Giải pháp tự động hóa cho lưới điện phân phối thành phố quảng ngãi

Với yêu cầu của khách hàng ngày càng cao về số lượng, chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện, thì việc tự động hoá lưới điện phân phối, phối hợp các thiết bị đóng cắt trên tuyến nhằm tự

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

-

TRƯƠNG QUANG HUY

GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Đà Nẵng - 2018

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

-

TRƯƠNG QUANG HUY

GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

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

Các số liệu, kết quả nghiên cứu nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác

Quảng Ngãi, ngày 20 tháng 04 năm 2018

Tác giả

TRƯƠNG QUANG HUY

MỞ ĐẦU 1

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 4

1.1 Đặc điểm về lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi 4

1.2 Các thiết bị bảo vệ trong lưới điện phân phối 5

1.2.1 Máy cắt 5

1.2.2 Rơle 6

1.2.3 Máy cắt tự động đóng lại-Recloser 10

1.2.4 Dao cắt có tải-LBS 14

1.2.5 Dao cách ly phân đoạn tự động 15

1.3 Hiện trạng và xu thế tự động hóa lưới điện phân phối lưới phân phối 15

1.3.1 Hiện trạng về tự động hóa phân phối lưới phân phối TP Quảng Ngãi 15

1.3.2 Xu thế phát triển tự động hóa lưới điện phân phối 16

1.3.3 Các mô hình triển khai tự động hóa lưới điện phân phối 17

1.4 Kết luận Chương 1 19

Chương 2: QUY TRÌNH GIẢI PHÁP DAS VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP PHỐI HỢP BẢO VỆ TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 21

2.2 Quy trình giải pháp công nghệ DAS cho lưới điện phân phối 22

2.2.1 Phối hợp giữa các thiết bị tự đóng lại phân đoạn 22

2.2.2 Phối hợp giữa thiết bị tự đóng lại với dao cách ly hoặc dao cắt có tải tự động làm thiết bị phân đoạn 31

2.2.3 Phối hợp giữa thiết bị tự đóng lại với dao cách ly phân đoạn tự động 35

2.3 Các phương pháp phối hợp bảo vệ trong lưới điện phân phối 38

2.3.1 Phối hợp bảo vệ giữa rơle và recloser 38

2.3.2 Phối hợp bảo vệ giữa rơle và rơle 39

2.3.3 Phối hợp máy cắt kết hợp tự đóng lại với cầu chì 40

2.4 Kết luận Chương 2 44

Chương 3: GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA MẠCH VÒNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI 46

3.1 Đánh giá hiện trạng về LĐPP Thành phố Quảng Ngãi 46

3.2.1 Đặc điểm hiện trạng 50

3.2.2 Giải pháp cải tạo mạch vòng xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 51

3.2.3 Vận hành mạch vòng xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 sau cải tạo… 53

3.3 Kết luận Chương 3 55

Chương 4: ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ TÍNH TOÁN PHỐI HỢP BẢO VỆ XUẤT TUYẾN 476-E17 VÀ 475-E16 57

4.1 Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT 57

4.2 Tính toán chỉnh định và phối hợp bảo vệ cho xuất tuyến 476-E17và 475-E16 59

4.2.1 Tính toán và chọn các thông số 59

4.2.2 Tính toán giá trị chỉnh định cho các thiết bị bảo vệ 61

4.2.3 Phối hợp bảo vệ thiết bị bằng phần mềm VPROII 65

4.3 Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện bằng phần mềm PSS/ADEPT cho mạch vòng 476-E17 và 475-E16 trước và sau cải tạo 70

4.3.1 Giới thiệu chung 70

4.3.2 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện 70

4.3.3 Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện 72

4.4 Kết luận Chương 4 74

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 76

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 78 QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI

THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

Học viên: TRƯƠNG QUANG HUY Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60.52.02.02 Khóa: 34.KTĐ.QNg Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt: - Trong giai đoạn hiện nay, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là nhiệm vụ hàng

đầu của nghành điện nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục cho khách hàng một cách tốt

nhất

Các thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối được đầu tư cơ bản, đáp ứng yêu cầu công tác vận hành, tuy nhiên một số vị trí lắp đặt thiết bị đóng cắt chưa hợp lý, dẫn đến tình trạng phạm vi mất điện rộng khi có tình huống sự cố, cắt điện bảo dưỡng Nhiều vị trí còn bố trí thiết bị đóng cắt tại điểm hở là các dao cách ly do vậy chưa thể đóng cắt có tải phục vụ việc đóng liên lạc khi

có điện

Với yêu cầu của khách hàng ngày càng cao về số lượng, chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện, thì việc tự động hoá lưới điện phân phối, phối hợp các thiết bị đóng cắt trên tuyến nhằm tự động cô lập điểm sự cố và tái cấu trúc lưới điện sau sự cố, điều khiển thiết bị đóng cắt điện từ xa

sẽ đem lại hiệu quả kinh tế do rút ngắn được thời gian mất điện, phạm vi mất điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đáp ứng ngày càng cao nhu cầu dùng điện của khách hàng

Với những lý do trên, đề tài “Giải pháp tự động hóa cho lưới điện phân phối Thành

phố Quảng Ngãi” Tác giả đã tóm tắt các kết quả đã đạt được và đưa ra các hướng phát triển

tiếp theo

Từ khóa:- tự động hóa, lưới điện phân phối, thiết bị đóng cắt, thời gian mất điện, độ tin

cậy

AUTOMATIC SOLUTIONS FOR ELECTRIC NETWORK DISTRIBUTING

IN QUANG NGAI CITY Abstract - In recent years, to upgrade the credibility while distributing electric is the

fundamental mission in electrical industry to ensure that this service is safe and can be provided

consistently and in the best condition for the customers

The switching devices on the distributing electric network were invested at basic level, only meet up with operation business, however, in a few positions that these witching devices were install, the operation were not reasonable, which leads to power-off condition on a large scale when encounter problems, cutting electric for maintanance Many positions also distribute switching devices at splitting points, which are disconnecting switch and therefore can not be closed/ cut to serve the operation of closing the connection when there is electricity

With the increasing demand of the customers in terms of quality, quantity and credibility while proving electrical services, the automatic solutions for distributing electric network, in corporation with switching devices on the linear to automatically isolate the failed points and restructure the electric network after encounting with issues, as well as control remoted switching devices will bring more economical effect as the duration and the scale of cutting-off power is lessened, which will raise the creadibility of the electrical service provider and please the high demand of the customer mentioned

