Luận văn thạc sĩ tính toán và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện mộ đức

..

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN

Đà Nẵng, năm 2018


ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ ĐIỆN KỸ THUẬT

NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC:
TS. TRẦN VINH TỊNH

Đà Nẵng, năm 2018


LỜI CẢM ƠN
Tôi xin chân thành cảm ơn các thầy cô trong khoa điện trường Đại học Bách
khoa – Đại học Đà Nẵng đã khơng ngại khó khăn giảng dạy cung cấp cho tơi các kiến
thức bổ ích q báu là kiến thức nền tảng, dẫn dắt để tôi thực hiện luận văn này.
Tôi xin chân thành cám ơn Giảng viên hướng dẫn khoa học Tiến sĩ Trần Vinh
Tịnh đã ln ln nhiệt tình chỉ bảo, hướng dẫn cho tơi nhiều vấn đề khoa học
chuyên sâu về lĩnh vực nghiên cứu và ln ln động viên, khích lệ về tinh thần để
tạo ra một môi trường nghiên cứu sáng tạo trong suốt quá trình thực hiện luận văn.
Một lần nữa xin trân trọng cám ơn các thầy, cô!

TÁC GIẢ LUẬN VĂN

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN


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

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN


MỤC LỤC
Trang phụ bìa...................................................................................................................
Lời cảm ơn ........................................................................................................................

Lời cam đoan ....................................................................................................................
Mục lục .............................................................................................................................
Tóm tắt luận văn ..............................................................................................................
Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt ........................................................................
Danh mục các bảng .........................................................................................................
Danh mục các hình ..........................................................................................................
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
I.Lý do chọn đề tài: ..........................................................................................................1
II.Mục tiêu nghiên cứu: ...................................................................................................1
III.Đối tượng và phạm vị nghiên cứu: .............................................................................1
IV.Phương pháp nghiên cứu: ........................................................................................... 1
V.Ý nghĩa khoa học và thực tiễn: ....................................................................................2
VI.Tên và bố cục đề tài ....................................................................................................2
Chƣơng 1- CÁC PHƢƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ
THỐNG ĐIỆN ...............................................................................................................3
1.1.Khái niệm về độ tin cậy ............................................................................................. 3
1.1.1.Độ tin cậy của các phần tử không phục hồi............................................................ 3
1.1.2.Độ tin cậy của các phần tử phục hồi.......................................................................4
1.1.3.Độ tin cậy lưới phân phối hình tia ..........................................................................5
1.1.5.Độ tin cậy của hệ thống điện ..................................................................................7
1.2.Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy ..................................................................7
1.2.1.Phương pháp đồ thị-giải tích ..................................................................................8
1.3.Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lưới phân phối ......................................................10
1.3.1. Các thông số chính .............................................................................................. 10
1.3.2.Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu ..................................................................11
Chƣơng 2-LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC ......................................14
2.1.Tổng quan lưới điện phân phối................................................................................14
2.1.1.Tổng quan: ............................................................................................................14
2.1.2.Chất lượng lưới phân phối ....................................................................................16
2.1.3.Đặc điểm xã hội huyện Mộ Đức...........................................................................17

2.1.4.Lưới điện phân phối huyện Mộ Đức: ...................................................................17


2.2.Phương thức vận hành cơ bản của lưới điện phân phối huyện Mộ Đức .................19
2.2.1.Các thiết bị đóng cắt trên lưới điện ......................................................................20
2.2.2.Các vị trí phân đoạn của các xuất tuyến 22 KV ...................................................24
2.2.3.Các vị trí liên lạc của các xuất tuyến 22 KV ........................................................ 25
2.3.Các nguyên nhân ảnh hưởng đến độ tin cậy lưới điện ............................................25
2.3.1.Các nguyên nhân sự cố lưới điện .........................................................................25
2.3.2.Sự cố gây hư hỏng thiết bị trên lưới phân phối: ...................................................26
2.3.3.Các nguyên nhân chủ quan ...................................................................................27
2.3.4.Tình hình thực hiện độ tin cậy từ 2014 đến nay của ĐLMĐ ............................... 28
2.4.Tính tốn xác xuất hỏng hóc của từng phần tử trên lưới phân phối ........................ 29
2.4.1.Thu thập số liệu các phần tử trên lưới điện .......................................................... 30
2.4.2.Tính tốn xác xuất hỏng hóc bằng phần mềm Excel ............................................33
2.4.3.Chi tiết ĐTCCCĐ của các tuyến trung áp ............................................................ 33
Chƣơng 3- CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN
PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC ............................................................................................ 35
3.1.Đề xuất các phương án nâng cao độ tin cậy cho từng xuất tuyến ........................... 35
3.1.1.Giới thiệu phần mềm PSS/ADEPT ......................................................................35
3.1.2.DRA Analysis: Tính tốn độ tin cậy lưới điện .....................................................37
3.1.3.Tính tốn độ tin cậy lưới điện do sự cố lưới điện hiện trạng bằng phần mềm
PSS/Adept 5.0:...............................................................................................................43
3.1.4.Đề xuất phương án................................................................................................ 46
3.1.4.1Phân đoạn và kết nối liên lạc ..............................................................................46
3.1.4.2Bổ sung thiết bị để phân đoạn ............................................................................46
3.2.Dùng phần mềm PSS/ADEPT tính tốn độ tin cậy lưới điện .................................51
3.2.1.Kết quả tính tốn độ tin cậy do sự cố cho các xuất tuyến sau cải tạo ..................51
3.2.2.Tính tốn độ tin cây BTBD cho từng xuất tuyến 22 kV ......................................53
3.2.3.Đánh giá kết quả ...................................................................................................54

