TỰ ĐỘNG HỆ THỐNG ĐIỆN

Toång quan: Ngaøy nay, caùc nhaø cung caáp ñieän coù xu höôùng duøng caùc thieát bò thoâng minh hôn ñeå quaûn lyù, vaän haønh kinh teá hôn HTÑ. Thuaät ngöõ “Heä thoáng ñieän” theå hieän taäp hôïp caùc thieát bò hình thaønh töø caùc heä thoáng vaät lyù truyeàn taûi vaø phaân phoái coâng suaát. Thuaät ngöõ “Heä thoáng thieát bò ño löôøng vaø ñieàu khieån (IC)” döïa vaøo taäp hôïp caùc thieát bò nhö maøn hình, boä ñieàu khieån vaø baûo veä HTÑ. Töï ñoäng hoùa HTÑ döïa vaøo vieäc söû duïng thieát bò IC ñeå vaän haønh vaø ñieàu khieån HTÑ moät caùch töï ñoäng. Caùc chöùc naêng vaø boä phaän chính thöïc hieän: Thu thaäp döõ lieäu: Döïa vaøo vieäc thu thaäp hay taäp hôïp döõ lieäu. Döõ lieäu naøy ñöôïc thu thaäp töø vieäc ño giaù trò töông töï cuûa doøng vaø aùp hoaëc laø traïng thaùi ñoùng môû ôû caùc ñieåm coù thieát bò ñoùng caét. Caùc döõ lieäu thu thaäp ñöôïc coù theå duøng taïi choã thieát bò hoaëc göûi ñeán thieát bò khaùc trong traïm hoaëc laø töø traïm naøy ñeán traïm khaùc, hoaëc taïo cô sôû döõ lieäu cho ngöôøi vaän haønh, kyõ sö, ngöôøi laäp keá hoaïch, toå coâng taùc vaø nhaø quaûn lyù söû duïng. Giaùm saùt HTÑ: Maùy tính xöû lyù caùc döõ lieäu thu thaäp ñöôïc, giaùm saùt caùc cheá ñoä vaø tình traïng cuûa HTÑ. Ngöôøi vaän haønh, kyõ sö coù theå giaùm saùt thoâng tin töø xa hieån thò treân maùy tính hay taïi caùc maët tröôùc thieát bò baûo veä vaø maùy tính xaùch

TỰ ĐỘNG HÓA HỆ THỐNG ĐIỆN

Tổng quan: Ngày nay, các nhà cung cấp điện có xu hướng dùng các thiết bị thông minh hơn để

quản lý, vận hành kinh tế hơn HTĐ Thuật ngữ “Hệ thống điện” thể hiện tập hợp các thiết bị hình thành từ các hệ thống vật lý truyền tải và phân phối công suất Thuật ngữ “Hệ thống thiết bị đo lường

và điều khiển (I&C)” dựa vào tập hợp các thiết bị như màn hình, bộ điều khiển và bảo vệ HTĐ Tự động hóa HTĐ dựa vào việc sử dụng thiết bị I&C để vận hành và điều khiển HTĐ một cách tự động

Các chức năng và bộ phận chính thực hiện:

Thu thập dữ liệu: Dựa vào việc thu thập hay tập hợp dữ liệu Dữ liệu này được thu thập từ việc

đo giá trị tương tự của dòng và áp hoặc là trạng thái đóng mở ở các điểm có thiết bị đóng cắt Các dữ liệu thu thập được có thể dùng tại chỗ thiết bị hoặc gửi đến thiết bị khác trong trạm hoặc là từ trạm này đến trạm khác, hoặc tạo cơ sở dữ liệu cho người vận hành, kỹ sư, người lập kế hoạch, tổ công tác và nhà quản lý sử dụng

Giám sát HTĐ: Máy tính xử lý các dữ liệu thu thập được, giám sát các chế độ và tình trạng của HTĐ Người vận hành, kỹ sư có thể giám sát thông tin từ xa hiển thị trên máy tính hay tại các mặt trước thiết bị bảo vệ và máy tính xách tay

Điều khiển HTĐ: Điều khiển dựa vào việc gửi thông tin đến các thiết bị để vận hành I&C và các thiết bị trong HTĐ Hệ thống điều khiển có giám sát và thu thập dữ liệu truyền thống (SCADA) dựa vào người vận hành để giám sát hệ thống và lệnh kích khởi từ người vận hành thao tác trên máy tính chủ Người vận hành cũng có thể điều khiển tại chỗ các thiết bị bằng cách dùng các nút ấn mặt trước thiết bị hoặc là máy tính xách tay

Tự động hóa HTĐ: Là hệ thống hoạt động điều khiển tự động HTĐ qua quá trình tự động trong máy tính và các thiết bị I&C thông minh Quá trình này dựa vào việc thu thập dữ liệu, giám sát hệ thống và điều khiển HTĐ, tất cả cùng làm việc với nhau phối hợp tự động Các lệnh điều khiển được tạo ra và sau đó truyền đi cùng cách như người vận hành kích khởi bằng tay

Các thiết bị thông minh cho hệ thống I&C: Các thiết bị I&C vi xử lý là thiết bị điện tử thông minh (IEDs) Vi xử lý là một con chip máy tính đơn có chức năng sử dụng dữ liệu, lệnh điều khiển và truyền tin như một máy tính Quá trình tự động có thể được vận hành trong IEDs, và truyền tin được xử lý thông qua cổng nối tiếp IEDs được dùng trong các trạm hay đặt trên đầu trụ của đường dây

Các bộ biến đổi đo lường (máy biến điện áp, biến dòng điện): Các bộ biến đổi đo lường được dùng để cảm nhận giá trị dòng điện và điện áp của HTĐ Chúng được nối trực tiếp đến các thiết bị trong HTĐ và biến đổi các tín hiệu tương tự thực của HTĐ gồm điện áp cao và dòng điện lớn, giảm xuống mức tín hiệu thấp hơn

Bộ chuyển đổi: Bộ chuyển đổi tín hiệu tương tự từ đầu ra của bộ biến đổi đo lường từ hệ độ này sang hệ độ lớn khác, hoặc từ dạng giá trị này sang dạng giá trị khác, ví dụ như từ dòng điện

AC ra áp DC

Thiết bị đầu cuối (RTU): RTU là IED có thể được lắp đặt ở vị trí các thiết bị và làm việc như điểm đầu cuối RTU có thể chuyển đổi dữ liệu thu thập đến các thiết bị khác, nhận dữ liệu và điều khiển từ các thiết bị khác qua cổng nối tiếp RTU có chương trình cho người sử dụng, được gọi là smart RTU

Khóa liên kết truyền tin: Khóa truyền thông tin là thiết bị đóng cắt giữa một số cổng nối tiếp Người sử dụng ở xa kích khởi truyền tin với khóa cổng thông qua việc kết nối đến trạm, tiêu biểu như kết nối điện thoại quay số Một khi kết nối, người sử dụng có thể gửi thông tin thông qua khóa cổng đến một trong những thiết bị IEDs đã được kết nối của trạm Khóa cổng chỉ đơn thuần cho thông tin thông qua IEDs

Đồng hồ đo: Là thiết bị IED được dùng đo lường chính xác giá trị dòng điện, điện áp và công suất của HTĐ Giá trị đo được như công suất tiêu thụ và giá trị đỉnh, được lưu lại trong máy đo để lập nên dòng thông tin lưu trữ về hoạt động của HTĐ

Bộ ghi sự cố DFR: DFR là thiết bị IED dùng thu thập thông tin về sự nhiễu loạn của HTĐ Nó có khả năng chứa các dữ liệu ở dạng kỹ thuật số khi được kích khởi bởi các tình trạng khác nhau trong HTĐ,

vì dụ như họa tần, tần số và điện áp

Bộ điều chỉnh đầu phân áp dưới tải LTC: LTC là thiết bị dùng để thay đổi vị trí nấc đầu phân áp máy biến áp Thiết bị này làm việc tự động hoặc có thể được điều khiển thông qua IED ở nơi khác hoặc là vận hành từ xa

Bộ điều khiển tự đóng lại: Bộ điều khiển tự đóng lại điều khiển từ xa hoạt động của bộ tự đóng lại hay các thiết bị đóng cắt Các thiết bị này giám sát và lưu trữ các tình trạng của HTĐ và xác định khi thao tác điều khiển

Nguồn đồng bộ thời gian: Là thiết bị IED dùng tạo ra giá trị thời gian trong ngày mà sau đó được loan báo đến các thiết bị IEDs để đặt tất cả các đồng hồ cùng một lúc

Cổng giao thức: Các thiết bị IEDs liên kết nối tiếp với nhau bằng đọc hiểu ngôn ngữ đặc biệt hay giao thức Giao thức cổng vào chuyển đổi việc truyền tin từ một giao thức này sang giao thức khác Nhiệm vụ này thường thực hiện bằng phần mềm trên máy tính

