1
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP

PHẠM THỊ VƯƠNG
TÍNH TOÁN PHÂN TÍCH ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ
THỐNG CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ĐÁNH GIÁ HIỆU
QUẢ CỦA CÁC THIẾT BỊ PHÂN ĐOẠN
Chuyên ngành : Kỹ Thuật Điện
Mã số : 60520202
TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
THÁI NGUYÊN - 2014
Luận văn được hoàn thành tại trường Đại học Kỹ tuật Công nghiệp Thái Nguyên.
Cán bộ HDKH : GS.TS Lã Văn Út
Phản biện 1 : TS. Nguyễn Quân Nhu
Phản biện 2 : TS. Nguyễn Văn Vỵ
Luận văn đã được bảo vệ trước hội đồng chấm luận văn, họp tại: Phòng 201 nhà A8,
trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp Thái Nguyên.
Vào 9 giờ 30 phút ngày 17 tháng 08 năm 2014.
Có thể tìm hiển luận văn tại Trung tâm Học liệu tại Đại học Thái Nguyên và Thư viện
trường Đại học Kỹ thuật công nghiệp Thái Nguyên.
2
MỞ ĐẦU
1.Mục đích nghiên cứu và lý do chọn đề tài
Trong giai đoạn công nghiệp hóa và hiện đại hoá đất nước ta hiện nay, nhu cầu điện năng trong tất cả
các lĩnh vực công nghiệp, dịch vụ, sinh hoạt, nông nghiệp luôn luôn không ngừng tăng lên và nó ngày càng
đóng vai trò không thể thiếu trong nên kinh tế quốc dân.
Nền kinh tế quốc dân ngày càng phát triển, tốc độ công nghiệp hóa tăng nhanh, do đó ngày càng đòi
hỏi nhiều năng lượng điện. Điều đó đặt ra cho hệ thống cung cấp một nhiệm vụ khó khăn là vừa phải thỏa
mãn lượng điện năng tiêu thụ, vừa phải đảm bảo các tiêu chuẩn chất lượng điện năng pháp định và độ tin cậy
hợp lý. Đó là một nhiệm vụ hết sức khó khăn, trong đó việc nâng cao độ tin cậy ở lưới cung cấp điện có ảnh

TỔNG QUAN CÁC CHỈ TIÊU TIN CẬY VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN ĐỘ
TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN NÓI CHUNG VÀ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN
NÓI RIÊNG
1.1. Khái niệm chung về độ tin cậy của hệ thống điện
1.1.1. Hệ thống điện và các phần tử
1.1.2. Độ tin cậy của các phần tử hệ thống cung cấp điện
1.1.3. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện
- Thời gian ngừng CCĐ cho các khách hàng trong năm (T
mđ
)
Ý nghĩa: là chỉ tiêu hướng tới phụ tải, chỉ thời gian mất điện trung bình của khách hàng trong năm,
đơn vị tính h/năm (tương tự như CAIDI).
+ Thời gian mất điện trung bình hệ thống (SAIDI).
+ Độ sẵn sàng cung cấp điện trung bình hệ thống (ASAI)
Các chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá được độ tin cậy CCĐ cho các khách
hàng và so sánh với yêu cầu.
- Điện năng ngừng CCĐ ( E
mđ
)
Điện năng ngừng CCĐ được xem xét cho khách hàng và của toàn HTCCĐ.
+ Điện năng ngừng CCĐ cho các khách hàng:
Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới phụ tải, chỉ điện năng bị mất do ngừng CCĐ đối với khách hàng, đơn vị tính
kWh/năm. Chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá được mức độ thiệt hại của các
khách hàng do CCĐ kém tin cậy gây ra.
+ Điện năng ngừng CCĐ cho HTCCĐ:
Ý nghĩa: là chỉ số hướng tới HTCCĐ, chỉ điện năng ngừng CCĐ của HTCCĐ trong năm, đơn vị tính
kWh/năm. Chỉ tiêu này giúp người lập quy hoạch, quản lí có thể đánh giá chung được ĐTC của toàn
HTCCĐ về phương diện thỏa mãn nhu cầu điện năng.
1.2. Tổng quan về các phương pháp tính toán độ tin cậy cung cấp điện
1.2.1. Phương pháp không gian trạng thái

