ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

NGUYỄN ĐỨC LÊ VĂN

TÍNH TOÁN 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 TOÁN 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


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


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 toán ĐTC do sự cố lưới điện hiện trạng từ PSS ............. 44
Bảng 3.2: Số liệu tính toán ĐTC do sự cố lưới điện sau cải tạo từ PSS ............ 53
Bảng 3.3: Số liệu tính toán 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

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 công nghiệp bằng nước áp lực cao ...................................... 60
Hình 3.25: Thi công sửa chữa Hotline................................................................ 62


TÍNH TOÁN 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
toán, 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 toán độ tin cậy cung
cấp điện do sự cố bằng Module (DRA) độ tin cậy trong chương trình PSS/ADEPT và

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 toán 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 toán 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 toán 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 toán thời gian mất điện do các phần tử lưới điện bị sự cố, do bảo trì bảo
dưỡng và đấu nối lưới điện.
+ Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366.
+ Đánh giá độ tin cậy tính toán so với kết quả thực hiện và mục tiêu thực hiện
đến năm 2020.

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 không hỏng, tính sửa chữa, tính bảo quản và tính lâu bền.
Tính không hỏng: tính chất của đối tượng giữ được khả năng làm việc của mình.
Đặc trưng định lượng cho tính không hỏng là các đại lượng: xác suất làm việc không
hỏng, trung bình thời gian làm việc giữa các lần hỏng, cường độ hỏng, các tham số của
dòng 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 không hỏng và tính sửa chữa là các đại lượng hàm sẳn
sàng, hệ số sẳn sàng, hệ số không sẳn sàng ...
Tính bảo quản: tính chất của đối tượng duy trì được các thông 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





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)


tử cưỡng bức (FOR)

q  A  PD ()  FOR 




1.1.3. Độ tin cậy lưới phân phối hình tia
- Cường độ hỏng hóc của toàn 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:


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)

(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 toàn 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 toàn 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

 C .T

C
mn

'
F

T

Fmn

(1.15)

mn

mn

mn

Lưu ý rằng nếu giá trị TFmn không quá 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


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 toàn 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



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


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 quá trình Markov để tính xác suất
trạng thái và tần suất trạng thái.
Quá trình Markov là mô hình toán học diễn tả quá 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 không phụ thuộc vào quá khứ của quá 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 thông số chính
Trong tính toán các chỉ tiêu độ tin cậy theo IEEE 1366, ý nghĩa của các thông
số trong công thức tính toán như sau:

Tổng số lần mất điện khách hàng của hệ thống
Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính toán:
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
Công thức tính toán:
SAIFI 

i



r N


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
Công thức tính toán:


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.

=
(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 toán:
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 thoáng qua (MAIFI)
Tổng số khách hàng ngừng điện thoáng qua
MAIFI =
(1-39)
Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính toán:


13
MAIFI 

 IM N
i


Tổng số khách hàng có hơn n lần ngừng cấp
điện thoáng qua
(1-43)
CEMSMIn =
Tổng số khách hàng của hệ thống
Công thức tính toán:

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 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, …
- 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


15
- Mạng vòng:
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 toán bảo vệ rơ
le.
Mặc dù lưới phân phối được thiết kế và xây dựng theo mạch vòng kín có dự
phòng 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 toán bảo vệ rơle, dòng 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: