Khảo sát thí điểm về thiệt hại do mất điện

, q là xác suất mất điện đối với đối tượng được khảo sát; 
 Atb năm là điện năng thiếu hụt trung bình năm của đối tượng. 
Nhận thấy, chi phí Z1 là đầu tư để tăng cường độ tin cậy (tăng công suất dự 
phòng, tăng năng lực tải, xây lắp thêm đường dây, máy biến áp) có thể xác định khá 
chính xác. Chi phí Z2 liên quan đến thiệt hại do mất điện rất khó xác định, phụ thuộc 
nhiều yếu tố, trong đó hai thông số quan trọng nhất là: Kỳ vọng thiếu hụt điện năng đối 
với hộ tiêu thụ (kWh) và suất thiệt hại do mất điện (VNĐ/kWh thiếu) [5]. 
Thiệt hại do mất điện (VNĐ/kWh thiếu) là đối tượng nghiên cứu được thực hiện 
và trình bày trong báo cáo này. 
Khi đã xây dựng được các quan hệ Z1, Z2, và Z theo một chỉ số độ tin cậy được lựa 
chọn nào đó (chẳng hạn, xác suất mất điện q đối với nút phụ tải của khách hàng được 
khảo sát) thì trị số Zmin sẽ tương ứng với trị số độ tin cậy tối ưu (qopt – hình 1) mà cả đơn 
vị điện lực và khách hàng có thể cấp nhận được. 
Hình 1: Quan hệ với chi phí quy dần Z và xác suất mất điện q đối với nút phụ tải 
2. PHƯƠNG PHÁP KHẢO SÁT 
Phương pháp khảo sát dựa trên việc xây dựng phiếu khảo sát và phỏng vấn trực 
tiếp khách hàng về thiệt hại kinh tế do gián đoạn cung cấp điện (mất điện) theo nội dung 
các câu hỏi trong phiếu khảo sát. Những kinh nghiệm thực hiện khảo sát rút ra từ thực 
tiễn (xây dựng phiếu khảo sát khách hàng, nguồn lực thực hiện khảo sát) cho thấy 
phương pháp phỏng vấn trực tiếp theo nội dung các phiếu khảo sát được chuẩn bị sẵn 
cho kết quả tốt hơn nhiều so với phương pháp điều tra bằng thư thăm dò [6, 7, 8]. 
Trước khi khảo sát các khách hàng, cần thực hiện những bước chuẩn bị một cách 
đầy đủ: Phân loại khách hàng, tập trung thông tin cần phân tích của khách hàng và trước 
khi tính toán cần đánh giá dữ liệu thu được có đáng tin cậy hay không. 
0
Z
Z min
Z1
Z 2
Z
qqopt
664 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
Hình 2: Lưu đồ thuật toán dùng cho khảo sát chi phí mất điện 
Lưu đồ thuật toán các bước thực hiện đánh giá chi phí mất điện được thể hiện trên 
Hình 2. 
3. ĐÁNH GIÁ CÁC THÀNH PHẦN CHI PHÍ 
Tổng chi phí thiệt hại do mất điện bao gồm hai thành phần: Thiệt hại về kinh tế 
của khách hàng và các thiệt hại về xã hội. Cả hai chi phí này có thể được phân loại trong 
chi phí trực tiếp và chi phí gián tiếp, hay chi phí tiền tệ và phi tiền tệ. Chi phí trực tiếp: 
Là những thiệt hại tính được do mất điện (gián đoạn cung cấp điện) trong một khoảng 
thời gian nào đó. Ví dụ như chi phí phải trả do thiệt hại về thiết bị hoặc ngừng sản xuất 
trong thời gian gián đoạn cung cấp điện. Chi phí gián tiếp: Là những thiệt hại thường 
được đánh giá với khoảng thời gian dài hơn và thường rất khó chỉ rõ nguyên nhân gây 
ra thiệt hại này do gián đoạn cung cấp điện, ví dụ như các tai nạn giao thông tăng cao do 
mất điện. Chi phí tiền tệ: Là chi phí mà khách hàng có thể tự đánh giá, tính toán được rõ 
ràng khi mất điện. Các chi phí này có thể do: 
 Không sản xuất được; 
 Trả thêm tiền cho làm bù thời gian bị mất điện; 
 Thiệt hại đối với thiết bị, sản phẩm và nguyên liệu; 
 Trả chi phí cho thời gian nhàn rỗi; 
 Chi phí để vận hành lại hệ thống; 
 Chi phí cho nộp phạt; 
 Chi phí trực tiếp cho sức khỏe và an toàn của người lao động khi mất điện. 
