Nghiên cứu áp dụng loop automation trong tự động hóa lưới điện phân phối 22KV

Thực tế tự động hóa giúp chúng ta giảm thiểu thời gian mất điện do sự cố, giảm 20-30% thời gian ngừng cấp điện bằng cách bảo dưỡng tốt các đường dây cấp điện trong 1 năm, giảm số lần ngừ

Bé GI¸O DôC Vµ §µO T¹O

TR¦êNG §¹I HäC B¸CH KHOA Hµ NéI

[ \

HOÀNG THUYÊN

NGHIÊN CỨU ÁP DỤNG LOOP AUTOMATION VÀO

LƯỚI ĐIỆN 22KV QUẬN GIA LÂM

LUËN V¡N TH¹C SÜ KHOA HäC MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN

1

LỜI CẢM ƠN

Trong quá trình thực hiện luận văn, cùng với sự nỗ lực của bản thân, tôi rất cám ơn sự giúp đỡ của các thầy, cô, bạn bè đồng nghiệp đã tạo điều kiện cho tôi hoàn thành luận văn này

Xin chân thành cảm ơn thầy giáo hướng dẫn, TS Nguyễn Xuân Hoàng Việt, bộ môn Hệ thống điện – trường Đại học Bách khoa Hà Nội

Tôi cũng xin cảm ơn Trung tâm đào tạo sau đại học – Đại học Bách khoa

Hà Nội vì đã giúp đỡ và tạo điều kiện trong suốt khóa học này

Cuối cùng, tôi rất mong nhận được sự góp ý của các thầy cô và các bạn bè đồng nghiệp về nội dung luận văn của tôi

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi các số liệu, kết quả trong luận văn là trung thực và chưa được ai công bố Tác giả luận văn

Hoàng Thuyên

2

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ 3

DANH MỤC CÁC BẢNG 4

MỞ ĐẦU 5

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN 1.1 ĐỘNG LỰC THỰC THÚC ĐẨY TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI PHÂN PHỐI 1

1.1.1 Các lợi ích từ việc tự động hóa lưới điện phân phối 1

1.1.2 Sự phát triển của các thiết bị tự động hóa trong lưới điện phân phối 2

1.2 THỰC TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM 3

1.2.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối 3

1.2.2 Các vấn đề trong vận hành lưới điện phân phối 7

1.3 MỘT SỐ THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT ĐANG ĐƯỢC SỬ DỤNG TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP VIỆT NAM 7

1.3.2 Cầu chì tự rơi (FCO) 9

1.3.3 Cầu dao phụ tải LBS (Load Breaker Switch/Sectionaliser) 10

1.3.4 Máy cắt tự đóng lại Recloser 11

CHƯƠNG 2 TÌM HIỂU VỀ LOOP AUTOMATION TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN 2.1 TÌM HIỂU CHUNG VỀ LOOP AUTOMATION 20

2.1.1 Các dạng Recloser cài đặt trong sơ đồ Loop Automation 22

2.1.2 Nguyên lý làm việc của Recloser trong logic Loop Automation 23

2.1.3 Sự làm việc của Recloser trong sơ đồ Loop Automation 27

2.2 THIẾT LẬP LOGIC LOOP AUTOMATION CHO CÁC RECLOSER 43

2.2.1 Các thông số trong logic Loop Automation 43

2.2.2 Các thủ tục thiết lập logic LA cho Recloser 52

CHƯƠNG 3 ÁP DỤNG LOOP AUTOMTION VÀO LƯỚI ĐIỆN 22 kV GIA LÂM 3.1 ĐẶC ĐIỂM LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 22 Kv GIA LÂM 54

3.2 ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN 55

3.3 THIẾT LẬP LOOP AUTOMATION CHO ĐƯỜNG DÂY 472-475.E15 56

3.3.1 Mô tả đường dây 472-475.E15 56

3.3.2 Xác định cấu hình sơ đồ LA và định vị các Recloser trong lưới 57

3.3.3 Tính toán cài đặt cho bảo vệ rơle của các Recloser 58

3.3.4 Tính toán cài đặt các thông số cho logic LA 61

3.3.5 Kiểm tra sự làm việc của LA sử dụng cho đương dây 472-475.E15 64

3.3.6 Đánh giá việc sử dụng LA qua việc áp dụng cho đường dây 481-482.E15 86

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

Hình 1.1 Lưới phân phối hình tia không phân đoạn 4

Hình 1.2 Lưới phân phối hình tia có phân đoạn 5

Hình 1.3 Lưới kín vận hành hở được cấp điện từ một nguồn 6

Hình 1.4 Lưới kín vận hành hở được cấp nguồn từ 2 khác nhau 6

Hình 1.5 LBS đặt trên cột 10

Hình 1.6 Sơ đồ khối hệ thống điều khiển của Recloser 12

Hình 1.7 Sơ đồ phối hợp phân đoạn sự cố giữa recloser và LBS 16

Hình 1.8 Sự cố giữa phân đoạn LBS 1 và LBS 2 khi có SCADA 18

Hình 2.1 Sự cố trên phân đoạn giữu BC1 và FR1 27

Hình 2.2 Sự cố trên phân đoạn giữa FR1 và MR1 29

Hình 2.3 Sự cố trên phân đoạn giữa MR1 và MR2 30

Hình2.4 Sự cố trên phân đoạn giữa MR2 và TR 31

Hình 2.5 Sự cố trên phân đoạngiữa MR3 và TR 32

Hình 2.6 Sự cố trên phân đoạn giữa FR2 và MR2 33

Hình 2.7 Sự cố trên phân đoạn giữaCB2 và FR2 35

Hình 2.8 Sự cố mất nguồn cùng trạm 36

Hình 2.9 Sự cố trên phân đoạn A 37

Hình 2.10 Sự cố trên phân đoạn giữa và FR 38

Hình 2.11 Sự cố mất nguồn tại trạm 39

Hình 2.12 Sự cố trên phân đoạn giữa TR và MR 40

Hình 2.13 Sự cố trên phân đoạn giữa MR và TR 41

Hình 2.14 Sự cố mất nguồn tại trạm 42

Hình 3.1 Sơ đồ LA cho lộ 472-475.E.15 57

Hình 3.2 Vị trí các điểm tính toán ngắn mạch theo hướng nguồn qua CB1 59

Hình 3.3 Vị trí các điểm tính toán ngắn mạch theo hướng nguồn qua CB2 59

Hình 3.4 Sự cố tại điểm N1 64

Hình 3.5 FR1 mở ra để cách ly sự cố 64

Hình 3.6 TR đóng vào để cấp nguồn trở lại 65

Hình 3.7 Sự cố tại điểm N2 67

Hình 3.8 TR đóng vào để cấp nguồn trở lại 68

Hình 3.9 MR1 mở ra để cách ly sư cố 68

Hình 3.10 Sự cố tại điểm N4 71

Hình 3.11 TR đóng vào để cấp nguồn trở lại 71

Hình 3.12 TR mở ra để cách ly sự cố 72

Hình 3.13 Sự cố mất nguồn tại trạm 74

Hình 3.14 Sự cố tại điểm N6 76

Hình 3.15 TR đóng vào để cấp nguồn trở lại 76

Hình 3.16 TR mở ra để cách ly sự cố 76

Hình 3.17 Sự cố tại điểm N2 79

Hình 3.18 TR đóng vào để cấp nguồn trở lại 79

Hình 3.19 MR1 mở ra để cách ly sự cố 80

Hình 3.20 Sự cố tại điểm N1 83

Hình 3.21 FR2 mở ra để cách ly sự cố 83

Hình 3.22 TR đóng vào để cấp nguồn trở lại 83

4

DANH MỤC CÁC BẢNG

Bảng 2.1 Chi tiết hoạt động của Feeder Recloser 25

Bảng 2.2 Chi tiết hoạt động của Mid-Point Recloser 25

Bảng 2.3 Chi tiết hoạt động của Tie Recloser 26

Bảng 3.1 Thông số kĩ thuật của Recloser dùng cho sơ đồ LA của lộ 472-475.E25 58

Bảng 3.2 Đặc tính thời gian của rơle bảo vệ theo hướng nguồn chảy qua FR1 60

Bảng 3.3 Đặc tính thời gian của rơle bảo vệ theo hướng nguồn chảy qua FR2 61

Bảng 3.4 Các thông số cài đặt cho các Recloser trên đường dây 472-475.E15 63

Bảng 3.5 Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch trên phân đoạn giữa CB1 và FR1 - “Auto Restore ON” 65

Bảng 3.6 Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch trên phân đoạn giữa CB1 và FR1 - “Auto-Restore OFF” 66

Bảng 3.7 Thời gian tác động BV rơle của FR1 và MR1 67

Bảng 3.8 Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N2 – “Auto-Restore ON” 69

Bảng 3.9 Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N2 – “Auto-Restore OFF ” 70

Bảng 3.11 Thời gian tác động BV rơle của MR1 và TR 71

Bảng 3.12 Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N4 – “Auto-Restore ON” 72

Bảng 3.13 Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N4 – “Auto-Restore OFF” 73

Bảng 3.14 Chuỗi sự kiện khi nguồn ở trạm – “Auto-Restore ON” 74

Bảng 3.15 Chuỗi sự kiện khi mất nguồn ở trạm – “Auto-Restore OFF” 75

Bảng 3.16 Thời gian tác động BV rơle của MR2 và TR 75

Bảng 3.17 Chuỗi sự kiện ngắn mạch tại điểm N6 – “Auto-Restore ON” 77

Bảng 3.18 Chuỗi sự khi ngắn mạch tại điểm N6 – “Auto-Restore OFF” 78

Bảng 3.19 Thời gian tác động BV rơle của FR2 và MR2 79

Bảng 3.20 Chuỗi sự kiện ngắn mạch tại điểm N8 – “Auto-Restore ON” 81

Bảng 3.21 Chuỗi sự kiện ngắn mạch tại điểm N8 – “Auto-Restore OFF ” 82

Bảng 3.23 Chuỗi sự kiện khi sự cố trên phân đoạn giữa CB2 và FR2 – “Auto Restore ON” 84