3.3.Phân tích hiệu quả kinh tế và đề xuất phương án ....................................................55
3.3.1.Triển khai cho lưới phân phối huyện Mộ Đức .....................................................56
3.3.2.Đề xuất các giải pháp khác ...................................................................................56
3.3.3. Ứng dụng SCADA .............................................................................................. 62
3.3.4. Tối ưu hóa thao tác và công tác trên lưới điện ....................................................63
3.4. KẾT LUẬN ............................................................................................................63
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .....................................................................................65
TÀI LIỆU THAM KHẢO........................................................................................... 66


DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1: Thông số kỹ thuật của các tuyến 22kV ............................................... 18
Bảng 2.2: Thông số phụ tải của các tuyến trung áp ........................................... 19
Bảng 2.3: Tổng hợp số lượng DCL ..................................................................... 21
Bảng 2.4: Tổng hợp số lượng Recloser............................................................... 22
Bảng 2.5: Tổng hợp số lượng LBS ...................................................................... 24
Bảng 2.6: Các vị trí phân đoạn ........................................................................... 24
Bảng 2.7: Thống kê số vị trí liên lạc của các tuyến trung áp ............................. 25
Bảng 2.8: Các chỉ tiêu ĐTCCCĐ từ năm 2014 đến năm 2017........................... 28
Bảng 2.9: Tỷ lệ sự cố và BTBD trong các chỉ tiêu ĐTCCCĐ ............................ 28
Bảng 2.10: Đặc tính phần tử hệ thống ................................................................ 29
Bảng 2.11: Khối lượng lưới điện tỉnh Quảng Ngãi ............................................ 30
Bảng 2.12: Thống kê sự cố .................................................................................. 30
Bảng 2.13: Xác xuất hỏng hóc ............................................................................ 33
Bảng 2.14: Thống kê ĐTC các xuất tuyến hiện trạng từ OMS .......................... 34
Bảng 3.1: Số liệu tính tốn ĐTC do sự cố lưới điện hiện trạng từ PSS ............. 44
Bảng 3.2: Số liệu tính tốn ĐTC do sự cố lưới điện sau cải tạo từ PSS ............ 53
Bảng 3.3: Số liệu tính tốn ĐTC do BTBD lưới điện sau cải tạo từ Excel ....... 53
Bảng 3.4: So sánh ĐTCCCĐ trước và sau giải pháp ......................................... 54

Bảng 3.5: Tổng hợp số lượng thiết bị đóng cắt bổ sung ..................................... 55
Bảng 3.6: Tổng hợp lợi nhuận, chi phí đầu tư .................................................... 56


DANH MỤC CÁC HÌNH

Hình 1.1: Hệ thống nối tiếp tồn tại phần tử mắc song song ................................. 6
Hình 1.2: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp ................................................... 8
Hình 1.3 :Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song ............................................... 9
Hình 2.1: Sơ đồ nguyên lý lưới điện huyện Mộ Đức........................................... 20
Hình 2.2: DCL kiểu chém ngang và chém đứng ................................................. 20
Hình 2.3: FCO bảo vệ đầu nhánh rẽ................................................................... 21
Hình 2.4: Recloser U-series ................................................................................ 22
Hình 2.5: LBS kiểu hở ......................................................................................... 23
Hình 2.6: Chương trình tính tốn độ tin cậy OMS ............................................. 33
Hình 3.1: Chu trình triển khai phần mềm PSS/ADEPT ...................................... 39
Hình 3.2: Thiết lập thơng số nguồn .................................................................... 40
Hình 3.3: Thiết lập thơng số tải .......................................................................... 40
Hình 3.4: Thiết lập thơng dây dẫn ...................................................................... 41
Hình 3.5: Thiết lập thơng số nút ......................................................................... 41
Hình 3.6: Thiết lập thơng số tụ bù ...................................................................... 42
Hình 3.7: Thiết lập thơng thiết bị đóng cắt ......................................................... 42
Hình 3.8 Hộp thoại option-Thẻ DRA: Các chọn lựa cho các bài tốn phân tích
độ tin cậy ............................................................................................................. 43
Hình 3.9 Số liệu ĐTC XT 471/E16.3 hiện trạng ............................................... 44
Hình 3.10 Số liệu ĐTC XT 472/E16.2 hiện trạng .............................................. 45
Hình 3.11 Số liệu ĐTC XT 474/E16.2 hiện trạng .............................................. 45
Hình 3.12 Sơ đồ nguyên lý 472/T12 hiện trạng .................................................. 47
Hình 3.13 Sơ đồ nguyên lý 472/T12 sau cải tạo ................................................. 47
Hình 3.14 Sơ đồ nguyên lý 473/T12 hiện trạng ................................................. 48

Hình 3.15 Sơ đồ nguyên lý 473/T12 sau cải tạo ................................................. 48
Hình 3.16 Sơ đồ nguyên lý 471/T3 hiện trạng ................................................... 49
Hình 3.17 Sơ đồ nguyên lý 471/T3 sau cải tạo ................................................... 49
Hình 3.18 Sơ đồ nguyên lý 474/E 16.2 hiện trạng .............................................. 50
Hình 3.19 Sơ đồ nguyên lý 474/E16.2 sau cải tạo ............................................ 50
Hình 3.20 Số liệu ĐTC XT 471/E16.3 sau cải tạo ............................................. 51
Hình 3.21 Số liệu ĐTC XT 472/E16.2 sau cải tạo .............................................. 52


Hình 3.22 Số liệu ĐTC XT 474/E16.2 sau cải tạo .............................................. 52
Hình 3.23: Máy hồng ngoại đo nhiệt độ ............................................................. 59
Hình 3.24: Vệ sinh cơng nghiệp bằng nước áp lực cao ...................................... 60
Hình 3.25: Thi cơng sửa chữa Hotline................................................................ 62


TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO
ĐỘ TIN CẬY LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC
Học viên: Nguyễn Đức Lê Văn
Chuyên ngành: Kỹ thuật Điện
Mã số: 60520202