Giao diện người - máy (HMI): Hiển thị trước màn hình và nút ấn hay máy tính cá nhân, hoạt động như giao diện đến hệ thống dữ liệu và điều khiển cho các trạm

PLC: Là thiết bị IED có thể lập trình hoạt động điều khiển logic PLC hiện đại có thể lập trình để tạo ra thông tin từ dữ liệu và thực hiện tự động PLC có thể truyền dữ liệu đã thu thập đến các thiết bị khác hay nhận dữ liệu và điều khiển lệnh từ các thiết bị khác thông qua cổng nối tiếp

Rơle bảo vệ: Là thiết bị IED được thiết kế để cảm nhận những nhiễu loạn trong HTĐ, thực hiện tác động điều khiển hệ thống I&C và HTĐ để bảo vệ con người và thiết bị Rơle bảo vệ tạo

ra thông tin đo lường, thu thập thông tin trạng thái hệ thống và lưu giữ dòng sự kiện vận hành của hệ thống

Bộ xử lý truyền thông: Là bộ điều khiển cho trạm, hợp nhất nhiều chức năng của các thiết bị I&C khác nhau vào trong một IED Có nhiều cổng truyền tin để hỗ trợ liên kết nhiều thông tin đồng thời Bộ xử lý truyền thông thực hiện thu thập dữ liệu thu được và điều khiển các IED trạm khác và cũng tập hợp dữ liệu thu được chuyển đến một hay nhiều máy chủ bên trong hoặc bên ngoài trạm Bộ xử lý truyền thông tập hợp nhiều đặc tính của các thiết bị IEDs khác nhau, bao gồm RTU, khóa cổng truyền tin, cổng giao thức, nguồn đồng bộ thời gian và PLC Bộ xử lý truyền thông có các đầu nối I/O tại chỗ và có thể thực hiện gọi để cảnh báo người và xử lý khi thay đổi trạng thái

Truyền thông tin trong HTĐ

Giao thức truyền thông tin: IEEE định nghĩa giao thức truyền tin là một tập nghi thức thỏa thuận, quy định khuôn khổ lập trình và thời gian tương đối trao đổi thông tin giữa hai đầu cực truyền tin Một thủ tục chặt chẽ được yêu cầu để khởi động và duy trì truyền thông tin Điều này điều hòa trật tự và sắp xếp thông tin, tốc độ truyền và kiểm tra lỗi

Tổng quát, mạng truyền tin HTĐ cung cấp bốn hoạt động cơ bản: thiết lập thông tin, hoàn

thành truyền tin, viết dữ liệu và đọc dữ liệu Chức năng viết dữ liệu có thể được dùng để yêu cầu IED thực hiện tác động điều khiển, thay đổi giá trị đặt hoặc gửi dữ liệu đến thiết bị có yêu cầu Kiểm tra lỗi được thực hiện bởi một thiết bị để xác định nếu tin dữ liệu bị sai lạc, gián đoạn trong quá trình truyền đi Lập trình tin và tốc độ truyền dẫn là các thông số được định hình trong quá trình lắp đặt

Các giao thức phổ biến:

- ASCII được biến đổi dễ dàng tới các ký tự và số mà người có thể đọc Giao thức này đơn giản nhưng thường là chậm chạp

- Modbus: giao thức thông dụng trong công nghiệp và cũng trở nên thông dụng trong các trạm điện

- ModbusPlus: mở rộng của giao thức Modbus, có tốc độ trung bình

- DNP 3.0: giao thức thông dụng SCADA

Môi trường truyền tin: Có nhiều loại phương tiện truyền thông tin khác nhau, có thể được dùng để dẫn dữ liệu giữa các thiết bị IEDs trong HTĐ, gồm có cáp đồng, đường dây tải điện (PLC), đường dây điện thoại, sợi quang và vô tuyến Vô tuyến bao gồm FM, vi sóng, mạng điện thoại di động và vệ tinh

Kết nối truyền tin: Kết nối trực tiếp và gián tiếp multidrop là hai loại truyền tin có thể dùng trên mạng Trong kết nối trực tiếp, chỉ có hai thiết bị kết nối với nhau Đường dẫn truyền dữ liệu có thể là kim loại, vô tuyến và sợi quang Mỗi giao diện bao gồm kết nối truyền và nhận riêng biệt tại mỗi thiết bị Có một số kết nối trực tiếp riêng đến nhiều thiết bị IEDs, cho phép mỗi thiết

bị truyền tin đồng thời Hệ thống có nhiều kết nối trực tiếp bắt nguồn từ một thiết bị được gọi là cấu trúc mạng tia Hình 1 mô tả cấu trúc hình tia Nhiều mạng hình tia có thể kết nối với nhau

Rơle Mạng điều khiển

Hình 1 Cấu trúc hình tia

Bất cứ giao thức nào, bao gồm thiết kế ứng dụng kết nối gián tiếp multidrop, có thể sử dụng cho kết nối trực tiếp dạng hình tia

Hầu hết, các hệ thống ethernet ngày nay được phát triển dạng mạng hình tia với trung tâm hình tia là khóa đóng cắt, trục chính hay tuyến chính

Trong cấu trúc mạng gián tiếp multidrop, một số thiết bị có thể được kết nối thẳng vào thanh góp hặc mạng vòng Hình 2 mô tả kết nối thiết bị dạng mạng thanh góp và hình 3 chỉ kết nối dạng mạng vòng Kết nối multidrop yêu cầu tại một thời điểm chỉ có một thiết bị truyền tin Các thiết bị trong mạng multidrop phải đọc cùng một giao thức với cùng tốc độ

Rơle Mạng điều khiển

Hình 2 Cấu trúc dạng thanh cái

Mạng điều khiển

Rơle

Hình 3 Cấu trúc mạng vòng Đọc điện kế tự động (AMR): Là dịch vụ truyền dẫn dữ liệu từ điện kế tiêu dùng đến hệ thống thu thập dữ liệu của công ty bán điện, cho phép thu thập nhiều loại thông tin khác nhau để tạo thuận lợi cho công ty và khách hàng

Công nghệ AMR cho phép khách hàng sử dụng điện có hiệu suất cao hơn bằng các chương trình ứng dụng Một số hệ thống cho phép khách hàng điều khiển và tiêu thụ điện trong nhà theo ý muốn, với chi phí thấp nhất; giám sát dòng điện; thu nhận thông tin hàng ngày; thanh toán hóa đơn điện; điều khiển ánh sáng và các hệ thống an toàn trong nhà

Công nghệ AMR được quyết định bởi cách lựa chọn sơ đồ truyền tin

Công nghệ (PLC) sử dụng đường dây tải điện như phương tiện truyền thông cho việc gửi và nhận giữ liệu ở dải băng thông hẹp, tốc độ rất thấp

Công nghệ dựa trên việc dùng đường dây cáp quang, điện thoại (dành riêng hoặc chia sẻ với điện thoại) để gửi và nhận giữ liệu đo đếm Các hệ thống dựa vào điện thoại có chi phí thấp đối với các đối tượng chọn lọc, và đặc biệt cho khách hàng công nghiệp và thương mại lớn

Công nghệ vô tuyến, tần số vô tuyến điện (RF) có hiệu quả chi phí thấp hơn đo đếm trong vùng địa lý hiểm trở

Tự động hóa HTĐ: Là hoạt động điều khiển tự động HTĐ thông qua các thiết bị I&C Tự động trạm dựa vào việc dùng dữ liệu IED, điều khiển và nâng lực tự động trong trạm và lệnh điều khiển từ người sử dụng ở xa để điều khiển thiết bị HTĐ

Tự động HTĐ gồm các quá trình kết hợp phát điện và phân phối công suất Một phần của quá trình này liên quan đến việc điều khiển phân phối tự động công suất tại các cấp truyền tải và phân phối Cùng với việc giám sát và điều khiển hệ thống phân phối công suất trong trạm điện và thiết bị gắn trên trụ đường dây để giảm xảy ra cắt điện và rút ngắn thời gian cắt điện Giao thức truyền thông tin, các thiết bị IEDs và các phương pháp truyền tin cùng làm việc với nhau thống nhất để vận hành tự động HTĐ

Phân phối công suất tự động của các trạm truyền tải, phân phối và các phát tuyến bao gồm:

- Điều khiển có giám sát và thu thập dữ liệu (SCADA) - giám sát vận hành và điều khiển

- Tự động phân phối - vị trí sự cố, tự động cách ly, phân đoạn tự động, tự động phục hồi nguồn điện

- Tự động trạm điện - hỏng hóc máy cắt, tự đóng lại, giám sát ắcquy, chuyển nguồn và chuyển tải

- Hệ thống quản lý năng lượng (EMS) - phân bố công suất, giám sát, điều khiển và giám sát VAR, điện áp, điều khiển phát điện, điều chỉnh cân bằng pha máy biến áp và phát tuyến

- Phân tích sự cố và bảo trì thiết bị

- Điều khiển và giám sát từ xa các máy cắt và thiết bị đóng cắt

- Giám sát từ xa các thiết bị đóng cắt không tự động và cầu chì

- Điều khiển và giám sát các cụm tụ bù

- Điều khiển và giám sát điện áp

- Điều khiển và giám sát chất lượng điện năng

Trong phần 3 của quyển sách này chỉ đề cập đến một vài chức năng tự động hóa cục bộ để phục vụ cho tự động hóa HTĐ

Chương 14

TỰ ĐỘNG ĐÓNG LẠI ĐƯỜNG DÂY

14.1 TỔNG QUÁT

Các thống kê về các sự cố trên HTĐ cho thấy rằng, bất kỳ đường dây trên không vận hành

với điện áp cao (từ 6kV trở lên) đều có sự cố thoáng qua (chiếm tới 80÷90%), trong đó đường dây có điện áp càng cao thì phần trăm xảy ra sự cố thoáng qua càng lớn Một sự cố thoáng qua, chẳng hạn như một phóng điện xuyên thủng là loại sự cố mà có thể được loại trừ bằng tác động cắt tức thời MC để cô lập sự cố và sự cố sẽ không xuất hiện trở lại khi đường dây được đóng trở lại sau đó Sét là nguyên nhân thường gây sự cố thoáng qua nhất, còn những nguyên nhân khác thường là

do sự lắc lư của dây dẫn gây ra phóng điện và do sự va chạm của các vật bên ngoài đường dây Việt Nam nằm trong khu vực nhiệt đới; các điều kiện khí hậu như bão, độ ẩm, sấm sét, cây cối đều tạo điều kiện tốt cho sự cố thoáng qua xảy ra Do vậy, việc áp dụng thiết bị tự động đóng lại MC (TĐL) trên HTĐ Việt Nam càng nên được xem xét cẩn thận nhằm áp dụng một cách thích hợp và hiệu quả những lợi điểm của thiết bị này, góp phần cải thiện độ tin cậy cho hệ thống Như trên đã đề cập, 10 ÷20% sự cố còn lại là sự cố kéo dài hay “bán kéo dài” Một sự cố bán kéo dài có thể xảy ra do một nhánh cây rớt xuống đường dây Ở đây sự cố sẽ không được loại trừ bằng cách cắt điện tức thời mà nhánh cây chỉ có thể bị cháy rụi trong một khoảng thời gian nào

đó Loại sự cố này thường xảy ra trên đường dây trung thế (6 ÷ 66kV) chạy qua vùng rừng núi

Như vậy, trong phần lớn các sự cố, nếu đường dây sự cố 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 Các MC có trang bị hệ thống TĐL sẽ cho phép thực hiện nhiệm vụ này một cách tự động và, trong thực tế, chúng đã góp phần thiết thực trong việc cải tạo tính liên tục cung cấp điện cho hộ tiêu thụ Ngoài ra TĐL còn có một ưu điểm khá quan trọng, đặc

biệt cho đường dây truyền tải cao áp (trên 66kV) đó là khả năng giữ ổn định và đồng bộ cho hệ

thống Trên đường dây truyền tải, đặc biệt đường dây nối hai hệ thống lớn với nhau, việc tách rời hai hệ thống có thể gây mất ổn định Trong một số trường hợp, việc cắt rời hai hệ thống sẽ gây ra tình trạng: một bên thì thiếu hụt công suất trầm trọng, một bên thì dư thừa công suất, trường hợp này việc đóng trở lại kịp thời (trong khoảng thời gian giới hạn nào đó sẽ được đề cập trong phần tự động đóng lại đối với đường dây truyền tải cao áp) cho phép HTĐ tự động cân bằng trở lại Đây là một ưu điểm quan trọng của việc đóng lại trên đường dây truyền tải

Để thực hiện việc TĐL trong HTĐ, hiện nay có hai biện pháp đang được sử dụng:

- Tự đóng trở lại bằng cách kết hợp MC với hệ thống tự đóng lại (ARS)

- Sử dụng MC TĐL (ACR)

Lợi điểm của ACR là chi phí thấp hơn so với khi sử dụng hệ thống TĐL vì nó được thiết kế trọn bộ để kết hợp MC với chức năng của rơle BV và rơle TĐL Tuy nhiên, giới hạn 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 Hiện nay, công suất cắt của ACR vào khoảng 150MVA đối với điện áp 15kV và gần 300MVA đối với điện áp 22kV

Đối với đường dây truyền tải cao áp công suất lớn, công suất cắt của một MC đòi hỏi phải rất lớn và thời gian tác động của MC phải rất nhanh Đây là một trong những nguyên nhân mà người ta chỉ sử dụng MC kết hợp với hệ thống điều khiển TĐL để thực hiện chức năng TĐL cho HTĐ loại này Ngoài ra, việc áp dụng kỹ thuật số và vi xử lý vào việc chế tạo các rơle BV cho phép các rơle hiện nay, ngoài chức năng của một rơle thông thường, còn có thể bao gồm các chức năng của rơle TĐL với độ tin cậy rất cao Với các lý do trên, ngày nay trên HTĐ người ta thường sử dụng ACR cho mạng trung thế vì khả năng cơ động (gọn, nhẹ, có thể gắn trực tiếp trên trụ đỡ đường dây) và chi phí thấp của nó Còn hệ thống TĐL thì sử dụng trên lưới truyền tải cao áp và siêu cao áp

Tự đóng lại có thể chế tạo để đóng laiï 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% (hiệu quả càng lớn khi điện áp đường dây càng cao)

- TĐL lần 2 thành công 10 ÷15%

- TĐL lần 3 thành công 3 ÷ 5%

Chu kỳ TĐL một lần khi có NM thoáng qua và NM lâu dài được vẽ ở hình 14.1 Chu kỳ TĐL nhiều lần được vẽ ở hình 14.2 Trong chu kỳ đầu tiên, thời gian TĐL thường được chọn lớùn hơn thời gian khử ion của môi trường; chu kỳ hai, thời gian TĐL thường được chọn khoảng 15÷

20s t bv , t cmc,t đ thời gian làm việc BV, thời gian cắt và đóng MC phụ thuộc vào thiết bị lắp đặt, còn thời gian khử ion phụ thuộc vào điện áp đường dây, địa điểm, trị số và thời gian NM, dạng NM và được chọn theo từng trường hợp cụ thể (H.14.2)

Hình 14.1 Hoạt động của sơ đồ TĐL một lần cho sự cố thoáng qua và sự cố lâu dài

đóng

Hồ Hồ

0 thời gian bảo vệ làm việc

1 kích cuộn cắt 9 thời gian dập hồ quang

2 kích cuộn cắt 10 thời gian đóng

3 hồ quang bị dập tắt 11 thời gian vận hành MC

4 tiếp điểm mở hoàn toàn 12 thời gian gián đoạn

5 mạch đóng được kích hoạt 13 tiếp điểm mở hoàn toàn, MC bị khóa

6 tiếp điểm đóng 14 thời gian TĐL

7 tiếp điểm đóng hoàn toàn 15 thời gian xung đóng

8 thời gian mở 16 rơle sẵn sàng cho sự cố sau (sau khi TĐL thành công)

Hình 14.2 Hoạt động của sơ đồ TĐL ba lần khi sự cố lâu dài

14.1.1 Những yêu cầu chính đối với tự đóng lại

Khi đặt thiết bị TĐL cần phải chú ý các yêu cầu sau

1- Tác động nhanh

Theo quan điểm đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các phụ tải và đảm bảo ổn định của HTĐ thì đóng lại các nguồn điện càng nhanh càng tốt Tuy nhiên, tốc độ TĐL bị hạn chế bởi điều kiện khử ion tại chỗ bị NM để khi đóng trở lại nguồn điện NM không thể tái phát trở lại Ta biết thời gian đóng của MC dầu lớn hơn thời gian cần thiết để khử ion tại chỗ NM do đó, không cần chú ý đến điều kiện này Nhưng đối với máy cắt không khí thì cần phải chú ý kỹ vì thời gian đóng MC rất nhỏ Bảng 14.1 cho thời gian khử ion tại chỗ NM theo các cấp điện áp khác nhau Thời gian của chu kỳ TĐL phụ thuộc vào thời gian đóng của MC và thời gian khử ion hóa môi trường

Bảng 14.1 Thời gian khử ion tại chỗ NM

Điện áp truyền tải kV Thời gian khử ion

đóng MC bằng tay khi có NM Nếu sau khi đóng MC điện bằng tay mà rơle BV tác động mở MC thì chính là do trong lưới điện còn có chỗ tồn tại NM (ví dụ quên chưa gỡ bộ phận tiếp đất an toàn dùng trong khi sửa chữa lưới điện hoặc chưa phát hiện hết hay chưa phát hiện đúng chỗ NM ) Trong trường hợp này, nếu cho thiết bị TĐL làm việc sẽ gây hư hỏng nhiều thêm và chắc chắn sẽ không kết quả

Khởi động TĐL bằng một trong hai phương pháp sau

Tiếp điểm phụï MC: khởi động bằng sự không tương ứng giữa vị trí MC và vị trí khóa điều khiển (vị trí khóa điều khiển đóng nhưng MC ở vị trí mở)

Tiếp điểm rơle BV: trong phương thức đầu tiên, một tiếp điểm phụ sẽ đóng khi MC mở kích hoạt sơ đồ TĐL thông qua công tắc chọn tự động hoặc bằng tay Về mặt kỹ thuật thì thích hợp, nhưng nếu MC được ngắt bằng tay khi công tắc chọn ở vị trí tự động thì sẽ có đóng lại ngoài ý muốn Điều này có thể là một nguy hiểm cho người vận hành nếu MC được ngắt cho mục đích bảo trì

Đối với phương pháp thứ hai, khởi động bằng tiếp điểm rơle BV được sử dụng phổ biến vì tựï đóng lại đột ngột không thể xảy ra Nhiều sơ đồ TĐL phối hợp với phần tử rơle khởi động mà được kích hoạt bằng tiếp điểm khởi động và tự giữ, các khóa liên động cần có để ngăn chặn sự khởi động sai trừ trường hợp thoả mãn điều kiện TĐL bằng các tiếp điểm ghép nối tiếp với cuộn kích của rơle khởi động

3- Thiết bị TĐL không được làm việc khi điều hành viên mở MC bằng tay hoặc điều khiển từ xa

Mở MC điện bằng tay hoặc điều khiển từ xa là không muốn cho đường dây hoặc thiết bị điện tiếp tục làm việc trong khoảng thời gian nào đó, nó cũng tương tự như trường hợp NM còn tồn tại lâu dài Với những trường hợp trên, dù thiết bị TĐL có tác động cũng chắc chắn không có kết quả; do đó không cần cho nó làm việc hoặc tốt nhất là khóa TĐL lại

4- Sơ đồ TĐL có thể khóa hay cấm tác động trong trường hợp đặc biệt

Ví dụ, trong trường hợp BVSL hoặc BV của MBA làm việc khi có NM bên trong MBA

5- TĐL không được lặp đi lặp lại

Không nên lẫn lộn vấn đề này với vấn đề TĐL một lần hoặc nhiều lần đã nêu ở trên Đề ra yêu cầu này là để tránh hiện tượng MC đóng lặp đi lặp lại khi NM còn tồn tại lâu dài dẫn đến hậu quả hỏng MC (NM xuất hiện, bộ phận BV rơ le tác động mở MC, sau đó nhờ TĐL nên MC được đóng trở lại thì bộ phận BV rơ le lại mở MC lần thứ hai, TĐL lại đóng MC lại quá trình này cứ lặp đi lặp lại cho đến khi thiết bị hỏng hoặc người đến cắt nguồn điện)

6- TĐL phải tự động trở về vị trí ban đầu

Sau khi đã tác động một thời gian, thiết bị TĐL phải trở về trạng thái ban đầuđể chuẩn bị

cho các lần làm việc sau Thời gian phục hồi t tv của thiết bị TĐL là khoảng thời gian từ thời điểm khởi động đến khi trở về trạng thái ban đầu

7- Thời gian tối thiểu của tín hiệu đi đóng lại MC đủ để đóng MC chắc chắn

Khoảng thời gian của xung đóng phải được phù hợp với yêu cầu của cơ cấu đóng MC,

thường thời gian này khoảng 1 đến 2s

8- Yêu cầu đối với sơ đồ TĐL một pha

Khi xuất hiện sự cố một pha chạm đất, sơ đồ TĐL pha đơn sẽ ngắt và chỉ đóng lại pha sự cố

của MC, vì thế rơle TĐL sẽ được lắp đặt riêng rẽ cho từng phần tử khởi động, một rơle cho một pha Sự đóng lại thành công sẽ đưa đến kết quả rơle trở về lại tại cuối thời điểm của thời gian phục hồi, sẵn sàng để đáp ứng lại một sự cố mới, nhưng nếu sự cố là sự cố lâu dài thì sẽ cắt và khóa cả ba pha MC Ngắt và khóa ba pha cũng xảy ra cho sự cố giữa hai pha NM chạm đất, điểm chạm đất thứ hai xuất hiện trong thời gian chu kỳ TĐL

Phối hợp giữa tự động đóng lại ba pha và một pha, sự cố pha đơn chạm đất sẽ khởi động ngắt một pha và đóng lại, sự cố nhiều pha thì sẽ khởi động ngắt ba pha và đóng lại Nếu TĐL không thành công thì sẽ khóa lại cả ba pha

14.1.2 Phân loại thiết bị tự đóng lại

Thiết bị TĐL có thể được phân loại theo các tiêu chuẩn sau:

- Theo số lần tác động: TĐL một lần và TĐL nhiều lần

- Theo số pha tác động khi tự đóng lại: TĐL ba pha (TĐL3) và TĐL một pha (TĐL1)

- Theo thiết bị điện: TĐL thanh góp, đường dây, máy biến áp

- TĐL ba pha của đường dây với hai nguồn cung cấp được thực hiện có các dạng sau:

+ TĐL không đồng bộ

+ TĐL tức thời

+ TĐL chờ đồng bộ

+ TĐL theo tần số: trong hệ thống khi tần số bị giảm có thể một số MC của phụ tải bị cắt,

sau đó thiết bị TĐL đóng MC khi tần số đã khôi phục Thiết bị này được gọi là TĐL theo tần số

14.2 TỰ ĐÓNG LẠI BẰNG CÁCH KẾT HỢP MÁY CẮT VỚI HỆ THỐNG TỰ

ĐÓNG LẠI (ARS)

Như đã nêu ở phần trước, với đường dây siêu cao áp, cao áp công suất lớn việc TĐL được thực hiện bằng cách kết hợp MC với HTBV và hệ thống điều khiển TĐL

Trên đường dây truyền tải cao áp, điều lưu ý quan trọng khi áp dụng TĐL là việc duy trì sự ổn định và đồng bộ của hệ thống Vấn đề liên quan đến sự đồng bộ này là hệ thống được kết nối lỏng lẻo hay chặt chẽ

Để hiểu rõ tính tác động nhanh của TĐL, chúng ta cần biết các khái niệm về ổn định

14.2.1 Khái niệm về ổn định

Một HTĐ đang làm việc có thể xảy ra mất ổn định do mất cân bằng công suất phát và tiêu thụ Ví dụ, khảo sát hệ thống 4 máy điện đồng bộ trong quá trình quá độ mất cân bằng công suất, các góc rotor máy phát tăng lên, nếu độ lệch góc giữa các máy thay đổi không đáng kể, tính ổn định HT vẫn duy trì và các MF làm việc với góc rotor mới (H.14.3) Nếu các góc lệch tiếp tục rời

xa, HT sẽ mất ổn định (H.14.4)

X

V V

với: P - công suất truyền giữa hai máy

VS - điện áp đầu MF phát công suất

VR - điện áp đầu MF nhận công suất

δ - góc lệch giữa VS và VR

14.2.2 Ảnh hưởng tự đóng lại đối với ổn định hệ thống

Với hệ thống được kết nối lỏng lẻo như hình 14.5, hai hệ thống được kết nối bằng một đường dây một lộ Ở chế độ bình thường, công suất truyền tải P cắt đường cong P–δ (OAB) tại điểm X và góc lệch pha giữa hai hệ thống lúc này là δo Khi có sự cố, đường cong OCB được áp dụng (khi NM điện áp giảm nên công suất truyền giảm), điểm làm việc lúc này là Y Giả sử rằng công suất cơ đưa vào máy phát không đổi, do bây giờ có một sự chênh lệch công suất là đoạn XY khiến cho điểm làm việc chạy tới điểm Z và góc truyền tải tăng đến δ1, giả thuyết ngay tại thời điểm này MC tác động cắt rời đường dây nối hai hệ thống, góc lệch δ lại tăng lên với một tốc độ

tùy thuộc vào quán tính của hai nguồn phát Để duy trì đồng bộ, MC phải được đóng lại với thời gian

đủ ngắn trước khi góc lệch pha vượt quá δ2, sao cho diện tích vùng hãm tốc (2) lớn hơn diện tích vùng tăng tốc (1): đây chính là điều kiện để duy trì đồng bộ Ví dụ này cho thấy việc áp dụng thành công TĐL trong trường hợp như thế cần phải được thực hiện với tốc độ cao, MC tác động nhanh và thời gian gián đoạn liên lạc ngắn

Tình trạng bình thường Tình trạng sự cố

0 δo δ1 δ2

P = hằng số Y

Z ( ) I

B Góc lệch pha δ

Hình 14.5 Hiệu quả của TĐL ba pha trên đường dây đơn

Từ hình 14.5, góc cắt và đóng lại giới hạn để duy trì ổn định có thể tìm từ phương trình cân bằng hai diện tích (1) và (2)

3

2 1

0

sin

−δ

d P

Đối với HTĐ được liên kết chặt chẽ (đường dây hai lộ chẳng hạn, hình 14.6), hệ thống sẽ dự trữ ổn định tốt hơn khi cắt một lộ dây, và biện pháp ở đây là TĐL với thời gian trễ nhằm mục đích cho các dao động từ sự cố gây ra có thời gian giảm trước khi đường dây được đóng lại

P- sau sự cố

P- đang sự cố

Hình 14.6 Ảnh hưởng TĐL trên đường dây đôi

Khi một đường dây bị cắt ra, hai MF vẫn còn liên lạc bằng đường dây còn lại và đường cong P–S trong tình trạng này là P– sau sự cố Để duy trì ổn định thì diện tích tăng tốc (1) phải nhỏ hơn diện tích giảm tốc (2) + (3)

Tóm lại, các yếu tố cần được xem xét khi sử dụng sơ đồ thiết bị TĐL trên đường dây truyền tải cao áp như sau

14.2.3 Tự đóng lại tốc độ cao Các yếu tố ảnh hưởng tới tốc độ tự đóng lại

Yêu cầu đầu tiên cho việc áp dụng TĐL tốc độ cao là thời gian nhiễu loạn hệ thống có thể chấp nhận được mà không gây mất ổn định Đường cong P–δ cùng với giá trị công suất truyền tải cho phép phỏng đoán được độ thay đổi của góc truyền tải, sau đó cần phải biết quan hệ δ–t dự đoán thời gian giới hạn cực đại để không gây nhiễu loạn hệ thống Cuối cùng là phải biết các đặc tính của MC của mạch BV cũng như thời gian khử ion hóa của môi trường để có thể thực hiện TĐL tốc độ cao trong bất cứ trường hợp nào Sau đây, ta sẽ lần lượt thảo luận đến các yếu tố này

1- Các đăïc tính bảo vệ

Dùng BV tác động nhanh như BVKC, so lệch có thời gian làm việc 50ms, kết hợp với MC

tác động nhanh sẽ làm giảm thời gian nhiễu loạn Các đặc tính BV phải được tính toán và chọn lựa sao cho cả hai MC ở hai đầu đường dây phải được cắt đồng thời khi có sự cố Bất cứ một MC nào mở trước MC kia cũng sẽ làm tăng thời gian gián đoạn và TĐL khó thành công hơn Khi sử dụng BVKC, sự cố xảy ra ngay gần một đầu của đường dây (rơi vào vùng tác động không đồng thời) thì BV phải được trang bị các dụng cụ đặc biệt giúp cho hai MC ở hai đầu đường dây tác động đồng thời

2- Khử ion tại nơi xảy ra sự cố

Khi sử dụng TĐL với tốc độ cao, ta phải xác định được thời gian để đóng lại thành công, ion tại nơi xảy ra sự cố phải được khử hết mà không cho hồ quang cháy trở lại Thời gian khử ion của một tia hồ quang trong khí phụ thuộc vào cấp điện áp, khoảng cách phát sinh hồ quang, dòng sự cố, thời gian kéo dài sự cố, tốc độ gió và sự kết hợp điện dung của dây dẫn nằm cạnh kề, trong đó cấp điện áp là yếu tố quan trọng nhất: điện áp càng cao thì thời gian đòi hỏi khử ion càng lớn như được cho trong bảng 14.1

Nếu sử dụng TĐL một pha, đặc biệt trên đường dây dài thì thời gian chờ đóng lại (t TĐL) của pha sự cố được đặt lớn hơn so với trường hợp đóng lại ba pha vì khi pha sự cố cắt ra, hỗ tương điện dung giữa hai pha còn lại với pha sự cố khiến cho hồ quang có xu hướng được duy trì hồ quang lâu hơn

3- Các đặc điểm của máy cắt

Việc TĐL trên đường dây truyền tải đòi hỏi MC chịu được chu kỳ làm việc rất nặng nề trên một dòng sự cố lớn Các loại MC được sử dụng hiện nay là MC dầu, MC không khí, MC SF6, trong đó loại sử dụng khí SF6 là khả năng đóng cắt với chu kỳ nặng nhất

Lựa chọn thời gian gián đoạn của MC Hình 14.7 sau đây giới thiệu biểu đồ thời gian đóng ngắt tiêu biểu của MC dầu và MC khí nén

Ngày nay, các MC hiện đại có thời gian tác động rất nhỏ, thường nhỏ hơn thời gian khử ion

của môi trường đặc biệt là đối với cấp điện áp cao trên 220kV Do đó, phải chọn thời gian gián

đoạn MC phải chọn lớn hơn thời gian khử ion của môi trường và lưu ý rằng đường dây siêu cao áp, một tác động đóng lại không thành công sẽ gây thiệt hại còn nhiều hơn nếu không sử dụng TĐL

4- Lựa chọn thời gian hồi phục

Đối với bất cứ loại MC nào, việc lựa chọn thời gian hồi phục cho hệ thống BV phải đảm bảo cho MC có đủ thời gian trở về (không khí được nạp đầy, cơ cấu đóng tiếp trở về vị trí sẵn sàng ) để

sẵn sàng cho lần tác động kế tiếp MC tác động cơ lưu chất cần thời gian phục hồi là 10sec, MC cơ cấu đóng lò xo cần thời gian trở về là 30sec, thời gian phục hồi của MC khí nén cần thiết để áp suất

khí trở lại bình thường

5- Số lần đóng lại

Việc TĐL với tốc độ cao trên đường dây siêu cao áp thường chỉ thực hiện một lần vì việc TĐL nhiều lần với dòng sự cố lớn có thể gây mất ổn định hệ thống Hơn nữa, đối với đường dây siêu cao áp, sự cố bán kéo dài (nếu có) cũng khó bị loại bỏ bằng cách đóng lại nhiều lần như đối với đường dây cao thế, trung thế

Kích khởi

0,01s

Thời gian t(s)

MC mở hoàn toàn Mạch đóng được kích hoạt

Hồ quang

bị dập tắt hoàn toàn

Tiếp điểm bắt đầu mở

0,06s

Tiếp điểm bắt đầu đóng

MC đóng hoàn toàn

Thời gian gián đoạn nhỏ nhất - có thể giảm đến 0,3s bởi cơ cấu đặc biệt

0,3s

0,035s

Thời gian t(s)

MC đóng hoàn toàn

Tiếp điểm bắt đầu đóng

MC mở hoàn toàn Mạch đóng được kích hoạt

Tiếp điểm bắt đầu mở

Hồ quang

bị dập tắt hoàn toàn Khởi

ngắt

a)

b)

Hình 14.7 Hoạt động đóng ngắt của các loại máy cắt

a) Máy cắt dầu cấp điện áp 132kV; b) Máy cắt khí nén 400 kV

14.2.4 Tự đóng lại một pha

Khi áp dụng TĐL ba pha cho đường dây một lộ nối hai hệ thống với nhau, việc cắt ba pha đường dây sự cố sẽ gây tách rời và lệch pha giữa hai hệ thống, trong khoảng thời gian gián đoạn thì không có sự liên lạc về công suất giữa hai hệ thống Trái lại, nếu chỉ có pha bị sự cố cắt ra trong trường hợp sự cố chạm đất là loại sự cố chiếm phần lớn đối với đường dây trên không thì việc duy trì liên lạc công suất giữa hai hệ thống vẫn được tiếp tục thông qua hai pha còn lại Khi dùng TĐL một pha, mỗi MC một pha phải hoạt động độc lập và có một cơ cấu đóng cắt riêng Điều này, thường được áp dụng đối với các MC SF6, MC không khí nén và phần lớn MC dầu trên HTĐ cao áp Sơ đồ chọn đóng ngắt pha sự cố khá phức tạp Ngoài sơ đồ BV đường dây, HTBV cần thêm rơle chọn pha sự cố Khi sự cố nhiều pha thì tất cả ba MC đều mở và khóa không cho đóng lại Nếu TĐL một pha không thành công thì cũng mở cả ba MC và khóa không cho đóng lại Lợi ích của TĐL một pha là duy trì đồng bộ thời gian gián đoạn công suất truyền cho phép lâu hơn hình 14.8 Nhược điểm chính của TĐL một pha là thời gian khử ion tại nơi xảy ra sự cố dài hơn vì có sự hỗ tương điện dung giữa pha sự cố và các pha không sự cố, có thể gây nhiễu đường dây thông tin Trong một số trường hợp, dòng thứ tự không có thể gây tác động nhầm cho rơle BV chạm đất trên đường dây lộ kép do sự hỗ cảm giữa đường dây sự cố và đường dây không sự cố

Rơle chọn pha sự cố: BV khoảng cách đáp ứng một cách lý tưởng khi sử dụng cùng với TĐL một pha vì phần tử đo pha đất được cung cấp cho từng pha riêng rẽ và có thể sử dụng để khởi động cắt một pha, đóng lại một pha Khác với trường hợp BVKC, BV so sánh pha, BVSL đường dây là BVNM nhiều pha nên với sơ đồ BV này rơle chọn pha sự cố phải được dùng Các nguyên tắc làm việc của rơle chọn pha chạm đất như sau:

Làm việc theo điện áp: Rơle được cung cấp bằng điện áp pha trung tính của một pha và điện áp pha - pha (dây) của hai pha khác Rơle làm việc khi độ lớn pha trung tính nhỏ hơn một nửa điện áp dây

Làm việc theo dòng: Phương pháp đo được thực hiện bằng cách so sánh dòng thứ tự nghịch với

Hình 14.8 Thời gian gián đoạn công suất cho phép khi

TĐL một hoặc ba pha T ngắt : thời gian ngắt sự cố

TĐL 3 pha

t = 5 chu kỳngắt

t = 7,5 chu kỳ ngắt

0 50 100 150 200 250 300 350 400

km 10

20 30 40 50 60 70 80

dòng thứ tự không trong từng pha và bằng cách sử dụng các hậu quả khi chạm một pha Đối với pha chạm đất, dòng điện thứ tự nghịch và thứ tự không trùng pha trong khi hai pha không chạm, vector dòng điện lệch pha nhau một góc là 120o

Sau đây khảo sát các tình trạng xảy ra trong quá trình TĐL một pha

1- Chạm đất một pha

Cho đường dây liên lạc giữa hai hệ thống như hình 14.9 Dòng tại điểm NM N

Z

E Z

với: Z& - tổng trở tương đương mang tới điểm NM

E& A - giá trị sức điện động định mức pha A

N

Hình 14.9 Dòng sự cố một pha chạm đất

Sử dụng phương pháp thành phần đối xứng, dòng này có thể là tổng của ba dòng thứ tự thuận, thứ tự nghịch và thứ tự 0

N A N A N A

I& = & 1 + & 2 + & 0 (14.4)

Bảng 14.2 Dòng tại điểm NM khi có sự cố pha A chạm đất

Dòng pha không bị sự cố là I BN = 0 và I CN= 0, do đó

0= I&B1N + I&B2N +I&0N và 0 = I&C1N + I&C2N + I&0N

từ đó 0= I&A1N +I&A2N +I&0N (14.5) và I&AN = 3 &I0N (14.6)

Dòng I A 1N , I A 2N , và I 0N được kèm theo điện áp thứ tự tương ứng Điện áp pha A tại điểm NM

U&A =U&A1N +U&A2N +U&0N =0 (14.7)

A B C

+ a

a 2

1 3

IA2 =

+ )

I I I

A B C

+ a a

2

1 3

I0 =

x + ( I IA B+ ) IC

1 3

Thứ tự Dòng của thành phần đối xứng Dòng pha tại điểm ngắn mạch

Điện áp U&A2,U&A0 giảm và điện áp U A1 tăng tỷ lệ với khoảng cách của điểm NM Điện áp tại trạm K hoặc điện áp các thành phần thứ tự là tổng điện áp tương ứng tại điểm NM và điện áp rơi trên trở kháng là

KN

KN A N A K A

KN

KN A N A K A

Z I U

U

Z I U

U

Z I U

U

0 0 0

0

2 2 2

2

1 1 1

KN viết ở biểu thức trên là ký hiệu phân đoạn giữa trạm K và điểm NM N Điện áp pha sự

cố tại điểm rơle đặt tại trạm K

U&AK = I&KN A1 Z&1KN + I&A KN1 Z&2KN +I&A KN0 Z&0KN (14.9)

Điện áp thứ tự nghịch và thứ tự không tại nguồn bằng 0, nên từ (14.8)

E& Ađm - sức điện động định mức của pha A

Mạch tương đương cho tính toán NM được xác định như biểu thức (14.10) hình 14.10 Tại điểm NM một pha thỏa mãn điều kiện (14.5) và (14.7), chúng được viết

E&Ađm = I&0N( ∑Z&1 +∑Z&2 +∑Z&0) (14.11)

Do đó mạch tương đương, tương ứng là các tổng trở mắc nối tiếp ∑Z1, ∑Z2, ∑Z0 với sức điện động pha định mức (H.14.10a) Dòng tại điểm NM

1

3

Z Z

Hình 14.10 Mạch tương đương để tính toán trong trường hợp

NM một pha mạng trung tính nối đất trực tiếp a) Trường hợp tổng quát; b) Trường hợp đường dây được

cung cấp từ một phía và trung tính MBA nối đất cả hai phía

Nếu đường dây được cung cấp tại một đầu (ví dụ phía K), trở kháng Z1L = Z2L = ∞ và mạch tương đương được cho ở hình 14.10b

2- Một pha bị hở

Với mạch hở trên một pha, giả sử pha A, thì dòng trên pha này bằng 0, điện áp giữa hai

điểm hở mạch m và n là U A.

Khi vận hành hai pha và đất, điện áp và dòng điện của hệ thống mất đối xứng, dòng chạy xuống đất trong suốt chu kỳ TĐL một pha là thời gian trôi qua kể từ khi đường dây bị ngắt một pha cho tới khi được đóng lại Giá trị dòng đất gần bằng dòng tải của pha đứt trước khi sự cố Lúc hở pha A

Các thành phần điện áp thứ tự thuận, nghịch và không tại điểm hở mạch là

U&A U&A U& U&A

3

10 2

Các thành phần điện áp này được áp vào hai điểm hở n và m của mạch tương đương

Trong biểu thức (14.15), điểm m1, m2 và m o ở một phía mạch hở là đẳng thế và có thể được

nối Điểm n1, n2 và n o ở phía kia cũng đẳng thế

Mạch sử dụng để tính toán được trình bày như hình 14.11a Trong trường hợp một nguồn cung cấp được trình bày như ở hình 14.11b Sử dụng phương trình (14.10), giả sử

Khử biểu thức (14.10b) và (14.10c), ta có

Kết hợp phương trình (14.14): I&A2 = −(I&A1 +I&0) (14.17)

Hình 14.11 Mạch tương đương một pha hở; a) Sơ đồ mạch c) Mạch tương đương khi đường dây được cung cấp từ một phía

A Y

B C

Phương trình (14.16a) được viết

E&n.ph = I&A1∑Z&1 +(I&A1+ I&0) ∑Z&2 = I&A1( ∑Z&1 +∑Z&2)+I&0∑Z&2 (14.18)

Sau khi giải (14.16b) và (14.17), khử I0, ta được

hoặc E&n.ph( ∑Z&2 +∑Z&0)= I&A1[ ∑ ∑Z&1 Z&2 +∑ ∑Z&1 Z&0 +∑ ∑Z&2 Z&0]

= I&A1[ ∑ ∑Z&1 Z&2 +∑Z&0)+∑Z&2∑Z&0]

0 2

0 2 1

1

Z Z Z

Từ (14.19) nhận thấy, tổng trở tương đương của mạng khi đứt một pha gồm tổng trở thứ tự

thuận đến điểm hở mạch nối nối tiếp với tổng trở thứ tự không và thứ tự nghịch song song

(H.14.11b) Như vậy, khi một pha bị hở, tổng trở mạng tăng thêm một giá trị bằng tổng trở thứ tự

không và nghịch song song, nên lượng công suất truyền cho phép qua đường dây bị giảm (khoảng

2/3 công suất đầy tải)

3- Mở không đồng thời một pha bị chạm đất

Để phân tích hoạt động của rơle BV và bộ phận phân biệt pha sự cố thì điều quan trọng là

phải biết được giá trị điện áp và dòng trong quá trình ngắt một phía pha sự cố của đầu phát trên

đường dây truyền tải (H.14.12) Khi pha A bị cắt khỏi trạm K, ở trạm L vẫn giữ nguyên ba pha