Bảng 3.24 Chuỗi sự kiện khi sự cố trên phân đoạn giữa CB2 và FR2 – “Auto Restore OFF” 85

MỞ ĐẦU

1 Đặt vấn đề

Lưới điện trung áp là cầu nối quan trọng trong hệ thống cung cấp điện Chính vì vậy cấu trúc, chế độ vận hành, các thiết bị bảo vệ trên lưới và mức độ tự động hoá của lưới điện trung áp có ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật và chất lượng điện năng cung ứng cho các hộ dùng điện Một trong các yếu tố có nhiều ảnh hưởng tới chất lượng điện năng của các hộ dùng điện đó là vấn đề bảo

vệ chống sự cố, khôi phục cấp điện sau sự cố để giảm thời gian mất điện Tự động hoá trên lưới điện trung áp là giải pháp để giảm thiểu thời gian mất điện của các phụ tải

Hiện nay trên lưới điện phân phối, việc phân đoạn tìm điểm sự cố còn thực hiện thủ công Khi có sự cố trên đường dây máy cắt đầu nguồn cắt, nhân viên quản lý vận hành bắt đầu đi cắt các thiết bị phân đoạn từ xa đến gần để xác định và cách ly phân đoạn bị sự cố Đối với lưới mạch vòng, sau khi cách ly phân đoạn bị sự cố mới tiến hành xem xét đóng các thiết bị phân đoạn để cung cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố Thời gian để xử lý cách ly sự cố theo quy trình này thường phụ thuộc rất nhiều vào trình độ xử lý sự cố của điều độ viên cũng như thời gian triển khai lực lượng đi thao tác tại các thiết bị phân đoạn, khoảng cách và địa hình giữa điểm trực thao tác và các thiết bị cần phân vùng sự cố

Việc nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối là một yêu cầu cấp thiết nhằm phục vụ cho việc phát triển kinh tế - xã hội Có nhiều phương pháp nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối như: SCADA, Loop Automation

Hệ thống SCADA (Supervisory Ccontrol and Data Acquisition) được sử dụng để giám sát và điều khiển toàn bộ quá trình vận hành trong lưới điện trung áp Việc thực hiện đưa SCADA vào lưới điện phân phối không chỉ nâng cao độ tin cây cấp điện mà còn mang lại nhiều lợi ích như: nâng cao chất lượng điện năng, nâng cao hiệu quả quản lý, giảm nhân lực…Tuy nhiên hệ thống SCADA đòi hỏi vốn đầu tư lớn nên rất khó thực hiện trong điều kiện kinh tế nước ta hiện nay Trên thực tế khi cân nhắc giữa vốn đầu tư/các lợi ích thu được/mức độ đáp yêu cầu chất

1 Mục đích chọn đề tài

Nghiên cứu ứng dụng hệ thống thiết bị tự động hóa lưới điện phân phối nhằm mục đích thay thế cách xử lý truyền thống nêu trên, nhằm giảm thời gian mất điện khách hàng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Áp dụng các kết quả nghiên cứu để

tự động hóa lưới điện phân phối

2 Bố cục của luận văn

Luận văn được trình bày trong 3 chương, phần mở đầu, phần kết luận

Chương 1: Gồm có 3 nội dung được trình bày Một là đưa ra đánh giá tổng quan

lý do cần tự động hóa LĐPP Hai là nhìn nhận về thực trạng chung lưới điện phân phối Việt Nam hiện nay Đây cũng là những lý do thúc đẩy thực hiện tự động hóa lưới điện phân phối Cuối cùng tìm hiểu một số thiết bị đóng cắt thông dụng trong lưới điện phân phối hiện nay

Chương 2: Tìm hiểu về logic mạch vòng tự động LA được thiết lập cho các bộ

Recoser Nguyên lý “logic mạch vòng” tự động điều khiển hoạt động các máy cắt

tự đóng lại Các bước thiết lập LA cho một lưới điện

Chương 3: Áp dụng logic mạch vòng tự động vào lưới điện Gia Lâm Thiết kế chi

tiết sơ đồ mạch vòng tự động cho đường dây 472-475.E15

số nơi đã mang lại hiệu quả trông thấy Lợi ích đã được chứng minh khi tự động hóa các trạm biến áp, trạm phân phối, bây giờ được mở rộng trên LĐPP Các công

ty điện lực thực hiện tự động hóa trong phân phối điện năng đang nhận được nhiều lợi ích ở nhiều mặt như: cải thiện độ tin cậy, nâng cao hiệu quả quản lý vận hành, làm tăng tuổi thọ của các thiết bị:

Chi phí vận hành và bảo dưỡng được giảm: Các thông tin chung trong toàn

lưới điện được quản lý một cách hiệu bằng hệ thống quản lý phân phối (DSM) Tại các trạm và đường dây phân phối, việc xác định nhanh vùng sự cố đã giảm thời gian định vị sự cố Tự động hóa LĐPP có thể làm giảm tổn thất bằng cách thường xuyên thay đổi từ xa các tiếp điểm thường mở và điều khiển điện áp

Giám sát tình trạng của các phần tử trong hệ thống qua việc truy cập dữ liệu thời gian thực kết hợp với hệ thống quản lý thiết bị Điều này cho phép việc bảo dưỡng được thực hiện trước một bước để đảm bảo tình trạng làm việc tốt và độ tin cậy cao Việc ngừng cấp điện do bảo dưỡng có thể lên kế hoạch một cách tối ưu đảm bảo lợi ích người tiêu dùng

Nâng cao độ tin cậy: Độ tin cậy là một tiêu chí về chất lượng điện năng Nó

thường được xem xét riêng rẽ bởi thống kê về gián đoạn cung cấp điện, thời gian mất điện được coi là thước đo đánh giá độ tin cậy Các thiết bị đóng/cắt có thể điều khiển từ xa từ trong phòng điều khiển đã khiến việc quản lý ngừng cấp điện tốt hơn, giảm cả thời gian và tần xuất ngừng cấp điện Yêu cầu từ phía khách hàng và

áp lực từ những quy định (hoặc là trực tiếp hoặc là gián tiếp) đòi hỏi cần thiết phải

cải thiện độ tin cậy của LĐPP Tự động hóa LĐPP là cách tốt nhất giảm thời gian ngừng cấp điện Thực tế tự động hóa giúp chúng ta giảm thiểu thời gian mất điện

do sự cố, giảm 20-30% thời gian ngừng cấp điện bằng cách bảo dưỡng tốt các đường dây cấp điện trong 1 năm, giảm số lần ngừng cấp điện

Nâng cao chất lượng điện năng: Ngoài chỉ tiêu về độ tin cậy chất lượng điện

năng còn bao gồm các chỉ tiêu về điều chỉnh điện áp, sự không đối xứng pha, sự lên xuống của điện áp, song hài…

Những chỉ tiêu này ngày càng được xem xét, yêu cầu cao do sự tăng lên của tải là các thiết bị điện tử (thiết bị điện tử muốn làm việc tốt cần phải có chất lượng điện năng cao) Trong tự động hóa LĐPP, người ta ngày càng dùng nhiều thiết bị ghi dao động (của dòng, áp…) trong các thiết bị thông minh, điều này cho phép giám sát chặt chẽ chất lượng điện Hệ thống tự động hóa LĐPP còn cho phép kiểm soát điều chỉnh động điện áp thông qua điều khiển từ xa các tụ điện và các máy điều chỉnh điện áp

Phục vụ khách hàng kiểu mới: Hệ thống tự động hóa LĐPP thực hiện việc

đọc đồng hồ đo điện năng từ xa, cho phép công ty bán điện có thể cung cấp cho người dùng điện bảng giá linh động hơn, có thể kiểm soát việc sử dụng điện Việc kiểm soát với đối tượng người sử dụng (đươc xem là lớp kiểm soát mức thấp nhất) nên phối hợp chặt chẽ với hệ thống thông tin khách hàng ở cấp quản lý cao nhất để

có hiệu quả tốt hơn [ ]10

1.1.2 Sự phát triển của các thiết bị tự động hóa trong lưới điện phân phối

Sự phát triển của khoa học kỹ thuật cho ra đời nhiều thiết bị điện mới với những tính năng thông minh hơn, hoạt động tin cậy hiệu quả hơn Giá thành của các thiết

bị này ngày càng có nhiều khách hàng có thể tiếp cận và chấp nhận

chân không hoặc khí SF6 có nhiều tính năng vượt trội, thời gian cắt ngắn mạch nhỏ (thời gian trung bình toàn bộ chu trình khoảng 60ms), đảm bảo tốc độ tác động nhanh và tin cậy với số chu trình thao tác lớn Ngoài ra hiện nay các thiết bị này ngày nay còn có thể được tích hợp thêm các bộ phận điện tử, phần mềm điều khiển khiển thông minh và linh hoạt trong việc thay đổi chế độ làm việc

Nhiều thiết bị tự động, điều khiển thông minh xuất hiện cho chúng ta nhiều giải pháp công nghệ trong tự động hóa LĐPP như: SCADA, Loop Automation …

1.2 THỰC TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM

1.2.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối

Việt Nam các cấp điện áp trung áp là 6, 10, 15, 22 và 35kV Lưới 6kV là lưới điện tồn tại lâu đời nhất ở Việt Nam (từ thời Pháp) và được phát triển chủ yếu ở miền Bắc cùng với một số địa phương của miền Nam Sự phát triển của lưới điện này trong thời kỳ chiến tranh chống Mỹ gần như không theo quy hoạch và có tính chắp

vá, đối phó nên lưới điện không được đồng bộ, sự phát triển nhanh chóng về phụ tải và sự già cỗi của lưới điện này đã khiến nó trở thành lạc hậu, không đáp ứng được yêu cầu truyền tải năng lượng phục vụ việc công nghiệp hoá, hiện đại hoá của đất nước

Lưới điện 10kV bắt đầu xuất hiện ở Việt Nam vào thập niên 70 của thế kỷ 20 dưới

sự trợ giúp của Liên Xô cũ với mục đích thay thế dần cấp điện áp 6kV, nhất là ở các thành phố lớn Sự phát triển lưới điện bắt đầu thực hiện theo quy hoạch nên chất lượng lưới điện có tốt hơn 6kV Tuy nhiên quy hoạch lập ra vào đầu thập niên

80 đã không tính được các biến cố lớn về chính trị trên thế giới và sự phát triển nhanh chóng về kinh tế của Việt Nam như hiện nay cho nên ngay từ các năm đầu thập niên 90 nó đã có các biểu hiện không khả thi cho sự phát triển của lưới điện trong tương lai, khiến cho các nhà khoa học phải nghiên cứu đề ra quy hoạch và định hướng mới cho sự phát triển lưới điện trung áp Trong khi lưới 6kV, 10kV chủ yếu dùng để phân phối điện cho các phụ tải, cấp điện cho các trạm biến áp phân phối, lưới điện 35kV dùng cho cả mục đích cấp điện cho các MBA phân phối

ở những vùng có bán kính cấp điện rộng như lưới điện nông nghiệp chẳng hạn và đồng thời cũng dùng để tải điện cấp cho các trạm trung gian 35/6kV và 35/10kV được xây dựng ở các khu vực xa trạm 110kV Kết cấu lưới 35kV chủ yếu là đường dây trên không, lượng điện năng chuyên tải lớn, thậm chí ở một số khu vực lưới 35kV đóng vai trò cấp nguồn chủ đạo, do vậy lưới điện 35kV đã được đầu tư sửa chữa, cải tạo thường xuyên cho nên chất lượng lưới điện tuy vẫn chưa hoàn toàn tốt nhưng vẫn có thể chấp nhận để vận hành tiếp trong một thời kỳ quá độ dài hạn nếu được tiếp tục đầu tư cải tạo nâng cao chất lượng lưới điện lên thêm nữa

Lưới điện 15kV được dùng nhiều ở miền Nam và miền Trung với quy trình vận hành, bảo dưỡng thiết bị theo mô hình và tiêu chuẩn của Mỹ Lưới điện thường được bố trí theo sơ đồ 4 dây (có kéo dây trung tính và nối đất lặp lại) Cũng giống như lưới điện 35kV, lưới điện 15kV trong những năm qua đã được đầu tư sửa chữa, cải tạo nên chất lượng lưới điện có thể chấp nhận để vận hành tiếp trong một thời kỳ quá độ dài hạn trong tương lai

Lưới điện 22kV bắt đầu xuất hiện vào năm 1994 sau khi Bộ Năng Lượng có quyết định là cấp điện áp 22kV sẽ là cấp điện áp chính thức cho lưới phân phối của Việt Nam và sẽ là lưới có trung tính trực tiếp nối đất Tuy nhiên có hay không kéo dây trung tính cũng chưa có quy định thống nhất giữa các vùng lãnh thổ, trong một số khu vực cũng đã thí điểm áp dụng các biện pháp nối đất khác như qua điện trở nhỏ (Huế) hoặc qua MBA tạo trung tính

Tuỳ theo mật độ phụ tải, vào yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện, vào trình độ quản lý, vào khả năng kinh tế, kỹ thuật của mỗi nước mà lưới trung áp (lưới phân phối) có thể có các cấu trúc, sơ đồ khác nhau Có thể chia thành các loại như sau:

- Lưới phân phối hình tia: Phân đoạn, không phân đoạn

- Lưới phân phối kín vận hành hở

1 Lưới phân phối hình tia

a Lưới phân phối hình tia không phân đoạn

Lưới hình tia có đặc điểm đơn giản, rẻ tiền nhưng độ tin cậy kém, không đáp ứng được nhu cầu của phụ tải điện Đối với lưới phân phối này, hỏng hóc ở bất kỳ chỗ nào cũng gây mất điện toàn LPP Khi ngừng điện công tác bảo dưỡng định kỳ cũng vậy, toàn bộ lưới có thể coi như một phần tử Thời gian mất điện trung bình của một phụ tải tương đối lớn

b Lưới phân phối hình tia có phân đoạn

Để nâng cao độ tin cậy, LPP hình tia được chia thành nhiều phân đoạn với các thiết

bị đóng cắt Chúng có thể là dao cách ly hoặc máy cắt

Trong trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly, nếu xảy ra sự cố ở một phân đoạn nào đó, máy cắt đầu nguồn sẽ cắt, tạm thời cắt toàn bộ LĐPP 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

Hình 1.2 Lưới phân phối hình tia có phân đoạn

Như vậy, khi xảy ra sự cố ở phân đoạn nào đó thì phụ tải của phân đoạn sự cố và các phân đoạn được cấp điện thông qua phân đoạn sự cố (tức là nằm sau nó tính từ nguồn) sẽ 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 bị sự cố sẽ cắt

và cô lập phần tử sự cố

1 Lưới phân phối kín vận hành hở

LPP kín vận hành hở bao gồm nhiều nguồn và nhiều đường dây phân đoạn tạo thành lưới kín Khi vận hành, một số dao hoặc máy cắt phân đoạn được cắt ra để tạo thành lưới hở Khi một đoạn lưới ngừng cấp điện thì chỉ phụ tải ở đoạn lưới đó mất điện, còn các đoạn khác chỉ tạm ngừng cấp điện trong thời gian ngắn để thao tác, sau đó lại được cấp điện bình thường (nếu khả năng tải của lưới đủ) LĐPP kín vận hành hở có độ tin cậy được nâng cao rất nhiều, đặc biệt là khi thao tác các thiết

bị đóng cắt được điều khiển từ xa hoặc tự động

®d rÏ nh¸nh

®d trôc chÝnh

phô t¶i phô t¶i phô t¶i phô t¶i

dao c¸ch ly phô t¶i phô t¶i phô t¶i

dao c¸ch ly

dao c¸ch ly

dao c¸ch ly

dao c¸ch ly

m¸y c¾t

®Çu nguån 1

phô t¶i

phô t¶i thanh c¸i

Hình 1.4 Lưới kín vận hành hở được cấp nguồn từ 2 khác nhau

LPP kín vận hành hở có độ tin cậy được nâng cao rất nhiều, đặc biệt là khi thao tác các thiết bị đóng cắt được điều khiển từ xa hoặc tự động

Trong hệ thống phân phối điện, để có thể chọn được phương án đóng cắt, bắt buộc phải sử dụng hệ thống đo lường và điều khiển tự động, trong đó máy tính điện tử

có thể tự chọn phương thức vận hành sau sự cố nhờ các thông số đo lường tức thời

ở các điểm quan sát trên lưới

Đối với LPP cáp ngầm: Sự cố xảy ra ở cáp ngầm đòi hỏi thời gian sửa chữa lâu

Do vậy lưới cáp ngầm có cấu trúc liên thông từ trạm này đến trạm kia Khi một đoạn cáp nào đó bị hỏng thì không xảy ra mất điện lâu dài, các trạm phân phối được cấp điện trở lại sau khi thao tác đổi nối

1.2.2 Các vấn đề trong vận hành lưới điện phân phối

Hiện nay trong lưới điện phân phối của nước ta nói chung thì vận hành chủ yếu là theo phương thức thủ công Nên việc phân đoạn định vị điểm sự cố còn thực hiện thủ công Khi có sự cố trên đường dây máy cắt đầu nguồn cắt, nhân viên quản lý vận hành bắt đầu đi cắt các thiết bị phân đoạn từ xa đến gần để xác định và cách ly phân đoạn bị sự cố Đối với lưới mạch vòng, sau khi cách ly phân đoạn bị sự cố mới tiến hành xem xét đóng các thiết bị phân đoạn để cung cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố Thời gian để xử lý cách ly sự cố theo quy trình này thường phụ thuộc rất nhiều vào trình độ xử lý sự cố của điều độ viên cũng như thời gian triển khai lực lượng đi thao tác tại các thiết bị phân đoạn Ngoài ra còn phụ thuộc vào khoảng cách và địa hình giữa điểm trực thao tác và các thiết bị phân vùng sự

cố Vì thế mà khi xảy ra sự cố thì thời gian mất điện kéo dài để khắc phục sự cố Điều này ảnh hưởng nghiêm trọng đến chất lượng điện năng cung cấp cho khách hàng của các công ty điện lực

Do vận hành thủ công nên cần đội ngũ nhân viên vận hành đông đảo làm tăng chi phí quản lý vận hành Vì vậy mà hiệu quả vận hành lưới điện phân phối rất thấp

Do yêu cầu chất lượng điện năng ngày càng cao từ phía khách hàng nên những nhược điểm của phương thức vận hành cũ đã ảnh hưởng trực tiếp đến lợi nhuận của các công ty điện lực Do đó họ nhận thấy cần phải tiến hành tiếp cận, áp dụng các phương thức quản lý vận hành hiện đại cho LĐPP để nâng cao hiệu hoạt động.[ ]6

1.3 MỘT SỐ THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT ĐANG SỬ DỤNG TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP VIỆT NAM

1.3.1 Máy cắt

Hiện nay trong lưới điện phân phối nước ta máy cắt hầu như chỉ được lắp đặt tại các biến áp trung gian 110/35/22kV hoặc các trạm cắt 22kV, 35kV Các máy cắt có thể là hợp bộ hoặc máy cắt ngoài trời Máy cắt thường được sử dụng kết hợp với bảo vệ rơle Chủng loại máy cắt rất đa dạng như: máy cắt bằng dầu, máy cắt chân không, máy cắt khí SF6…Tuy nhiên xu thế hiện nay chúng ta chủ yếu dùng máy cắt khí SF6 và máy cắt chân không nhờ những ưu điểm của chúng

Các máy cắt điện tốc độ cao hiện đại có thời gian thao tác từ 20 đến 60ms (từ 1 đến

3 chu kì) Máy cắt thông thường cũng có thời gian thao tác cũng không quá 100ms (khoảng 5 chu kì) ở tần số 50Hz

a Máy cắt khí SF6

Khí SF6 có tính cách điện và khả năng dập hồ quang rất tốt So với nitơ (hiệu ứng dập hồ quang của máy cắt khí nén dựa vào khí này), độ dẫn nhiệt ở độ cao (3.000