Khóa:K34- Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt – Cùng với tiến trình ngành Điện chuyển dần sang hoạt động theo cơ chế thị
trường, khách hàng khu vực huyện Mộ Đức ngày càng quan tâm và đòi hỏi cao hơn
về chất lượng điện năng và độ tin cậy cung cấp điện. Hiện nay trên lưới điện khu vực
huyện Mộ Đức đã thực hiện nhiều giải pháp nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Tuy nhiên, hầu hết các giải pháp chưa mang lại hiệu quả cao, trong những năm gần
đây độ tin cậy cung cấp điện khu vực huyện Mộ Đức càng khá cao. Đề tài này tính
tốn, đánh giá và đưa ra các giải pháp nhằm đạt mục tiêu độ tin cậy cung cấp điện

theo định hướng đến năm 2020 của ngành Điện, đề tài sẽ tính tốn độ tin cậy cung
cấp điện do sự cố bằng Module (DRA) độ tin cậy trong chương trình PSS/ADEPT và
độ tin cậy cung cấp điện do bảo trì, bảo dưỡng bằng phần mềm Excel cho lưới điện
hiện trạng, từ đó có những phân tích, đánh giá, đưa ra những giải pháp cải tạo cho
các xuất tuyến có độ tin cậy cung cấp điện còn cao. Sau khi đề xuất các giải pháp, đề
tài tính tốn lại cho lưới điện sau cải tạo, từ đó so sánh với mục tiêu định hướng và
lưới điện hiện trạng và đánh giá hiệu quả của các giải pháp.
Từ khóa – độ tin cậy, sự cố, bảo dưỡng, phân đoạn.

CALCULATION AND SUGGESTIONS FOR ENHANCING RESOURCES
ELECTRICITY RELIEF DISTRIBUTION OF MO DUC DISTRICT
bstract - In line with the progress of the electricity industry, the customers in Mo
Duc district are increasingly interested in and demanding higher quality of power and
reliability of power supply. Currently, the power grid in Mo Duc district has
implemented many solutions to improve the reliability of power supply. However,
most of the solutions have not brought high efficiency, in recent years the reliability
of power supply in Mo Duc district is quite high. This project calculates, evaluates
and proposes solutions to meet the 2020 electricity industry's reliability targets for
power sector, which will calculate the reliability of power supply due to fault by
Module (DRA) reliability in the PSS/ADEPT program and the reliability of power
supply due to maintenance and servicing by the Excel software for the current grid,
from which analyzes, evaluations, Improve the transmission line with high reliability
of power supply. After proposing the solutions, the project recalculated to the grid
after the renovation, then compare with the objective and grid current status and
evaluate the effectiveness of the solution.
Key words - reliability, failure, maintenance, segmentation.


1
MỞ ĐẦU

I. Lý do chọn đề tài:
Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, đưa điện năng trực tiếp
đến khách hàng. Vì vậy, việc cung cấp điện đầy đủ và liên tục cho phụ tải phụ thuộc
trực tiếp vào độ tin cậy của lưới điện phân phối. Độ tin cậy của lưới điện phân phối
được đánh giá qua nhiều chỉ tiêu khác nhau, trong đó các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy
lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366 hiện nay được sử dụng phổ biến trên
thế giới. Tập đoàn Điện lực Việt Nam đang triển khai áp dụng các chỉ số SAIDI,
SAIFI, MAIFI để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện.
Do đó, đánh giá độ tin cậy của lưới điện phân phối bằng các chỉ tiêu theo tiêu
chuẩn IEEE 1366 (các chỉ tiêu SAIDI, SAIFI, MAIFI) đối với lưới điện phân phối
huyện Mộ Đức.Từ đó, đề xuất các giải pháp, thực hiện đạt kế hoạch của Tổng công ty
Điện lực miền Trung, mục tiêu đến năm 2020 về nâng cao độ tin cậy của lưới điện
phân phối huyện Mộ Đức là một vấn đề cần quan tâm nghiên cứu.
II. Mục tiêu nghiên cứu:
- Đề tài đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu chính như sau:
+ Tính tốn độ tin cậy cho lưới điện phân phối huyện Mộ Đức theo các
chỉ tiêu độ tin cậy lưới điện phân phối.
+ Đánh giá và đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân
phối huyện Mộ Đức.
III. Đối tƣợng và phạm vị nghiên cứu:
- Đối tượng nghiên cứu của đề tài là tính tốn độ tin cậy và đề xuất các giải pháp
nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối.
- Phạm vi nghiên cứu của đề tài là lưới điện phân phối huyện Mộ Đức.
IV. Phƣơng pháp nghiên cứu:
- Trên cơ sở lý thuyết tính tốn độ tin cậy lưới điện phân phối và các chỉ tiêu độ
tin cậy lưới điện phân phối theo tiêu chuẩn IEEE 1366:
+ Xây dựng sơ đồ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ Đức.
+ Tính tốn thời gian mất điện do các phần tử lưới điện bị sự cố, do bảo trì bảo
dưỡng và đấu nối lưới điện.
+ Tính tốn chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366.

+ Đánh giá độ tin cậy tính tốn so với kết quả thực hiện và mục tiêu thực hiện
đến năm 2020.
+ Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy lưới điện phân phối huyện Mộ
Đức.


2
V. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn:
 Chất lượng điện năng ngày càng được nâng cao, độ tin cậy cung cấp điện cho
khách hàng sử dụng điện phải được cải thiện. Do đó, việc tính tốn độ tin cậy cung cấp
điện cho khách hàng trong lưới điện khu vực huyện Mộ Đức là nội dung cần thiết đối
với thực tế hiện nay.
 Từ những kết quả tính tốn, có thể đánh giá được độ tin cậy cung cấp điện của
lưới điện phân phối huyện Mộ Đức và đề xuất những giải pháp tối ưu về mặt kinh tế,
kỹ thuật, cũng như quản lý vận hành.
VI. Tên và bố cục đề tài
Căn cứ vào mục tiêu, nhiệm vụ nghiên cứu, kết quả hướng đến thì đề tài được đặt
tên là: “TÍNH TỐN VÀ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY
LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC”
Luận văn gồm các chƣơng sau:
Chƣơng 1: Các phƣơng pháp đánh giá độ tin cậy trong hệ thống điện
Chƣơng 2:Tính tốn độ tin cậy của lƣới điện phân phối huyện Mộ Đức
Chƣơng 3: Các giải pháp nâng cao độ tin cậy lƣới điện phân phối huyện Mộ Đức


3
Chƣơng 1- CÁC PHƢƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY TRONG HỆ
THỐNG ĐIỆN

1.1. Khái niệm về độ tin cậy

Độ tin cậy là xác suất để đối tượng (hệ thống hay phần tử) hoàn thành nhiệm vụ
chức năng cho trước, duy trì được giá trị các thơng số làm việc đã được thiết lập trong
một giới hạn đã cho, ở một thời điểm nhất định, trong những điều kiện làm việc nhất
định. Độ tin cậy theo nghĩa rộng là một tính chất phức hợp. Nó bao gồm các tính chất
chủ yếu của đối tượng: tính khơng hỏng, tính sửa chữa, tính bảo quản và tính lâu bền.
Tính khơng hỏng: tính chất của đối tượng giữ được khả năng làm việc của mình.
Đặc trưng định lượng cho tính khơng hỏng là các đại lượng: xác suất làm việc khơng
hỏng, trung bình thời gian làm việc giữa các lần hỏng, cường độ hỏng, các tham số của
dịng hỏng hóc v.v... Xác suất làm việc không hỏng cũng thường được gọi là độ tin cậy
Tính sửa chữa: tính chất của đối tượng thích ứng với việc tiến hành bảo dưỡng
kỹ thuật và sửa chữa nó. Đặc trưng cho tính sửa chữa là các đại lượng xác suất phục
hồi, trung bình thời gian dừng làm việc, trung bình thời gian phục hồi, cường độ phục
hồi...
Đặc trưng chung cho tính khơng hỏng và tính sửa chữa là các đại lượng hàm sẳn
sàng, hệ số sẳn sàng, hệ số khơng sẳn sàng ...
Tính bảo quản: tính chất của đối tượng duy trì được các thơng số đầu ra xác
định chất lượng của mình trong giới hạn đã cho. Đặc trưng cho tính bảo quản là các
đại lượng trung bình thời gian bảo quản, cường độ hỏng khi bảo quản ...
Tính lâu bền: tính chất của đối tượng duy trì được khả năng làm việc của mình
cho tới trạng thái giới hạn, trong đó có kể tới những gián đoạn cần thiết cho việc bảo
dưỡng, sửa chữa. Đặc trưng cho tính chất này là tuổi thọ trung bình, trung bình thời
gian làm việc ...
1.1.1. Độ tin cậy của các phần tử không phục hồi
a. Thời gian làm việc liên tục của phần tử và phân bố của nó
Thời gian làm việc liên tục T của một phần tử là một biến ngẫu nhiên. Hàm
phân bố xác suất của T (theo t) là xác suất mà phần tử bị hỏng hóc trước khi đến thời
gian t.
F(t) = P(T≤ t) t ≥ 0
F(t) được gọi là hàm hỏng hóc của một phần tử.
Nếu ta định nghĩa R(t) là xác suất mà phần tử vẫn còn hoạt động sau thời gian t

đã được xác định trước :
R(t) = P(T>t) t ≥ 0
R(t) được gọi là hàm tin cậy của phần tử hay độ tin cậy.
Ta có :
R(t) + F(t)=1


4

dR(t ) dF (t )

  f (t )
dt
dt
trong đó, f(t) là hàm mật độ xác suất hỏng hóc
b. Hàm cường độ hỏng hóc và cường độ hỏng hóc
Hàm cường độ hỏng hóc của phần tử  là xác suất có điều kiện mà một phần
tử làm việc trước thời điểm t và phát triển thành sự cố trong đơn vị thời gian t sau
thời điểm t :

1
P(t T t  t | T t )
t 0 t

 (t )  lim

 được gọi là hàm cường độ hỏng hóc của một phần tử
Trong thời gian làm việc của phần tử trong hệ thống điện là ở gian đoạn ổn định
nên ta có : hằng số
c. Thời gian trung bình giữa các lần hỏng hóc (thời gian trung bình vận hành an

tồn) (MTBF,m)
Nếu hàm mật độ hỏng hóc f(t) biết trước thì :




0

0

MTBF  E (t )   t. f (t )dt   R(t )dt
Nếu phân bố theo quy luật hàm mũ thì :

m  MTBF 

1


 là cường độ hỏng hóc
1.1.2. Độ tin cậy của các phần tử phục hồi
a. Hàm cường độ sửa chữa (t) và cường độ sửa chữa 
Thời gian sửa chữa TD cũng là biến ngẫu nhiên. Cường độ sửa chữa phần tử
được định nghĩa tương tự như cường độ hỏng hóc :

1
P(t TD t  t | TD t )
t 0 t

 (t )  lim

b. Thời gian trung bình sửa chữa (MTBF)


MTBF  E (tD )   t.
0



dFD (t )
dt   tdFD (t )
dt
0

Dùng phân bố hàm mũ thì : r  MTTR 

1


c. Thời gian trung bình của chu kỳ hỏng hóc (T)
T=m+r
d. Tính sẵn sàng của phần tử
* Hệ số sẵn sàng ở trạng thái xác lập


5

A  PU () 




* Hệ số không sẵn sàng ở trạng thái xác lập A hay cường độ cắt phần
tử cưỡng bức (FOR)

q  A  PD ()  FOR 




1.1.3. Độ tin cậy lưới phân phối hình tia
- Cường độ hỏng hóc của tồn lưới phân phối trong 1 năm là:
λSC = λ0.L
(1.1)
0 : Suất sự cố (vụ/km.năm).
L: Độ dài lưới phân phối (km).
- Cường độ ngừng điện tổng của lưới phân phối là:

 ND   SC   CT

(1.2)

λCT : Cường độ ngừng điện công tác.
λSC : Cường độ ngừng điện sự cố.
- Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là:

TNDSC  SC.TSC

(1.3)

TSC : Thời gian sửa chữa sự cố.