thống, giữa hỏng hóc hệ thống và các hỏng hóc thành phần trên cơ sở hàm đại số Boole. Cơ sở cuối cùng để
tính toán là các hỏng hóc cơ bản của các phần tử.
Phương pháp cây hỏng hóc cũng mô tả quan hệ logic giữa các phần tử hay giữa các phần tử và từng
mảng của hệ thống một cách rõ nét, giữa các hỏng hóc cơ bản và hỏng hóc đỉnh mà ta đang khảo sát.
Phương pháp cây hỏng hóc thích hợp với bài toán độ tin cậy của nhà máy điện, sơ đồ bảo vệ,
điều khiển
Qua đây ta thấy nhìn chung các phương pháp tính toán ĐTC của HTĐ phức tạp đều có những ưu,
nhược điểm riêng của nó, do đó việc lựa chọn phương pháp tính toán phụ thuộc vào nhiệm vụ và yêu cầu do
bài toán đặt ra. Hơn nữa, trong những điều kiện cụ thể người nghiên cứu luôn luôn phải vận dụng và phát
triển phương pháp ở mức độ nhất định trước khi áp dụng tính toán cho sơ đồ thực tế.
Trong luận văn này tác giả sẽ đi sâu tìm hiểu và áp dụng phương pháp đồ thị - giải tích nhằm tính toán
ĐTC của HTCCĐ. Đặc điểm của lưới điện này là có sơ đồ hình tia và có thiết bị phân đoạn.
Các nội dung của phương pháp này được trình bầy riêng ở chương 2.
6
Chương 2
PHƯƠNG PHÁP ĐỒ THỊ - GIẢI TÍCH ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP
ĐIỆN CỦA TỪNG NÚT PHỤ TẢI
2.1. Đặt vấn đề
Thời gian gần đây ĐTC CCĐ ngày càng được quan tâm từ phía khách hàng. Những khách hàng đặc
biệt, có yêu cầu cao về chất lượng điện năng và ĐTC CCĐ thường được cung cấp từ ít nhất hai nguồn theo
sơ đồ lưới kín vận hành hở. Cũng có thể sử dụng thêm nguồn dự phòng ,như hình 2.1.Hình 2.1.Nguồn dự phòng trong lưới điện phân phối
2.2. Mô hình bài toán và cơ sở phương pháp tính
2.2.1. Mô tả bài toán
Lưới điện được đưa vào xem xét, tính toán ĐTC CCĐ bao gồm: các khách hàng (phụ tải), thanh cái
cung cấp công suất vô cùng lớn, các nguồn điện dự phòng, các thiết bị phân đoạn (TBPĐ) đặt tại một số vị
trí trên các mạch đường dây (hình 2.2).


19
21
22
24
25
26
27
28
25 26
27
28
TC hạ áp
trạm 110 kV
1
2
3
4
5
9
10
11
16
12
23
20
S
1
6
7
8

i 1
l
i ;
(2.1)

Cường độ hỏng hóc của đoạn lưới khu vực j là:

λ
j
=
∑
=
n
i 1
oi
λ
L
j ; (2.2)
Thời gian sửa chữa sự cố của đoạn lưới khu vực j là:
r
j
=
j
n
i
joi
r

S
b)
KV1
KV3
KV2
KV4
7
a)
TC hạ áp
trạm 110 kV
1
2
3
4
5
9
10
11
16
12
23
20
S
1
6
8
13
14
15
17