độ giảm nhiệt hướng tâm nhanh hơn, bán kính hồ quang nhỏ hơn như vậy hằng số thời gian phóng hồ quang gần trị số không của dòng điện nhỏ hơn rất nhiều Đối với khí SF6 hằng số này chỉ bằng khoảng 1/100 so với khi nitơ Vì thế độ bền điện

nhiệt của SF6 vựơt xa của nitơ nên dễ dàng phát tán nhiệt

b Máy cắt chân không

Trong máy cắt chân không hồ quang bị dập tắt theo cách hoàn toàn khác hẳn so với trong chất khí Vì thế ở đây sẽ miêu tả chi tiết hơn về nguyên lý dập hồ quang

Bộ phận đóng cắt của máy cắt chân không là buồng cắt chân không Buồng này gồm có buồng hồ quang, đặt giữa hai sứ cách điện Các chốt đầu cực nối các tiếp điểm với các đầu cực bên ngoài Một tiếp điểm được gắn vào vỏ, tiếp điểm kia di động được Các màng xếp kim loại giúp cho tiếp điểm di động được và đấu nối kín khí với vỏ buồng cắt Khoảng di chuyển của tiếp điểm chỉ dài vài milimet Áp suất

chất dập hồ quang Các đặc tính của vật liệu làm tiếp điểm và hình dạng tiếp điểm quyết định đặc điểm đóng cắt và công suất đóng cắt

Sau khi tiếp điểm rời nhau hồ quang sinh ra làm cho vật liệu làm tiếp điểm bốc ion lên từ bề mặt tiếp điểm Do đó dòng điện hồ quang chạy qua một plasma hơi kim loại cho đến điểm không của dòng tiếp theo Gần điểm không dòng hồ quang bị dập tắt, hơi kim loại mất tính dẫn điện

Trong vài micro giây do sự kết hợp lại của các ion mang điện tích, khe hở tiếp điểm bị khử ion và độ bền điện môi phục hồi rất nhanh Hơi kim loại ngưng tụ lại trên bề mặt tiếp điểm, chỉ có một phần rất nhỏ ngưng tụ trên thành buồng hồ

quang Thành buồng hồ quang có chức năng chặn hơi để ngăn ngừa sự ngưng tụ của hơi kim loại trên cách điện

Hồ quang ngắn, khe hở tiếp xúc nhỏ điều này làm cho tiếp điểm có tuổi thọ vận hành dài vượt xa so với các nguyên lý dập hồ quang khác Đây là lý do chính làm cho máy cắt chân không ngày nay trở thành máy cắt có nhu cầu bảo dưỡng ít nhất, chu kỳ bảo dưỡng dài và chi phí bảo dưỡng thấp

Tuy nhiên trong vài chức năng đóng cắt đặc biệt do khả năng dập hồ quang tốt, máy cắt chân không có khuynh hướng làm phát sinh quá áp, do hậu quả của nhiều lần phát cháy lại nhưng có thể kiểm soát các quá áp này bằng các bộ phận bảo vệ như dụ bộ phận hạn chế xung

Vì máy cắt chân không hiện đại có khả năng dập hồ quang cân bằng nhất đối với tất cả các chức năng đóng cắt nên loại máy cắt này đã trở thành máy cắt được lắp đặt rộng rãi nhất Hiện nay máy cắt chân không chiếm hơn 50% thị phần của máy cắt trung áp trên thị trường thế giới

1.3.2 Cầu chì tự rơi (FCO)

Là thiết bị bảo vệ quá dòng điện đơn giản nhất, được sử dụng phổ biến trong lưới điện phân phối Chức năng của cầu chì là loại trừ các hiện tượng quá dòng điện do quá tải hoăc ngắn mạch, bảo vệ cho Dùng để bảo vệ cho các máy biến áp công suất dưới 3200KVA, cho các đường dây rẽ nhánh cụt và tạo ra khoảng cách an toàn trông thấy Cầu chì tự rơi được thiết kế cho mạng phân phối có điện áp 22kV thường được gắn trên trụ đường dây trên không FCO có thể thay thế từng phần hay toàn bộ dây chì sau khi dây chì bị đứt Dây chì được chế tạo từ thiếc, bạc hay hợp kim để cho ra đặc tính chảy có thời gian Dây chảy của FCO được chế tạo theo một tiêu chuẩn nhất định, theo đặc tính dây chảy ta có các loại dây chảy thông dụng sau:

- Dây chảy loại N: loại này cho phép tải liên tục 100% dòng điện định mức của

nó và sẽ chảy ở ít nhất 230% dòng điện định mức của nó trong khoảng thời gian 5 phút

- Dây chảy loại K và loại T: tương ứng với loại dây chảy nhanh và chảy chậm

Sự khác nhau giữa chúng là thời gian nóng chảy chì tương đối được đánh giá bằng

tỷ số tốc độ nóng chảy Tỷ số tốc độ nóng chảy của dây chảy là tỷ số của dòng điện

làm cho dây chì chảy ở 0,1s và dòng điện làm cho dây chì chảy ở 300s hay 600s, giá trị 300s ứng với dây chảy có dòng điện định mức đến 100A và 600s ứng với dây chảy có dòng điện định mức lớn hớn 100A Dây chảy loại K có tỷ số tốc độ là 6/8 và dây chảy loại T là 10/13[ ]2

FCO có thể làm việc như cầu chì bảo vệ và như một dao cách ly thao tác được, cho phép người vận hành mở mạch bằng tay Khi cắt dòng điện tải lớn, FCO được chế tạo bộ phận cơ đặc biệt để phân tán hồ quang tạo ra lúc ngắn mạch Nhiều dạng FCO được thiết kế ống giữ dây chì tự rơi khi dây chì nóng chảy ngắt mạch điều này rất tiện cho việc quan sát vị trí, trạng thái của cầu chì và đảm bảo an toàn cho người vận hành và sửa chữa

1.3.3 Cầu dao phụ tải LBS (Load Breaker Switch/Sectionaliser)

LBS là thiết bị đóng cắt hiện đại được đặt ngay trên cột Toàn bộ thiết bị LBS được nằm trong một thùng kín làm bằng thép chống gỉ bảo vệ lâu dài Có cách điện bằng khí SF6 Khả năng đóng cắt được nâng cao nhờ buồng dập hồ quang sử dụng khí SF6

Hình 1.5 LBS đặt trên cột

LBS không có khả năng cắt dòng điện ngắn mạch nên khi làm việc thường phải kết hợp với Recloser phía đầu nguồn của nó LBS được trang bị Logic tự động phân đoạn Logic tự động phân đoạn sẽ mở vận hành LBS trong suốt thời gian chết của Rcloser phía đầu nguồn của LBS khi mà Rcloser này đã thực hiện tác động và đóng thử một số lần và khóa tự đóng lại do sự cố duy trì Đặc tính phân đoạn tự

động có thể được kích hoạt để LBS làm việc tự động hoặc được khóa để chỉ cho phép vận hành bằng tay

1.3.4 Máy cắt tự đóng lại Recloser

Recloser là thiết bị phân đoạn tự động thông minh, có khả năng tự động đóng lại

và có thể được điều khiển từ xa một cách tối ưu Recloser là một loại thiết bị trọn

bộ gồm máy cắt và mạch điều khiển Hệ thống điều khiển điện tử được đặt trong một tủ điện riêng bằng thép không gỉ, có khả năng chống va đập từ môi trường bên ngoài

Khi Recloser phát hiện ra sự cố thì bảo vệ sẽ tác động Recloser mở ra Sau đó hệ thống điều khiển sẽ tác động Recloser đóng lại Nếu sự cố thoáng qua thì phụ tải lại được cấp điện Nếu sự cố duy trì thì bảo vệ lại tác đông Recloser mở ra và sẽ tực hiện tự đóng lại một một số lần đã được định trước rồi mở ra trước khi khóa chức năng tự đóng lại để cách ly sự cố Thường sẽ để cho Recloser thực hiện tự đóng lại khoảng 2 đến 3 lần rồi mới khóa tự đóng lại

Để có thể nhận biết, phân biệt các loại sự cố thì bản thân Recloser có máy biến dòng và máy biến điện áp bằng tụ điện Tín hiệu dòng áp sẽ được đưa đến bộ biến đổi tín hiệu tương tự thành tín hiệu số, sau đó tín hiệu số được đưa vào bộ vi xử lý

để xử lý tín hiệu để xác định chính xác sự cố và đưa ra các quyêt định điều khiển thích hợp Với sự tiến bộ của kỹ thuật điện tử vi xử lý và công nghệ vật liệu mới, các Recloser có thể kết hợp rất nhiều chức năng bảo vệ, kèm theo đó là các đặc tính hỗ trợ đắc lực cho các chức năng bảo vệ nhằm đáp ứng một cách cơ động và nhanh chóng cho các yêu cầu của hệ thống điện

Modun chính của hệ thống điều khiển điện tử trong Recloser là modun điều khiển

và bảo vệ (CAPM) Modun này hoạt động nhờ bộ vi xử lý có những chức năng sau:

- Lấy mẫu tín hiệu dòng từ máy biến dòng (CT), tính toán dòng điện pha và dòng

- Thay đổi từ nguồn phụ sang dùng Acqui nếu nguồn phụ quá yếu Không tác động khi Acqui đã cạn kiệt

- Cho phép giám sát, điều khiển vận hành từ xa, vận hành thông qua các kênh giao tiếp

Hình 1.6 Sơ đồ khối hệ thống điều khiển của Recloser

- Tính toán công suất biểu kiến, công suất tác dụng, công suất phản kháng

(Hình ảnh về Recloser cho phụ lục 1)

1 Một số đặc tính làm việc của Recloser

Đặc tính bảo vệ: Rơle bảo vệ trong Recloser là rơle quá dòng điện có thể dùng cho bảo vệ quá dòng cắt nhanh hoặc bảo vệ quá có thời gian Bảo vệ quá dòng có thời gian có thể dùng đặc tính độc lập hoặc phụ thuộc Các đặc tuyến phụ thuộc có dạng đặc tuyến dốc chuẩn, đặc tuyến rất dốc và đặc tuyến cực dốc Phối hợp đặc tuyến phụ thuộc với đặc tính cắt nhanh sẽ đưa đến thuận lợi hơn trong việc phối hợp chọn lọc

Đặc tính cắt nhanh: Khi dòng sự cố có giá trị lớn, đặc tính cắt nhanh sẽ mở rộng phạm vi phối hợp của Recloser với thiết bị phía nguồn Khi dòng sự cố vượt quá trị

số dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào đó, gọi là bội số cắt nhanh (bội số này có thể điều chỉnh được), thì đặc tính cắt sẽ cho phép mạch điều khiển bỏ qua đặc tính tác động phụ thuộc I-t thông thường và lập tức cắt Recloser với thời gian gần bằng 0

Ta có thể cài đặt chương trình chế độ cắt nhanh ở bất cứ lần tác động nào trong chuỗi tác động của Recloser

Đặc tính khoá tức thời: Cho phép Recloser với thiết bị phía nguồn Khi dòng sự

cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào giảm số lần tác động của nó để tránh

bị hư hỏng khi dòng sự cố quá cao mà Recloser với thiết bị phía nguồn

Khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào vẫn đóng lại nhiều lần Chế độ khoá tức thời sẽ tác động mở và khoá máy cắt khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt bé nhất của Recloser với thiết bị phía nguồn Khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào một hệ số nhân, ta có thể đặt ở chế độ này để Recloser với thiết bị phía nguồn Khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào khoá bảo vệ sau lần cắt thứ 1, 2 hay 3

2 Phối hợp Recloser làm việc với các thiết bị đóng cắt khác

Recloser là loại thiết bị được sử dụng để hạn chế việc ngừng cung cấp điện khi có ngắn mạch thoáng qua Khi đặt Recloser trong mạng điện cần lưu ý việc phối hợp làm việc của Recloser với các bảo vệ trước cũng như sau nó Để áp dụng thích hợp Recloser trên một hệ thống phân phối, cần phải lưu ý các nguyên tắc cơ bản sau:

- Thiết bị bảo vệ dưới (xa nguồn) phải cắt một sự cố thoáng qua hay kéo dài trước khi thiết bị phía nguồn tác động hay khoá hẳn

- Việc cắt dòng sự cố kéo dài phải được tính toán cẩn thận sao cho hạn chế vùng mất điện tới mức tối thiểu

Những nguyên tắc này cần được xem xét khi lựa chọn các đặc tuyến và các chuỗi tác động của cả thiết bị đầu nguồn cũng như thiết bị bảo vệ đặt tại phụ tải

a Phối hợp Recloser và cầu chì

Phối hợp Recloser và cầu chì bằng phương pháp dựa trên các đặc tính I-t đã được điều chỉnh theo hệ số đặt Cầu chì phía nguồn bảo vệ cho MBA sẽ là phần tử cơ bản trong việc chọn đặc tuyến của Recloser Sau khi dung lượng và đặc tuyến của Recloser đã được chọn để phối hợp với cầu chì đầu nguồn thì cầu chì phụ tải mới được chọn để phối hợp với Recloser

Phối hợp Recloser và cầu chì phía nguồn:

Bố trí cầu chì phía nguồn bảo vệ MBA và phối hợp với Recloser Recloser phải được chọn để phối hợp với cầu chì phía nguồn sao cho cầu chì sẽ không nóng chảy với bất cứ sự cố nào trong vùng bảo vệ của Recloser Ảnh hưởng nhiệt tích luỹ trong quá trình làm việc của Recloser phải nhỏ hơn đường cong đặc tính chảy của cầu chì Trong thực tế tính toán phối hợp, để thoả mãn điều kiện này người ta dùng

hệ số chuyển đổi với đường cong I-t của Recloser để xác định điểm nguy hiểm của cầu chì và đảm bảo rằng đường cong I-t của Recloser phải nằm dưới đường cong nóng chảy nhỏ nhất của cầu chì phía nguồn

Ngoài ra vì Recloser và cầu chì phía nguồn được đặt ở hai cấp điện áp khác nhau,

do đó việc so sánh đặc tuyến I-t của cầu chì và Recloser đòi hỏi rằng: Hoặc cầu chì hoặc Recloser phải dịch chuyển đặc tuyến của nó theo phương ngang (trục dòng điện) một đoạn tỷ lệ với tỷ số biến áp N Thông thường do kích cỡ của cầu chì đã được xác định bởi công suất của MBA, người ta thường dịch chuyền đặc tuyến I-t của cầu chì Sau đó so sánh đặc tuyến đã dịch chuyển này với đặc tuyến của Recloser, từ đó mới chọn Recloser thích hợp

Phối hợp Recloser với cầu chì phía tải:

Cầu chì đặt ở phía sau Recloser, việc đặt cầu chì bảo vệ phải đảm bảo sao cho phát huy tác dụng của Recloser trong việc liên tục cung cấp điện, nghĩa là cầu chì không được đứt khi có sự cố thoáng qua trong vùng bảo vệ của Recloser Recloser phải tác động trước khi dòng sự cố vượt quá giới hạn cho phép chảy của kim loại cầu chì

Khi có sự cố kéo dài phía tải, cầu chì phải cắt trước lần cắt cuối cùng của Recloser Nghĩa là cầu chì sẽ đứt ngay khi Recloser đóng lại lần cuối cùng trước khi bảo vệ

mở Recloser Để thực hiện được điều kiện trên, việc phối hợp giữa Recloser và cầu chì phải thoả mãn các quy tắc sau:

Với tất cả các giá trị của dòng sự cố có thể có trong vùng bảo vệ của cầu chì, thời gian cắt lớn nhất của cầu chì không được lớn hơn thời gian cắt có thời gian của Recloser (cầu chì phải được cắt trước khi Recloser khoá bảo vệ

Với tất cả giá trị dòng sự cố có thể có tại chỗ đặt cầu chì, thời gian chảy nhỏ

nhất của cầu chì phải lớn hơn thời gian cắt nhanh của Recloser một hệ số đặt

tcmin (chì) > K.t1(Recloser) Trong đó hệ số đặt K được chọn tuỳ thuộc vào số lần và thời gian đóng lại của Recloser Ngoài ra, độ lớn của K còn bị giới hạn bởi khả năng chịu nhiệt của cầu chì

b Phối hợp Recloser với Recloser

Việc phối hợp Recloser với Recloser một cách cơ bản được thực hiện bằng việc lựa chọn các cuộn cắt có giá trị định mức khác nhau đối với Recloser thuỷ lực, hay giá trị dòng cắt bé nhất khác nhau đối với Recloser điện tử Để đàm bảo một điều

là khi sự cố xuất hiện thì Recloser nào gần sự cố nhất sẽ tác động cắt ra Sự lựa chọn phối hợp được xác định sau khi nghiên cứu các đặc tính I-t của Recloser Nếu các Recloser có đặc tính thời gian giống nhau thì đặc tính I-t của chúng không những giống nhau mà còn gần như song song

Một số lưu ý quan trọng khi phối hợp Recloser với Recloser là thời gian giữa các đặc tuyến của hai Recloser (∆t) Các loại Recloser khác nhau đòi hỏi những thời gian tác động bé nhất khác nhau giữa các đặc tuyến để ngăn cản tác động đồng thời

c Phối hợp Recloser với bảo vệ rơle

Cũng tương tự như phối hợp với các thiết bị bảo vệ khác, khi phối hợp Recloser với rơle bảo vệ quá dòng khi ta phải biết rõ những đặc tính của rơ le bảo vệ quá dòng

Rơ le tĩnh có đặc điểm là thời gian trở về của nó rất nhanh, do đó thời gian luỹ tích của rơle khi Recloser đóng lại nhiều lần có giá trị không đáng kể Vì vậy việc phối hợp giữa Recloser với rơ le tĩnh đặt ở đầu nguồn tương đối đơn giản Chỉ cần đặt chọn đặc tính của Recloser nằm dưới đặc tính của rơ le bảo vệ và bảo đảm khoảng cách an toàn giữa hai đặc tính để bảo đảm trong mọi trường hợp Recloser sẽ tác động trước rơ le bảo vệ

Không như rơle tĩnh, rơle điện cơ có nhiều đặc điểm cần được xem xét khi phối hợp với thiết bị phía sau nó Rơle điện cơ tác động cũng như trở về có quán tính thời gian, do đó khi phối hợp Recloser với rơle điện cơ, ta phải lưu ý cộng tất cả các khoảng thời gian tích luỹ sai số cho rơ le khi Recloser tác động nhiều lần

d Phối hợp Recloser với cầu dao phụ tải LBS

Khi chưa có hệ thống SCADA: Áp dụng các nguyên tắc phối hợp các recloser để

tự động cô lập phân đoạn bị sự cố và tái lập trạng thái lưới điện sau sự cố, và nguyên tắc phối hợp đếm dòng xung đóng cắt giữa recloser và dao cắt có tải cho lưới điện phân phối gồm 2 nguồn cung cấp từ các trạm biến áp 1 và 2 (hình 1.7) Trình tự phối hợp giữa các recloser và dao cắt có tải tự động cô lập phân đoạn sự

cố và tái cấu trúc lại lưới điện sau sự cố cụ thể như sau:

Lưới điện đang làm việc bình thường, các Recloser và dao cắt có tải phân đoạn trên tuyến ở trạng thái đóng, trừ Recloser liên lạc TR ở trạng thái cắt Khi có sự cố giữa dao cắt có tải S1 và S2 Đầu tiên Recloser FR cắt ra, các dao cắt có tải S1, S2, S3 đếm một xung đóng cắt Recloser FR đóng lại lần 1, nếu thành công hệ thống khôi phục tình trạng cấp điện như ban đầu Nếu không thành công, recloser FR cắt

ra lần 2, các dao cắt có tải S1, S2, S3 đếm hai xung đóng cắt

Hình 1.7 Sơ đồ phối hợp phân đoạn sự cố giữa recloser và LBS

Dao cắt có tải S3 mở ra sau khi đếm 2 xung đóng cắt Recloser FR đóng lại lần

2, nếu thành công chứng tỏ sự cố sau S3, giữa dao cắt có tải S3 và recloser MR TBA1 tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố Nếu không thành công, Recloser FR cắt ra lần 3, các dao cắt có tải S1, S2 đếm ba xung đóng cắt Dao cắt

có tải S2 mở ra sau khi đếm 3 xung đóng cắt Recloser FR đóng lại lần 3, nếu thành công chứng tỏ sự cố sau S2, giữa dao cắt có tải S2 và S3 TBA 1 tiếp tục cấp