Tất cả các chi phí nêu trên đều là chi phí trực tiếp của thiệt hại do mất điện. Ngoài 
ra, việc gián đoạn cung cấp điện cũng có thể dẫn đến những thiệt hại gián tiếp và những 
thiệt hại trong tương lai (ví dụ bị trì hoãn việc giao hàng có thể dẫn đến sự không hài 
lòng của khách hàng và do đó tổn thất kinh doanh trong tương lai), hay chi phí bỏ ra cho 
những giải pháp phục hồi cung cấp điện hoặc những cách thức vận hành sao cho việc 
PHÂN BAN SỬ DỤNG ĐIỆN | 665 
gián đoạn cung cấp điện không xảy ra. Chi phí phi tiền tệ: là những chi phí khó tính trực 
tiếp bằng tiền liên quan đến phiền toái hoặc bất tiện và mất thời gian nghỉ ngơi giải trí 
do mất điện (nhấp nháy đèn, nhiệt độ không thoải mái, không thể nấu ăn, không xem ti 
vi được). Trong một số trường hợp, hậu quả của việc mất điện có thể không xảy ra 
ngay trong thời gian bị gián đoạn cung cấp điện; nhưng nó là nguyên nhân gây ra rối 
loạn, sợ hãi, thậm chí gây thương tích trong tương lai (chi phí gián tiếp). 
Tổng chi phí: Là chi phí kinh tế xã hội bằng tổng của các thành phần chi phí. 
Lựa chọn loại chi phí: Là việc lựa chọn “sẵn sàng trả tiền” (Willingness to pay: 
WTP) để không mất điện và “sẵn sàng chấp nhận” (Willingness to accept: WTA) việc 
mất điện. Việc lựa chọn chi phí này có thể được đánh giá và so sánh những thiệt hại khi 
bị gián đoạn và không bị gián đoạn cung cấp điện. 
Trong sơ đồ trên Hình 3 có các chi phí thiệt hại của khách hàng như: Thiệt hại của 
từng nhóm khách hàng (SCDF – Sector Customer Damage Function); Thiệt hại tổng 
hợp của khách hàng (CCDF – Composite Customer Damage Function) và suất thiệt hại 
do mất điện (IER – Interruption Energy Rate). Tất cả các chi phí liên quan đến thiệt hại 
do mất điện được tính theo các công thức (2), (3) và (4). 
Hình 3: Sơ đồ tính toán các chi phí thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện 
Thiệt hại của từng nhóm khách hàng SCDF: 


đinh
M
i
đinh
M
i
ij
j kW
VNĐ
P
tDC
tSCDF
j
ij
j
1000
)(
)(
1
1
,
,
 (2) 
Kh¶o s¸t kh¸ch hμng
ThiÖt h¹i cho tõng
 kh¸ch hμng
SCDF
- HÖ sè t¶i
- Ph©n bè ®iÖn n¨ng tiªu thô
CCDF
Thèng kª c¸c tr−êng
hîp mÊt ®iÖn
IER
666 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
Trong đó: DCj,i(t): Chi phí mất điện của từng khách hàng i; trong thời gian mất điện t; 
 Pđỉnh: Công suất đỉnh. 
Thiệt hại tổng hợp của khách hàng CCDF được tính như sau: 
  
trungbinh
NJ
j
j
jj
kW
VNĐ
LF
tSCDFc
tCCDF 1000
)(
)(
1
 (3) 
Trong đó: CCDF(t): Chi phí thiệt hại tổng hợp của khách hàng trong thời gian t; 
 SCDFj(t): Thiệt hại của từng thành phần khách hàng j; 
 cj: Tỷ lệ % điện năng tiêu thụ của thành phần khách hàng j trong 
 nhóm ngành; 
 t: Thời gian mất điện; LFj: Hệ số phụ tải của khách hàng j. 
Suất thiệt hại do mất điện IER: 
1
1
( )
1000
( )
N
k k
k
N
k k
k
CCDF t P
VNĐIER
kW h thiêuP t


 (4) 
Trong đó: Pk: Phụ tải không được cấp điện tại lần mất điện k; 
 tk: Thời gian mất điện tại lần mất điện k; 
 N: Tổng số lần (sự kiện) mất điện. 
