nghiên cứu ứng dụng giải pháp cô lập điểm sự cố bằng công nghệ das (distribution automation system) áp dụng cho lưới phân phối trung áp việt nam

Đối với lưới điện phân phối trung áp Việt Nam hiện nay, khi có sự cố vĩnh cửu thì toàn bộ phụ tải trên tuyến sự cố sẽ bị mất điện sau khi máy cắt đầu nguồn tự đóng lại không thành công..

Hå Long Phi

Các thầy cô, những người đã dìu dắt hướng dẫn em trong suốt thời gian em học tập và nghiên cứu để hoàn thành khóa học này

Em xin chân thành cảm ơn!

Học trò

Hồ Long Phi

Lời cam đoan

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi

Các số liệu và kết quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và ch−a đ−ợc

sử dụng để bảo vệ bất kỳ một công trình khoa học nào khác

Tôi xin cam đoan rằng các thông tin trích dẫn trong luận văn đ−ợc chỉ rõ nguồn gốc

Hà nội: Ngày 15 tháng 09 năm 2007

Tác giả luận văn

Hồ Long Phi

Danh mục các hình vẽ Hình 1.1 Đồ thị tăng trưởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại

Hình 2.1(a) Lưới hình tia không phân đoạn

Hình 2.1(b) Lưới hình tia phân đoạn

Hình 3.1 Buồng cắt chân không

Hình 3.2 Recloser 3 pha OVR 15 – 38 kV

Hình 3.3 Recloser – 27kV - VR 3S

Hình 3.4 Hợp bộ Recloser của h;ng Nuclec

Hình 3.5 Khối điều khiển và bảo vệ của Recloser 27kV- VR 3S

Hình 3.6 Tủ điều khiển và bảo vệ của Recloser OVR 15 – 38 kV

Hình 3.7 Thiết bị DAS treo trên cột của NULEC

Hình 3.8 Các thiết bị cơ bản của hệ thống DAS ở giai đoạn 1

Hình 3.9 Nguyên lý cấu tạo của hợp bộ DPĐTĐ

Hình 3.10 Sơ đồ phối hợp thời gian cài đặt của FDR

Hình 3.11 Nguyên tắc hoạt động ở lưới điện hình tia

Hình 3.12 Nguyên tắc tác động ở lưới điện có nguồn ở hai phía

Hình 3.13 Giản đồ thời gian tác động với 2 nguồn cung cấp

Hình 3.14 Cấu hình hệ thống DAS giai đoạn 2

Hình 3.15 Điều khiển thời gian thực và hiển thị trạng thái lưới phân phối theo thời

gian thực

Hình 3.16 Qui trình tự động phục hồi của lưới phân phối

Hình 3.17 DAS cho hệ thống cáp ngầm

Hình 3.18 Sơ đồ phát triển hệ thống DAS các giai đoạn

Hình 4.1 Sơ đồ một sợi lộ E380 không sử dụng phân đoạn

Hình 4.2 Sơ đồ một sợi lộ 380 dùng DCL

Hình 4.3 Sơ đồ một sợi lộ 380 dùng Recloser

Hình 4.4 Sơ đồ một sợi lộ 380 dùng DAS

Danh mục bảng Bảng 1.1 Các nguồn điện trong Hệ thống điện Việt Nam

Bảng 1.2 Sản lượng điện theo nguồn

Bảng 1.3 Khối lượng lưới truyền tải

Bảng 1.4 Lưới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam

Bảng 1.5 Hệ thống lưới điện phân phối theo phạm vi quản lý

Bảng 3.1 Thông số kỹ thuật của Recloser – 27kV - VR 3S

Bảng 3.2 Dải thời gian chỉnh định của các loại Recloser

Bảng 4.1 Thống kê số lần sự cố các lộ đường dây 380 và 386 chi nhánh điện Nghi Lộc Nghệ An

Bảng 4.2 Bảng kết quả phân đoạn bằng dao cách ly

Bảng 4.3 Kết quả phân đoạn bằng Reclose

Bảng 4.4 Bảng kết quả phân đoạn bằng DAS

Bảng 4.5 So sánh kết quả các giải pháp phân đoạn

mục lục

Lời cam đoan……….………

…….iii

phầnmở đầu……….……… …………6

1 Đặt vấn đề……… 6

2 Lý do lựa chọn đề tài……… 6

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ……… 7

4 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu……… 7

5 Nội dung luận văn ……… 8

Chương 1: Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp……… 8

1.1 Quá trình phát triển của lưới điện phân phối trung áp….………8

1.2 lịch sử phát triển và những tồn tại của lưới điện phân phối trung áp…… 8

1.3 Xu thế phát triển của lưới phân phói trung áp……… ……….8

Chương 2 Hiện trạng bảo vệ Rơle và tự động hoá lưới điện trung áp Nghệ An……… ……… 18

2.1 Các thiết bị đóng cắt chủ yếu đang được sử dụng trong lưới trung áp Nghệ An……… 18

2.1.1 Máy cắt ……… 18

2.1.2 Dao cách ly (DCL) ………19

2.1.3 Dao cách ly tự động (DCLTĐ) ……….20

2.1.4 Dao cắt có tải (DCT) ………20

2.1.5 Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL) ……….21

2.1.6 Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD) ………21

2.2 Bảo vệ rơle và tự động hóa trong lưới phân phối khu vực nghệ An … 22

2.2.1 Tóm tắt về bảo vệ rơle trong hệ thống phân phối khu vực Nghệ An.…….22

2.2.2 Hiện trạng về tự động hoá trong hệ thống phân phối trung áp Nghệ An… 24

2.3 Các vấn đề cần giải quyết để tự động hóa lưới điện phân phối………… 26

2.4 Các giải pháp phân đoạn tăng cường độ tin cậy đang được sử dụng trong lưới phân phối trung áp ………26

2.4.1 Lưới phân phối không phân đoạn ……… 28

2.4.3 Lưới phân phối kín vận hành hở ………32

Chương 3 Giới thiệu về DAS (distribution automaTIon system) và ứng dụng trong tự động hoá phân vùng sự cố lưới điện trung áp……….……… 34

3.1 Giới thiệu chung về hệ thống DAS ………34

3.1.1 Giai đoạn 1 ……… 34

3.1.2 Giai đoạn 2 ………34

3.1.3 Giai đoạn 3 34

3.2 Các thiết bị chính trong hệ thống DAS ………35

3.2.1 Recloser ……….35

3.2.2 Các thiết bị chính theo từng giai đoạn ………44

Chương IV: ứng dụng công nghệ DAS cho lưới phân phối khu công nghiệp Bắc Vinh tỉnh nghệ an ………59

