dẫn đến việc quá tải hệ thống và trạm biến áp nguồn, cần xúc tiến nâng cấp cải tạo để đáp ứng nhu cầu sử dụng, việc cải tạo luôn cần một chi phí rất lớn, thời gian thực hiện lâu

- Bên cạnh đó Việt Nam có tiềm năng rất lớn về nguồn năng lượng tái tạo, phân bổ rộng khắp trên toàn quốc Ước tính tiềm năng năng lượng sinh khối có sản lượng khoảng 10 triệu tấn dầu/năm Khí sinh học xấp xỉ 10 tỉ m3/năm Nguồn năng lượng mặt trời có bức xạ nắng trung bình là 5 kWh/m2

/ngày Ngoài ra, vị trí địa lý hơn 3.400 km đường bờ biển có năng lượng gió ước tính khoảng 500 - 1000 kWh/m2/năm Ở vùng sâu vùng xa có rất nhiều điểm với tiềm năng phát triển thủy điện nhỏ, qui mô từ 100kW tới 30MW, tổng công suất đặt trên 7,000MW, những vị trí này tập trung chủ yếu ở vùng núi phía Bắc, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên

- Hơn nữa, Việt nam đang trong giai đoạn hoàn thiện thị trường điện cạnh trạnh Trong đó thị trường phát điện cạnh tranh luôn được các nhà đầu tư quan tâm Đây là

cơ hội tham gia và là bước phát triển mới của các nguồn năng lượng tái tạo

- Để đáp ứng được nhu cầu điện năng trong tương lai, kích thích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, thuỷ điện nhỏ, giảm tải cho các hệ thống và trạm biến áp nguồn, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện chúng ta cần quan tâm xem xét đến phát triển mô hình hệ thống nguồn điện phân tán và các vấn đề về tối ưu hoá vị trí đặt và dung lượng DG trong hệ thống để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho hệ thống

3 Mục tiêu của đề tài

- Mục tiêu tổng quát:

 Đề tài nghiên cứu trong vấn đề cải thiện độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối hình tia

- Mục tiêu cụ thể:

 Tối thiểu hoá tổng điện năng ngừng cung cấp bởi hệ thống (ENS), có xét đến giới hạn công suất DG, điện áp cho phép của hệ thống

4 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

- Đề tài nghiên cứu độ tin cậy cung cấp điện trên lưới điện phân phối hình tia

- Phạm vi nghiên cứu: Xác định vị trí và dung lượng máy phát phân tán được gắn trên lưới điện phân phối để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

5 Phương pháp nghiên cứu

- Ứng dụng thuật toán di truyền để xác định vị trí và dung lượng DG trong hệ thống điện phân phối

- Mô phỏng trên chương trình Matlab cho kết quả nghiên cứu và đánh giá

6 Ý nghĩa khoa học và thực tiễn

- Nghiên cứu mở ra một hướng mới trong việc ứng dụng thuật toán di truyền trong bài toán tính toán nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới điện phân phối hình tia

- Góp phần thúc đẩy sự phát triển, tham gia của các nguồn năng lượng tái tạo và thuỷ điện nhỏ trong thời kỳ phát triển của thị trường điện cạnh tranh

- Giảm thiểu chi phí và thời gian cải tạo lại hệ thống và trạm biến áp nguồn

- Nâng cao độ tin cậy liên tục cung cấp điện trong giờ cao điểm và trong các trường hợp sự cố hệ thống

- Thúc đẩy sự phát triển kinh tế, chính trị và vấn đề an ninh mạng

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ LĨNH VỰC NGHIÊN CỨU

1.1 Phân tích, đánh giá một số công trình liên quan đã được nghiên cứu

1.1.1 Công trình nghiên cứu “Reliability benefit of Distributed Generation as a backup source”

1.1.1.2 Phương pháp nghiên cứu

- Đề tài nghiên cứu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối dựa trên các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện theo tiêu chuẩn IEEE

- Sử dụng các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện để tính toán, đánh giá độ tin cậy trước và sau khi kết nối nguồn DG trên phát tuyến hình tia

1.1.1.3 Nội dung công trình nghiên cứu

- Đề tài nghiên cứu mạng phân phối gồm 117 trạm biến áp với tổng công suất 5,712kVA, cung cấp cho 780 khách hàng thuộc khu dân cư và một vài khu thương mại Chiều dài tuyến phân phối chính 7,200 feet (2.195km) Đặc điểm tải kết nối như bảng 1-1:

Bảng 1-1: Công suất tải của phát tuyến

 Đánh giá độ tin cậy trường hợp cơ bản:

- Mạch hình tia không phân đoạn với cầu chỉ bảo vệ trưng bày trong hình 1.1:

Hình 1.1: Hệ thống hình tia đơn giản không phân đoạn tuyến phân phối chính

- Bổ sung dao cắt phân đoạn trên tuyến chính hình 1.2

Hình 1.2: Hệ thống hình tia đơn giản với phân đoạn trên tuyến chính

- Chỉ tiêu độ tin cậy cho trường hợp cơ bản không có DG được trưng bày trong bảng 1-2:

Bảng 1-2: Kết quả chỉ tiêu độ tin cậy với phân đoạn và không phân đoạn tuyến phân phối chính

Chỉ tiêu độ tin cậy Không ngắt Ngắt Cải thiện

SAIDI(giờ/khách hàng,năm) 1.3182 0.71344 46% CAIDI(giờ/khách hàng,năm) 3.4309 1.8602 46%

 Các tham số giả thiết được xem xét cho phân tích:

- Trạng thái ngắt mạch, máy biến áp và cầu chì giả định sẵn sàng 100%, tỷ lệ hỏng hóc DG được giả định 10%

- Tỷ lệ hỏng hóc cho phân đoạn trên tuyến phân phối chính là 0.1f/km-năm, trong khi đó giả định trên tuyến phân phối nhánh rẽ là 0.2f/km-năm

- Tổng thời gian cách ly và chuyển mạch cho DG là 2 phút

- Thời gian sửa chữa cho mỗi phân đoạn là 4 giờ, trong khi đó thời gian sửa chữa cho mỗi bộ phân phối nhánh rẽ là 2 giờ

- DG được cài đặt trên hệ thống đóng vai trò như một nguồn dự phòng

 Trường hợp nghiên cứu và phân tích:

 Thứ nhất: DG có dung lượng khác nhau tại khoảng cách khác nhau từ trạm biến

áp phân phối

- Có 3 DG (150kW, 300kW và

500kW) DG được đặt bắt đầu tại

trạm A và sau đó được di chuyển

dọc tuyến chính tại các điểm như

trong hình 1.3

- Cho mỗi trường hợp chỉ số độ tin

cậy SAIDI, CAIDI và ENS được

tính toán và cho kết quả như bảng

1-3, 1-4, 1-5 và trong các hình phân

tích, hình 1.4, 1.5, 1.6

Hình 1.3: Vị trí DG tại trạm biến áp A, B cách 0.5 dặm, C cách 0.8 dặm, D cách 1.2

dặm, E cách 1.7 dặm

Bảng 1-3: SAIDI – Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống

Vị trí

DG

Khoảng cách (dặm)

- Bảng 1-3, 1-4, 1-5 và

hình 1.4, 1.5, 1.6 cho thấy

DG được đặt tại vị trí trạm

biến áp (vị trí A) không cải

thiện được chỉ tiêu độ tin

- Ý nghĩa cải tiến với chỉ

tiêu độ tin cậy cũng có

thể được xem xét khi đơn

vị DG đặt xa trạm biến

áp và gần cuối tuyến

- Kết quả cải thiện chỉ

tiêu độ tin cậy với dung

lượng DG khác nhau

được di chuyển từ trạm

biến áp phân phối đến

cuối tuyến của hệ thống

như bảng 1-6

Hình 1.4: SAIDI – Độ tin cậy so với khoảng cách

Hình 1.5: CAIDI – Độ tin cậy so với khoảng cách

Bảng 1-6: Kết quả cải thiện chỉ tiêu độ tin cậy

- Dựa vào kết quả trong hình, khi đặt một đơn vị DG 1x300kW có các chỉ tiêu độ tin cậy SAIDI, CAIDI, ENS

tương tự như trong trường

hợp thứ nhất Mặt khác,

điểm tải xoay quanh vị trí C

(cách trạm biến áp 0.8 dặm)

tiêu thụ nhiều công suất,

được xem xét như một khách

một số các DG được phân công suất từ 1x300kW có thể cải thiện chỉ tiêu độ tin cậy

so với lắp đặt một đơn vị DG tổng Phụ thuộc vào vị trí của DG cho thấy SAIDI, CAIDI phụ thuộc vào số khách hàng tại mỗi điểm tải trong hệ thống, ENS phụ