Ví dụ minh họa: Tính toán thiệt hại của từng nhóm khách hàng với các dữ liệu về 
phụ tải đỉnh và chi phí bỏ ra của khách hàng khi “sẵn sàng trả tiền” để không bị gián 
đoạn cung cấp điện với “sẵn sàng chấp nhận” mất điện (không phải trả tiền để cải thiện 
độ tin cậy). 
Bảng 1. Phụ tải đỉnh của 5 khách hàng và chi phí thiệt hại do mất điện 
Số 
KH 
Phụ tải 
đỉnh (kW) 
Chi phí mất điện (VNĐ) 
3 phút 30 phút 90 phút 180 phút 
1 400 0 0 2000 5000 
2 500 0 1500 6000 10500 
3 900 1000 10000 30000 60000 
4 800 0 3000 7000 13000 
5 600 0 0 8000 16000 
Như vậy cách tính chi phí thiệt hại SCDF theo từng khoảng thời gian: 3 phút, 30 
phút, 90 phút và 180 phút như sau (1000 VNĐ/kW đỉnh): 
 0 0 1000 0 0SCDF (3 phút) 0,375
400 500 900 800 600
PHÂN BAN SỬ DỤNG ĐIỆN | 667 
 0 1500 10000 3000 0SCDF (30 phút) 4,531
400 500 900 800 600
 2000 6000 30000 7000 8000SCDF (90 phút) 16,563
400 500 900 800 600
 5000 10500 60000 13000 16000SCDF (180 phút) 32,656
400 500 900 800 600
Tính toán thiệt hại tổng hợp của khách hàng CCDF được xác định sau khi có kết 
quả của SCDF. 
Bảng 2. Chi phí thiệt hại SCDF của từng nhóm khách hàng (1000 VNĐ/kW đỉnh) 
Loại KH Chi phí SCDF (VNĐ/kW đỉnh) 
3 phút 30 phút 90 phút 180 phút 
Dân cư 0,010 0,050 1,000 2,000 
Phụ tải nhỏ 0,200 1,500 5,000 20,000 
Phụ tải trung bình 0,375 4,531 16,563 32,656 
Phụ tải lớn 0,400 6,000 20,000 50,000 
Tòa nhà văn 
phòng 0,150 4,000 10,000 15,000 
Tổ chức/cơ quan 0,800 2,500 6,000 10,000 
Nông nghiệp 0,050 1,000 3,000 5,000 
Bảng 3. Phần trăm điện năng tiêu thụ và hệ số tải LF 
Loại KH % điện năng tiêu thụ 
Hệ số tải LF 
(%) 
Dân cư 23,00 45,00 
Phụ tải nhỏ 9,00 40,00 
Phụ tải trung bình 16,00 35,00 
Phụ tải lớn 45,00 65,00 
Tòa nhà văn phòng 3,00 70,00 
Tổ chức/cơ quan 3,50 25,00 
Nông nghiệp 0,50 30,00 
Tổng 100,00 
Từ đó ta có thể tính CCDF như sau (1000 VNĐ/kW trung bình). 
668 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
618,0
30,0
050,0005,0
25,0
800,0035,0
70,0
150,0030,0
65,0
400,045,0
35,0
375,016,0
40,0
200,009,0
45,0
010,023,0)3(
 phútCCDF
 126,730,0
000,1005,0
25,0
500,2035,0
70,0
000,4030,0
65,0
000,645,0
35,0
531,416,0
40,0
500,109,0
45,0
050,023,0)30(
 phútCCDF
192,57
30,0
000,5005,0
25,0
000,10035,0
70,0
000,15030,0
65,0
000,5045,0
35,0
656,3216,0
40,0
000,2009,0
45,0
000,223,0)90(
 phútCCDF
192,57
30,0
000,5005,0
25,0
000,10035,0
70,0
000,15030,0
65,0
000,5045,0
35,0
656,3216,0
40,0
000,2009,0
45,0
000,223,0)180(
 phútCCDF
Khi biết được CCDF với thời gian 3 phút và 30 phút, nếu muốn tính thiệt hại do 
mất điện với thời gian 5 phút, để tránh phải khảo sát lại có thể dùng phương pháp nội 
suy như sau: 
30 3
3(5 ) (5 3)30 3
7,126 0, 6180, 618 (5 3) 1,1
30 3
ph ph
ph
CCDF CCDF
CCDF phút CCDF
ót ót
ót
Suất thiệt hai do mất điện IER có thể tính từ công thức (4): 
( )
3 30 90 1806 10 20 50 10003 30 90 1806000 10000 20000 50000
60 60 60 60
0, 618 6000 7,126 10000 24, 372 20000 57,192 50000
300 5000 30000 100000
3422008 25, 292
1
1000 
3530
.