(i, j)
Ma trận ảnh hưởng TBPĐ, kí hiệu C, với các số hạng C(i, j) có giá trị bằng 1 hoặc bằng 0. Số hạng
C(i,j) = 1 nếu khi sự cố tại khu vực j, khu vực i được cấp điện trở lại (từ nguồn chính S hoặc nguồn dự phòng
S
k
) với thời gian bị mất điện tạm thời hữu hạn (bằng r
pdij
). Số hạng C(i, j) = 0 trong các trường hợp còn lại,
bao gồm các trường hợp thời gian bị mất điện tạm thời rất ngắn có thể bỏ qua (r
pdij
=0) hoặc mất hẳn (r
pdij
=∞).
Việc thiết lập ma trận cấu trúc C(i,j) có ý nghĩa rất quan trọng nhằm xét đến ảnh hưởng thời gian thao tác
TBPĐ đến ĐTC CCĐ.
2.3. Tính toán độ tin cậy cung cấp điện
2.3.1. Lưới điện hình tia không có nguồn dự phòng
Xét HTCCĐ như hình 2.5, giả thiết biết biểu đồ phụ tải, cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số
lần ngừng điện công tác, thời gian ngừng điện mỗi lần thao tác của các khu vực, thời gian thao tác của các
TBPĐ, các ma trận A
s
(i, j), C(i, j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và hệ thống cung cấp điện.

Hình 2.5. Sơ đồ HTCCĐ hình tia
Trong trường hợp này ta sử dụng ma trận kết nối nguồn S là A
s
(i, j) và ma trận ảnh hưởng TBPĐ C(i,
j) hoặc R
pd
(i, j).

KV 4KV 3
KV 2
S
9
E
mđij
= [R
pd
(i,j)+(1-A
s
(i,j) r
j
]λ
j
T
1
∑
=
T
t 1
P
i
(t)]
= {R
pd
(i,j)+[1-A
s
(i,j)] r
j
}

mđi
(kWh/năm) (2.8)
2.3.2. Lưới điện hình tia có nguồn dự phòng
Xét HTCCĐ hình tia có một nguồn dự phòng như hình 2.6, giả thiết nguồn dự phòng có công suất đủ
lớn, biết cường độ hỏng hóc, thời gian phục hồi sự cố, số lần ngừng điện công tác, các ma trận A
s
(i,j), A
k
(i,j),
R
pd
(i,j), tính các chỉ tiêu ĐTCCCĐ cho các khu vực và HTCCĐ.

Hình 2.6. Lưới điện điều khiển tự động có nguồn dự phòng
Trong trường hợp này không cần quan tâm đến tương quan giữa công suất nguồn và biểu đồ phụ tải
bởi luôn đủ công suất và khu vực tốt sẽ được cấp điện trở lại, nếu sau khi cách li khỏi khu vực sự cố nó được
nối đến ít nhất một nguồn.
Thời gian ngừng CCĐ của khu vực i gây ra bởi khu vực j (j có thể bằng i):
T
mđij
= {R
pd
(i,j)+[1-A
s
(i,j)]
∏
=
−
dp
N

1
KV 1
KV 2
S
10
[1-A
s
(i,j)]
∏
=
−
dp
N
1k
k
)]j,i(A1[
=1.
Tích này chỉ bằng 1 khi mọi giá trị A(i, j) =0, nghĩa là không được nối với nguồn nào. Lúc này
thời gian mất điện khu vực i do sửa chữa khu vực j sẽ là:
[1-A
s
(i,j)]
∏
=
−
dp
N
1k
k
)]j,i(A1[

∑
=
n
j 1
E
mđij
(kWh/năm) (2.12)
Điện năng ngừng CCĐ tính cho cả HTCCĐ:
E
mđ
=
∑
=
n
j 1
E
mđi
(kWh/năm) (2.13)
2.5. Kết luận chương 2
Mô hình HTCCĐ theo khu vực (phân biệt theo vị trí TBPĐ) rất thích hợp với LĐPP để xây dựng các
phương pháp tính toán ĐTC CCĐ. Trên cơ sở thiết lập các ma trận cấu trúc và ma trận ảnh hưởng TBPĐ có
thể tính toán được các chỉ tiêu cơ bản về ĐTC CCĐ thông qua các quan hệ giải tích.
11
Chương 3
TÍNH TOÁN CHẾ ĐỘ XÁC LẬP VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CUNG CẤP ĐIỆN CHO
CÁC PHỤ TẢI THUỘC LỘ 372 E6.8 THÁI NGUYÊN
3.1. Đặc điểm tự nhiên, kinh tế xã hội
3.1.1. Đặc điểm tự nhiên:
3.1.2. Đặc điểm kinh tế xã hội
3.2. Đặc điểm lưới điện tỉnh Thái Nguyên