- Thời gian ngừng điện công tác là:

TNDCT  CT.TCT

(1.4)

TCT : Thời gian trung bình một lần ngừng điện cơng tác.
- Tổng thời gian ngừng điện là:

TND  TNDSC  TNDCT

(1.5)

- Điện năng mất do sự cố là:

A SC  TNDSC .Ptb
-

(1.6)

Điện năng thiệt hại do ngừng điện công tác là:

A CT  TNDCT .Ptb

(1.7)


6
1.1.4. Độ tin cậy điểm phụ tải

Hình 1.1: Hệ thống nối tiếp tồn tại phần tử mắc song song
Chỉ số độ tin cậy tại điểm phụ tải (LP) đã cho phụ thuộc đường cung cấp giữa
nguồn (N) và phụ tải đó. Các phần tử trên đường đi này được xét với cách mắc nối
tiếp, trong đó có một phần tử mắc song song (Hình 3.1) được trình bày một cách tương
đương trong cấu trúc nối tiếp.
Nếu độ sẵn sàng của các phần tử đều cao thì tần suất hỏng hóc fFmn tại một điểm
tải trên nhánh n, vùng m có thể được tính:

f Fmn 





MN

(1.8)

Với MN là tập các phần tử trên đường dẫn đến điểm tải trên nhánh n và bao
gồm nhánh mn.
Thời gian hỏng hóc trung bình của hệ thống là:

TFmn 

 T


 

MN

(1.9)



MN

Các phần tử mắc song song có thể biểu diễn bằng một phần tử tương đương
bằng cách sử dụng các công thức của hệ thống các phần tử mắc song song. Cường độ
hỏng hóc của phần tử tương đương α là λα xấp xỉ bằng tần suất trạng thái hỏng đôi của
hai phần tử mắc song song β và γ :

     (T  T )

(1.10)

Thời gian sửa chữa trung bình Tα có thể được tính bằng cơng thức:

T 

T .T
1
  
    T  T

(1.11)

Với cường độ sửa chữa μβ và μ γ là nghịch đảo tương ứng của Tβ và Tγ. Nếu một
nhánh chứa hai phần tử mắc song song, khi có sự cố cả hai đều cắt và việc cấp điện sẽ
được khôi phục sau khi cô lập phần tử bị sự cố và nối thông mạch bằng các thiết bị

đóng cắt thích hợp, cường độ hỏng hóc tương đương λα trở thành:
λα = λβ + λγ
(1.12)
Và thời gian sửa chữa trung bình là thời gian cắt: Tα = TS.


7
1.1.5. Độ tin cậy của hệ thống điện
Trong lúc điều quan tâm hàng đầu từ phía khách hàng là độ tin cậy thì các chỉ
số tổng thể của tồn bộ hệ thống cần phải tính đến. Hầu hết các chỉ số này là các chỉ số
trung bình của các điểm tải đã tính đến các trọng số trên tồn hệ thống. Vì vậy tần suất
hỏng hóc tổng thể của hệ thống fF có thể được xác định như tổng tần suất mất điện trên
tổng số khách hàng và được tính:

 C .f

C
mn

fF

Fmn

mn

(1.13)

mn

mn

Với các tần suất điểm phụ tải fFmn được tính đến qua trọng số Cmn là số lượng
khách hàng trên nhánh mn.
Thời gian hỏng hóc trung bình của hệ thống TF có thể xác định bởi thời gian
mất điện trung bình của khách hàng, và được tính tốn bằng tổng thời gian mất điện
của khách hàng mỗi năm chia cho số lượng khách hàng mất điện mỗi năm:

 C .f .T

 C .f
mn

TF

Fmn

Fmn

mn

mn

(1.14)

Fmn

mn

Thời gian mất điện khách hàng trung bình có thể được diễn giải mà khơng sử
dụng trọng số fFmn, khi đó thời gian hỏng hóc trung bình của hệ thống TF’ được tính

như sau:

 C .T

C
mn

'
F

T

Fmn

(1.15)

mn

mn

mn

Lưu ý rằng nếu giá trị TFmn khơng q khác biệt, thì TF = TF’.
Một chỉ số tin cậy khác của hệ thống thường xuyên được sử dụng là tổng thời
gian mất điện trung bình một khách hàng trong một năm HF, chỉ số này được tính:
HF 

C
mn

mn

.f Fmn .TFmn

C

(1.16)
mn

mn

Từ các cơng thức trên hiển nhiên ta có:
TF.fF = HF
1.2. Một số phƣơng pháp đánh giá độ tin cậy
Để đánh giá ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện, ta cần phải khảo sát những
chỉ tiêu định lượng cơ bản về ĐTC của các sơ đồ nối điện khác nhau của hệ cung cấp
điện. Các chỉ tiêu đó là: Xác suất làm việc an toàn P(t) của hệ trong thời gian khảo sát,
thời gian trung bình T giữa các lần sự cố, hệ số sẵn sàng A của hệ, thời gian trung bình
sửa chữa sự cố, thời gian trung bình sửa chữa định kỳ, …