4.1 Không phân đoạn:……… 60

4.2 Phân đoạn dùng dao cách ly thông thường ……… 61

4.3 Phân đoạn dùng Recloser……… 67

4.4 Phân đoạn sử dụng DAS ………73

4.5 Nhận xét ……… 80

Chương V Kết luận và đề xuất……… 82

tài liệu tham khảo……… ……… 83

phần mở đầu

1 Đặt vấn đề

Ngày nay, để phục vụ yêu cầu phát triển kinh tế x; hội của đất nước, vấn đề

đảm bảo chất lượng cung cấp điện có một vai trò hết sức quan trọng Việc áp dụng các thành tựu mới, nhất là công nghệ tự động hoá để nâng cao chất lượng quản lý vận hành, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện, phát huy hiệu quả kinh tế, tiết kiệm lao động là một yêu cầu rất bức thiết

Đối với hệ thống điện ở nước ta, việc nghiên cứu áp dụng công nghệ tự động

từ trước đến nay thường được quan tâm áp dụng cho các nhà máy điện công suất lớn

và lưới điện truyền tải 220kV, 500kV Tự động hoá lưới điện phân phối hiện nay

sử dụng chủ yếu các rơle tự động đóng lặp lại (F79), tự động sa thải phụ tải theo tần

số (F81), tự động điều chỉnh điện áp (F90) Đề tài này nhằm đi sâu nghiên cứu ứng dụng giải pháp tự động cô lập điểm sự cố bằng công nghệ DAS (Distribution Automation System) áp dụng cho lưới phân phối trung áp Việt Nam, nhằm khắc phục tình trạng kéo dài thời gian mất điện trên diện rộng của khách hàng do cách

xử lý sự cố kiểu thủ công Từng bước nghiên cứu đưa vào chức năng tự động hoá cho từng phần tử, từng bộ phận rồi mở rộng dần cho cả hệ thống

2 Lý do lựa chọn đề tài

Hiện nay, ở hầu hết các nước có nền kinh tế phát triển, vấn đề chất lượng

điện năng không chỉ thể hiện ở các chỉ tiêu điện áp, tần số, suất sự cố mà còn một chỉ tiêu rất quan trọng đó là tổng số giờ mất điện bình quân của khách hàng trong một năm Đối với lưới điện phân phối trung áp Việt Nam hiện nay, khi có sự cố vĩnh cửu thì toàn bộ phụ tải trên tuyến sự cố sẽ bị mất điện sau khi máy cắt đầu nguồn tự đóng lại không thành công Nhiều phụ tải ngoài vùng sự cố sẽ bị ngừng cung cấp điện một cách không cần thiết Nếu trên tuyến có các Dao cách ly (DCL)

phân đoạn, việc phân vùng sự cố sẽ được thực hiện thủ công làm kéo dài thời gian mất điện của khách hàng

Mục tiêu của đề tài nhằm nghiên cứu ứng dụng công nghệ DAS vào lưới điện phân phối trung áp là cô lập nhanh và chính xác điểm sự cố để cấp điện lại cho các khu vực góp phần giảm thiểu thời gian và phạm vi mất điện của khách hàng

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là tìm hiểu khả năng áp dụng một số thành tựu mới trong lĩnh vực bảo vệ rơle tự động hoá, lĩnh vực thông tin liên lạc để cải thiện chất lượng vận hành lưới điện phân phối trung áp Việt Nam Phạm vi nghiên cứu gồm các phần: tự động hoá phân vùng sự cố lưới điện trung áp 35 - 23 - 15 - 10

- 6 kV có dạng hình tia và mạch vòng kín vận hành hở Đây là nội dung nghiên cứu trọng tâm của đề tài

4 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu

Đề tài đi sâu vào việc nghiên cứu so sánh lựa chọn công nghệ, thiết bị và đưa

ra giải pháp bảo vệ và tự động hoá phù hợp với đặc điểm của lưới điện phân phối trung áp Việt Nam Do đó đề tài đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ chính sau đây:

1 Tự động phân vùng sự cố lưới phân phối: Nghiên cứu đặc điểm sự cố lưới phân phối và hiện trạng tự động hoá lưới phân phối trung áp Việt Nam Lựa chọn và đề xuất giải pháp tự động phân vùng sự cố lưới phân phối DAS phù hợp với lưới điện phân phối hiện có Phân tích đặc tính làm việc của các thiết bị tham gia hệ thống DAS Nghiên cứu các lựa chọn giải pháp thông tin phù hợp với tình trạng lưới điện hiện có Phân tích chế độ làm việc của các thiết bị tham gia hệ thống DAS Nghiên cứu lựa chọn giải pháp thông tin phù hợp với hiện trạng hạ tầng cơ sở của lưới điện phân phối trung áp Việt Nam để quản lý hệ thống DAS bằng máy tính Hiệu quả kinh tế khi ứng dụng DAS

2 Giới thiệu hướng mở rộng: ứng dụng phối hợp các công nghệ tự động hoá hiện

đang được sử dụng trong ngành điện: tự động hoá trạm biến áp SAS (Substation Automation System), SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) để cùng với DAS đề xuất mô hình tự động hoá trọn bộ các khâu vận hành và kinh doanh điện năng cho "Khu công nghiệp Bắc Vinh"

5 Nội dung luận văn

Chương 1: Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp

1.1 Quá trình phát triển của lưới điện phân phối trung áp

1.2 Lịch sử phát triển và những tồn tại của lưới điện phân phối trung áp

1.3 Xu thế phát triển của lưới phân phói trung áp

Chương 2: Hiện trạng bảo vệ rơle và tự động hóa lưới điện phân phối trung áp Nghệ

An

2.1 Các thiết bị đóng cắt đang được sử dụng trong lưới trung áp Nghệ An

2.2 Bảo vệ rơle và tự động hóa trong lưới phân phối khu vực Nghệ An

2.3 Cấc vấn đề cần giải quyết để tự động hóa lưới điện phân phối trung áp

2.4 Các giải pháp phân đoạn tăng cường độ tin cậy đang được sử dụng trong lưới phân phối trung áp

Chương 3: Giới thiệu về DAS (Distribution Automation System) và ứng dụng trong

tự động hoá phân vùng sự cố lưới điện trung áp

3.1 Giới thiệu chung về hệ thống DAS

3.2 Các thiết bị chính trong hệ thống DAS

Chương 4: ứng dụng công nghệ DAS cho lưới điện phân phối khu công nghiệp "Bắc Vinh" tỉnh Nghệ An

4.1.Tính toán với trường hợp chưa phân đoạn

4.2 Tính toán với trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly thường (DCL)

4.3 Tính toán với trường hợp phân đoạn bằng Reclose

4.4 Tính toán với trường hợp phân đoạn bằng DAS

Chương 5: Kết luận và đề xuất

Chương 1 Hiện trạng lưới điện phân phối trung áp 1.1 Quá trình phát triển của lưới phân phối trung áp

Công suất lắp đặt Phụ tải cực đại

Hình 1.1 Đồ thị tăng trưởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại

Các nguồn điện trong hệ thống điện Việt Nam gồm có: Thuỷ điện, Nhiệt điện than, Nhiệt điện dầu, Tua bin khí, Diezel và Thuỷ điện nhỏ với công suất và sản lượng điện năng như trong bảng 1.1 tính đến năm 2005