0
/
CCDF C
VNĐ kWh thi u
CDF CCDF CCDFIER ´ + ´ + ´ + ´= ´
´ + ´ + ´ + ´
´ + ´ + ´ + ´= =+ + +
= = Õ
4. KẾT QUẢ KHẢO SÁT THÍ ĐIỂM 
4.1. Đối tượng khảo sát 
Chương trình khảo sát thí điểm bắt đầu từ tháng 2 năm 2016 tại Tổng công ty 
Điện lực miền Nam (EVN SPC). Trong quá trình khảo sát, dự án tập trung chủ yếu vào 
PHÂN BAN SỬ DỤNG ĐIỆN | 669 
3 nhóm khách hàng: công nghiệp, thương mại dịch vụ và ánh sáng sinh hoạt. Tổng số 
lượng mẫu thu được từ phía khách hàng là 396 mẫu, trong đó có 156 mẫu thu được từ 
phía khách hàng ánh sáng sinh hoạt, 162 mẫu từ các khách hàng công nghiệp và 78 mẫu 
từ các khách hàng thương mại dịch vụ. Toàn bộ các mẫu thu được từ các khảo sát tại hai 
công ty điện lực Đồng Tháp và Bà Rịa Vũng Tàu, số lượng mẫu của từng đơn vị được 
giới thiệu trong bảng 4. 
Bảng 4. Thống kê số lượng mẫu phiếu khảo sát 
STT Dạng khách hàng Số lượng mẫu 
1 Điện lực Đồng Tháp 243 
1.1 Ánh sáng sinh hoạt 104 
1.2 Công nghiệp 97 
1.3 Thương mại, dịch vụ 42 
2 Điện lực Bà Rịa Vũng Tàu 153 
2.1 Ánh sáng sinh hoạt 52 
2.2 Công nghiệp 65 
2.3 Thương mại, dịch vụ 6 
 Tổng 396 
4.2. Phương pháp sàng lọc dữ liệu 
Phương pháp sàng lọc dữ liệu (data screening – boxplot) nhằm giúp loại bỏ những 
mẫu không đáng tin cậy và cho kết quả thống kê chính xác hơn trong quá trình khảo sát. 
Hình 4: Phương pháp sàng lọc dữ liệu. 
Chuỗi n số liệu thống kê được sắp xếp theo thứ tự tăng dần (Hình 4) và phân 
thành 3 nhóm: ¼ số liệu nhóm dưới; ½ số liệu nhóm giữa và ¼ số liệu nhóm trên. Gọi 
Q1 là giá trị của số liệu nằm ở ranh giới nhóm dưới và nhóm giữa; Q2 là giá trị của số 
liệu nằm ở giữa chuỗi; Q3 là giá trị của số liệu nằm ở ranh giới của nhóm giữa và nhóm 
trên; 
1.5 IQR
Giíi h¹n d−íi (fl)
Q1 Q2 Q3
1
4 d−íi Gi÷a (trung b×nh) 14 trªn
Gi¸ trÞGi¸ trÞ
 IQR 1.5 IQR
Minimum Maximum
Giíi h¹n trªn (fu)
Ph¹m vi d÷ liÖu
 chÊp nhËn ®−îc
670 | HỘI NGHỊ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ ĐIỆN LỰC TOÀN QUỐC 2017 
IQR	 = 	Q3	– Q1	
fL	 = 	Q1	– 	1.5	x	IQR	ሺGiới	hạn	dướiሻ	
fU	 = 	Q3	 + 1.5	x	IQR	ሺGiới	hạn	trênሻ
ቑ	 (5) 
Toàn bộ những số liệu nằm ngoài khoảng [fL;fU] = [Giới hạn dưới; Giới hạn trên] 
đều được xem là không tin cậy và sẽ được loại bỏ. 