Hình 1.8: Kết quả CAIDI cho hai trường hợp (a), (b)

Hình 1.9: Kết quả ENS cho hai trường hợp (a), (b)

thuộc vào công suất tải được kết nối tại mỗi điểm tải Tuy nhiên, hầu hết chỉ tiêu được cải thiện khi lắp đặt đơn vị 300kW tập trung tại điểm cuối của tuyến

 Thứ ba: Một đơn vị DG tập trung với hai đơn vị DG bằng ½ công suất được đặt

1x300kW cải thiện độ tin

cậy tốt hơn so với hai đơn

vị 2x150kW Điều này là

do trong thực tế tốc độ hỏng hóc của đơn vị 1x300kW là 10% Trong khi đó, khi kết hợp hai đơn vị 2x150kW có tộc độ hỏng hóc là 19% (xác suất cả hai hư hỏng trong cùng thời gian là 1%, xác suất hoặc một trong hai đơn vị hư hỏng là 18%) Tuy nhiên, nếu công suất 150kW có thể dự phòng được cho một điểm tải thì khi cài đặt 2x150kW sẽ cải thiện độ tin cậy tốt hơn so với 1x300kW Điều này bởi vì một đơn

vị 150kW bị hư hỏng thì đơn vị còn lại cũng có thể cung cấp điện cho một phần của điểm tải

Hình 1.10: Kết quả SAIDI cho hai trường hợp (c), (d)

1.1.1.4 Kết quả đạt được

- Nghiên cứu đã bao hàm được một số cách lắp đặt DG liên quan trên hệ thống phân phối cho khu dân cư

- Nghiên cứu đã chứng minh được:

Hình 1.11: Kết quả CAIDI cho hai trường hợp (c), (d)

Hình 1.12: Kết quả ENS cho hai trường hợp (c), (d)

 Lắp đặt DG trên nhánh phân phối không có phân đoạn trên tuyến chính sẽ không cải thiện được các chỉ tiêu độ tin cậy

 Bổ sung phân đoạn trên tuyến chính sẽ tối đa hoá sự góp phần vào nâng cao độ tin cậy từ DG như một nguồn phát dự phòng và tăng độ tin cậy hệ thống Với những phân đoạn, DG có thể cung cấp cho tải khi mất nguồn từ trạm biến áp do hỏng hóc trên các phân đoạn hay bộ phân phối nhánh rẽ

 Vị trí tốt nhất để đặt DG là điểm cuối tuyến trong giới hạn cải thiện độ tin cậy Ngay khi phân đoạn hỏng hóc được cách ly những khách hàng cuối tuyến sẽ được cấp nguồn bởi DG, những khách đầu tuyến sẽ được cấp nguồn bởi trạm biến áp

 Lắp đặt máy phát DG phân tán quy mô nhỏ thay vì một máy phát DG quy mô lớn có thể cải thiện chỉ tiêu độ tin cậy hệ thống, phụ thuộc vào vị trí của những

DG, số lượng khách hàng và dung lượng của tải Chỉ tiêu được cải thiện nếu những DG được đặt gần cuối tuyến Tuy nhiên, chỉ tiêu độ tin cậy hầu như được cải thiện khi đặt đơn vị DG tổng tại cuối tuyến

 Đặt một đơn vị DG tổng hay một số đơn vị DG tại cùng vị trí, các chỉ tiêu độ tin cậy tổng của hệ thống tương đương nhau Tuy nhiên khi đặt nhiều DG chỉ tiêu

độ tin cậy cải thiện tốt hơn cho điểm tải, bởi vì khi một đơn vị DG bị hư hỏng, đơn vị còn lại có thể cấp nguồn cho phần tải còn lại

- Công trình nghiên cứu chưa đề cập đến:

 Phương pháp xác định vị trí đặt máy phát DG và dung lượng tối ưu trong hệ thống

 Các giải thuật tính toán cho việc xác định vị trí và dung lượng DG

1.1.2 Công trình nghiên cứu “Tối ưu hoá vị trí đặt và công suất phát của nguồn phát phân tán trên mô hình lưới điện phân phối 22kV”