MW

Năm

B¶ng 1.1 C¸c nguån ®iÖn trong HÖ thèng ®iÖn ViÖt Nam

1.1.2 Lưới truyền tải

Hệ thống truyền tài điện 500kV được hình thành năm 1994, liên kết hệ thống

điện 3 miền Bắc, Trung, Nam có chiều dài xấp xỉ 1500km Hiện nay đ; được bổ sung thêm mạch 2 nâng tổng chiều dài các đường dây lên đến 2469km tính đến năm 2005 Trong những năm qua, lưới điện truyền tải 110 - 220kV tăng trưởng nhanh chóng và hiện đ; bao phủ 61 tỉnh của cả nước Khối lượng thống kê lưới truyền tải cho ở bảng 1.3

Bảng 1.3 Khối lượng lưới truyền tải

Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2005 của EVN Lưới điện 500kV, 220kV và một số đường dây 110kV quan trọng khác do bốn công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4 quản lý vận hành, hầu hết lưới 110kV do các công ty điện lực tự quản lý trên địa bàn của mình

1.1.3 Lưới điện phân phối trung áp

* Đặc điểm chung của lưới phân phối trung áp

Lưới phân phối gồm lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ áp Lưới phân phối trung áp có điện áp từ 6 - 35kV, lấy điện từ các trạm trung gian rồi cấp cho các trạm phân phối trung hạ áp Lưới phân phối hạ áp có cấp điện áp 380/220V

Đường dây,

km

Trạm, MVA

Đường dây,

km

Trạm, MVA

Đường dây,

km

Trạm, MVA

hoặc 220/110V cấp điện trực tiếp cho các hộ tiêu thụ điện Trong đề tài chỉ khảo sát

đến lưới điện phân phối trung áp

Lượng điện năng bị mất chủ yếu do sự cố và ngừng điện kế hoạch của lưới phân phối Lượng vốn đầu tư cho lưới phân phối là khá lớn: Vốn cho lưới phân phối

và truyền tải thường là 50% tổng vốn đầu tư cho hệ thống điện Tỷ lệ tổn thất điện năng trên lưới chiếm tỷ lệ lớn khoảng 40 - 50% tổn thất toàn hệ thống Lưới phân phối gần với người tiêu dùng điện nên vấn đề an toàn điện rất quan trọng

* Phân loại lưới phân phối trung áp

+ Theo đối tượng và địa bàn phục vụ gồm có:

- Lưới phân phối thành phố

- Lưới phân phối nông thôn

- Lưới phân phối xí nghiệp

+ Theo không gian cấu trúc gồm:

- Lưới phân phối trên không

- Lưới phân phối cáp ngầm

+ Theo cấu trúc lưới:

- Lưới phân phối hình tia phân đoạn và không phân đoạn

Ngoài ra, cấu trúc lưới phân phối còn được chia thành "cấu trúc phát triển" còn phát triển theo thời gian, không gian, và cấu trúc "b;o hoà" (do phụ tải b;o hoà không tăng thêm thời gian và không gian) Khi thiết kế, quy hoạch sơ đồ lưới có cấu trúc phát triển được chọn theo tình huống cụ thể và có tính đến sự phát triển trong tương lai Còn đối với lưới b;o hoà, các sơ đồ thiết kế thường là chuẩn, có sẵn mẫu

đ; tính tối ưu

* Các tiêu chuẩn đánh giá lưới phân phối:

+ Chất lượng điện áp

+ Độ tin cậy cung cấp điện

+ Hiệu quả kinh tế (giá thành truyền tải điện nhỏ nhất)

+ Độ an toàn cho người, thiết bị, nguy cơ hoả hoạn

+ Độ linh hoạt trong vận hành

+ Lưới phân phối kín vận hành hở

+ ảnh hưởng đến môi trường

Các phần tử chính của lưới phân phối gồm có: Máy biến áp trung gian, máy biến áp phân phối, đường dây điện (dây dẫn và phụ kiện), các thiết bị đóng cắt và bảo vệ (máy cắt, dao cách ly, cầu chì, hệ thống bảo vệ rơle ), các thiết bị điều chỉnh điện áp, thiết bị thay đổi đầu phân áp dưới tải, (tụ bù, thiết bị đối xứng hoá, thiết bị lọc hài bậc cao ), thiết bị nâng cao độ tin cậy (tự động đóng lắp lại, tự động

đóng nguồn dự trữ ), thiết bị đo lường, điều khiển từ xa

1.2 Lịch sử phát triển và những tồn tại của lưới phân phối trung áp

Lưới phân phối trung áp ở Việt Nam có lịch sử hình thành phức tạp bao gồm nhiều cấp điện áp 35, 22, 15, 10, 6kV phân chia theo 3 miền: Bắc, Trung, Nam, với những đặc điểm lịch sử và công nghệ khác nhau Trong đó lưới 22kV mới xuất hiện

từ năm 1995 theo yêu cầu chuẩn hoá lưới điện trung áp

Những tồn tại của lưới phân phối trung áp Việt Nam

* Kết cấu lưới phân phối của Việt Nam trừ một số đô thị mới như Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đà Nẵng, Vinh có kết cấu mạch vòng vận hành hở, còn đại đa số là kết cấu hình tia không có dự phòng, mức độ tin cậy rất thấp

* Đặc điểm lưới điện phân phối Việt Nam trước kia và hiện nay mang tính phân miền rất rõ rệt

+ Đặc trưng chủ yếu của hệ thống lưới phân phối miền Bắc là cấu trúc mạng phân phối 6 - 10kV với hệ thống ba pha ba dây có trung tính không nối đất trực tiếp, không phổ biến mạng phân phối một pha

+ Đặc trưng của hệ thống phân phối ở miền Nam là sử dụng nhiều cấp điện

áp 15kV với hệ thống 3 pha 4 dây có trung tính nối đất trực tiếp

+ Tại miền Trung phát triển mạng phân phối mang cả hai đặc điểm của miền Bắc và miền Nam

* Tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau đ; gây nhiều hậu quả phiền phức, khó khăn trong thiết kế, quản lý và cũng như tiêu chuẩn hoá và sản xuất cung cấp thiết bị Đồng thời nhiều cấp điện áp cũng làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đường dây nên trong hệ thống phân phối còn tồn tại nhiều mạng hình tia, độ tin cậy thấp

1.3 Xu thế phát triển của lưới phân phối trung áp

Để khắc phục tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối như hiện nay, Bộ Năng Lượng (nay là Bộ Công nghiệp) đ; ra quyết định số 1867NL/KHKT ngày 12/9/1994 về việc sử dụng cấp điện áp phân phối 22kV thống nhất trên toàn quốc Các cấp điện áp (6, 10, 15, 35kV) hiện nay sẽ có kế hoạch chuyển sang một cấp

điện áp 22kV ở các khu vực thành thị, đồng bằng trung du và cấp điện áp 35kV ở miền núi Trong năm 2005 toàn bộ lưới 6kV được cải tạo sang 22kV mà trước tiên

thực hiện tại các thành phố lớn như: Hà Nội, Hải Phòng, Vinh, Đà Nẵng, Nha Trang, Thành phố Hồ Chí Minh Giai đoạn 2006 - 2010 sẽ tiếp tục cải tạo hệ thống