With the above reasons, the topic “Automatic solutions for electric network distributing

in Quang Ngai City” The achieved results are summarized and perspective of the work is

provided

Key words: - Automatic; electric network distributing; switching devices: creadibility;

HTĐ - Hệ thống điện

STT Tên bảng Nội dung Trang

1 Bảng 1.1 Tình hình mang tải các TBA 110KV khu vực TP Quảng Ngãi 15

2 Bảng 1.2 Khối lượng đường dây lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi 15

3 Bảng 1.3 Khối lượng trạm biến áp phụ tải TP Quảng Ngãi 15

4 Bảng 1.4 Tham số đường cong đặc tính phụ thuộc 19

5 Bảng 1.5 Họ đường đặc tính theo tiêu chuẩn ANSI 20

6 Bảng 1.6 Tình hình thực hiện các chỉ số ĐTCCCĐ TP Quảng Ngãi năm 2017 28

7 Bảng 2.1 Các quy tắc tự động hóa mạch vòng đối với FR 39

8 Bảng 2.2 Các quy tắc tự động hóa mạch vòng đối với FR 40

9 Bảng 2.3 Các quy tắc tự động hóa mạch vòng đối với FR 40

10 Bảng 4.1 Thông số ngắn mạch các vị trí xuất tuyến 475-E16 70

11 Bảng 4.2 Thông số ngắn mạch các vị trí xuất tuyến 476-E17 70

12 Bảng 4.3 Bảng tính giá trị chỉnh định rơle XT 476- E17 và 475-E16 75

13 Bảng 4.4 Bảng hệ số nhân thời gian TP 76

14 Bảng 4.5 Phiếu chỉnh định rơ le cho xuất tuyến 475-E16 80

15 Bảng 4.6 Phiếu chỉnh định rơ le cho xuất tuyến 476-E17 81

16 Bảng 4.7 Số liệu tính toán độ tin cậy cung cấp điện 83

17 Bảng 4.8 Các thông số mạch vòng 476- E17 và 475-E16 84

18 Bảng 4.9 So sánh chỉ số độ tin cậy trước và sau cải tạo 86

STT Tên hình Nội dung Trang

28 Hình 2.11 Giản đồ thời gian phối hợp hoạt động của mạch vòng 49

MỞ ĐẦU

1 LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI

Trong giai đoạn hiện nay, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là nhiệm vụ hàng đầu của ngành điện nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục cho khách hàng một cách tốt nhất

Trên hệ thống lưới điện phân phối ở nước ta hiện nay, việc thực hiện thao tác đóng/cắt các thiết bị nhánh rẽ, phân đoạn để phục vụ cô lập và tìm điểm sự cố còn thao tác một cách rất thủ công và mất rất nhiều thời gian.Khi có sự cố trên đường dây trung

áp máy cắt đầu nguồn cắt, nhân viên trực 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

Các thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối được đầu tư cơ bản, đáp ứng yêu cầu công tác vận hành, tuy nhiên một số vị trí lắp đặt thiết bị đóng cắt chưa hợp lý, dẫn đến tình trạng phạm vi mất điện rộng khi có tình huống sự cố, cắt điện bảo dưỡng Nhiều vị trí còn bố trí thiết bị đóng cắt tại điểm hở là các dao cách ly do vậy chưa thể đóng cắt có tải phục vụ việc đóng liên lạc khi có điện

Ngoài ra, khi lắp đặt và phối hợp các thiết bị lại với nhau để phối hợp bảo vệ cho xuất tuyến thì việc chọn các thông số chỉnh định như tính toán lý thuyết đôi khi không đảm bảo độ nhạy và bậc thời gian Δt giữa các đường đặc tuyến

Với yêu cầu của khách hàng ngày càng cao về số lượng, chất lượng và độ tin cậy cung cấp điện, thì việc tự động hoá lưới điện phân phối, phối hợp các thiết bị đóng cắt trên tuyến nhằm tự động cô lập điểm sự cố và tái cấu trúc lưới điện sau sự cố, điều khiển thiết bị đóng cắt điện từ xa sẽ đem lại hiệu quả kinh tế do rút ngắn được thời gian mất điện, phạm vi mất điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đáp ứng ngày càng cao nhu cầu dùng điện của khách hàng

Với những lý do trên, tôi đã chọn nghiên cứu đề tài “Giải pháp tự động hóa cho

lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi”

2 MỤC ĐÍCH VÀ MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU

- Mục đích: Đề xuất các giải pháp phối hợp, sắp xếp các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp nhằm nâng cao năng lực tự động hóa lưới điện

điện cho lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi

3 ĐỐI TƯỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU

a Đối tượng nghiên cứu:

Đối tượng nghiên cứu của đề tài là nghiên cứu ứng dụng một số thành tựu về tự động hóa lưới điện để triển khai áp dụng tính toán về chỉ tiêu độ tin cậy trên lưới điện trung áp cho khu vực Thành phố Quảng Ngãi

b Phạm vi nghiên cứu:

Phạm vi nghiên cứu của đề tài là các giải pháp về tự động hóa lưới điện đang được triển khai hiện nay ở Việt Nam Ứng dụng giải pháp tự động hóa vào hệ thống lưới điện trung áp thuộc khu vực Thành phố Quảng Ngãi

Tính toán phối hợp bảo vệ và chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện cho mạch vòng điển hình sau khi thực hiện giải pháp về tự động hóa

4 Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ TÍNH THỰC TIỂN

Công tác thao tác các thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối hiện đang được thực hiện bằng công tác thủ công, việc phân đoạn cô lập để tìm điểm sự cố, khoanh vùng sự cố mất nhiều thời gian, làm tăng phạm vi và thời gian mất điện của khách hàng Do vậy việc nghiên cứu áp dụng giải pháp tự động hóa lưới điện phân phối là rất cần thiết để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị

Việc áp dụng công nghệ tự động hóa vào lưới điện phân phối sẽ mang lại hiệu quả thiết thực trong việc nâng cao chỉ số độ tin cậy cung cấp điện Từng bước cung ứng điện an toàn, liên tục cho khách hàng sử dụng điện

5 PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

Đề tài nghiên cứu dựa trên cơ sở lý thuyết của tự động hóa lưới điện (DAS), kết hợp với việc nghiên cứu áp dụng tính toán chỉ số độ tin cậy trên lưới điện phân phối cụ thể

Áp dụng các phần mềm hỗ trợ mô phỏng phối hợp đặc tuyến thiết bị bảo vệ trên lưới điện phân phối để đảm bảo cho các thiết bị bảo vệ tác động chọn lọc

6 CẤU TRÚC LUẬN VĂN

Ngoài phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, nội dung luận văn được biên chế thành 4 chương và phụ lục Bố cục nội dung chính của luận văn gồm các phần sau:

Chương 1: Tổng quan

Chương 2: Quy trình giải pháp DAS và các phương pháp phối hợp bảo vệ

trong tự động h óa lưới điện phân phối

Chương 3: Giải pháp tự động hóa mạch vòng cho lưới điện phân phối TP

Quảng Ngãi

Chương 4: Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT và tính toán phối hợp bảo vệ

xuất tuyến 476-E17 và 475-E16

TÀI LIỆU THAM KHẢO

BẢN SAO QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI

Chương 1 TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

1.1 Đặc điểm về lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi

triển liên tục qua nhiều năm cùng với sự phát triển kinh tế, xã hội và nhu cầu sử dụng điện của khách hàng Với đặc thù là thành phố du lịch và là trung tâm kinh tế - chính trị - xã hội của TỉnhQuảng Ngãi, do đó nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đảm bảo cấp điện an toàn, liên tục là nhiệm vụ chính trị của ngành điện

Trong trường hợp lưới điện vận hành bình thường, lưới điện trung áp được kết nối mạch vòng vận hành hở.Mạch vòng các xuất tuyến được liên kết với nhau bằng dao cắt có tải LBS (Load Break Switch), máy cắt tự đóng lại REC (Automatic Circuit Recloser), dao cách ly DS (Disconnector Switch), hoặc thiết bị nối mạch vòng RMU (Ring Main Unit) đối với đường dây cáp ngầm

Khi cần sửa chữa hoặc xử lý sự cố thì việc cung cấp điện cho các hộ phụ tải không nằm trong khu vực sự cố được tái xác lập nhờ chuyển đổi thủ công nguồn cung cấp bằng thao tác đóng cắt các thiết bị phân đoạn hay các thiết bị nối mạch vòng theo phương thức vận hành mới

tư, xây dựng các tuyến đường dây trung áp nhằm kết nối mạch vòng giữa các trạm biến áp 110kV và giữa các xuất tuyến trung áp cùng trạm biến áp 110kV đáp ứng theo tiêu chí N-1 Đến thời điểm hiện nay, toàn bộ các xuất tuyến 22kV khu vực Thành phố Quảng Ngãiđều có khả năng khép vòng và hỗ trợ liên lạc qua lại với nhau khi cần thiết

Ngãi (E16), 110 kV Tịnh Phong (E17), 110kV Quảng Phú với tình hình mang tải các

TBA như (bảng 1.1)

Bảng 1.1 Tình hình mang tải các TBA 110KV khu vực Quảng Ngãi

STT Tên trạm biến áp MBA Sđm (MVA) U (kV) Pmax (MW)

Khối lượng đường dây LĐPP của Điện lực Thành phố Quảng Ngãi thuộc Công

ty Điện lực Quảng Ngãi quản lý đến 31/12/2017 như bảng 1.2 và bảng 1.3

Bảng 1.2 Khối lượng đường dây lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi

Bảng 1.3 Khối lượng trạm biến áp phụ tải TP Quảng Ngãi

1.2 Các thiết bị bảo vệ trong lưới điện phân phối

Hiện nay có rất nhiều thiết bị bảo vệ tự động được sử dụng trong lưới phân phối nhằm đảm bảo cho hệ thống điện vận hành an toàn, linh hoạt, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Các thiết bị bảo vệ này có ba chức năng cơ bản sau: đóng cắt không tải, đóng cắt các dòng điện liên tục bình thường, đóng cắt các dòng ngắn mạch

thiết bị đóng cắt điển hình bảo vệ cho lưới phân phối, bao gồm máy cắt/ rơle, máy cắt

1.2.1.1 Máy cắt dầu: gồm có hai loại là máy cắt nhiều dầu và máy cắt ít dầu

- Máy cắt nhiều dầu: Đối với máy cắt này dầu vừa làm nhiệm vụ cách điện vừa

dập hồ quang Nhờ dầu nhiều nên cách điện rất tốt nhưng do thể tích dầu quá lớn, năng lượng dập tắt hồ quang phát sinh nhiều, thùng dầu có thể bị nổ nếu cắt hồ quang không thành công và gây nhiều khó khăn trong việc bảo dưỡng máy cắt

- Máy cắt ít dầu: Đối với máy cắt ít dầu thì dầu chỉ làm nhiệm vụ dập hồ quang,

còn cách điện là cách điện rắn

1.2.1.2 Máy cắt SF6:

thống khép kín Về cơ bản loại máy cắt này có ba loại: loại áp suất kép, loại khí nén, máy cắt dập hồ quang tự phát

Các máy cắt này chỉ sinh ra quá áp đóngcắt nhỏ khi đóng cắt các dòng cảm ứng nhỏ (đóng cắt không tải máy biến áp) Tuy nhiên, vì loại này có thể gặp sự cố khi đóng cắt các dòng dung (do thời gian phóng hồ quang rất dài, có nguy cơ không đóng cắt được, do dòng khí không có hoặc có quá ít ) nên cần trang bị thêm pittông phụ để đảm bảo đóng cắt dòng dung tốt

1.2.1.3 Máy cắt chân không:

Trong chân không, hồ quang bị dập tắt hoàn toàn khác hẳn so với trong chất khí.Bộ phận đóng cắt của máy cắt chân không là buồng cắt chân không Bên trong

bar Máy cắt chân không không có môi 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 cắt của máy cắt

Thực tế cho thấy máy cắt chân không và máy cắt SF6 có nhiều ưu điểm hơn so với các loại máy cắt khác nên chúng được sử dụng rất nhiều trong lưới phân phối Các giá trị định mức cơ bản và các ứng dụng của máy cắt được qui định theo tiêu chuẩn ANSI như sau:

- Điện áp định mức cực đại (kV)

- Hệ số giới hạn điện áp định mức (K)

- Dòng định mức tại tần số 50Hz (A)

- Dòng ngắn mạch định mức (kA)

- Thời gian ngắt định mức (chukỳ)

- Thời gian mở trễ cho phép (s)