điện cho các phân đoạn không bị sự cố Nếu không thành công, Recloser FR cắt ra lần 4, dao cắt có tải S1 đếm bốn xung đóng cắt và dao cắt có tải S1 mở ra sau khi đếm 4 xung đóng cắt Recloser FR đóng lại lần 4, nếu thành công chứng tỏ sự cố sau S1, giữa dao cắt có tải S1 và S2 TBA 1 tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố Recloser MR và TR chuyển nhóm bảo vệ để nhận điện từ TBA2, sau đó Recloser TR đóng lại một lần cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố TBA2 cấp điện đến đầu dao cắt có tải S3 Nhân viên vận hành sẽ đóng lại dao cắt

có tải S3 cấp điện cho phân đoạn S2–S3 không bị sự cố Sau khi khắc phục xong

sự cố, đóng lại dao cắt có tải S1 và S2, Recloser TR sẽ cắt khi nhận thấy công suất qua nó giảm (khoảng 50%) hoặc hướng công suất qua nó ngược chiều Recloser

MR sẽ khôi phục lại nhóm bảo vệ ban đầu, hệ thống tái lập lại trạng thái làm việc bình thường của lưới điện

Khi sử dụng các dao cắt có tải tự động làm thiết bị phân đoạn phối hợp với các máy cắt hoặc Recloser; khi sự cố trên phân đoạn nào, các thiết bị phân đoạn sẽ tự động đóng/cắt theo một chu trình định sẵn để cô lập phân đoạn bị sự cố Do máy cắt, Recloser thường chỉ được thiết kế đóng lập lại tối đa 4 lần, do đó giữa 2 máy cắt, Recloser chỉ nên lắp đặt tối đa 3 dao cắt có tải tự động được phối hợp làm việc theo nguyên tắc trên

Khi bị mất điện, các hộ sử dụng điện báo cho đơn vị quản lý vận hành Căn cứ vào khu vực mất điện do sự cố, đơn vị quản lý vận hành sẽ cử nhân viên đến kiểm tra, sửa chữa nhanh chóng khôi phục lại phương thức cấp điện bình thường của hệ thống Đối với lưới mạch vòng hoặc các phân đoạn được cấp điện từ nhiều nguồn, các phân đoạn không bị sự cố sau Recloser sẽ được cấp điện từ các phân đoạn khác theo nguyên tắc phối hợp giữa các Recloser phân đoạn

Các phân đoạn nhỏ giữa 2 Recloser phân đoạn bị sự cố, nhân viên sửa chữa của đơn vị quản lý vận hành căn cứ vào số lần đóng lại của Recloser xác định chính xác phân đoạn bị sự cố và cô lập phân đoạn này, đề xuất phương thức cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố trong thời gian sớm nhất, trong khi chưa khắc phục được điểm sự cố Như ví dụ trên đóng lại dao cắt có tải S3 để cấp điện lại cho phân đoạn S2-S3 trước khi khắc phục sự cố giữa phân đoạn S1-S2 Khi sự cố gần máy cắt hoặc các Recloser phân đoạn, máy cắt hoặc recloser phải đóng lập lại đến 4 lần mới cô lập được điểm sự cố, thời gian cô lập vùng bị sự cố lâu Máy cắt hoặc

Recloser làm việc nặng nề (đóng lập lại nhiều lần), giá thành của máy cắt và recloser phụ thuộc vào số lần đóng cắt dòng ngắn mạch do đó có giá thành cao

Khi có hệ thống SCADA: Xét hệ thống điện sử dụng Recloser phối hợp với các dao cắt có tải phân đoạn tự động và có hệ thống giám sát và thu thập số liệu SCADA (hình 1.8) Lúc đó trạng thái của các thiết bị phân đoạn (Recloser, LBS), tình trạng vận hành của hệ thống điện được thể hiện rõ tại phòng điều hành của trung tâm điều hành hệ thống điện Nhân viên điều hành lưới điện căn cứ vào tình trạng thiết bị điện trên hệ thống, tình trạng vận hành lưới điện để đưa ra phương thức vận hành lưới điện tối ưu về mặt kinh tế kỹ thuật

Hình 1.8 Sự cố giữa phân đoạn LBS 1 và LBS 2 khi có SCADA

Khi có sự cố trên phân đoạn giữa LBS1 và LBS2 (hình 1.8), khi đó recloser và các LBS sẽ tự động phối hợp làm việc theo nguyên tắc đã trình bày ở trên nhằm cô lập phân đoạn bị sự cố, đồng thời báo tình trạng của các thiết bị đóng cắt, số lần đóng lập lại các Recloser về trung tâm điều khiển qua hệ thống SCADA Nhân viên điều hành lưới điện căn cứ vào các số liệu trên màn hình SCADA như tình trạng thiết bị điện trên hệ thống, số lần đóng cắt các recloser, phán đoán phân đoạn

bị sự cố và đưa đưa ra phương thức vận hành lưới điện tối ưu về mặt kinh tế kỹ thuật

Nhân viên sửa chữa của đơn vị quản lý vận hành đến khắc phục sự cố trên phân đoạn LBS1 –LBS2 và đóng lại LBS3 từ xa để cấp điện cho phân đoạn LBS2– LBS3 không bị sự cố

Tương tự như hệ thống phân đoạn bằng Recloser phối hợp với dao cắt có tải tự động trong giai đoạn 1 Ở giai đoạn 2 khi có hệ thống SCADA, khi có sự cố trên phân đoạn nào, thì các Recloser và các dao cắt có tải sẽ phối hợp theo chương trình định sẵn và cô lập phân đoạn bị sự cố, sau đó các thiết bị (Recloser, LBS) phân đoạn sẽ gửi tín hiệu trạng thái về trung tâm điều hành Căn cứ vào tín hiệu trạng thái của các thiết bị phân đoạn, số lần đóng cắt của Recloser, nhân viên điều hành

sẽ xác định phân đoạn bị sự cố, thông báo cho đơn vị quản lý vận hành lưới điện

cử nhân viên đến kiểm tra, sửa chữa nhanh chóng khôi phục lại phương thức cấp điện bình thường của hệ thống điện Đồng thời nhân viên điều hành có thể thông qua hệ thống SCADA điều hành đóng/cắt các thiết bị phân đoạn để chủ động cấp điện lại cho các phân đoạn không bị sự cố trong thời gian sớm nhất

Ngoài ra qua hệ thống SCADA, nhân viên điều hành hệ thống có thể chủ động đóng cắt các thiết bị phân đoạn để bố trí phương thức cấp điện hợp lý trong chế độ

CHƯƠNG 2

TÌM HIỂU VỀ LOOP AUTOMATION TRONG TỰ ĐỘNG HÓA

LƯỚI ĐIỆN

2.1 TÌM HIỂU CHUNG VỀ LOOP AUTOMATION

điện năng Các các chức năng của sự phân phối thông minh này được tích hợp vào trong các Recloser Sơ đồ LA hoạt động không cần đến giao tiếp thông tin giữa các thiết bị, có thể không cần người vận hành can thiệp hoặc nếu có chỉ ở mức độ hạn chế Sơ đồ LA có được điều này bởi sự phối hợp làm việc của các Recloser

Nguyên tắc phối hợp làm việc của các Recloser trong sơ đồ LA gọi là logic LA Logic Loop Automtion được thiết lập trong các máy cắt tự đóng lại Recloser Bộ phận thực thiện logic LA của Recloser được khởi động đồng thời để cùng làm việc Việc khởi động được điều khiển bởi tín hiệu về mức điện áp trên đường dây Logic

LA điều khiển quá trình phối hợp làm việc Recloser thông qua thời gian trễ giữa các ra lệnh điều khiển Đó là thời gian hoạt động và thời gian ngưng hoạt động của các chức năng trong các Recloser

Khi được cài đặt đúng thì logic LA phối hợp làm việc các Recloser để thực hiện 2 chức năng Chức năng đầu tiên là cách ly phân đoạn trên lưới điện bị sự cố, tái cấu trúc lưới để cung cấp nguồn trở lại cho các phân đoạn không bị sự cố đã mất nguồn

do điều kiện sự cố trên một phân đoạn khác (chức năng Isolation and configuration) Chức năng thứ hai, khi sự cố đã được loại trừ bởi người vận hành đường dây và người vận hành đường dây đóng lại một Recloser đang ở trạng thái

Re-mở thì logic LA điều khiển quá trình đóng/Re-mở các Recloser để đưa lưới trở về cấu trúc trước khi xảy ra sự cố (chức năng - Auto Restore)

Các Recloser thuộc series U hoặc N được cài đặt các phần mềm điều khiển CAPM4 hoặc CAPM4+ để thiết lập hoạt động của Recloser trong sơ đồ LA

• Các sự kiện có thể được đưa ra bởi LA trong quá trình làm việc:

- End Of Sequence: Trong trường hợp LA của Recloser đang làm việc mà

Recloser khóa chức năng tự đóng lại thì sau một thời gian ngắn chức năng tự đóng lại vẫn có thể sử dụng được mà không cần có sự can thiệp của con người Sự kiện khóa chức năng tự đóng lại trong trường hợp này gọi là “End Off Sequence”

- Lockout: Khi Recloser có không có LA hoặc có nhưng LA đang không làm

việc thì nếu Recloser khóa tự đóng lại thì chỉ sau khi có sự can thiệp của người vận hành thì chức năng tự đóng lại mới sử dụng được Sự kiện khóa chức năng tự đóng lại trong trường hợp này gọi là “lockout”

- Loop Auto Close Req (Loop Automation Requests Close): LA đưa ra lệnh

điều khiển để đóng Recloser lại

- Loop Auto Off: Đó là sự kiện Loop Automtion bị tắt (turn off)

- Loop Auto Off: Đó là sự kiện Loop Automtion được bật lên (turn off)