10, 15, 35 sang 22kV

Kinh nghiệm của một số nước cho thấy, để đảm bảo cung cấp điện an toàn tin cậy việc phát triển giữa nguồn và lưới cần được cân đối theo tỷ lệ

50 - 50, giữa lưới truyền tải và phân phối là 30 - 70 hoặc 40 - 60

Ngoài ra, trong các giai đoạn phát triển tiếp theo, việc vận hành kinh tế hệ thống điện, giảm tổn thất điện năng, cung cấp điện an toàn, tin cậy, đảm bảo chất lượng điện năng ngày càng cao cho khách hàng sẽ là những yêu cầu bức xúc cần

PC TP

Hồ Chí Minh

PC Hải Phòng

PC

Đồng Nai

PC Ninh Bình

Đường dây trung

Bảng 1.4 Lưới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam

Theo kế hoạch phát triển từ nay đến năm 2010, lưới điện phân phối sẽ được xây dựng thêm 282714km đường dây trung và hạ áp, tăng 183% so với khối lượng hiện nay và 19010 MVA công suất máy biến áp phân phối, tăng 78,9% so với hiện nay

Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN

Chương 2 Hiện trạng bảo vệ Rơle và tự động hoá lưới

điện trung áp Nghệ An

2.1 Các thiết bị đóng cắt chủ yếu đang được sử dụng trong lưới trung áp Nghệ

An

Việc quyết định sử dụng các thiết bị tự động cần phải xem xét từ nhiều khía cạnh của hệ thống cung cấp điện, phải phối hợp, thỏa hiệp nhiều mặt như: chọn sơ

đồ nối dây, chọn thiết bị, hình thức bảo vệ, trình độ vận hành và khai thác thiết bị tự

động v.v với chi phí đầu tư tương ứng

Để phân đoạn lưới phân phối nâng cao độ tin cậy, giảm thời gian gián đoạn cung cấp điện ngoài các thiết bị kinh điển như: dao cách ly, cầu dao phụ tải Người

ta còn sử dụng một số thiết bị tự đóng lại để làm thiết bị phân đoạn như: máy cắt, dao cách ly, cầu dao phụ tải, dao cách ly tự động, máy cắt có tự động đóng lại, tự

động đóng nguồn dự phòng, cầu chì tự rơi v.v

i Máy cắt - CB (Circuit Breaker)

ii Dao cách ly thường (DCL)

iii Dao cách ly tự động (DCLTĐ)

iv Cầu dao phụ tải (CDPT)

v Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL)

Máy cắt điều khiển từ xa để đóng cắt các phân đoạn, khi ngừng điện kế hoạch hay sự cố, việc dùng máy cắt điều khiển từ xa có thể giúp điều độ viên điều khiển việc đóng cắt phân doạn lưới dừng điện kế hoạch, cô lập điểm sự cố một cách nhanh chóng, giảm đáng kể thời gian so với thao tác tại chỗ Máy cắt điều khiển từ

xa còn có ưu điểm là có thể đóng cắt có tải nên việc chuyển tải giữa các đường dây

để san tải trong những lúc phụ tải đỉnh, tránh quá tải các đường dây, giảm tổn thất

điện áp và và tổn thất công suất, có thể thực hiện dễ dàng không cần phải ngừng

điện đầu nguồn, độ tin cậy cung cấp điện và ổn định hệ thống điện rất cao

Tuy nhiên, mô hình dùng máy cắt điều khiển từ xa chưa thể áp dụng vào lưới

điện phân phối Nghệ An tại thời điểm này khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa còn chưa được đáp ứng rộng r;i trong lười điện phân phối, việc lắp đặt một máy cắt

và hệ thống thông tin điều khiển ngoài trời là chưa khả thi và không kinh tế so với hiệu quả thu được

Trong tương lai, với yêu cầu tự động hóa nâng cao độ tin cậy và ổn định lưới

điện phân phối, khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa phát triển hoàn thiện hơn thì việc lắp đặt máy cắt hoặc các thiết bị có khả năng điều khiển từ xa và khả năng

đóng cắt có tải là một xu hướng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo sự liên tục cung cấp điện và ổn định hệ thống điện

2.1.2 Dao cách ly (DCL)

Là loại thiết bị dùng là thiết bị phân đoạn phổ biến nhất hiện nay và giá thành

rẻ và phụ hợp với thực trạng lưới điện phân phối Nghệ An Dao cách ly là thiết bị

đóng cắt làm nhiệm vụ tạo khoảng cách an toàn thấy được để công tác trên hệ thống

điện Dao cách ly chỉ đóng, cắt khi không tải hoặc các dòng tải nhỏ không đáng kể (như dòng dung các thanh cái hoặc biến áp) hoặc các dòng điện lớn hơn khi không

có điện áp đáng kể xuất hiện giữa các đầu cực dao cách ly

2.1.3 Dao cách ly tự động (DCLTĐ)

DCLTĐ khác với DCL thường ở chỗ có thể điều khiển từ xa, khi xảy ra sự cố bằng thao tác đóng cắt từ xa có thể xác định và cách ly phân đoạn sự cố, ưu điểm này của DCLTĐ là giảm thời gian tìm kiếm, xác định sự cố và thời gian gián đoạn cung cấp điện

Tuy nhiên do không đóng cắt có tải được nên khi chuyển tải, tái cấu hình lưới

để cải thiện các thông số vận hành phải cắt nguồn cung cấp, gây ra tình trạng mất

điện không cần thiết, làm giảm độ tin cậy và ổn định của hệ thống điện Trong lưới

điện phân phối trung áp của Nghệ An DCLTĐ chưa được sử dụng rộng r;i

- Buồng dập hồ quang bằng không khí hoặc tự sinh khí

- Buồng dập hồ quang bằng dầu

- Buồng dập hồ quang bằng khí SF6

- Buồng dập hồ quang bằng chân không

Tuy nhiên, vì dao cắt có tải không cắt được dòng ngắn mạch, do có cấu tạo buồng cắt thường đơn giản

Về lĩnh vực an toàn thường phân loại dao cắt có tải ra làm hai loai:

- Loại hở: khi cắt sẽ tạo khoảng cách an toàn trông thấy được Loại hở thường

có buồng dấp hồ quang kiểu không khí, tự sinh khí hoặc bằng dầu

- Loại kín: khi cắt sẽ không tạo được khoảng cách an toàn trông thấy được Loại kín thường có buồng dập hồ quang bằng khí SF6 hoặc chân không

2.1.5 Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL)

Thực chất TĐL là khi một phần tử của hệ thống cung cấp điện tự động cắt ra sau một thời gian xác định lại được đóng trở lại vào hệ thống (nều như không bị cấm đóng lại) và nguyên nhân làm cho phần tử bị cắt ra không còn nữa thì phần tử