8
Tính tốn ĐTC của các sơ đồ cung cấp điện nhằm phục vụ bài tốn tìm
phương án cung cấp điện tối ưu hài hòa giữa hai chỉ tiêu: Cực tiểu vốn đầu tư và cực
đại mức độ đảm bảo cung cấp điện.
1.2.1. Phương pháp đồ thị-giải tích
Phương pháp này xây dựng mối quan hệ trực tiếp giữa ĐTC của hệ thống với
ĐTC của các PT đã biết thông qua việc lập sơ đồ ĐTC, áp dụng phương pháp giải tích
bằng đại số Boole và lý thuyết xác suất các tập hợp để tính tốn ĐTC.
Sơ đồ ĐTC của hệ thống được xây dựng trên cơ sở phân tích ảnh hưởng hỏng

hóc PT đến hỏng hóc của hệ thống. Sơ đồ ĐTC bao gồm nút (gồm nút nguồn, nút tải
và các nút trung gian) và nhánh tạo thành mạng lưới nối liền nút nguồn và nút tải của
sơ đồ. Có thể có nhiều đường nối từ nút phát đến nút tải, mỗi đường gồm nhiều nhánh
nối tiếp.
Trạng thái tốt của hệ thống là trạng thái trong đó có ít nhất một đường nối từ
nút phát đến nút tải. Trạng thái hỏng của hệ thống là trạng thái khi nút phát bị tách rời
với nút tải do hỏng hóc với PT.
Đối với hệ thống điện, sơ đồ ĐTC có thể trùng hoặc không trùng với sơ đồ nối
điện (sơ đồ vật lý) tùy thuộc vào tiêu chuẩn hỏng hóc của hệ thống được lựa chọn.
a) Sơ đồ các phần tử nối tiếp (Hình 1.2): Hệ thống chỉ làm việc an tồn khi tất
cả n phần tử đều làm việc tốt, hệ thống hỏng khi có một PT hỏng.

N

1

2

3

n

T

Hình 1.2: Sơ đồ độ tin cậy các phần tử nối tiếp
Giả sử đã biết cường độ hỏng hóc và thời gian phục hồi trung bình của các phần
tử lần lượt là λi và τi.
Cường độ hỏng hóc của hệ thống là:
n

  i

(1.17)

1

Thời gian phục hồi của hệ thống là:
n



 

i i

1

(1.18)

n

 i
1

Xác suất trạng thái tốt của hệ thống là:
PH(t) = P1(t). P2(t)…Pi(t)…Pn(t) =

n

 Pi (t )

(1.19)

i 1

Trong đó: Pi(t) là xác suất làm việc tốt (trạng thái tốt) của phần tử thứ i trong


9
khoảng thời gian trạng thái.
Xác suất trạng thái hỏng của hệ:
QH(t) = 1- PH(t) = 1- P1P2Pn
(1.20)
Các công thức trên cho phép ta đẳng trị các PT nối tiếp thành một PT tương
đương.
b) Sơ đồ các phần tử song song (Hình 1.3): Hệ thống làm việc tốt khi có ít
nhất một PT làm việc tốt và sẽ hỏng khi tất các các PT đều hỏng.

1
N

2

T

Hình 1.3 :Sơ đồ độ tin cậy các phần tử song song
Giả sử đã biết cường độ hỏng hóc và cường độ phục hồi của các phần tử lần
lượt là λi và µi.
Cường độ phục hồi của hệ thống là:

  1  2

(1.21)

Cường độ hỏng hóc của hệ thống là:

1
1 
  1 2   
 1  2 

(1.22)

Xác suất trạng thái hỏng của hệ:
QH(t) = Q1Q2
(1.23)
Xác suất trạng thái tốt của hệ thống là:
PH(t) = 1- QH(t)
(1.24)
Các công thức trên cho phép ta đẳng trị các PT nối tiếp thành một PT tương
đương.
c) Sơ đồ hỗn hợp:
Nếu sơ đồ hỗn hợp đơn giản, chỉ gồm các PT song song và nối tiếp thì đẳng trị
các phần tử nối tiếp bằng một phần tử tương đương, sau đó dùng phương pháp đường
tối thiểu hoặc phương pháp lát cắt tối thiểu để tính.
1.2.2. Phương pháp không gian trạng thái
Trong phương pháp này, hệ thống được diễn tả bởi trạng thái hoạt động và khả
năng chuyển giữa các trạng thái đó.
Trạng thái hệ thống được xác định bởi tổ hợp các trạng thái của các phần tử.
Mỗi tổ hợp trạng thái của phần tử cho một trạng thái của hệ thống. Phần tử có thể có

nhiều trạng thái khác nhau như trạng thái tốt, trạng thái hỏng, trạng thái bảo quản định
kỳ .v.v… Do đó mỗi sự thay đổi trạng thái của PT đều làm cho hệ thống chuyển sang
một trạng thái mới.


10
Tất cả các trạng thái có thể có hệ thống tạo thành không gian trạng thái. Hệ
thống luôn luôn ở một trong những trạng thái này nên tổng các xác suất trạng thái
(XSTT) bằng 1.
Phương pháp không gian trạng thái áp dụng q trình Markov để tính xác suất
trạng thái và tần suất trạng thái.
Q trình Markov là mơ hình tốn học diễn tả q trình ngẫu nhiên trong đó
phần tử hoặc hệ thống liên tiếp chuyển từ trạng thái này qua trạng thái khác và thỏa
mãn điều kiện: Nếu hệ thống đang ở trạng thái nào đó thì sự chuyển trạng thái tiếp
theo xảy ra tại các thời điểm ngẫu nhiên và chỉ phụ thuộc vào trạng thái đương thời
chứ khơng phụ thuộc vào q khứ của q trình.
Nếu hệ thống có n trạng thái, ở thời điểm t hệ thống đang ở trạng thái i thì ở
đơn vị thời gian tiếp theo hệ thống có thể ở lại trạng thái i (i=1…n) với xác suất pii
hay chuyển sang trạng thái j với xác suất pij (j=1…n và i  j).
Quá trình Markov được phân ra:
a) Rời rạc trong không gian và liên tục trong thời gian.
b) Rời rạc trong không gian và rời rạc trong thời gian.
c) Liên tục trong không gian và thời gian.
Đối với hệ thống điện sự chuyển trạng thái xảy ra khi hỏng hóc hay phục hồi
các phần tử. Với giả thiết thời gian làm việc và thời gian phục hồi các phần tử có phân
bố mũ, thì thời gian hệ thống ở các trạng thái cũng phân theo phân bố mũ và cường độ
chuyển trạng thái bằng hằng số và không phụ thuộc vào thời gian, ta sử dụng 2 quá
trình a và b.
1.3. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy lƣới phân phối
1.3.1. Các thơng số chính