1.1.2.1 Giới thiệu

- Công trình nghiên cứu được thực hiện bởi tác giả Lê Kim Hùng đại học Đà Nẵng

và tác giả Lê Thái Thanh điện lực Phú Yên

- Công trình nghiên cứu đến vấn đề lắp đặt nguồn phát phân tán trên mô hình lưới điện phân phối 22kV

1.1.2.2 Phương pháp nghiên cứu

- Công trình nghiên cứu ứng dụng giải thuật di truyền để xác định vị trí đặt, công suất tối ưu của máy phát phân tán để cực tiểu hoá tổn thất công suất tác dụng trên đường dây tại thời gian cao điểm của Chu kỳ phụ tải ngày đêm

- Mô phỏng kết quả trên phần mềm matlab

1.1.2.3 Nội dung công trình nghiên cứu

- Mô hình lưới điện phân phối 22kV gồm 21 nút tải tập trung như hình 1.13 và bảng 1-7

Hình 1.13: Lưới điện phân phối 22kV với 21 nút tải tập trung

Bảng 1-7: Thông số kỹ thuật lưới điện phân phối 22kV

Nút

đầu cuối Nút Điện trở (ohm)

Điện kháng X (ohm)

Công suất tải tại nút cuối

- Các điều kiện ràng buộc và giả thiết của bài toán:

 Điện áp vận hành tại các nút nằm trong giới hạn cho phép ±5%Uđm

 Công suất tác dụng và công suất phản kháng đầu ra của DG nằm trong giới hạn công suất khả phát, Skhảphát = 1.8 + j0.9 (MVA)

 Số nguồn phát được lắp đặt trên lưới không vượt quá tổng số nguồn phát cho phép lớn nhất (Nmax = 5 nguồn)

 Lưới điện phân phối được cho là hệ thống 3 pha đối xứng

 Tất cả phụ tải không tăng đột biến và chỉ biến thiên trong khoảng thời gian rời rạc

 Các nguồn phát DG được điều khiển phát với hệ số công suất không đổi

- Kết quả vị trí đặt và công suất phát tối ưu của 5 nguồn phát được biểu diễn trên hình vẽ 1.14 và trong bảng 1-8

Bảng 1-8: Kết quả tính toán vị trí và công suất phát tối ưu

Nút Công suất phát tối ưu của DG (MVA)

Tổng công suất phát của DG là ΣS G = 5.4 + 2.7j (MVA)

- Dạng điện áp trên đường dây trong chế độ vận hành bình thường khi chưa có DG

và khi có DG gắn vào các nút phụ tải 7, 8, 17, 20, 21 được trưng bày trong hình 1.15, 1.16 Kết quả giảm tổn thất được cho trong bảng 1-9

Hình 1.14: Vị trí đặt và công suất tối ưu của 5 nguồn phát

Hình 1.15: Dạng điện áp đường dây khi chưa có DG

Hình 1.16: Dạng điện áp đường dây khi có DG

Bảng 1-9: So sánh tổn thất công suất tác dụng trên đường dây ở chế độ vận hành bình thường khi chưa có DG và khi có DG

- Hình 1.16 cho thấy điện áp tại các nút phụ tải trên đường dây trong trường hợp khi có nguồn DG đều đảm bảo trị số nằm trong giới hạn cho phép ± 5%Uđm Khi chưa có nguồn DG điện áp tại nút tải 21 (điểm cuối của đường dây nhánh rẽ 4) là 21,69kV, khi có nguồn DG là 22,41kV Như vậy, sau khi DG được kết nối với lưới điện, điện áp trên các nút tải đã được điều chỉnh nâng cao hơn gần với điện áp định mức của lưới điện, tỷ lệ phần trăm tăng điện áp cao nhất tại nút tải 21 là 3,32% so với giá trị điện áp ban đầu khi chưa có DG

1.1.2.4 Kết quả đạt được

- Công trình nghiên cứu ứng dụng giải thuật di truyền để xác định vị trí đặt, công suất máy phát phân tán, đã giải quyết được bài toán giảm tổn thất công suất tác dụng của hệ thống trong giờ cao điểm bằng cách nâng cao điện áp, đảm bảo trị số nằm trong giới hạn cho phép ± 5%Uđm