Trong tình trạng này không có dòng chảy qua pha sự cố tại điểm hở mạch I& GN A = 0

Với mạch bên không có dòng chảy trong pha không sự cố I&B N = I&C N = 0

và pha sự cố mang dòng N N

I& = &ΣTrạm F không được cấp nguồn và trung tính của MBA ở trạm F nối đất, dòng tương đương dòng

thứ tự zero chảy qua tất cả các pha ở phân đoạn F đến điểm NM

FN C

FN B

mn A

GN

I&1 = &1 = &1 (14.20)

N A

mn A

GN

I&2 = &2 = &2 (14.21)

N mn

I&0 = &0 = &0 (14.22)

FN GN

mn A

oc

U&2 − &2 = &2 &2

− (14.25) Từ hình 14.12e, ta cũng có −U&0mn −U&0N = I&0mn Z&0GN (14.26)

Vì I mn A = 0 nên I&1mn A + I&2mn A +I&0mn =0

nghĩa là I&0mn = −(I&1mn A +I&2mn A)= 0 (14.27)

Vì I&B N = I&C N = 0 nên

30 2 1

N A N N A

IAFN

I B FN

ICFN

Z (1, 2, 0)

GN

Z (0) FN

L F G

I1AFN=I1mn

I1AN

2A GN

=I 0 mn

I0N

U0N

I 0 FN

Hình 14.12 Ngắt pha sự cố, khi ngắn mạch pha A

a) Sơ đồ mạch; b) Mạch tương đương; c, d và e) Mạch thứ tự thuận, nghịch và zero

Từ hình 14.12e, ta có −U&0N = I&0FN Z&0FN (14.30) Với những tính toán từ (14.23), ta tìm được

U&0N = (I&0N −I&0GN)Z&0FN (14.31) Sau khi trừ đi giá trị U0N trong (14.31) và thay vào (14.26) ta được

FN GN N GN mn

I&0 = &1 = &1 và mn

A

N A mn

mn A

U&0 = −2&1 &0 −3&1 &0

− (14.34) Cộng vế trái, vế phải của các biểu thức (14.24), (14.25) và (14.26), U&0N = 0, nghĩa là

U&1N A +U&2N A +U&o N = 0

Điện áp điểm hở mạch U B mn =U C mn =0 và mn mn

mn A GN mn A

GN mn A

mn

E&1 −3&0 = &1 (&1 + &0 )−2&1 &0 (14.35) Thay giá trị U0mn từ (14.34) vào biểu thức trên, ta được

mn GN

A GN

GN mn A GN mn A GN

mn A

E&1 −6&1 &0 −9&1 &0 = &1 (&1 + &2 )−2&1 &0

Do đó E&1A = E&A = I&1mn A(Z&1GN + Z&2GN +4Z&0GN +9Z&0FN)

A

Z Z

Z Z

E I

I

0 0

2 1

0 1

Z Z

E I

0 0

2 1

0

94

+

= (14.37)

Dòng thứ tự không chảy từ trạm L: I&0FN = I&0N −I&0mn

Kết hợp (14.36) với (14.37) ta được

Z Z

Z Z

E I

0 0

2 1

0

94

+

Các biểu thức trên, được ứng dụng để tính toán cho trường hợp ngắt một pha chạm đất

không đồng thời, dòng thứ tự không chảy trên đường dây KL từ trạm K và L thì khác nhiều với

dòng chạy tới điểm NM một pha trên đường dây KL khi pha bị NM của đường dây được nối từ cả hai phía trạm K và L

Cần chú ý đến ảnh hưởng của dòng tải trong các pha và các thành phần đối xứng, điện trở sự cố

N

Z1 , 2 , tổng trở tải tương ứng được thay vào trong mạch tương đương

14.2.5 Tự đóng lại tốc độ chậm trên đường dây siêu cao áp

Trên các đường dây truyền tải được nối kết cao (lộ kép), việc mất một đường dây không gây chia cắt hệ thống và mất đồng bộ, ta có thể dùng TĐL với thời gian trễ Trong trường hợp này, thời gian TĐL được đặt từ 5 ÷6s, do đó ta không cần quan tâm đến thời gian khử ion của hồ quang và các

đặc tính tác động của MC Sự dao động công suất cũng có thể được ổn định trước khi TĐL Ngoài ra,

ta cũng có thể dùng các hệ thống cắt và đóng lại là loại ba pha dẫn đến đơn giản hóa mạch điều khiển so với hệ thống TĐL một pha Trong trường hợp mạng cho phép đóng lại chậm TĐL xác suất thành công nhiều hơn đóng lại nhanh Tuy nhiên, sự truyền công suất qua đường dây nối còn lại trong hệ thống có thể đưa đến góc lệch điện áp giữa hai đầu trạm lớn, nếu TĐL đường dây có thể sẽ sinh ra những thay đổi đột ngột không thể chấp nhận được Để phối hợp tự đóng lại cần một rơle

kiểm tra đồng bộ với hệ thống TĐL, rơle này thường phải làm những công việc như kiểm tra: góc

lệch pha, độ lệch điện áp, độ lệch tần số

Góc pha được cài đặt thường là 20o và rơle sẽ tự động khóa không cho TĐL nếu độ lệch pha vượt quá giá trị này Kiểm tra điện áp được phối hợp để ngăn cản TĐL nếu điện áp thấp hơn % cài đặt trước giá trị đặt của nó Giới hạn cài đặt từ 80 ÷ 90% điện áp định mức Rơle cũng phối hợp với kiểm tra độ lệch tần số bằng biện pháp đơn giản là sử dụng rơle thời gian kết hợp cùng với

kiểm tra góc pha Ví dụ, rơle thời gian 2s được sử dụng thì rơle này chỉ cho tín hiệu đầu ra nếu độ

lệch pha không vượt quá 20o trong khoảng thời gian 2s Điều này giới hạn độ lệch tần số đến giá trị cực đại 0,11% của 50Hz, tương đương với dao động pha từ +20o đến –20o trên 2s đo được Mặc

dù dưới điều kiện xem xét độ lệch tần số hiếm khi tăng lên, thời gian TĐL chậm càng an toàn hơn Trên đường dây liên lạc, sau khi cắt NM quá trình TĐL MC tại một đầu đường dây trước tiên

được coi như “Đóng điện đường dây nguội” Việc đóng lại tại đầu kia dưới sự kiểm soát của rơle

kiểm tra đồng bộ được coi như là “Đóng lại đường dây sống”

14.2.6 Các phương án thực hiện

Sơ đồ kết nối rơle tự đóng lại được mô tả trong hình 14.13

Rơle tự đóng lại

Hình 14.13 Sơ đồ kết nối rơle tự đóng lại 1- Các sơ đồ ứng dụng tiêu biểu

Cắt

Rơle bảo vệ

Rơle tự đóng lại Đóng

Rơle kiểm tra đồng bộ

Hình 14.14 Tự đóng lại một pha hoặc ba pha

Hệ thống tự đóng lại được tạo ra từ việc kết hợp rơle BV, rơle TĐT (79) và rơle kiểm tra

đồng bộ (25) thực hiện TĐL một pha hoặc ba pha (H.14.14)

Hệ thống TĐL được tạo ra từ việc kết hợp rơle BV, rơle TĐL và rơle kiểm tra đồng bộ thực hiện TĐL ba pha (H.14.15)

Cắt

Rơle bảo vệ

Rơle tự đóng lại Đóng

Rơle kiểm tra đồng bộ

Hình 14.15 Tự đóng lại ba pha 2- Chức năng kiểm tra đồng bộ tích hợp trong rơle TĐL kết hợp với bảo vệ của đường dây

- Đóng lại một pha hoặc ba pha (H.14.16)

Cắt

Rơle bảo vệ

tự đóng lại và Đóng

kiểm tra đồng bộ Rơle

Hình 14.16 Tự đóng lại một pha hoặc ba pha

- Đóng lại ba pha (H.14.17)

Cắt

Rơle bảo vệ

Rơle tự đóng lại và Đóng

kiểm tra đồng bộ

Hình 14.17 Tự đóng lại ba pha 3- Rơle bảo vệ chính tích hợp chức năng 25,79

- Đóng lại một pha hoặc ba pha (H.14.18)

Cắt

Rơle bảo vệ Đóng Tự đóng lại

Kiểm tra đồng bộ

Hình 14.18 Tự đóng lại một pha hoặc ba pha

- Tự đóng lại ba pha (H.14.19)