Quang Sõn 4
180 KVA
Quang Sõn 3
1000 KVA
Vi?t Cý?ng
75 KVA
Ð?ng Mây 2
50 KVA
Ð.Luông
560 KVA
Lân Ðãm 2
560 KVA
M? k?m ch? 1
250 KVA
M? Ba
100 KVA
Khe Quân
15
23
26
28
31
34
36
59
64
66
37
39
44

0

K
V
A
C
ý
?
n
g

p
h
ú
c

2
1
4
DCL 01
19
21
100 KVA
Liên phýõng
74
50 KVA
Tân Sõn
70
DCL 01 Vãn Lãng
75KVA

35
58
65
38
40
42
43
46
48
52
51
60
67
72
69
75
AC50
1,47km
AC50
2,3km
AC50
0,85km
AC50
0,2km
AC50
0,2km
AC50
0,3km
AC50
2,05km

AC50
0,3km
AC50
2,65km
AC50
0,520km
AC50
0,62km
AC50
0,61km
AC50
0,1km
AC50
1,6km
AC95
1,08km
AC95
0,87km
AC50
1,53km
AC50
0,12km
AC50
1,5km
AC50
0,5km
AC50
1,98km
AC50
0,32km

- Nhập số liệu nhánh
- Nhập số liệu cho máy biến áp
3.3.4.3.Kết quả tính toán
Sau khi cập nhật bộ số liệu của lộ 372 E6.8 vào chương trình CONUS, ta thu được các kết quả như sau:
Bảng 3.4. Điện áp các nút trên lưới 35 kV
Nút số Điện áp(kV) Nút số Điện áp(kV)
1 37 36 36,135
3 36,929 37 36,059
4 36,927 39 35,927
6 36,926 41 35,962
8 36,845 44 35,957
9 36,742 45 35,957
10 36,731 47 35,956
12 36,567 49 35,953
13 36,567 50 35,952
15 36,342 53 36,1
16 36,339 55 36,089
17 36,338 57 36,082
19 36,335 59 36,120
21 36,333 61 36,082
23 36,319 62 36,079
24 36,319 64 36,057
26 36,298 66 36,055
28 36,269 68 36,045
29 36,267 70 36,039
31 36,249 71 36,039
32 36,249 73 36,035
34 36,192 74 36,031

Từ thông số trên bảng ta thấy đa số điện áp của các nút trung áp đều nằm trong giới hạn cho phép

thể hiện khá hợp lý.
3.4. Ứng dụng phương pháp đồ thị giải tích tính toán độ tin cậy cung cấp điện cho các phụ tải thuộc
xuất tuyến 372E6.8.
3.4.1. Cơ sở của phương pháp
Với sơ đồ lưới điện lộ 372E6.8 ngoài máy cắt đầu nguồn còn có 4 DCL phân đoạn. Dựa vào vị trí
máy cắt và dao cách ly có thể phân miền sơ đồ thành 5 khu vực như trên (hình 3.5.a). Sơ đồ tính toán ĐTC
có thể biểu diễn đơn giản hơn như (hình 3.5.b). Biểu đồ phụ tải 5 khu vực thu thập được như trên hình 3.6.
Do chỉ có 4 mức khác nhau ta không cần thiết lập biểu đồ dạng thời gian kéo dài, bởi thời gian kéo dài cũng
chính bằng thời gian mỗi mức.
a)
KV1
KV3
KV2
KV4
KV5
TC hạ áp trạm
35kV
KV 2
b)
KV 1
KV 4
KV 3
KV 5
S
15
Hình 3.5: Sơ đồ CCĐ với phân miền khu vựcHình 3.6. Biểu đồ phụ tải các khu vực tính toán
Bảng 3.7: Các mức phụ tải, thời gian xuất hiện các mức phụ tải