đó tiếp tục làm việc Thời gian đóng càng ngắn càng tốt, song thời gian đó phải đủ lớn để các rơle bảo vệ trở lại vị trí ban đầu và đảm bảo điều kiện khử ion tại điểm ngắn mạch Có như vậy khi thiết bị được đóng trở lại, hồ quang chỗ ngắn mạch không tiếp tục phát sinh Thông thường đối với mạng trung áp thời gian tự động

đóng lại được lấy bằng 0,2s

Đối với đường dây trên không tỷ lệ sự cố thoáng qua rất cao như: phóng điện chuỗi sứ khi quá điện áp khí quyển, dây dẫn tiếp xúc với nhau khi đung đưa hoặc gió to, đường dây và thanh góp bị ngắn mạch bởi những vật dẫn điện khác nhau,

đường dây và MBA do các thiết bị cắt ra do không có tính chọn lọc v.v Vì vậy TĐL có xác suất thành công cao, được sử dụng hiệu quả đối với các lưới phân phối trên không

Với việc sử dụng TĐL các sự cố thoáng qua sẽ được khôi phục cung cấp điện trong thời gian tối thiểu, do đó thiệt hại kinh tế do ngừng cung cấp điện được giảm

đáng kể Ngoài ra TĐL còn tăng độ ổn định và độ tin cậy của hệ thống điện, việc lắp đặt, thao tác và vận hành TĐL tương đối dễ dàng nên được sử dụng rộng r;i trên lưới phân phối trung áp trên không của Nghệ An

2.1.6 Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD)

Một trong những biện pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là đặt các phần tử dự phòng trong hệ thống cung cấp điện Để đưa các phần tử dự phòng vào làm việc nhanh chóng và an toàn, ta thường đặt các thiết bị tự động đóng dự phòng Trong các trường hợp này khi nguồn làm việc bị cắt ra thì thiết bị TĐD sẽ đóng nguồn cung cấp dự phòng, TĐD hoặc các thiết bị dự phòng được sử dụng trong trường hợp thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện cao hơn tiền thiết bị TĐD

TĐD của các nguồn cung cấp và đường dây, máy biến áp, máy phát, thanh góp, các phân đoạn và hệ thống thanh cái, động cơ điện thường xảy ra sau khi có bất kỳ dạng bảo vệ nào tác động hay máy cắt điện tự cắt ra Thời gian đóng dự phòng thường được chỉnh định trong khoảng 0,5 - 1,5s Nếu chỉnh định thời gian lớn hơn nữa thì thì các động cơ tự khởi động lại sẽ gặp nhiều khó khăn

Tuy nhiên việc tự động hóa lưới điện phân phối trung áp chưa cao nên TĐD thường chỉ dùng tại các trạm truyền tải để cung cấp cho các thiết bị điều khiển, chiếu sáng v.v Ngoài ra TĐD được lắp đặt để đóng nguồn dự phòng cho các thanh cái tại các trạm biến áp khi máy biến áp hoặc một trong các lộ đường dây cấp tới cho máy biến áp bị mất điện TĐD sẽ tự động đóng nguồn từ các máy biến áp còn lại

Đối với lưới phân phối trung áp, TĐD hiện nay chỉ có thể lắp đặt tại đầu nguồn cho các lộ đường dây phân phối trung áp có yêu cầu về độ tin cậy cung cấp

điện cao để khi xảy ra sự cố, thanh cái cấp nguồn cho lộ đường dây bị mất điện thì TĐD sẽ đóng nguồn dự phòng từ thanh cái khác không bị sự cố

2.1.7 Cầu chì tự rơi (FCO)

Cầu chì tự rơi là thiết bị đóng, cắt, bảo vệ Thường dùng để bảo vệ cho máy biến áp có công suất dưới 5.600 kVA, hoặc để bảo vệ đường dây và thiết bị trong những điều kiện nào đó có thể thay đổi cho máy cắt Ngoài ra cầu chì tự rơi còn có nhiệm vụ tạo khoảng cách an toàn khi công tác trên lưới điện

2.2 Bảo vệ rơle và tự động hóa Trong lưới phân phối khu vực nghệ An

2.2.1 Tóm tắt về bảo vệ rơle trong hệ thống phân phối khu vực Nghệ An Bảo vệ rơle cho lưới điện phân phối tùy theo chế độ nối đất của trung tính mà thường dùng các loại bảo vệ sau:

Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong lưới trung tính nối đất trực tiếp

- Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50/50N

- Bảo vệ quá dòng có thời gian 51/51N

- Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50

- Bảo vệ quá dòng có thời gian 51

Phần lớn các trang bị bảo vệ rơle cho các TBA trung gian hiện nay là rơle

điện từ do Nga sản xuất, rơle quá dòng có đặc tính thời gian phụ thuộc, ở một số trạm đ; được thay thế bằng rơle kỹ thuật số

Các xuất tuyến trung áp tại các TBA 110kV hoặc 220 kV được trang bị các rơle kỹ thuật số do các h;ng ABB, ALSTOM, SIEMENS, SEL sản xuất

Các rơle này ngoài chức năng bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50, quá dòng có thời gian 51 và quá dòng chạm đất có thời gian 51N còn được trang bị thêm chức năng tự động đóng lặp lại

2.2.2 Hiện trạng về tự động hoá trong hệ thống phân phối trung áp Nghệ

An

Số liệu thống kê về các sự cố trên hệ thống điện cho thấy rằng đường dây trên không có sự cố thoáng qua chiếm tới 65 - 70%, trong đó đường dây có điện áp càng cao thì phần trăm xảy ra sự cố thoáng qua càng lớn Sự cố thoáng qua là loại sự cố có thể được loại trừ bằng các thiết bị bảo vệ chống sét trên đường dây như: chống sét van, cột thu sét để truyền dòng điện xung kích, điện áp xung kích xuống đất trong thời gian nhỏ nhất khi máy cắt và các thiết bị bảo vệ trên đường dây chưa kịp tác động Sét là nguyên nhân gây sự cố thoáng qua nhiều nhất, còn nhiều nguyên nhân khác thường

là do sự dao động không đồng bộ của dây dẫn gây ra phóng điện và do sự va chạm của các vật bên ngoài với đường dây

Nghệ An là tỉnh có nằm trong khu vực nhiệt đới, các điều kiện khí hậu như b;o, độ ẩm, nhiễm bẩn, sấm sét, cây cối, … đều tạo điều kiện cho sự cố thoáng qua

dễ xảy ra Do vậy, việc áp dụng thiết bị tự động đóng lại máy cắt (TĐL) trên hệ thống điện càng nên được xem xét nhằm áp dụng một cách thích hợp và khai thác hiệu quả những lợi ích của thiết bị nhằm nâng cao sự cung cấp điện liên tục và độ tin cậy cho hệ thống