Dựa theo phương pháp sàng lọc này, tổng số mẫu có thể sử dụng được để tính 
toán đánh giá chi phí thiệt hại do mất điện của 2 điện lực như sau: 
Bảng 5. Số lượng mẫu phiếu khảo sát sau khi sàng lọc dữ liệu 
STT Dạng khách hàng Số lượng mẫu 
1 Điện lực Đồng Tháp 84 
1.1 Ánh sáng sinh hoạt 30 
1.2 Công nghiệp 37 
1.3 Thương mại, dịch vụ 17 
2 Điện lực Bà Rịa Vũng Tàu 59 
2.1 Ánh sáng sinh hoạt 5 
2.2 Công nghiệp 30 
2.3 Thương mại, dịch vụ 24 
 Tổng 143 
4.3. Kết quả tính toán chi phí thiệt hại 
Từ công thức tính toán các chỉ tiêu SCDF, CCDF và IER ở phần 3, các kết quả thể 
hiện ở trong các bảng sau: 
Bảng 6. Chi phí SCDF của Điện lực Đồng Tháp (1000 VNĐ/kW đỉnh) 
Dạng khách hàng 5 phút 30 phút 1 giờ 2 giờ 8 giờ 
Ánh sáng sinh hoạt 21 203 426 839 2,111 
Công nghiệp, xây dựng 3 25 49 261 554 
Thương mại, dịch vụ 84 546 1289 4728 15907 
Bảng 7. Chi phí SCDF của Điện lực Bà Rịa – Vũng Tàu (1000 VNĐ/kW đỉnh) 
Dạng khách hàng 5 phút 30 phút 1 giờ 2 giờ 8 giờ 
Ánh sáng sinh hoạt 168 503 1537 3073 5587 
Công nghiệp, xây dựng 1 27 70 162 363 
Thương mại, dịch vụ 34 253 460 937 3432 
PHÂN BAN SỬ DỤNG ĐIỆN | 671 
Bảng 8. Chi phí CCDF của Điện lực Đồng Tháp và Bà Rịa – Vũng Tàu (VNĐ/kWtb) 
CCDF 5 phút 30 phút 1 giờ 2 giờ 8 giờ 
ĐL Đồng Tháp 900 6653 14557 63591 171918 
ĐL Bà Rịa – Vũng Tàu 1879 14822 28079 58363 200378 
Từ những kết quả tính chi phí thiệt hại của cả hai điện lực, áp dụng phương pháp 
tính toán ở phần 3, có thể tính toán chi phí thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện của hai 
điện lực như sau: 
Bảng 9. Chi phí thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện IER: (VNĐ/kWh thiếu) 
Chi phí thiệt hại do mất điện Điện lực Đồng Tháp Điện lực Bà Rịa – Vũng Tàu 
IER (VNĐ/kWh thiếu) 22241 26203 
5. KẾT LUẬN 
Kết quả điều tra và tính toán cho thấy suất thiệt hại do mất điện của Điện lực 
Đồng Tháp là 22241 (VNĐ/kWh thiếu); còn của Điện lực Bà Rịa Vũng Tàu là 26203 
(VNĐ/kWh thiếu). Dữ liệu của năm 2015 [2, 3]. 
Kết quả và kinh nghiệm rút ra được từ các nghiên cứu thí điểm này đang được áp 
dụng cho việc triển khai đề tài KHCN về đánh giá thiệt hại do mất điện cấp Bộ Công 
thương mà Hội Điện lực Việt Nam đang phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực 
hiện trong 2 năm 2017 2018 trên phạm vi toàn quốc. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] Trần Đình Long (Chủ biên), Sách tra cứu về chất lượng điện năng. NXB Bách khoa Hà Nội, 2013. 
[2] Báo cáo tỷ trọng các thành phần phụ tải của điện lực Đồng Tháp năm 2015. 
[3] Báo cáo tỷ trọng các thành phần phụ tải của điện lực Bà Rịa – Vũng Tàu năm 2015. 
[4] Kariuki K.K., Allan R.N., “Evaluation of Reliability Worth and Values of Lost Load”, 
IEE Proc. Gener. Transm. Distrib (143), (1996) 171 – 10. 
[5] Billinton R., Chan E., Wacker G., “Probability Distribution Approach to Describe 
Customer Costs Due to Electric Supply Interruptions”, IEE Proc. Gener. Transm. 
Distrib. 141 (6), (1994) 594 598. 
[6] CIGRE Task Force .06.01 Report, “Methods to Consider Customer Interruption 
Costs in Power System Anlysis”, R. Billinton, Convenor, (2000). 
[7] Dialynas E.N., Megalocomos S.M., Dali V.C., “Interruption Cost Analysis for the 
Electrical Power Customers in Greece”, CIRED 2001, 18 21 June 2001, Conference 
publication, No. 482, IEE (2001). 
[8] Kaur N., Singh G, Bedi M.S., Bhatti E.T., “Customer Interruption Cost Assessment: 
An Indian Survey”, IEEE (2002), 880 884.