- Dòng điện đối xứng cực đại có khả năng ngắt được

- Dòng điện cho phép qua máy cắt trong thời gian 3s khi có ngắn mạch

- Khả năng đóng và khóa của máy cắt

1.2.2 Rơ le

1.2.2.1 Khái niệm

Rơle là một thiết bị tự động mà tín hiệu đầu ra thay đổi nhảy cấp khi tín hiệu đầu vào đạt được các giá trị khác nhau Hiện nay, có rất nhiều loại rơle với các nguyên lý làm việc và chức năng khác nhau.Trong lưới phân phối hiện đang sử dụng phổ biến rơle quá dòng (50, 51, 50N, 51N) Hiện nay rơ le kỹ thuật số đã áp dụng tương đối phổ biến, cấu trúc tổng thể như hình 1.1, bao gồm các mô đun chính sau:

- Mô đun đầu vào

- Mô đun chuyển đổi tương tự - số (A-D)

- Mô đun chức năng bảo vệ

- Mô đun nguồn

- Mô đun đầu ra

- Mô đun truyền thông, giao tiếp

Hình 1.1 Cấu trúc hệ thống BVRL kỹ thuật số 1.2.2.2 Rơle bảo vệ quá dòng

a Nguyên lý làm việc

Rơle bảo vệ quá dòng là loại bảo vệ phản ứng với dòng qua phần tử được bảo vệ, logic cắt của bảo vệ như (hình 1.2).Rơle sẽ tác động khi dòng điện qua chỗ đặt thiết bị tăng quá một giá trị định trước nào đó (hình 1.3).LĐPP TP Quảng Ngãi sử dụng rơle bảo vệ quá dòng chủ yếu bao gồm các chức năng sau:

Có 3 cấp bảo vệ I>, I>> và I>>> có thể lựa chọn và làm việc độc lập nhau

Cấp 3 (I>>>) làm việc với đặc tính thời gian độc lập

Cấp 1 (I>) và cấp 2 (I>>) có thể chọn làm việc theo đặc tính thời gian độc lập (DT) hoặc phụ thuộc (IDMT)

b Đặc tính T-C

Hiện nay được phân loại theo tiêu chuẩn IEC và ANSI Thời gian tác động phụ thuộc vào độ lớn của dòng điện, thời gian tác động giảm khi dòng điện tăng Đường cong mô tả đặc tính quá dòng có thời gian phụ thuộc được mô tả theo quan hệ sau:

- -K : hằng số xác định thời gian đặt (TIMEDIAL)

Hình 1.2 - Logic cắt I>, I>>& I>>>

Hình 1.3 - Đặc tính cắt từ chức năng bảo vệ quá dòng

Theo tiêu chuẩn IEC, đường cong có 3 dạng được xác định qua các tham số tương ứng tại (bảng 1.4)

Bảng 1.4 - Tham số đường cong đặc tính phụ thuộc

Rơle quá dòng thời gian rất dốc

được sử dụng cho các trường hợp mà ở

đó dòng điện sự cố giảm đáng kể so với

khoảng cách từ nguồn tăng lên, rơle hoạt

động trên đường đặc tính rất dốc đặc biệt

hiệu quả đối với sự cố chạm đất

Rơle quá dòng thời gian cực dốc

được sử dụng khi rơle làm việc trên đặc

tính dốc và đặc tính tiêu chuẩn không

chọn lọc được Nhất là đối với các phần

tử liên quan đến nhiệt năng như đặc tính

* Thông số của bảo vệ quá dòng

a Dòng khởi động

+ Đối với bảo vệ quá dòng có thời gian (51):

𝐼𝐾Đ = 𝐾𝑠đ 𝐾𝑚𝑛 𝐾𝑎𝑡

Trong đó:

Ilvmax: dòng làm việc cực đại qua bảo vệ trong chế độ làm việc bình thường, dòng này phụ thuộc vào cấu trúc hệ thống, đường dây, tải, chế độ vận hành

Kat: hệ số an toàn, thường chọn Kat = 1,2  1,3 đối với rơle điện cơ, và

Kat=1,15 đối với rơle số

Ksd: hệ số sơ đồ, tùy thuộc vào sơ đồ đấu dây của BI với rơle

Dòng khởi động của rơle

+ Đối với bảo vệ cắt nhanh (50):

Với INgmax là dòng ngắn mạch cực đại ở cuối vùng bảo vệ của rơle đó

b Thời gian bảo vệ:

Thời gian tác động của bảo vệ có thời gian (51) gần nguồn hơn phải lớn hơn thời gian tác động cực đại của bảo vệ phía xa nguồn để đảm bảo tính chọn lọc của bảo vệ

Đối với rơle điện cơ thường chọn dt = 0,5s; còn đối với rơle số có thể lấy từ 0,2s đến 0,35s tùy thuộc vào loại máy cắt sử dụng

Độ Với INmin là dòng điện ngắn mạch bé nhất khi ngắn mạch trực tiếp trong vùng bảo

vệ

Yêu cầu:

1.2.3 Máy cắt tự động đóng lại - Recloser

1.2.3.1 Khái niệm

Máy cắt tự động đóng lại (Recloser) là một loại thiết bị trọn bộ gồm: máy cắt và mạch điều khiển cảm nhận tín hiệu dòng điện, để định thời gian cắt và đóng lại đường dây một cách tự động khi sự cố thoáng qua, tái lập cung cấp điện Nếu sự cố kéo dài Recloser sẽ khóa TĐL sau một số lần tác động được đặt trước và như vậy cô lập phầnbị sự cố ra khỏi hệ thống.Hình 1.5 trình bày một loại Recloser VWVE27 có môi trường dập tắt hồ quang bằng chân không, điều khiển số

Recloser 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 trình trạng vận hành hai pha đối với các phụ tải ba pha,

ví dụ như động cơ ba pha loại lớn

b Recloser thủy lực hay điện tử

* Recloser thủy lực: Hệ thống điều khiển thủy lực được sử dụng trong Recloser

ba pha Bộ điều khiển này là bộ phận chính của Recloser, 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 pittông được hút về phía cuộn cắt làm cho tiếp điểm Recloser mở ra.Việc đặt thời gian chuỗi đóng lại được thực hiện bằng cách bơm dầu vào các ống thủy lực riêng biệt.Cấu trúc của Recloser cuộn cắt mắc nối tiếp với tải cho ở hình 1.6 và đặc tính thời gian dòng điện tiêu biểu của Recloser thủy lực được cho ở hình 1.7

* Recloser điện tử: Bộ điều khiển điện tử cho phép thay đổi các đặc tính T-C, giá trị dòng cắt và chuỗi tác động của Recloser một cách tiện lợi Ngoài ra, hàng loạt các phụ kiệncó sẵn để bổ sung vào các đặc điểm cơ bản của Recloser nhằm giải quyết các vấn đề áp dụng khác nhau