Trong tính tốn các chỉ tiêu độ tin cậy theo IEEE 1366, ý nghĩa của các thơng
số trong cơng thức tính tốn như sau:
i
: Biểu thị một sự kiện ngừng cấp điện.
ri
: Thời gian khôi phục đối với mỗi sự kiện ngừng cấp điện.
NI : Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống.
TI : Số phút khách hàng bị ngừng cấp điện.
IMi : Số lần ngừng cấp điện thoáng qua.
IME : Số sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua.
Ni : Số khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu đối với sự kiện i.
Nmi : Số khách hàng bị ngừng cấp điện thoáng qua đối với sự kiện i.
NC : Tổng số khách hàng phục vụ cho các khu vực.
Li
: Tải bị cắt đối với một sự kiện ngừng cấp điện.
LT : Tổng tải được cung cấp.


11
CN : Tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện vĩnh cửu trong thời kỳ
báo cáo.
CN(k>n): Tổng số khách hàng có hơn n lần ngừng cấp điện vĩnh cửu trong thời
kỳ báo cáo.
CNT(k>n): Tổng số khách hàng có hơn n lần ngừng cấp điện thoáng qua trong
thời kỳ báo cáo.
k
: Số lần ngừng cấp điện thể hiện bởi một khách hàng riêng lẻ trong thời kỳ
báo cáo.
1.3.2. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện vĩnh cửu
 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình hệ thống (SAIFI)

SAIFI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao
nhiêu lần trong thời kỳ báo cáo (thường là trong một năm).
Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống
Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính tốn:
SAIFI

=

N

(1-25)

NI
(1-26)
NC
NC
 Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình hệ thống (SAIDI)
SAIDI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao
nhiêu giờ trong thời kỳ báo cáo (thưòng là trong một năm).
Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống
SAIDI =
(1-27)
Tổng số khách hàng của hệ thống
Cơng thức tính tốn:
SAIFI 

i



r N

TI
(1-28)
NC
NC
 Chỉ tiêu thời gian ngừng cấp điện trung bình của khách hàng (CAIDI):
CAIDI cho biết thời gian trung bình khơi phục cấp điện cho khách hàng.
Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống
CAIDI =
(1-29)
Tổng số khách hàng bị ngừng cấp điện
Cơng thức tính tốn:
SAIDI 

CAIDI 

i



r N
N



i

i

i

i

SAIDI
SAIFI

(1-30)

 Chỉ tiêu tổng thời gian ngừng cấp điện trung bình khách hàng (CTAIDI)
Tổng số giờ mất điện khách hàng của hệ thống
CTAIDI =
(1-31)
Tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện
Cơng thức tính tốn:


12
CTAIDI 

r N
i

i

(1-32)
CN
Khi tính tổng số khách hàng có một lần ngừng cấp điện (CN), mỗi khách hàng
được tính chỉ 1 lần bất kể có 1, 2 hay nhiều lần bị ngừng điện. Cũng có thể xác định

CN bằng tổng số khách hàng của hệ thống trừ đi số khách hàng của hệ thống không bị
ngừng điện.
 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình khách hàng (CAIFI)
CAIFI cho biết số lần bị ngừng cấp điện vĩnh cửu trung bình đối với một khách
hàng bị ngừng cấp điện.
Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống
CAIFI
=
(1-33)
Tổng số khách hàng có bị ngừng cấp điện
Cơng thức tính tốn:

CAIFI 

N
CN

i

(1-34)

 Chỉ tiêu sẵn sàng cấp điện trung bình (ASAI)
ASAI cho biết phần trăm về thời gian khách hàng được cấp điện so với tổng số
giờ khách hàng yêu cầu.
Số giờ sẵn sàng cấp điện
ASAI
=
(1-35)
Tổng số giờ khách hàng yêu cầu
Công thức tính tốn:

NC x (Số giờ/năm) - ∑riNi
ASAI
=
(1-36)
NC x (Số giờ/năm)
 Ngừng cấp điện nhiều lần khách hàng (CEMIn)
CEMIn cho biết tỉ lệ giữa số khách hàng bị ngừng điện lớn hơn n lần cho trước
trên tổng số khách hàng của hệ thống.
Số khách hàng có hơn n lần ngừng cấp điện
CEMIn =
(1-37)
Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính tốn:
CN ( k  n )
CEMIn 
NT
(1-38)
1.3.3. Các chỉ tiêu ngừng cấp điện thoáng qua
 Chỉ tiêu tần suất ngừng cấp điện trung bình thống qua (MAIFI)
Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua
MAIFI =
(1-39)
Tổng số khách hàng của hệ thống
Cơng thức tính tốn:


13
MAIFI 

 IM N

i

mi

NT

(1-40)

 Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng cấp điện thoáng qua (MAIFIE)
Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua
Tổng số khách hàng của hệ thống
Cơng thức tính tốn:

MAIFIE

=

MAIFIE 

 IM

E

N mi

NT

(1-41)

(1-42)

 Chỉ tiêu tần suất trung bình sự kiện ngừng điện thống qua (CEMSMIn)
Tổng số khách hàng có hơn n lần ngừng cấp
điện thống qua
(1-43)
CEMSMIn =
Tổng số khách hàng của hệ thống
Cơng thức tính tốn:

CEMSMIn 

CNT( k  n )
NT

(1-44)

Tóm tắt chƣơng 1:
- Tóm tắt lý thuyết về độ tin cậy cung cấp điện trong lưới điện phân phối.
- Một số phương pháp đánh giá độ tin cậy cung cấp điện trong lưới điện phân
phối. Từ đó tiến hành khảo sát những chỉ tiêu định lượng cơ bản về ĐTC của các sơ đồ
nối điện khác nhau của hệ cung cấp điện. Các chỉ tiêu đó là: Xác suất làm việc an tồn
P(t) của hệ trong thời gian khảo sát, thời gian trung bình T giữa các lần sự cố, hệ số
sẵn sàng A của hệ, thời gian trung bình sửa chữa sự cố, thời gian trung bình sửa chữa
định kỳ, …
- Các chỉ tiêu cơ bản đánh giá độ tin cậy lưới phân phối theo tiêu chuẩn IEEE
1366


14
Chƣơng 2-LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI HUYỆN MỘ ĐỨC

2.1. Tổng quan lƣới điện phân phối
2.1.1. Tổng quan:
Nguồn cấp điện chính cho lưới điện phân phối (LPP) hiện nay là từ các thanh
cái phía hạ áp của các trạm 110 kV, nguồn điện này được lấy từ lưới truyền tải Quốc
gia.
Ngoài ra trong LPP cịn có các nguồn điện dự phịng và nguồn hỗ trợ là các
trạm phát diesel hoặc các trạm phát thủy điện nhỏ. Tùy thuộc vào yêu cầu của hệ thống
điện, tính tốn kinh tế hoặc tình trạng vận hành thực tế mà các nguồn điện này được
huy động hoặc dự phịng thích hợp.
Phụ tải của lưới LPP 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.
Lưới điện phân phối là khâu cuối cùng của hệ thống điện, thực nhiệm vụ phân
phối điện năng từ các trạm biến áp trung gian (hoặc trạm khu vực, nhà máy điện) trực
tiếp đến các hộ phụ tải.
 Lưới phân phối gồm 2 phần:
- Lưới phân phối trung áp có điện áp 6kV, 10kV, 15kV, 22 kV, 35kV phân
phối điện cho các trạm phân phối trung áp/hạ áp và các phụ tải lớn trung áp.
- Lưới hạ áp có cấp điện áp 0,4kV và 0,22kV cấp điện cho các phụ tải hạ áp
380/220V.
 Các dạng sơ đồ cơ bản của lưới phân phối:
- Mạng hình tia:
Sơ đồ hình tia có ưu điểm đơn giản trong công tác qui hoạch, thiết kế, xây dựng
và vận hành, chi phí đầu tư khơng cao và có khả năng phát triển thành sơ đồ vịng. Tuy
nhiên sơ đồ này có độ dự trữ cung cấp điện kém, ít linh hoạt và độ tin cậy thấp. Nếu
đường dây hay máy biến áp bị sự cố thì sẽ làm gián đoạn việc cung cấp điện nên mạng
này có độ tin cậy cung cấp điện thấp.

MC

Hình 2.1 Mạng phân phối hình tia


15
- Mạng vịng:
Một cải tiến lớn dựa trên mạng hình tia thu được bằng cách sắp xếp theo mạng
vòng và được cung cấp điện từ hai nguồn. Phân bố công suất đến hộ tiêu thụ bằng một
đường dây ở bất kỳ thời gian nào từ mỗi bên của vòng, phụ thuộc vào trạng thái đóng
hay mở của máy cắt xuất tuyến.

MC
đ z1

MCPĐ
MC

đ z2

Hình 2.2 Mạng phân phối kín vận hành hở
Dạng sơ đồ này có độ tin cậy cung cấp điện cao hơn, linh hoạt trong vận hành
nhưng có vốn đầu tư cao, phức tạp hơn trong công tác qui hoạch và tính tốn bảo vệ rơ
le.
Mặc dù lưới phân phối được thiết kế và xây dựng theo mạch vòng kín có dự
phịng để tăng độ tin cậy cung cấp điện, nhưng trong quá trình vận hành thường vận
hành ở chế độ vận hành hở, rất ít vận hành ở chế độ kín. Đó là do sự phức tạp trong
khâu tính tốn bảo vệ rơle, dịng ngắn mạch lớn nên khó khăn trong việc lựa chọn thiết
bị, hoặc dễ dàng phát sinh sự cố trên diện rộng. Ngoài ra lưới vận hành hở sẽ thuận lợi
trong quá trình thao tác, chuyển đổi phương thức kết lưới để đưa thiết bị ra sửa chữa
và khôi phục trở lại dễ dàng.
 Các chế độ vận hành của thiết bị trong lưới phân phối

Căn cứ vào tình trạng làm việc của các thiết bị người ta chia LPP bất kỳ thành
các chế độ vận hành khác nhau như sau:
- Chế độ vận hành bình thường: Là chế độ vận hành mà các thiết bị vận hành
với các thông số nằm trong giới hạn cho phép và tình trạng phát nóng, độ bền điện, độ
bền cơ... của các thiết bị là bình thường.
- Chế độ vận hành khơng bình thường: Là chế độ vận hành mà trong đó có
một hoặc vài thiết bị lưới điện vận hành ở tình trạng có một số thơng số không nằm
trong giới hạn cho phép hoặc trên lưới điện xuất hiện các hiện tượng bất thường, có
hiện tượng chạm đất thống qua trong hệ thống lưới điện có trung tính cách điện với
đất, hệ thống rơle bảo vệ điều khiển có trục trặc nhỏ cần xử lý. Nếu các ngun nhân
gây ra tình trạng khơng bình thường của thiết bị chưa được loại trừ thì khơng cho phép