Như trên đ; đề cập, 30 - 35% sự cố còn lại là sự cố duy trì hay "bán duy trì" Một sự cố bán duy trì có thể xảy ra do một vật lạ vắt qua các pha trên đường trên không gây phóng điện ở đây sự cố sẽ không được loại trừ sau lần cắt điện đầu tiên

mà vật lạ chỉ có thể bị hoàn toàn thiêu huỷ trong một khoảng thời gian nào đó Loại sự

cố này thường xảy ra trên đường dây trung áp (6 - 35kV) chạy qua vùng rừng núi

Như vậy, trong phần lớn các sự cố, nếu đường dây hư hỏng được cắt ra tức thời và thời gian mất điện đủ lớn để khử ion do hồ quang sinh ra thì việc đóng lại sẽ cho phép phục hồi thành công việc cung cấp điện cho đường dây

Để thực hiện TĐL trong hệ thống phân phối điện, hiện nay có hai biện pháp

Lợi điểm của thiết bị ACR là chi phí thấp hơn so với khi sử dụng máy cắt

điện kết hợp với mạch TĐL vì nó được thiết kế trọn bộ để kết hợp chức năng đóng cắt với chức năng của rơle bảo vệ và TĐL Tuy nhiên, hạn chế của nó là khả năng cắt dòng sự cố Vì có kết cấu phức tạp, kết hợp nhiều chức năng nên ACR khó có thể được chế tạo với khả năng cắt dòng lớn

Thiết bị tự đóng lại có thể được chế tạo để đóng lại một hay nhiều lần Theo thống kê hiệu quả của TĐL trên đường dây trên không theo số lần TĐL là:

- TĐL lần 1 thành công 65 - 90% (Giá trị lớn tương ứng với đường dây cao

bằng tay, chưa được trang bị để có thể tự động đóng cắt từ xa Việc khoanh vùng sự

cố đều thực hiện bằng phương pháp thủ công, thời gian mất điện bị kéo dài

Vì vậy trong luận văn này sẽ nghiên cứu về hệ thống tự động hoá lưới điện phân phối DAS để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện phân phối trung

áp Nghệ An

2.3 Các vấn đề cần giải quyết để tự động hóa lưới điện phân phối

Để tự động hóa lưới điện phân phối khu vực Nghệ An vốn đang còn nhiều thiết bị, công nghệ cũ, cần thực hiện một số nội dung sau:

- Phải thay thế hoặc bổ sung các chức năng để dảm bảo các thiết bị phân

đoạn trên lưới điện để có thể đóng cắt tự động bằng điện

- Phải trang bị những thiết bị thông minh có thể làm việc theo một chương trình định sẵn

- Phải thay thế, bổ sung các thiết bị đóng cắt phân doạn trên lưới có khả năng giao tiếp với mạng SCADA qua các thiết bị đầu cuối từ xa RTU

- Kết hợp đồng bộ các công nghệ DAS, SAS và MiniSCADA

2.4 Các giải pháp phân đoạn tăng cường độ tin cậy đang được sử dụng trong lưới phân phối trung áp

Độ tin cậy cung cấp điện ở Việt Nam hiện nay còn rất thấp, do các nguyên nhân chính:

- Nguồn điện chưa đủ đáp ứng yêu cầu phụ tải

- Lưới điện không được hoàn chỉnh, từ lưới điện truyền tải 220-500kV đến lưới phân phối

Để nâng cao dần độ tin cậy của hệ thống điện cần thực hiện các biện pháp

đồng bộ theo một trình tự nhất định, làm sao cho mức tin cậy đáp ứng được yêu cầu phụ tải với chi phí nhỏ nhất có thể

Để làm được việc này cần phải tiến hành nghiên cứu cẩn thận hiện trạng về

độ tin cậy của hệ thống điện, rút ra các thông số tin cậy đặc trưng của từng loại phần tử Đồng thời nghiên cứu tìm giải pháp hợp lý nâng cao độ tin cậy, lập lộ trình thực hiện và đánh giá các chi phí liên quan Khi lựa chọn giải pháp cần chú ý đến việc tính toán chi phí thực hiện Chi phí này nhiều khi lớn đến mức làm cho giải pháp được lựa chọn trở thành không hiệu quả

Các phương pháp giải tích độ tin cậy hợp lý rất cần thiết để giải quyết vấn đề này

Điều quan trọng đầu tiên là xác định được mức độ tin cậy đáp ứng được yêu cầu của phần lớn phụ tải và cũng phù hợp với khả năng kinh tế của hệ thống điện

Phương pháp chia phụ tải ra làm 3 loại hộ 1,2 và 3 như của Liên Xô cũ là khó

áp dụng trong cơ chế thị trường Các doanh nghiệp dù là của nhà nước cũng họat

động độc lập, theo đuổi lợi nhuận riêng của mình Không thể yêu cầu họ chấp nhận chi phí do mất điện để giảm bớt đầu tư cho ngành điện được Các phụ tải đều phải

được đảm bảo độ tin cậy như nhau nếu họ trả cùng một giá điện Vấn đề này có thể khắc phục bằng cách định giá bán điện khác nhau cho các loại hộ tương ứng với độ tin cậy và chất lượng của nguồn điện cung cấp

Phương pháp phân chia phụ tải thành các loại với giá chi phí khác nhau hợp

lý hơn, nhưng vấn đề nan giải nhất là định ra giá mất điện hợp lý cho các loại phụ tải

Như đ; tổng kết ở phần 1.1.3 về hiện trạng độ tin cậy của lưới phân phối điện Việt Nam hiện nay, mới chỉ đưa ra các suất sự cố trên đường dây và trạm biến áp Trong quy hoạch, thiết kế lưới điện, độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng chưa

được xét một cách đầy đủ, cũng như chưa có biện pháp cụ thể hay đề xuất một lộ trình cho việc tăng cường độ tin cậy Do còn hạn chế về các số lượng thống kê chính xác các lần mất điện của khách hàng, hậu quả mỗi lần mất điện và một số các

số liệu khác nên ở đây đưa ra một vài biện pháp nâng cao độ tin cậy lưới phân phối

Đối với lưới phân phối hiện nay ở Việt Nam các giải pháp có thể áp dụng để tăng cường độ tin cậy là:

- Giảm cường độ hỏng hóc λ0 của các thiết bị, các đường dây trung áp… nhờ

sử dụng các thiết bị tốt hơn, tăng cường duy tu bảo dưỡng, thay thế đường dây, sử dụng cáp ngầm…

- Phân đoạn đường dây bằng cách lắp đặt thêm các máy cắt, dao cách ly phân

đoạn trên cơ sở tính toán việc phân bố tối ưu các thiết bị này

- Tăng cường lộ dự phòng cấp cho phụ tải nhờ sử dụng các sơ đồ lưới điện kín vận hành hở, hay sử dụng mạch kép

- ứng dụng hệ thống đo lường, điều khiển, giám sát tự động SCADA, sử dụng

hệ thống thông tin địa lý (GIS) làm cho việc phát hiện sự cố và thời gian công tác