- Loop Auto Trip Req (Loop Automation Requests Trip): LA đưa ra lệnh điều

• Các trường hợp không thể bật được LA (Turn On):

- LA không sẵn sàng hoạt động (ở trạng thái Not Available)

- Recloser được đặt ở trạng thái cách ly (mở)

- Recloser bị khóa do áp suất khí ở buồng đóng cắt giảm xuông thấp

- Dữ liệu cài đặt vào Recloser không được nhận dạng

- Acqui của recloser ở trạng thái không bình thường

• Các trường hợp cần phải tắt LA

- Nhân viên vận hành thay đổi cài của LA

- Nhân viên vận hành thực hiện đóng cắt Recloser bằng tay, bằng điều khiển

từ xa qua SCADA, hoặc thông qua các bảng điều khiển của Recloser đặt từ xa

nhung có kết nối qua các kênh vào/ra tín hiệu của Recloser

2.1.1 Các dạng Recloser cài đặt trong sơ đồ Loop Automation

1 Feeder Recloser (FR)

Recloser này có vị trí gần trạm cấp nguồn cho lưới điện FR trong sơ đồ LA chỉ cho phép dòng công suất chảy qua theo một chiều nhất định, đó là chiều từ nguồn điện đến phụ tải lúc mạng điện có cấu trúc vận hành bình thường Điều này để cách

ly nguồn với nguồn thay thế cấp cho các phân đoạn khác khi phía nguồn cấp của

FR mất Một cách lý tưởng, Recloser trong trạm sẽ là FR trong sơ đồ LA bởi vì điều này cho phép bao phủ tối đa mạng bởi sơ đồ Trong một sơ đồ LA với mỗi hướng nguồn thì chỉ có một FR và bắt buộc phải có FR

Khi áp dụng sơ đồ LA vào lưới điện, trong trường hợp xảy ra sự cố BV rơle vệ tác động để FR mở ra và thực hiện chuỗi tự đóng lại thì FR nên chỉ thực hiện nhiều nhất là 2 lần đóng lại, sau lần 2 đóng lại không thành công thì FR sẽ thực hiện khóa chức năng tự đóng lại (lockout) Còn nếu FR mở ra do thuật toán của LA điều khiển chứ không phải do các chức năng BV rơle tác động thì nó sẽ đóng lại có điều kiện Recloser thực hiện điều này dựa trên các quy tắc A và D mà chúng ta sẽ tìm hiểu cụ thể ở phần sau

2 Tie Recloser (TR)

Rcloser này được sử dụng như là điểm mở trong mạng điện kín vận hành hở Tại vị trí đặt TR có 2 nguồn cấp đến Nó chỉ đóng khi mà một phía nào đó của lưới điện

bị mất nguồn cấp và phía còn lại vẫn còn nguồn cấp, tuy nhiên cũng có trường hợp

TR chỉ đóng vào để cấp nguồn cho phía khi phía kia mất nguồn mà không đóng theo hướng ngược lại Trong TR có 2 tùy chọn cài đặt là “One Way” và “Both Way” Tùy chọn “One Way” chỉ cho phép TR tự đóng lại cấp nguồn cho một phía nhất định và khóa tụ đóng lại cấp nguồn khi hướng ngược lại mất điện Tùy chọn

“Both Way” sẽ tự động đóng lại cấp nguồn cho phía mất điện khi một trong hai phía bị mất điện Việc lựa chọn cài đặt nào là do mục đích của người sử dụng Trong một sơ đồ LA thì chỉ có một TR, và bắt buộc phải có TR

Khi TR đóng vào cấp nguồn cho vùng bị mất điện thì TR có thể sẽ phải thay đổi nhóm bảo vệ nếu như hướng nguồn không phải là hướng của nhóm bảo vệ hiện tại Lúc này sự cố còn tồn tại nên bảo vệ của TR sẽ khởi động và phối hợp với BV rơle của các Recloser khác cùng hướng nguồn Do vậy chỉ khi sự cố ở trên phân đoạn ngay phía sau thì TR mở và khóa tự đóng

Trong sơ đồ LA, nếu MR bảo vệ cho hướng nguồn lúc bình thường thi khi sự cố xuất hiện trên phân đoạn do MR bảo vệ nó sẽ mở ra thực hiện tự đóng lại vài lần rồi mới khóa tự đóng lại và LA đưa ra sự kiện “End Off Sequence” Nếu MR bảo

vệ cho hướng nguồn thay thế thì khi sự cố xuất hiện trên phân đoạn do MR bảo vệ

nó sẽ mở ra rồi khóa luôn tự đóng lại và LA đưa ra sự kiện “End Off Sequence”

2.1.2 Nguyên lý làm việc của Recloser trong logic Loop Automation

1 Những quy tắc cơ bản khi thực hiện cô lập sự cố và tái cấu trúc lưới

- Quy tắc A: Khi Feeder Recloser mất nguồn cung cấp thì nó sẽ tác động cắt

- Quy tắc B: Khi Mid–point Recloser mất nguồn cung cấp thì nó chuyển sang

nhóm bảo vệ B và chuyển sang chế độ tự đóng lại một lần rồi khóa chức năng tự đóng lại trong một khoảng thời gian ngắn

- Quy tắc C: Tie Recloser đóng khi nó phát hiện nguồn cung cấp đến từ một phía

của mạng điện bị mất nhưng vẫn có nguồn cung cấp cho mạng điện từ phía khác

2 Các quy tắc cơ bản khôi phục cấu trúc lưới lúc bình thường sau sự cố

Điều quan trong nhất trong quá trình khôi phục lại cấu trúc lưới trước khi có sự cố

là đóng các Feeder Recloser và Mid – Point Recloser và mở Tie Recloser Các Recloser có thể thực hiện điều này một cách hoàn toàn tự động do được thiết lập những nguyên tắc hoạt động sau:

- Quy tắc D: Feeder Recloser đóng khi nguồn cung cấp của nó được khôi phục

nếu nó bị ngắt bởi Loop Automation hoặc khi nguồn cung cấp của nó được khôi phục từ cả hai phía

- Quy tắc E: Mid – point Recloser đóng khi nguồn cung cấp của nó được khôi

phục từ cả hai phía

- Quy tắc F: Tie Recloser tác động ngắt khi nó phát hiện có sự giảm 50% công

suất chạy qua hoặc có sự đảo ngược hướng công suất chạy qua

Chi tiết hoạt động của từng dạng Recloser trong sơ đồ LA cho trong các bảng 2.1, 2.2 và 2.3

Bảng 2.1 Chi tiết hoạt động của Feeder Recloser

TT FR Auto

Giai đoạn

1 Đóng Tắt Thời gian mất nguồn lớn hơn thời

gian trễ của LA (LA Time) FR mở ra và tắt LA I

2 Đóng Bật Thời gian mất nguồn lớn hơn thời

gian trễ của LA

FR mở ra và LA vẫn ở trạng thái bật I

3 Đóng Tắt Bảo vệ tác động rồi “lockout” FR mở ra và tắt LA

4 Đóng Bật Bảo vệ tác động rồi “End Off

Sequence”

FR mở ra và LA vẫn ở trạng thái bật I

5 Mở Bật Nguồn cấp đã trở lại và FR mở là

do LA điều khiển

FR đóng vào và LA vẫn ở trạng thái bật R

6 Mở Bật Ngồn cấp trở đã có từ hai phía của

FR

FR đóng vào và LA vẫn ở trạng thái bật R

Bảng 2.2 Chi tiết hoạt động của Mid-Point Recloser

TT MR Auto

Giai đoạn

1 Đóng Tắt / Bật Thời gian mất nguồn lớn hơn thời

gian trễ của LA

MR chuyển sang nhóm bảo vệ B I

2 Đóng Tắt Bảo vệ tác động rồi “lockout” MR mở ra và tắt LA I

3 Đóng Bật Bảo vệ tác động rồi “End Off

Sequence”

MR mở ra và LA vẫn ở trạng thái bật I

4 Đóng Bật Nguồn đã trở lại từ hai phía của

MR

MR trở về nhóm bảo

vệ A và đóng vào R

Bảng 2.3 Chi tiết hoạt động của Tie Recloser

TT MR

Auto Resto

re

Both

Giai đoạn

1 Mở Tắt /

Bật

Tắt / Bật

2 phía của TR mất nguồn Thời gian mất nguồn lớn hơn thời gian trễ của LA

TR đóng vào nếu nguồn thay thế vẫn còn I

3 Mở Tắt Tắt

/ Bật

1 phía của TR mất nguồn Thời gian mất nguồn lớn hơn thời gian trễ của LA

TR đóng lại nếu nguồn thay thế vẫn còn rồi tắt

LA

TR mởa Sau đó nếu nguồn mất từ 1 trong 2 phía thì TR đóng lại và tắt

Recloser vẫn đóng Và LA

2.1.3 Các dạng sơ đồ Loop Automation

1 Sơ đồ có đầy đủ các Recloser

a Sự cố trên phân đoạn A (hình 2.1)

• Giai đoạn cách ly và tái cấu trúc lưới

Trước khi xảy ra sự cố TR mở, các máy cắt (CB) và Recloser khác đạng đóng Khi xảy ra sự cố thì các Recloser trong sơ đồ LA làm việc theo trình tự như sau:

- CB1 cắt ra để cách ly sự cố với nguồn nên các phân đoạn B, C, D mất nguồn

- Sau khi CB1 mở ra thì TR, FR1, MR1, MR2 nhận biết được nguồn cấp bị mất

do vậy LA của chúng khởi động

- Sau một khoảng thời gian trễ:

lập

lần rồi khóa (single-shot) trong một thời gian ngắn theo quy tắc B

- Tiếp đó LA điều khiển TR đóng vào để cấp điện cho các phân đoạn B, C, D không bị sự cố

- MR1, MR2 sẽ thoát khỏi chế độ single shot Sẵn sàng thực hiện tác động bảo vệ nếu xảy ra một sự cố mới trên phân đoạn B, C