Hình 1.6 -Recloser có cuộn cắt nối tiếp Hình 1.7 - Đặc tính T-C tiêu biểu Thủy lực

Recloser 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 ở hình 1.8

Hình 1.8 – Sơ đồ khối của mạch điều khiển

Recloser điện tử sử dụng cơ chế đóng bằng cuộn dây hay bằng động cơ cho thao tác đóng Việc mở tiếp điểm đƣợc thực hiện bằng cách giải phóng lò xo cắt đã đƣợc nén khi có thao tác đóng.Đặc tính T-C của Recloser điều khiển điện tử tiêu biểu đƣợc trình bày ở hình 1.9

Hình 1.9 – Đặc tính T-C tiêu biểu của Recloser điều khiển số 1.2.3.3 Các đặc tính làm việc của Recloser

Ngày nay, với sự tiến bộ của kỹ thuật điện tử và vi xử lý, công nghệ vật liệu mới, các Recloser có thể kết hợp 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

a Đặc tính bảo vệ:

Rơle bảo vệ trong Recloser là rơle dòng điện có thể dùng cho bảo vệ dòng cắt nhanh hoặc bảo vệ dòng cực đại.Bảo vệ dòng cực đại có thể dùng đặc tính độc lập hoặc phụ thuộc

Việc áp dụng thời gian tác động có đặc tính thời gian phụ thuộc nhằm mục đích

là giảm thời gian làm việc của bảo vệ khi có dòng sự cố tăng cao

b 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 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 T-C 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

Ngoài ra, người ta kết hợp đặc tính cắt nhanh và khóa tức thời sẽ làm nâng cao tính linh hoạt của Recloser

Hình 1.10 – a) Mô tả hoạt động đồng thời b) Mô tả hoạt động không đồng thời

Hình 1.11 – Mô tả hoạt động có phối hợp chuỗi

1.2.4 Dao cắt có tải – LBS

Dao cắt có tải (LBS) là dạng phát triển của

dao cách ly thông thường với công nghệ

chế tạo các tiếp điểm và phương pháp xử

lý dập hồ quang cho phép thao tác đóng

cắt với dòngđiện làm việc ở các chế độ

vận hành bình thường trong điều kiện nhất

định (hình 1.12) Điều này cho phép giảm

được thời gian mất điện đồng thời nâng

Tương tự như dao cách ly với bộ truyền động bằng điện, LBS khi kết nối với hệ thống SCADA cho phép có thể phối hợp các thao tác trong vận hành một cách tự động hóa và mang lại tính hiệu quả kinh tế cao

Khi cắt dòng tải sẽ xuất hiện hồ quang, do đó LBS cần phải có buồng dập hồ quang Buồng dập hồ quang của LBS có thường gặp các loại:

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

+ Buồng dập hồ quang bằng dầu, khí SF6; chân không

1.2.5 Dao cách ly phân đoạn tự động (SEC)

Để tiết kiệm máy cắt và Recloser mà vẫn có thể cô lập sự cố lâu dài cũng như để

hệ thống không bị mất điện khi sự cố thoáng qua, người ta có thể sử dụng phối hợp Recloser với các dao cách ly phân đoạn tự động (hình 1.13).SEC là thiết bị bảo vệ có thể tự động ngăn cách các phân đoạn đường dây bị sự cố ra khỏi hệ thống

Thiết bị này thường được lắp đặt

trên đường dây để phối hợp với máy cắt

hay Recloser phía trước Một thiết bị phân

đoạn không có khả năng cắt bất kỳ dòng

sự cố Tuy nhiên nó có thể đếm được số

lần cắt của thiết bị phía trước và tác động

cắt khi đã đếm đủ hoặc lớn hơn số lần đặt

trước

Hình 1.13 -SEC của hãng Cooper

Ưu điểm nổi bật của bản thân Sectionalizer là có thể tự phối hợp với các thiết bị bảo vệ khác trên đường dây như MC hoặc Reccloser và tự cách ly khu vực bị sự cố một cách tự động.Đây là chức năng rất quan trọng để dao cách ly phân đoạn được sử dụng trong hệ thống tự động phân vùng sự cố lưới điện phối DAS

1.3 Hiện trạng và xu thế tự động hóa lưới điện phân phối (LĐPP)

1.3.1 Hiện trạng về tự động hóa LĐPP Thành phố Quảng Ngãi

Hiện nay trên LĐPP khi có sự cố thì 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 phânđoạn 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

Khu vực Thành phố Quảng Ngãi có tất cả 23 xuất tuyến đường dây trung áp 22kV, các xuất tuyến này có khả năng khép vòng, hỗ trợ liên lạc qua lại lẫn nhau khi cần thiết

cầu công tác vận hành, tuy nhiên một số vị trí lắp đặt thiết bị đóng cắt chưa hợp lý, dẫn đến tình trạng phạm vi mất điện rộng khi có tình huống sự cố, cắt điện bảo dưỡng Nhiều vị trí còn bố trí thiết bị đóng cắt tại điểm hở là các dao cách ly do vậy chưa thể đóng cắt có tải phục vụ việc đóng liên lạc khi có điện

Trong năm 2017, tình hình thực hiện các chỉ tiêu về độ tin cậy cung cấp điện có giảm so với các năm trước và có giảm so với kế hoạch giao của Tổng Công ty Điện lực Miền Trung giao Tuy nhiên, chỉ số về thời gian mất điện trung bình của khách hàng (SAIDI) tăng cao, số liệu cụ thể theo bảng 1.6

Bảng 1.6 - Tình hình thực hiện các chỉ số ĐTCCCĐ TP Quảng Ngãi năm 2017

Điện lực

MAIFI (lần/khách hàng) (phút/khách hàng) SAIDI

SAIFI (lần/khách hàng)

Kế hoạch Thựchiện Tăng(+)/Giảm(-) hoạch Kế Thực hiện Tăng(+)/Giảm(-) hoạch Kế Thựchiện Tăng(+)/ Giảm(-)

TP Quảng Ngãi 0.51 0.39 -23.6 1,255 958.69 -23.6 11.22 10.11 -9.9

Sơn Tịnh 0.52 0.27 -48.6 1,296 1,311 1.2 11.55 7.96 -31.1

Theo bảng số liệu so sánh trên cho thấy, mặc dù các xuất tuyến trung áp Thành phố Quảng Ngãi đều được cải tạo và có khả năng đóng khép vòng Tuy nhiên thời gian mất điện do việc thao tác đóng cắt thiết bị phân đoạn bằng phương pháp thủ công vẫn còn nhiều, đã làm tăng chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện

Đề tài sẽ tập trung nghiên cứu áp dụng phần mềm hỗ trợ tính toán phối hợp thiết

bị nhằm nâng cao năng lực tự động hóa cho mạch vòng lưới điện trung áp.Các điều kiện thuận lợi cho việc nghiên cứu tính toán:

- Sự phát triển của kỹ thuật và công nghệ hiện đại trong đó việc áp dụng phối hợp các thiết bị đóng cắt được chế tạo với những tính năng vượt trội so với các thiết bị đóng cắt kiểu cũ có thời gian cắt nhanh, độ tin cậy cao Ngoài ra rơle kỹ thuật số tích hợp các đặc tuyến bảo vệ theo tiêu chuẩn IEC, ANSI/IEEE ngày càng được sử dụng nhiều trên lưới phân phối

- Nhiều hãng phát triển các phần mềm hỗ trợ như VPROII của hãng Cooper, WSOS của Nulec,PSS/ADEPT của Siemens

- Lưới điện phân phối Quảng Ngãiđang phát triển và hiện đại hóa không ngừng

do các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) ra đời phục vụ cho việc điều khiển đóng/cắt, thu thập dữ liệu từ xa cho các thiết bị như RMU, LBS, Recloser

- Kết lưới mạch vòng vận hành hở liên lạc giữa hai nguồn hoặc giữa hai xuất tuyến của cùng một nguồn được sử dụng phổ biến Việc sử dụng các thiết bị mới để tự động hóa mạch vòng trong LĐPP cũng là một vấn đề đang được quan tâm

- Xu thế tự động hóa LĐPP đang được ứng dụng rộng rãi và phù hợp với xu thế phát triển của các nước trên thế giới Vì vậy tự động hóa được xem là một phần không thể thiếu trong LĐPP

1.3.3 Các mô hình triển khai tự động hóa LĐPP

Ngày nay, tự động hóa lưới phân phối trong lĩnh vực rơle có hai xu hướng đang được ứng dụng phổ biến, đó là:

- Hệ thống tự động hóa tập trung (Centralizel Automation)

- Hệ thống tự động hóa phân tán (Decentralizel Automation)

Hình 1.14 - Mô hình tự động hóa tập trung

ví dụ đơn giản (hình 1.15) gồm một xuất tuyến với máy cắt đầu xuất tuyến và một số

dao cách ly có tải ở các phân đoạn Trong vận hành mọi thông tin tại MC cũng như các

dao cách ly đều được thu nhận và đưa về xử lý tại trung tâm, các lệnh thao tác đóng cắt

máy cắt hay dao cách ly ở tình trạng làm việc bình thường hay sự cố đều xuất phát

thống nhất từ Trung tâm Điều khiển để có được một chế độ vận hành tối ưu nhất Khi

có sự cố ở một phân đoạn sau dao cách ly, Trung tâm sẽ nhận biết và xử lý theo trình

tự:

- Cắt MC, cắt dao cách ly ở phân đoạn tương ứng

Đóng lại máy cắt để phục hồi xuất tuyến hoặc cấp điện từ một nguồn khác theo

tính toán tối ưu MC hoặc REC

Hình 1.15 -Sơ đồ triển khai tự động hóa tập trung

* Đặc điểm của tự động tập trung:

- Máy cắt đầu xuất tuyến tại trạm biến áp 110kV được sử dụng để cắt ngắn mạch

cho toàn xuất tuyến

- Toàn bộ xuất tuyến đều bị mất điện trong thời gian ngắn

- Độ nhạy của bảo vệ dòng pha và chạm đất xác định bởi trị số chỉnh định của

bảo vệ tại máy cắt

- Hệ thống thông tin phải thu nhận đầy đủ dữ kiện từ LĐPP và có độ tin cậy

100% để đảm bảo trung tâm điều độ điều khiển mọi thao tác trong xử lý sự cố

- Dao cách ly chỉ được mở ra trong thời gian đường dây mất điện hay chỉ có dòng phụ tải bé

1.3.3.2 Hệ thống tự động hóa phân tán

Sử dụng tính thông minh của thiết bị tại chỗ để cách ly phần tử bị sự cố Việc sử dụng các recloser trong LĐPP vận hành độc lập (hình 1.16) với hệ thống thông tin cho phép cô lập sự cố tự động và cải thiện độ tin cậy trong cả trường hợp sự cố tạm thời hay vĩnh cửu Mục đích của thông tin trong hệ tự động hóa phân tán là cung cấp trị số

đo lường hệ thống cần thiết và thu thập dữ liệu trên cơ sở thời gian thực để có được tối

ưu hóa hệ thống lưới điện trong tình trạng làm việc bình thường hay quá độ sau sự cố Theo hình 1.17 khi có sự cố tại điểm N thì Recloser 2 sẽ được cắt ra cô lập điểm

sự cố để duy trì trạng thái làm việc bình thường cho hai phân đoạn còn lại

- Các thiết bị Recloser hay máy cắt phân đoạn được sử dụng trên LĐPP phối hợp với nhau đảm nhận việc xử lý sự cố nhanh và chọn lọc Chỉ có khu vực chịu ảnh hưởng sự cố bị mất điện thoáng qua

Hình 1.16 -Mô hình tự động hóa phân tán

Hình 1.17- Sơ đồ triển khai tự động hóa phân tán

- Độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống được cải thiện do có nhiều thiết bị độc lập Hệ thống thông tin thực hiện nhiệm vụ phân tích, xử lý dữ liệu để sắp xếp lại cấu trúc hệ thống vận hành tối ưu trước và sau sự cố

1.4 Kết luận Chương 1

Hiện nay, lưới điện phân phối Quảng Ngãi đang phát triển và có định hướng hiện đại hóa thông qua việc sử dụng các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) phục vụ cho việc điều khiển đóng/cắt, thu thập dữ liệu từ xa cho các thiết bị như RMU, LBS,

phân phối kết hợp với việc tính toán phối hợp bảo vệ các thiết bị phân đoạn là cầnthiết

để bảo vệ có tính chọn lọc, rút ngắn thời gian mất điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

Để thực hiện được điều đó thì cần xem xét triển khai một số giải pháp như sau:

- Phải thay thế hoặc bổ sung các thiết bị đóng cắt phân đoạn trên lưới có khả năng kết nối SCADA qua các thiết bị đầu cuối từ xa RTU

- Phải trang bị các thiết bị thông minh có khả năng làm việc theo một chương trình cài đặt

- Kết hợp đồng bộ các công nghệ DAS, SAS và SCADA để giải quyết triệt để và khai thác hiệu quả vấn đề tự động hóa LĐPP