Độ giảm tổn thất ΔP trên đường dây là: 0.297MW

Tỷ lệ phần trăm giảm tổn thất ΔP trên đường dây là: 58.46%

1.1.3 Một số công trình nghiên cứu khác

Tác giả/ năm Công trình nghiên cứu Phương pháp Mục tiêu nghiên cứu

Phương pháp truyền thống

Giảm tổn thất công suất

Giải thuật di truyền

Phương pháp truyền thống

Giảm tổn thất công suất

Improving Voltage Sag Performance

Giải thuật di truyền

Giảm tổn thất công suất

Ổn định điện áp

1.2 Những vấn đề cần được nghiên cứu và giải quyết trong luận văn

- Xác định vị trí đặt tối ưu của DG trong hệ thống điện phân phối hình tia Tính toán dung lượng DG tối ưu trong hệ thống Mục tiêu giảm thiểu tổng điện năng ngừng cung cấp bởi hệ thống (ENS – Energy Not Supply)

CHƯƠNG 2 ĐỘ TIN CẬY LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VÀ NGUỒN

ĐIỆN PHÂN TÁN

2.1 Tổng quan lưới điện phân phối

- Nguồn cấp điện chính cho lưới điện phân phối từ các nhánh cái phía hạ áp của các trạm 110kV Ngoài ra còn có các nguồn điện được huy động hoặc dự phòng thích hợp từ các trạm Diesel hoặc các trạm phát thuỷ điện nhỏ tuỳ thuộc vào yêu cầu của hệ thống điện, tính toán kinh tế hoặc tình trạng vận hành thực tế Phụ tải đa dạng và phức tạp, các phụ tải sinh hoạt và dịch vụ, tiểu thủ công nghiệp đa phần cùng trong một hộ phụ tải và hệ số đồng thời thấp

 Gồm hai phần: Lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp

 Các dạng cấu trúc cơ bản: Mạng hình tia và mạng vòng (thường vận hành ở chế độ vận hành hở)

 Các trạng thái vận hành của thiết bị: Bình thường, không bình thường và sự

cố

- Các hiện tượng sự cố thường gặp như: gãy cột, đứt dây, bể sứ, phóng hồ quang điện, ngắn mạch, mạch bảo vệ không hoạt động v.v Khi lưới gặp sự cố phải nhanh chóng loại trừ sự cố, ngăn ngừa sự cố phát triển làm tổn hại đến con người, thiết bị

và kinh tế, phải đảm bảo chất lượng điện năng như tần số, điện áp

2.1.1 Chất lượng lưới phân phối

- Yêu cầu đặt ra khi thiết kế, vận hành lưới điện phân phối là phải cung cấp năng lượng điện đến khách hàng liên tục, chất lượng và đảm bảo tính hợp lý nhất về kinh

tế của hệ thống và thiết bị, được thể hiện trong các tiêu chuẩn cụ thể sau: Tiêu chuẩn kỹ thuật, tiêu chuẩn độ tin cậy, tiêu chuẩn tổn thất điện năng, tiêu chuẩn chất lượng dịch vụ

- Trong vận hành, lưới phân phối được đánh giá thường xuyên dựa trên tính toán các chỉ tiêu chất lượng Từ đó thực hiện các biện pháp làm tăng chất lượng làm việc của lưới hoặc kịp thời sửa chữa, cải tạo lưới sao cho các chỉ tiêu chất lượng không vượt ra khỏi giá trị cho phép Các chỉ tiêu chất lượng còn dùng để đánh giá hiệu quả

của hệ thống quản lý vận hành như tổ chức sửa chữa định kỳ, bảo quản thiết bị, khắc phục sự cố, dự trữ thiết bị v.v

2.1.2 Độ tin cậy lưới phân phối

- Do độ tin cậy của hệ thống nguồn phát và truyền tải ảnh hưởng lớn đến an toàn vận hành của hệ thống điện nên luôn được nhiều sự quan tâm và đầu tư hơn so với

độ tin cậy của lưới phân phối Tuy nhiên, độ tin cậy của lưới phân phối lại ảnh hưởng trực tiếp đến việc cung cấp điện cho khách hàng và là mục đích cuối cùng của việc kinh doanh điện năng

- Theo quy định của tập đoàn điện lực Việt Nam độ tin cây được đánh giá thông qua chỉ tiêu suất sự cố (SSC), được phân loại theo chỉ tiêu suất sự cố thoáng qua và vĩnh cửu đối với các loại sự cố đường dây và trạm biến áp Sự cố thoáng qua được quy định khi thời gian ngừng cấp điện do sự cố không quá 20 phút Sự cố vĩnh cửu được quy định khi thời gian ngừng cấp điện do sự cố từ 20 phút trở lên Các chỉ tiêu suất sự cố trên không tính đến các sự cố do ảnh hưởng của thiên tai, các cơn bão, lũ lụt