đóng cắt được nhanh hơn

- Xây dựng hệ thống thông tin khách hàng

- Xây dựng hệ thống quản lý sự cố mất điện

Trong các phương pháp trên, phương pháp phân đoạn đường dây bằng cách lắp thêm các máy cắt, dao cách ly các thiết bị phân đoạn tự động có thể coi là một phương pháp có tính khả thi cao đối với hiện trạng LPP đa phần là hình tia của nước

ta

2.4.1 Lưới phân phối không phân đoạn (H.2.1a)

Đối với lưới phân phối này, toàn lưới phân phối được xem như một phần tử

Sự cố hay ngừng điện công tác tại bất kì chỗ nào cũng gây mất điện toàn lưới phân phối

(4) (3)

(2) (1)

Hình 2.1(a) : Lưới hình tia không phân đoạn a)

Cường độ hỏng hóc toàn lưới phân phối là:

L - độ dài lưới phân phối, km

Cường độ ngừng điện tổng là λnhiệt độ λND= λSC + λCT (2-2) Trong đó: λCT - Cường độ ngừng điện công tác

Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là:

Trong đó: TSC- thời gian sửa chữa sự cố

Thời gian ngừng điện công tác là: TNĐCT = λCT TCT (2-4) Trong đó: TCT - thời gian trung bình một lần ngừng điện công tác

Tổng thời gian ngừng điện là: TNĐ = TNĐCS + TNĐCT (2-5) Công suất của toàn lưới phân phối là: = ∑

i i

xax

P

T P

T

max

max max

(2-7)

Điện năng mất do sự cố là:

8760

Pmax TmaxT

SC = (2-8)

Thiết bị phân đoạn

Pmax1 Tmax1

Pmax2 Tmax2

Pmax3 Tmax3 Pmax4 Tmax4

Hình 2.1(b) : Lưới hình tia phân đoạn b)

Điện năng mất do ngừng điện công tác là:

8760

Pmax TmaxT

A CT = NDCT (2-9) 2.4.2 Lưới phân phối có phân đoạn: (H 2.1b)

Để tăng cường độ tin cậy, lưới phân phối hình tia được phân chia thành nhiều

đoạn bằng thiết bị đóng cắt như dao cách ly, máy cắt điều khiển bằng tay tại chỗ hay điều khiển từ xa

Trong trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly, nếu xảy ra sự cố tại một phân

đoạn nào đó máy cắt đầu nguồn sẽ nhảy tạm thời cắt toàn bộ lưới phân phối Dao cách ly phân đoạn được cắt ra, cô lập phần tử bị sự cố với nguồn Sau đó nguồn

được đóng lại tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn nằm trước phân đoạn sự cố về phía nguồn

Như vậy, khi xảy ra sự cố ở một phân đoạn nào đó thì phụ tải của phân đoạn

sự cố và các phân đoạn được cấp điện qua phân đoạn sự cố (tức là nằm sau nó tính

từ nguồn) bị mất điện trong suốt thời gian sửa chữa phân đoạn sự cố Còn phụ tải của các phân đoạn nằm trước phân đoạn sự cố về phía nguồn thì chỉ bị mất điện trong thời gian thao tác cô lập phần tử sự cố

Trong trường hợp phân đoạn bằng máy cắt, khi một phần tử bị sự cố, máy cắt phân đoạn ở đầu phần tử sự cố sẽ tự cắt và cô lập phần tử sự cố Các phần tử trước phần tử sự cố hoàn toàn không bị ảnh hưởng

Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của lưới phân phối, giảm

được tổn thất kinh tế do mất điện nhưng cần phải đầu tư lắp đặt thiết bị phân phối

Do đó phân đoạn là một bài toán tối ưu, trong đó cần tìm số lượng và vị trí đặt và loại thiết bị sử dụng sao cho có hiệu quả kinh tế cao nhất

Để tính toán độ tin cậy của lưới phân phối có phân đoạn, trước tiên cần đẳng trị các đoạn lưới thành đoạn lưới chỉ có một phụ tải nhờ sử dụng các công thức (2-6), (2-7) Các thông số độ tin cậy đẳng trị của các đoạn lưới tính theo (2-1) đến (2-5) Hình 2.1 là lưới phân phối gồm hai phân đoạn và lưới phân phối đẳng trị của nó

Tính từ nguồn phân đoạn I đứng trước phân đoạn II Tính độ tin cậy cho từng phân

đoạn:

a Phân đoạn I: Có thể ngừng điện do bản thân nó hỏng hoặc do ảnh hưởng

của sự cố trên phân đoạn sau:

Phân đoạn I có cường độ ngừng điện là λ1 và thời gian ngừng điện năm là T1

(nếu là ngừng điện sự cố hay ngừng điện công tác thì dùng các công thức tương ứng)

ảnh hưởng của sự cố trên các phân đoạn sau nó, ở đây là phân II, ảnh hưởng

này phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn

+ Nếu dùng máy cắt thì phân đoạn II hoàn toàn không ảnh hưởng đến phân đoạn I:

λII >1 = 0; TII >1 = 0 (2-10) + Nếu dùng dao cách ly, thì sự cố PĐ II làm ngừng điện PĐ I trong thời gian

thao tác cô lập sự cố Ttt, do đó:

λII >I =λ’II ; TII >I = Ttt (2-11)Tổng số lần ngừng điện và thời gian ngừng điện của PĐ lưới I là:

b Phân đoạn II: PĐ I có thể ngừng điện do chính bản thân nó bị sự cố hoặc do ảnh

hưởng của sự cố trên các đoạn trước nó và sau nó

- Cường độ hỏng hóc của PĐ II là λ ’

II và thời gian ngừng điện năm là T‘

II

- ảnh hưởng của PĐ I đến PĐ II là toàn phần không phụ thuộc vào thiết bị

phân đoạn, nghĩa là PĐ II chịu ảnh hưởng của cường độ hỏng hóc và thời gian

ngừng của PĐ I: λI >II = λ,

I ; TI > II = T’I (2-13) Tổng số lần ngừng điện và tổng thời gian ngừng điện của PĐ II là :

Do đó có thể rút ra kết luận chung như sau:

Các phân đoạn phía sau chịu ảnh hưởng toàn phần của các phân đoạn phía

trước, còn các phân đoạn phía trước chỉ chịu ảnh hưởng không toàn phần của phân

Trong tính toán trên bỏ qua hỏng hóc của thiết bị phân đoạn và sử dụng thiết

bị phân đoạn không phải bảo dưỡng định kỳ

2.4.3 Lưới phân phối kín vận hành hở

Lưới phân phối hình tia phân đoạn nâng cao khá nhiều độ tin cậy so với lưới phân phối không phân đoạn Nhưng độ tin cậy vẫn còn rất thấp so với yêu cầu của phụ tải ở lưới phân phối có phân đoạn, khi một phân đoạn ngừng điện tất cả các phân đoạn phía sau do nó cấp điện phải ngừng điện theo

Trong lưới phân phối kín vận hành hở khi một đoạn lưới ngừng điện thì chỉ phụ tải ở đoạn đó mất điện, còn các đoạn khác chỉ tạm ngừng điện trong thời gian ngắn để thao tác chuyển nguồn, sau đó được cấp điện trở lại (nếu khả năng tải của lưới đủ)