Hình 2.1 Sự cố trên phân đoạn giữu BC1 và FR1

Như vậy logic LA đã điều khiển các Recloser làm việc để cách ly sự cố trên phân đoạn A và tái cấu trúc lưới điện để cấp điện cho các phân đoạn cho các phân đoạn không bị sự cố

MR2 C

• Giai đoạn tự động đưa lưới trở lại cấu trúc trước khi xảy ra sự cố

Kết thúc giai đoạn cách ly và tái cấu trúc lưới:

- MR1, MR2 vẫn ở trạng thái đóng, FR1 và 1 ở trạng thái mở

- LA của FR, MR1, MR2 bật

Khi nhân viên vận hành đường dây loại trừ điều kiện sự cố trên phân đoạn A sẽ đóng CB1 để cấp lại nguồn Bây giờ logic LA sẽ tự động đưa lưới trở lại cấu trúc trước khi xảy ra sự cố

Trình tự hoạt động của các Recloser như sau:

- FR1 cảm nhận được nguồn cấp có ở hai phía nên LA điều khiển FR1 đóng vào theo quy tắc D

- MR1 và MR2 khi phát hiện ra dòng công suất chảy qua đã đổi chiều (do FR1 đã đóng trở lại) và vẫn giữ nguyên chiều đó trong một khoảng thời gian đủ lớn thì chúng sẽ chuyển sang bảo vệ nhóm A để bảo vệ cho nguồn cấp theo hướng lúc bình thường

- Sau khi đóng FR1 thì TR sẽ cảm nhận được dòng công suất chảy qua nó đã giảm mạnh hoặc đã đổi chiều nên LA điều khiển TR mở ra theo quy tắc F

b Sự cố trên phân đoạn B (hình 2.2)

• Giai đoạn cách ly và tái cấu trúc lưới

Trước khi xảy ra sự cố TR mở, các Recloser khác đạng đóng Khi xảy ra sự cố thì các Recloser trong sơ đồ LA làm việc theo trình tự như sau:

- BV rơle sẽ tác động để FR1 mở ra rồi thực hiện TĐL vài lần, do sự cố còn duy trì nên FR1 sẽ mở ra rồi khóa TĐL Đây không phải là tác động do LA điều khiển

vì LA của FR1 chưa khởi động thì FR1 đã khóa hoạt động

- Ngay sau khi FR1 mở ra thì MR1, MR2, TR nhận biết được nguồn cấp bị mất nên LA của chúng khởi động và làm việc

- LA điều khiển MR1, MR2 chuyển sang nhóm bảo vệ B và chế độ single-shot theo quy tắc B sau một thời gian trễ

- Cùng thời điểm với MR1 thì LA điều khiển đóng TR vào và xác định nhóm bảo

vệ với hướng nguồn từ FR2 theo quy tắc C TR đóng vào vùng sự cố trên phân đoạn bảo vệ của MR1 nên BV rơle tác động MR1 mở ra và khóa TĐL để cách ly

sự cố Đây là tác động bảo vệ thông thường không có sự điều khiển của LA

Như vậy sau khi MR1 mở ra thì phân đoạn B bị sự cố đã được cách ly và các phân đoạn không bị sự cố đã được cấp điện trở lại Lưới điện đã được tái cấu trúc

Hình 2.2 Sự cố trên phân đoạn giữa FR1 và MR1

• Giai đoạn tự động đưa lưới trở lại cấu trúc trước khi xảy ra sự cố

Kết thúc giai đoạn cách ly và tái cấu trúc:

- TR lúc này ở trạng thái đóng, trong khi đó FR1 và MR1 đang ở trạng thái mở

- LA của MR1, MR2, TR bật; LA của FR1 tắt

Khi nhân viên vận hành đường dây đã loại trừ sự cố trên phân đoạn B sẽ đóng FR1

và tái trang bị LA cho FR1 Logic LA sẽ tự động đưa đưa lưới trở lại cấu trúc trước khi xảy ra sự cố Trình tự hoạt động của các Recloser như sau:

- Lúc này MR1 cảm nhận được nguồn cấp đã có từ hai nên LA điều khiển MR1 đóng lại theo quy tắc E

- MR1, MR2 khi phát hiện ra dòng công suất chảy qua đã đổi chiều (do FR1 đã đóng trở lại) và vẫn giữ nguyên chiều đó trong một khoảng thời gian đủ lớn thì sẽ chuyển sang bảo vệ nhóm A để bảo vệ cho nguồn cấp theo hướng lúc bình thường

- MR1 đóng lại thì TR nhận biết được dòng công suất chảy qua nó đã giảm mạnh hoặc đã đổi chiều nên LA điều khiển TR mở ra theo quy tắc F

MR2 C

c Sự cố trên phân đoạn C (hình 2.3)

• Giai đoạn cách ly và tái cấu trúc lưới

Trước khi xảy ra sự cố chỉ có TR mở, còn các Recloser khác đang ở trạng thái đóng Khi xảy ra sự cố thì các Recloser trong sơ đồ LA làm việc theo trình tự như sau:

Hình 2.3 Sự cố trên phân đoạn giữa MR1 và MR2

- BV rơle tác động để MR1 mở ra và thực hiện TĐL rồi đi đến khóa, đây là tác động bảo vệ thông thường mà không có sự điều khiển hoạt động của LA vì LA của MR1 chưa khởi động thì MR1 đã khóa

- Sau khi MR1 mở ra hẳn thì MR2, TR nhận biết được sự mất nguồn nên LA của chúng khởi động để làm việc

- LA điều khiển MR2 chuyển sang nhóm bảo vệ B và chuyển sang chế độ shot sau một thời gian trễ

single LA điều khiển TR đóng vào để cấp điện cho phân đoạn D Tác động này của

TR đã đóng nguồn cấp vào vùng sự cố Sự cố này thuộc phân đoạn bảo vệ của MR2 nên BV rơle tác động MR2 mở ra và khóa TĐL để cách ly sự cố Đây là tác động bảo vệ thông thường theo bảo vệ nhóm B không có sự điều khiển của LA Lúc này phân đoạn C bị sự cố đã được cách ly, các phân đoạn không bị sự cố đã được cấp điện trở lại Lưới điện đã được tái cấu trúc

• Giai đoạn tự động đưa lưới trở lại cấu trúc trước khi xảy ra sự cố

Kết thúc giai đoạn cách ly và tái cấu trúc:

- TR lúc này ở trạng thái đóng, trong khi đó MR1 và MR2 đang ở trạng thái mở

- LA của MR2, TR đang bật; LA của MR1 tắt

MR2 C

Khi nhân viên vận hành đường dây đã loại trừ sự cố trên phân đoạn D sẽ đóng MR1 vào và tái trang bị LA cho MR1 Bây giờ logic LA sẽ tự động đưa tái cấu trúc mạng lúc bình thường

Trình tự hoạt động của các Recloser như sau:

- Lúc này MR2 cảm nhận nguồn cấp đã trở lại từ hai phía nên LA điều khiển MR2 đóng vào theo quy tắc E MR2 cũng đã chuyển sang nhóm bảo vệ A sau đó một khoảng thời gian ngắn

- MR2 khi phát hiện ra dòng công suất chảy qua đã đổi chiều (do MR1 đã đóng trở lại) và vẫn giữ nguyên chiều đó trong một khoảng thời gian đủ lớn thì sẽ chuyển sang bảo vệ nhóm A để bảo vệ cho nguồn cấp theo hướng lúc bình thường

- MR2 đóng lại thì TR nhận biết được dòng công suất chảy qua nó đã giảm mạnh hoặc đã đổi chiều nên LA điều khiển TR sẽ mở ra theo quy tắc F

d Sự cố trên phân đoạn D (Hình 2.4)

• Giai đoạn cách ly và tái cấu trúc lưới

Trước khi xảy ra sự cố chỉ có TR mở, còn các Recloser khác đạng ở trạng thái đóng Khi xảy ra sự cố thì các Recloser trong sơ đồ LA làm việc theo trình tự như sau:

Hình2.4 Sự cố trên phân đoạn giữa MR2 và TR

- BV rơle của MR2 tác động để MR2 mở ra và thực hiện TĐL vài lần rồi khóa, đây là tác động bảo vệ thông thường mà không có sự điều khiển hoạt động của

LA vì LA của MR2 chưa khởi động thì MR2 đã khóa

- Sau khi MR2 mở ra thì bộ LA Timer của TR bắt đầu làm việc

MR2 C

- Sau thời gian trễ , LA của TR sẽ điều khiển TR đóng vào và xác định nhóm bảo

vệ cho hướng nguồn từ FR2 chảy qua TR TR đóng vào vùng sự cố thuộc phân đoạn bảo vệ nên BV rơle tác động TR mở ra rồi khóa TĐL

Lúc này phân đoạn D bị sự cố đã được cách ly, các phân đoạn không bị sự cố đã được cấp điện trở lại Mạng điện đã được tái cấu trúc

• Giai đoạn tự động đưa lưới trở lại cấu trúc trước khi xảy ra sự cố

Kết thúc giai đoạn cách ly và tái cấu trúc:

- TR, MR2 lúc này ở trạng thái mở

- LA của TR bật; LA của MR2 tắt

Khi nhân viên vận hành đường dây loại trừ sự cố trên phân đoạn D sẽ đóng MR2 vào và tái trang bị LA cho MR2 Lưới đã trở lại cấu trúc trước khi xảy ra sự cố mà không có sự điều khiển của LA

a Sư cố trên phân đoạn E (Hình 2.5)

• Giai đoạn cách ly và tái cấu trúc lưới

Trước khi xảy ra sự cố chỉ có TR mở, còn các Recloser khác đạng ở trạng thái đóng Khi xảy ra sự cố thì các Recloser trong sơ đồ LA làm việc theo trình tự như sau:

- BV rơle của MR3 tác động để MR3 mở ra và thực hiện TĐL vài lần rồi khóa.Đây là tác động bảo vệ thông thường mà không có sự điều khiển hoạt động của LA vì LA của MR3 chưa khởi động thì MR3 đã khóa

- Sau khi MR3 mở ra hẳn thì bộ LA Timer của TR bắt đầu làm việc

Hình 2.5 Sự cố trên phân đoạngiữa MR3 và TR

MR2 C