- Tính toán phối hợp bảo vệ các thiết bị phân đoạn trên lưới điện

Chương 2 của luận văn sẽ giới thiệu qui trình giải pháp DAS và các phương pháp phối hợp bảo vệ trong tự động hóa lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi làm cơ

sở cho việc đánh giá độ tin cậy cấp điện cho LĐPP Từ đó đưa ra giải pháp thay thế,

bố trí sắp xếp lại thiết bị nhằm tăng cường khả năng tự động hóa cho lưới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi

Chương 2 QUY TRÌNH GIẢI PHÁP DAS VÀ CÁC PHƯƠNG PHÁP PHỐI

HỢP BẢO VỆ TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LĐPP

2.1 Giới thiệu chung về hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối (LĐPP)

Hệ thống tự động hóa LĐPP (DAS) là hệ thống tự động kiểm soát chế độ làm việc của LĐPP nhằm phát hiện phần tử bị sự cố tách ra khỏi vận hành đồng thời phục hồi việc cấp điện cho phần tử không bị sự cố đảm bảo cung cấp điện liên tục DAS được áp dụng khá phổ biến ở các nước phát triển, đặc biệt là Nhật và một số nước khác cho phép nâng cao cơ bản độ tin cậy cung cấp điện, giảm thiểu thời gian mất điện

do sự cố ở mạng phân phối

Hệ thống DAS lần đầu tiên được phát triển bởi Nhật Bản vào thập niên 70, 80 của thế kỷ 20 Sau khi hệ thống DAS đầu tiên được áp dụng thành công thì hầu hết các Công ty Điện lực của Nhật Bản nhân rộng và phát triển gần từ hơn 20 năm trở lại đây Trung Quốc, Đài Loan và Hàn Quốc cũng giới thiệu mô hình dựa trên k ỹ thuật trên của Nhật Bản

Ở Châu Âu, các trạm phân phối được tích hợp và tự động hóa sử dụng các bộ vi

xử lý trên nền tảng hệ thống rơle bảo vệ, điều khiển ngăn lộ, thiết bị đầu cuối (RTU)… cho phép điều khiển từ xa và giảm thời gian mất điện Tuy nhiên, đối với các xuất tuyến phân phối ngắn thì không được phân đoạn và các trạm phân phối hạ thế được vận hành bằng tay Cũng vì lý do cấu trúc hiện hữu hiện đại của Châu Âu trong thời điểm hiện tại nên các Công ty Điện lực không khuyến khích sử dụng hệ thống tự động hóa lưới phân phối (DAS) Trong trường hợp mất điện của tuyến dây phân phối thì số lượng khách hàng bị ảnh hưởng thấp cũng như ảnh hưởng đến doanh thu của Công ty Điện lực cũng không nhiều

Tuy nhiên, việc gia tăng tích hợp các nguồn năng lượng phân tán, ví dụ như hệ thống pin năng lượng mặt trời ở cấp hạ áp, các máy phát điện gió ở cấp trung áp gây nên các vấn đề về chất lượng điện áp Với việc tích hợp các “máy phát” này thì hệ thống phân phối không còn là hệ thống hình tia, và không còn dễ dàng để có thể bảo

vệ bởi hệ thống rơle quá dòng vô hướng Trong tương lai thì việc áp dụng hệ thống

năng lượng phân tán

Đối với hệ thống tự động hóa lưới phân phối, việc giám sát và điều khiển từ xa các trạm phân phối thứ cấp là vấn đề chủ chốt Chính vì thế, việc trao đổi thông tin giữa các thành phần và hệ thống quản lý phân phối (DMS) dựa trên các giao thức phổ biến và được bảo mật.Quan điểm của truyền tin là phải linh động bởi các công nghệ và môi trường truyền tin khác nhau để phù hợp với các điều kiện địa lý và hạ tầng

2.2 Quy trình giải pháp công nghệ DAS cho LĐPP

2.2.1 Phối hợp giữa các thiết bị tự đóng lại (recloser) phân đoạn

2.2.1.1 Giới thiệu chung về hệ thống tự động hóa mạch vòng

Hệ thống mạch vòng này sử dụng chủ yếu là các recloser.Yếu tố quan trọng nhất tạo nên sự khác biệt giữa các recloser là nó được trang bị thêm phần mềm chuyên dùng trong điều khiển

Đối với lưới mạch vòng hoặc được cấp điện từ nhiều nguồn, các phân đoạn không bị sự cố sẽ được cấp điện từ các phân đoạn khác tuỳ theo sơ đồ kết lưới nhờ tự động hóa mạch vòng Để thấy rõ điều này ta xét LĐPP gồm 2 nguồn cung cấp từ các TBA 1, 2 hình 2.1

Hình 2.1 Sơ đồ 2 nguồn cung cấp tự động hóa mạch vòng

- Các recloser trên đều được cài đặt đóng lặp lại 3 lần

2.2.1.2 Những nguyên tắc cơ bản của TĐH mạch vòng

Đối với các lưới điện mạch vòng hoặc được cấp điện từ nhiều nguồn việc sử dụng các recloser phân đoạn có thể thực hiện tự động hóa mạch vòng, cô lập phân đoạn sự cố và tái cấu trúc mạng điện theo các nguyên tắc sau:

- Nguyên tắc 1: Recloser sẽ khóa sau số lần đã được cài đặt đóng lặp lại nhưng không thành công

- Nguyên tắc 2: FR sẽ cắt khi bị mất nguồn

- Nguyên tắc 3: MR sẽ tự động chuyển nhóm bảo vệ và chế độ đóng cắt lại một lần trong khoảng thời gian ngắn sau khi bị mất nguồn

- Nguyên tắc 4: TR sẽ tự động chuyển nhóm bảo vệ và đóng lại một lần trong khoảng thời gian ngắn khi một phía mất nguồn và một phía có nguồn

- Nguyên tắc 5: FR sẽ đóng lại khi nó nhận thấy nguồn được cung cấp trở lại sau khi nó cắt ra hoặc khi nó nhận thấy có nguồn từ cả hai phía

- Nguyên tắc 6: MR sẽ đóng hoặc khôi phục lại nhóm bảo vệ ban đầu khi nhận thấy có nguồn từ hai phía

- Nguyên tắc 7: TR sẽ cắt ra khi nó nhận thấy công suất giảm khoảng 50% hoặc hướng công suất qua nó đổi chiều