h
16
2. Khu vực 2
a. P(MW)
1,3 2,1 2, 5 1, 8
b. Thời gian(h)
0-3 3-10 10-14 14-24
3. Khu vực 3
a. P(MW)
1,4 2,12 2,4 1,7
b. Thời gian(h)
0-8 8-11 11-16 16-24
4. Khu vực 4
a. P(MW)
0,2 0, 3 0,4 0,36
b. Thời gian(h)
0-3 3-7 7-11 11-24
5. Khu vực 5
a. P(MW)
0,34 0,45 0,6 0,56
b. Thời gian(h)
0-6 6-9 9-15 15-24
- Lộ 372E6.8: Khu vực 1: Có 3 khách hàng (TBA); khu vực 2: Có 18 khách hàng(TBA); khu vực 3:
Có 8 khách hàng (TBA); Khu vực 4: Có 1 khách hàng(TBA); khu vực 5: Có 2 khách hàng (TBA);
Để phục vụ cho mục đích tính toán biểu đồ được thiết lập dưới dạng số như trong bảng 3.7.
3.4.2.Các số liệu tính toán khác
+ Lưới phân phối có cường độ hỏng hóc
0
λ
= 4 (lần/100km.năm), thời gian sửa chữa sự cố là r = 12

1
1
1
0
1
1
0
0
1
1
1








0
1
1
1
1
; C
2
=







0
0
0
0
0
; A
s
=








0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1





0
0
0
0
0
0
0
0
0
12pd
r
53
43
23
13
0
pd
pd
pd
pd
r
r
r
r
0
0

r
=








0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
2
2
0
2
2
0
0
2
2
2

1. T
mđ
(h/năm) 13,128 38,616 54,648 51,348 64,932
2. E
mđ
(10
3
kWh/năm) 4,594 74,992 98,322 17,458 32,466
3. ASAI (%) 99,85 99,56 99,38 99,41 99,26

Cộng các khu vực ta có điện năng ngừng CCĐ toàn hệ thống.
- Khi sử dụng DCL thường: E
mđ
= 268417 kWh (trong một năm);
- Khi sử dụng Máy cắt : E
mđ
= 227832 kWh (trong một năm).
Như vậy, nếu sử dụng máy cắt thời gian mất điện cũng như điện năng bị mất cung cấp giảm đi đáng kể.
Nhận xét :
- ĐTC tính toán cho các phụ tải thuộc lộ xét nói chung không quá thấp, Tuy nhiên, so với yêu cầu
tiêu chuẩn về độ sãn sàng cung cấp điện (ASAI) là 99,7%, thì tất cả các khu vực đều chưa đạt.
- ĐTC thấp nhất thuộc về khu vực 5. Dễ thấy khu vực này chịu ảnh hưởng hoàn toàn bởi sự cố mất
điện của các khu vực 1, 2 và 4.
3.5. Nghiên cứu ảnh hưởng lựa chọn vị trí đặt TBPĐ
3.5.1. Đặt vấn đề
Vị trí lắp đặt các TBPĐ có ảnh hưởng đáng kể đến ĐTCCCĐ đó là vì nó tác động đến việc phân chia
khu vực, làm thay đổi hoàn toàn các ma trận cấu trúc và ma trận ảnh hưởng TBPĐ. Ta tính toán cho trường
hợp cụ thể với sơ đồ lưới điện lộ 372E6.8, giả thiết chuyển DCL ở vị trí (53-55) sang vị trí (36-59). Mục đích
là nâng cao ĐTC cho khu vực 5.
Dựa vào vị trí mới của dao cách ly có thể phân miền sơ đồ thành 5 khu vực như trên hình 3.7.