- Tuy nhiên, việc đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối theo một chỉ tiêu duy nhất là cường độ mất điện trung bình (suất sự cố) như trên chỉ mới xem xét mức độ

hư hỏng của các phần tử cấu thành nên lưới điện phân phối chứ chưa xét đến ảnh hưởng của việc cô lập các phần tử này đến việc ngừng cấp điện của hệ thống, chưa đánh giá được đầy đủ mức độ thiệt hại ngừng cấp điện từ góc độ người cung cấp cũng như người sử dụng dịch vụ Dẫn đến không đánh giá được toàn diện độ tin cậy của lưới điện, không phản ánh được độ tin cậy cung cấp điện Từ đó khó có thể đưa

ra một chính sách, hoặc kế hoạch đầu tư nâng cao độ tin cậy của lưới điện một cách thích hợp, hài hoà lợi ích giữa ngành điện và khách hàng

- Hiện nay, nhiều nước trên thế giới đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối qua các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366 như Philipin, Úc, Mỹ, Thái Lan, Malaysia, Việt Nam v.v

2.1.3 Thiệt hại ngừng cấp điện

- Thiệt hại ngừng cấp điện gồm thiệt hại từ công ty điện lực và thiệt hại từ khách hàng dùng điện

 Đối với công ty điện lực thiệt hại bao gồm: Mất lợi nhuận tương ứng với phần điện năng tương ứng, tăng chi phí do phải sửa chữa các hư hỏng lưới điện và chi phí bồi thường cho khách hàng nếu ngừng cấp điện do lỗi chủ quan Ngoài ra các thiệt hại không định lượng như phàn nàn của khách hàng ảnh hưởng đến kinh doanh trong tương lai và phản ứng dư luận xã hội

 Đối với khách hàng, thiệt hại phụ thuộc vào từng loại khách hàng, mức độ hiện đại của công nghệ, thời gian duy trì ngừng cung cấp điện, thời điểm xảy ra ngừng cung cấp điện, có hay không có thông báo ngừng cung cấp điện

2.2 Độ tin cậy cung cấp điện

2.2.1 Khái niệm

- Hệ thống điện khi làm việc sẽ xuất hiện sự cố, tần suất sự cố phụ thuộc vào chất lượng của thiết bị, phương thức vận hành, các yếu tố khách quan v.v Để đánh giá được mức độ an toàn trong vận hành của các hệ thống, người ta đưa ra khái niệm về

độ tin cậy:

- Độ tin cậy là xác suất làm việc tốt của một thiết bị trong một Chu kỳ dưới các

điều kiện vận hành đã được thử nghiệm

- Độ tin cậy của hệ thống điện được phân loại thành hai hướng cơ bản:

 Đáp ứng hệ thống

 An ninh hệ thống

2.2.2 Các chỉ tiêu cơ bản của độ tin cậy

2.2.2.1 SAIFI - Tần suất ngừng cung cấp điện trung bình hệ thống

- SAIFI cho biết thông tin về tần suất trung bình các lần mất điện duy trì trên mỗi

khách hàng của một vùng cho trước (System Average Interruption Frequency

Index)

λi – cường độ sự cố tại nút i

Ni – số lượng khách hàng tại nút thứ i

2.2.2.2 SAIDI – Thời gian ngừng cung cấp điện trung bình của hệ thống

- SAIDI (System Average Interruption Duration Index) được tính bằng tổng thời

gian mất điện kéo dài của các khách hàng sử dụng điện trong một tháng chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện Các chỉ số SAIDI tháng/quý/năm

ui– thời gian cắt điện hàng năm tại nút i

Ni – số lượng khách hàng tại nút thứ i

2.2.2.3 CAIFI – Tần suất mất điện trung bình của khách hàng

- Cho biết tần suất trung bình của các lần mất điện duy trì đã xảy ra đối với khách hàng Trong phép tính này ta chỉ quan tâm tới số lượng khách hàng và lờ đi số lần

mất điện (Customer Average Interruption Frequency Index)

2.2.2.4 CAIDI – Thời gian mất điện trung bình của khách hàng

- Thể hiện thời gian phục hồi của mất điện duy trì (Customer Average Interruption

Duration Index)