Lưới phân phối kín vận hành hở có độ tin cậy được nâng cao rất nhiều, đặc biệt là khi sử dụng các thiết bị đóng cắt và phân đoạn được điều khiển từ xa hoặc tự

động

Để có thể chọn được phương án đóng cắt hợp lý, bắt buộc phải sử dụng hệ thống SCADA, trong đó máy tính điện tử sẽ chọn cấu trúc sau sự cố nhờ các thông

số do tức thời ở các điểm quan sát bên dưới

Tính toán độ tin cậy của lưới phân phối kín vận hành hở khá phức tạp, quá trình bao gồm các bước tính toán như sau:

a Khi xảy ra sự cố một hoặc hai đoạn lưới đồng thời nào đó, trước hết phải tìm xem sẽ phải thao tác như thế nào để có một sơ đồ lưới sau sự cố là tốt nhất theo thứ tự ưu tiên các chỉ tiêu sau:

- Không có phân đoạn nào quá tải

- Chất lượng điện áp đảm bảo

- Số lượng thao tác ít

Sau khi đ; lập được sơ đồ vận hành sau sự cố thì chuyển sang bước b

b Nếu ở sơ đồ vận hành sau sự cố mà có đoạn lưới nào đó bị quá tải hay điện áp ở nút nào đó thấp dưới tiêu chuẩn thì tiến hành giảm đều công suất phụ tải lưới phân phối cho đến khi kết quả hoặc điện áp đạt đến mức cho phép Công suất giảm đi đó chính là công suất bị mất do sự cố Biết xác suất sự cố và công suất mất sẽ tính

được kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho các hộ tiêu thụ

Chương 3 Giới thiệu về DAS (distribution automaTIon system) và ứng dụng trong tự động hoá phân vùng sự cố

lưới điện trung áp 3.1 Giới thiệu chung về hệ thống DAS

Hệ thống tự động hoá lưới điện phân phối (DAS) cung cấp các chức năng

điều khiển và giám sát từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động (Sectionalizer), phối hợp giữa các điểm phân đoạn trên lưới phân phối, nhờ đó thực hiện cô lập nhanh

được phân đoạn sự cố và khôi phục việc cung ứng điện cho phần còn lại của hệ thống không bị sự cố

Việc triển khai hệ thống DAS thường qua ba giai đoạn:

3.1.1 Giai đoạn 1

Việc tự động hoá lưới phân phối thực hiện bởi rơle phát hiện sự cố FDR (Fault Detecting Relay) và các dao phân đoạn tự động lắp đặt trên các phân đoạn xuất tuyến phân phối, kết hợp cùng các chức năng tự đóng lặp lại trang bị tại máy cắt xuất tuyến

3.1.2 Giai đoạn 2

Tự động hoá lưới phân phối kèm theo các chức năng giám sát và điều khiển

từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động, các chức năng điều khiển giám sát xa thực hiện nhờ các thiết bị đầu cuối điều khiển xa RTU (Remote Terminal Unit) lắp tại các dao cách ly phân đoạn tự động, các thiết bị chủ điều khiển lắp đặt tại các trung tâm điều khiển và các hệ thống thông tin

3.2 Các thiết bị chính trong hệ thống DAS

Hệ thống DAS chủ yếu sử dụng các máy cắt (CB) hoặc thiết bị tự động đóng lặp lại kết hợp với dao cách ly phân đoạn (Sectionalizer)

Máy cắt là thiết bị thông dụng đ; được đề cập nhiều trong các giáo trình và tài liệu kỹ thuật nên không nhắc lại trong luận văn này

3.2.1 Recloser

Tên gọi đầy đủ theo tiêu chuẩn ANSI C37.100-1981 là Automatic Circuit Recloser Tiêu chuẩn ANSI C37.100-1981 định nghĩa Recloser như sau: Recloser là thiết bị tự điều khiển dùng để cắt, đóng lại tự động một mạch điện xoay chiều, với một chu trình mở, đóng lại định trước, cùng với các chức năng khôi phục, giữ trạng thái đóng hay cắt hẳn

Về nguyên lý hoạt động, Recloser là một thiết bị tự điều khiển với các mạch chức năng cần thiết để phản ứng khi có quá dòng điện, định thời gian và cắt các sự

cố quá dòng điện, sau đó tự động đóng để cấp điện trở lại Nếu sự cố duy trì, Recloser sẽ cắt hẳn (lock out) sau một số lần thao tác đóng mở cài đặt trước (nhiều nhất là 4 lần) để cách ly phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống

Giữa Recloser và máy cắt có những điểm khác nhau cơ bản, cần tránh sự nhầm lẫn về cách gọi tên, cũng như trong sử dụng làm ảnh hưởng đến tính năng, chất lượng vận hành và tuổi thọ thiết bị

a Về tiêu chuẩn áp dụng:

Các tiêu chuẩn ANSI dùng cho Recloser là các tiêu chuẩn ANSI/IEEE C37.60-1981 và C37.61-1981 Các tiêu chuẩn ANSI dùng cho máy cắt là các tiêu chuẩn C37.04-1979, C37.60-1987 và C37.09-1979 Tiêu chuẩn IEC áp dụng cho máy cắt là IEC56

b Về cấu tạo, nguyên lý hoạt động:

Recloser được thiết kế là một thiết bị tự điều khiển Tiêu chuẩn và các đặc tính được xác định theo các đặc tính của sơ đồ điều khiển bên trong của Recloser Các tính năng dòng cắt ngắn mạch, thời gian trễ, được xác định bởi các đặc tính dòng - thời gian định trước và sự cài đặt đóng lại

Máy cắt được thiết kế để sử dụng với các sơ đồ rơle điều khiển độc lập nên tiêu chuẩn và các quy định về định mức máy cắt phải xác định và cho phép máy cắt làm việc trong một dải các giá trị rộng của các chu trình rơle điều khiển về thời gian trễ lớn nhất, về khoảng thời gian đóng lại, về dòng ổn định nhiệt

Recloser có thể xem như một thiết bị tự điều khiển hoàn chỉnh gồm hai khối chức năng chính sau: Khối đóng cắt và khối điều khiển

c Khối đóng cắt:

Khối đóng cắt là bộ phận động lực dùng để đóng cắt mạch điện trong vận hành bình thường và cắt dòng ngắn mạch khi sự cố Khối này bao gồm các buồng cắt chân không đặt trong môi trường cách điện bằng dầu, bằng khí SF6 hay được bọc ngoài bằng cách điện rắn và một cơ cấu truyền động để thực hiện các thao tác

đóng cắt

Với việc sử dụng buồng cắt chân không và các vật liệu cách điện ngoài có

đặc tính cách điện ưu việt, Recloser có tính năng đóng cắt cao, có kích thước nhỏ gọn, thuận tiện cho lắp đặt và có tuổi thọ vận hành về cơ và điện cao

Trong đó:

1 Thanh dẫn tĩnh 6 Vỏ buồng cắt

2 Thanh dẫn động 7 Vỏ kim loại

3 Hệ thống tiếp điểm chính 8 Bộ tiếp điểm

Hình 3.1: Buồng cắt chân không