4 6
8 10
12
14
16
18
20
22
24
t
0
1
2
0,5
MW
KV1
KV2
1,5
KV3
KV4
KV5
P
h
19
2. Khu vực 2
a. P(MW)
0,75 1,2 1, 5 0, 9
b. Thời gian(h) 0-3 3-10 10-14 14-24
3. Khu vực 3
a. P(MW)

0
0
0
0
1
1
1
0
1
1
1
0
1
1
1








0
1
1
1
1
; C
2








0
0
0
0
0
; A
s
=








0
0
0
0
0
0
0









0
0
0
0
0
0
0
0
0
12pd
r
53
43
23
13
0
pd
pd
pd
pd
r
r

pd
pd
pd
r
r
r
r
=








0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
2
2
0
2

3
kWh/năm) 9,955 45,565 98,987 43,303 40,392
3. ASAI (%) 99,67 99,51 99,37 99,38 99,34
20
Hạng mục KV 1 KV 2 KV 3 KV 4 KV 5
II. TBPĐ là Máy Cắt
1. T
mđ
(h/năm) 13,128 31,392 47,46 45,708 50,64
2. E
mđ
(10
3
kWh/năm) 4,594 33,526 85,333 36,932 35,448
3. ASAI (%) 99,85 99,64 99,46 99,48 99,42
Như vậy, nếu sử dụng máy cắt thời gian mất điện cũng như điện năng bị mất cung cấp giảm đi đáng kể.
Khi chuyển vị trí DCL trong trường hợp cụ thể này ĐTC của khu vực 5 tăng lên đáng kể. ĐTC của toàn hệ
thống nói chung cũng tăng lên. Như vậy, để nâng cao ĐTC CCĐ ngoài việc tăng thêm số lượng, nâng cấp
TBPĐ việc lựa chọn vị trí phù hợp có ý nghĩa rất quan trọng.
3.6. Kết luận chương 3
Kết quả tính toán cho thấy:
- Lộ cung cấp điện đã tính toán cho khu vực Công Ty Điện Lực Thái Nguyên độ tin cậy tương đối
đảm bảo. Tuy nhiên, các khu cực có ĐTC không đồng đều
- Khi nâng cấp thiết bị phân đoạn là DCL thành máy cắt ta thấy thời gian mất điện cũng như điện năng
bị mất cung cấp giảm đi đáng kể. Do đó nâng cao được ĐTC của hệ thống cung cấp điện.
- Khi chuyển DCL ở một số vị trí ta thấy mức độ cải thiện độ tin cậy tăng lên rõ rệt, đặc biệt có thể
đảm bảo ĐTC các khu vực đồng đều hơn.
KẾT LUẬN CHUNG VÀ KIẾN NGHỊ
1. Độ tin cậy cung cấp điện là một trong những chỉ tiêu ngày càng được khách hàng và ngành Điện đặc
biệt quan tâm. Những thiệt hại do mất điện không những tổn hại về kinh tế mà còn ảnh hưởng đến chính trị

[5].GS.TS Lã Văn Út (2010), Hướng dẫn sử dụng chương trình tính toán phân tích chế độ xác lập của hệ
thống điện Conus.
[6]. Lã Văn Út (2001), Phân tích và điều khiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa học và kỹ thuật,
Hà Nội.
[7]. GS.TS Lã Văn Út, Tính toán phân tích các chế độ của hệ thống điện, Bài giảng SĐH ngành Điện
(ĐHCN Thái Nguyên, ĐH Mỏ Địa Chất, ĐHNN Hà Nội).
Tiếng Anh
[8]. B.Steciuk, J.R.Redmon (1996), Voltage sag analysis peaks customer service, IEEE Computer
Applications in Power,pp.48-51.
[9]. In-Su bae, Jin O Kim (2008), Reliability Evaluation of Customers in Microgrid, IEEE Trans, On Power
systerms, vol.23, no 3 pp.1416-1422.
[10]. Elena Fumagalli, Jason W.Black, Ingo Vogelsang, Marija (2004), Quanlity of service provision in
electric power distribution systems through reliability insurance, IEEE Trans. Power Syst., vol.
19,no3, pp.1286.
[11]. EE Distribution Planning Working Group Report(1991), Radial distribution test feeders, IEEE Trans.
on Power Syst., vol.6,no3,pp 975-985.
[12]. Monte Carlo Methods for power System Reliability Eval. Uation in Tranmission and Generation
Planning, P.L.Nofeni, L.Parie, and L.Salvaderi, Proceedings (1975) An.nual Reliability and
Maintainability Symposium, pp.449.459.
23