Cắt

Rơle bảo vệ Đóng Tự đóng lại

Kiểm tra đồng bộ

Hình 14.19 Tự đóng lại ba pha

14.3 MÁY CẮT TỰ ĐÓNG LẠI (ACR)

Máy cắt TĐL (gọi tắt ACR) là một loại thiết bị trọn bộ gồm MC và mạch điều khiển cần thiết cảm nhận tín hiệu dòng điện, để định thời gian cắt và đóng lại đường dây một cách tự động khi có sự cố thoáng qua, tái lập cung cấp điện Nếu sự cố kéo dài, ACR sẽ khóa TĐL sau một số lần tác động được đặt trước (thường là ba hay bốn lần) và như vậy cô lập vùng bị sự cố ra khỏi hệ thống

14.3.1 Phân loại ACR

ACR được phân loại dựa trên ba yếu tố:

- Tác động một pha hay ba pha

- Điều khiển bằng thủy lực hay điện tử

- Phương pháp dập hồ quang

1- ACR một pha hay ba pha

ACR một pha được dùng để BV và TĐL đường dây một pha, ví dụ như các nhánh rẽ của đường dây ba pha Chúng cũng có thể được dùng trên đường dây ba pha khi phụ tải trên đường dây này đa số là một pha Như vậy, khi một sự cố lâu dài một pha chạm đất xảy ra thì chỉ có một pha bị cắt và khóa, còn hai pha kia vẫn tiếp tục duy trì cung cấp điện cho hệ thống ACR ba pha được dùng khi cần cắt và đóng cả ba pha đối với bất kỳ một sự cố lâu dài nào và để ngăn chặn tình trạng vận hành hai pha đối với các phụ tải ba pha Ví dụ như động cơ ba pha loại lớn

2- ACR thủy lực hay điện tử

Hệ thống điều khiển thủy lực được sử dụng trong cả ACR một pha lẫn ba pha Bộ điều khiển này là một bộ phận chính của ACR, nó nhận biết quá dòng điện bằng một cuộn cắt được mắc nối tiếp với đường dây Khi dòng chạy qua cuộn dây vượt quá giá trị đặt, một píttông ACR được hút về phía cuộn cắt làm cho tiếp điểm của ACR mở ra Việc định thời gian và chuỗi đóng lại được thực thiện bằng cách bơm dầu vào các ống thủy lực riêng biệt Cấu trúc ACR cuộn cắt mắc nối tiếp với tải cho ở hình 14.20

Bộ điều khiển điện tử thì dễ dàng điều chỉnh và làm việc chính xác hơn; bộ điều khiển được đặt trong một tủ chứa độc lập với MC Bộ điều khiển điện tử cho phép thay đổi các đặc tính T–C (thời gian–dòng điện), giá trị dòng cắt và chuỗi tác động của ACR một cách tiện lợi Ngoài ra, hàng

Công tắc cuộn đóng

Cuộn đóng

Cuộn cắt nối tiếp

Tiếp điểm chính

Hình 14.20 ACR có cuộn cắt nối

loạt các phụ kiện có sẵn để bổ sung vào các đặc điểm cơ bản của ACR nhằm giải quyết được nhiều vấn đề áp dụng khác nhau

ACR điện tử có các bộ phận cấu thành sử dụng mạch số hay vi xử lý Chức năng của các bộ phận này được minh họa trong sơ đồ hình 14.21 Dòng điện trên đường dây được cảm ứng nhờ ba

BI đặt bên trong ACR Dòng thứ cấp từ ba BI này được đưa đến tủ điều khiển bằng một cáp điều khiển nhiều sợi, cáp này cũng làm nhiệm vụ đưa tín hiệu đóng cắt từ tủ điều khiển tới ACR Các dòng thứ cấp dẫn vào mạch cảm ứng của bộ điều khiển và khi chúng vượt quá một giá trị tỷ lệ với dòng cắt bé nhất đã được định sẵn thì mạch định thời và dò tìm sự cố được khởi động, mạch này gởi tín hiệu cắt đến ACR, rơle TĐL cũng khởi động sau đó, mạch BV trở về và mạch đóng lại cũng bắt đầu định thời và chuẩn bị chương trình điều khiển cho lần tác động tiếp theo Sau thời gian đóng lại kết thúc, một tín hiệu đóng được gởi tới ACR và việc cảm nhận dòng điện bắt đầu một lần nữa Khi thời gian trở về kết thúc, rơle đóng lại báo chương trình điều khiển về vị trí ban đầu của nó Mạch điều khiển sẽ khóa BV ngay sau tín hiệu cắt lần cuối cùng (số lần cắt đã được lập trình trước) Khi đã khóa BV, mạch điều khiển sẽ không gởi tín hiệu đóng cho đến khi có một tác động đóng bằng tay từ bảng điều khiển hay tín hiệu điều khiển từ xa

ACR điện tử sử dụng cơ chế đóng bằng cuộn dây hay bằng động cơ cho thao tác đóng Việc mở tiếp điểm được thực hiện bằng cách giải phóng lò xo cắt đã được nén khi có thao tác đóng

14.3.2 Các thông số khi lựa chọn ACR

Sáu thông số dưới đây được xem xét trong việc áp dụng ACR sao cho thích hợp nhất: điện áp, dòng sự cố cực đại ngay tại vị trí đặt ACR, dòng tải cực đại, dòng sự cố cực tiểu trong vùng BV của ACR, khả năng phối hợp với các thiết bị BV khác cả hai phía nguồn lẫn phía tải, độ nhạy với sự cố chạm đất

1- Điện áp

ACR phải có điện áp định mức bằng hoặc lớn hơn điện áp tại vị trí đặt

2- Dòng sự cố cực đại

Dòng sự cố cực đại được cho trước hoặc được tính trước Dòng cắt của ACR phải bằng hoặc

Cảm ứng dòng

MC

Biến dòng

Mạch cắt

Rơle đóng lại

Chỉnh thời gian đóng lại

Chỉnh thời gian reset

Mạch định thời và phát hiện sự cố

CHỐNG CHẠÏM PHA

Mạch thừa hành đóng Mạch thừa hành cắt

CHỐNG CHẠM ĐẤT

Mạch định thời và phát hiện sự cố

Cảm ứng dòng

Hình 14.21 Sơ đồ khối của mạch điều khiển ACR

lớn hơn trị số này

3- Dòng tải lớn nhất

Dòng định mức của ACR phải bằng hoặc lớn hơn dòng tải lớn nhất được tính toán trước Đối một số phụ tải, ví dụ như động cơ, ta sẽ gặp một số khó khăn khi đóng điện trở lại cho phụ tải này vì chúng có hệ số khởi động khá lớn Trong trường hợp này, có thể phải đặt dòng cắt bằng 250% hay lớn hơn giá trị của dòng tải đỉnh Tuy nhiên, các ACR ngày nay có thể chống lại dòng khởi động của phụ tải bằng một hệ số khởi động do người sử dụng cài đặt trước

4- Dòng sự cố cực tiểu

Dòng sự cố cực tiểu có thể xảy ra tại đầu cuối của phân đoạn được BV Do đó, ta phải xem xét liệu ACR có tác động được khi sự cố này xảy ra Khi được dùng trong việc áp dụng ACR phối hợp với các thiết bị khác, dòng sự cố cực tiểu là một giá trị tùy ý mà người thiết kế đưa ra dựa trên một giới hạn thực tiễn cụ thể

5- Khả năng phối hợp với các thiết bị bảo vệ khác

Khả năng phối hợp được với các loại thiết bị BV khác, cả phía nguồn lẫn phía tải, trở nên rất quan trọng sau khi ACR đã thỏa mãn các yếu tố trên Việc lựa chọn thích hợp thời gian trễ và chuỗi đóng lại là điều kiện quyết định để bảo đảm rằng: bất kỳ một tác động nào (do sự cố) đều phải tính toán kỹ lưỡng sao cho giới hạn tới mức bé nhất vùng bị mất điện Thông thường các đặc tính T-C và chuỗi tác động của ACR sẽ được chọn để phối hợp với thiết bị đầu nguồn Sau khi kích cỡ và chuỗi tác động của một ACR cụ thể đã được xác định thì các thiết bị sau nó sẽ chọn tiếp để phối hợp Hình 14.22 giới thiệu chuỗi tác động đóng lại tiêu biểu đến khóa TĐL khi có NM lâu dài

Hình 14.22 Tác động chuỗi ACR

Trước tiên cắt dòng NM (một hay nhiều lần) bằng một đặc tuyến nhanh (ký hiệu đường cong A) Cắt nhanh đầu tiên để cắt NM thoáng qua trước khi cầu chì chảy Nếu NM lâu dài, ACR làm việc bằng đặc tuyến chậm (ký hiệu đường cong B, C, D) để đủ thời gian các BV gần chỗ sự cố cách ly NM Các chuỗi hoạt động của ACR có thể ký hiệu:

- Chuỗi 2A 2B: hai lần tác động nhanh, sau đó hai lần tác động chậm rồi khóa