Ghi chú: Nguyên tắc 1 đến nguyên tắc 4 dùng để tự động cô lập phân đoạn bị sự

cố, nguyên tắc 5 đến nguyên tắc 7 dùng để tái lập trạng thái lưới điện ban đầu

2.2.1.3 Các yêu cầu kỹ thuật của TĐH mạch vòng

a Một số lưu ý khi áp dụng các nguyên tắc TĐH mạch vòng

 Với Feeder Recloser:

Feeder Recloser luôn gần nguồn cung cấp nhất và không bao giờ cho dòng công suất qua nó theo hướng ngược lại Đây là mục đích của nguyên tắc 2, để cách ly nguồn

bị mất Vì thế, TĐH mạch vòng không cố gắng đóng để cấp theo hướng ngược lại Còn Mid-Point Recloser hoạt động theo nguyên tắc khác, vì vậy có thể cho dòng công suất đi qua nó theo cả hai hướng Do đó, trong một mạng có thể không có Mid-Point Recloser nhưng không thể không có Feeder Recloser Trong trường hợp lý tưởng thì Recloser ở khu vực trạm là Feeder Recloser, điều này cho phép mở rộng phạm vi TĐH mạch vòng cho cả sơ đồ

 Với Mid-Point Recloser:

Theo nguyên tắc 3, khi mất nguồn Mid-Point Recloser sẽ chuyển sang nhóm bảo

vệ 2 và chuyển thành cắt nhanh một lần Nếu sau khoảng thời gian trễ được định trước

mà Mid-Point Recloser vẫn không bị ngắt, nó sẽ ra khỏi chế độ ngắt một lần và chuyển sang chế độ đóng lặp lại khi có sự cố mới xảy ra ở phân đoạn khác

Khi sử dụng sơ đồ TĐHMV làm chức năng của sơ đồ tự động chuyển tải thì Tie

Tie Recloser chỉ tác động khi mất nguồn trên phía tải nếu nguồn dự phòng có sẵn Còn trong trường hợp nguồn dự phòng bị mất, Tie Recloser sẽ không được phép đóng để cấp ngược lại cho nguồn dự phòng từ nguồn chính

 Chế độ tự phục hồi:

Ngoài khả năng tự động cách ly sự cố và định lại cấu hình cho mạng.TĐH mạch vòng còn có khả năng tự động phục hồi; tức sau khi sự cố đã được khắc phục, TĐH mạch vòng có thể phục hồi lại cấu hình bình thường của mạng.Điều này chỉ có thể

bình thường của mạng phụ thuộc vào đặc điểm tự động phục hồi của chính mỗi Recloser trong sơ đồ hình 2.2

Hình 2.2 - Quy trình tự động phục hồi hệ thống LĐPP

- Chế độ “tự động phục hồi” tắt (OFF)

Tiến hành đóng một Recloser đang mở để thử phân đoạn bị sự cố.Nếu Recloser này không bị ngắt, tức sự cố đã được loại bỏ hoàn toàn Sau đó, tiến hành phục hồi lại

- Chế độ “Tự động phục hồi” bật (ON)

Tiến hành đóng một Recloser đang mở để thử phân đoạn bị sự cố Nếu Recloser này không bị ngắt, tức sự cố đã được loại bỏ hoàn toàn, thì sau một khoảng thời gian định thời TĐH mạch vòng (LA), các Recloser khác đang mở sẽ tự động đóng lại

Recloser này

đã được bật ở Tie Recloser) và nguồn cung cấp hiện diện ở hai phía của Tie Nếu Tiekhông mở thì có khả năng do việc chuyển đổi dòng công suất qua Tie theo hướng

thì nguyên nhân do lưới, nên không cần kiểm tra và sửa chữa

 Phân biệt trạng thái khóa “Lock out” và kết thúc chuỗi tác động “End of Squence”:

làm cho Recloser trải qua toàn bộ chuỗi đóng lặp lại, và kết thúc với Recloser mở

thiệp của người vận hành

gian sau đó.Trong trường hợp này, trạng thái của Recloser không thể được biểu diễn

động nào thêm nữa cho đến khi có sự can thiệp của người vận hành Lúc này, thay thế

Thời gian trễ để bắt đầu tự động hóa mạch vòng (Loop Automation Timeout- LA): Tự động hóa mạch vòng được khởi động khi nguồn điện áp bị mất hay được phục

hồi trên đường dây Mất nguồn còn xảy ra trong quá trình đóng lặp lại; do đó để ngăn chặn tự động hóa mạch vòng làm việc khi tự đóng lại đang hoạt động, có một khoảng thời gian trễ trước khi tự động hoá mạch vòng bắt đầu Khoảng thời gian trễ này được cài đặt bởi người sử dụng, lớn hơn khoảng thời gian lớn nhất của chuỗi đóng lại

Sau khi mất nguồn, FR và MR phải tuân theo nguyên tắc 2 và nguyên tắc 3 trước khi TR đóng theo nguyên tắc 4 Như vậy, để phối hợp đúng thì thời gian trễ bắt đầu tự động hóa mạch vòng của TR phải lớn hơn các recloser khác.Thời gian này có thể đặt điển hình là 30s đối với FR và MR, còn 40s đối với TR

Thời gian quá độ của nguồn (Supply Time - ST): Là khoảng thời gian cảm nhận

sự chuyển đổi trạng thái của nguồn từ có điện sang không điện trong bộ định thời gian

tự động hóa mạch vòng Thông số này được cài đặt tùy theo ứng dụng thực tế, giá trị

Thời gian phối hợp (T1): Là thời gian trễ giữa sự hoạt động của mỗi thiết bị tự

động hóa mạch vòng Chẳng hạn, MR phải chuyển đổi nhóm bảo vệ của nó trước khi

Thời gian Reset của chế độ “Ngắt một lần” (2xt1): Tự động hóa mạch vòng thực

hiện chuyển sang chế độ “Ngắt một lần” đối với MR và TR trước khi TR đóng lại xuất tuyến bị sự cố Nếu sau khoảng thời gian trễ mà các recloser này không bị ngắt, nó sẽ thoát ra khỏi chế độ “Ngắt một lần”; đây gọi là thời gian reset chế độ “Ngắt một lần” Thời gian này phải đặt lớn hơn thời gian phối hợp của tự động hóa mạch vòng (t1) và nên lấy ít nhất là hai lần

Chuỗi thời gian lớn nhất (t2): Tự động hóa mạch vòng chỉ nên hoạt động sau khi

không thể phục hồi nguồn bởi tự động đóng lặp lại từ recloser Do đó, thời gian tự động hóa mạch vòng phải lớn hơn thời gian mà recloser ngắt đến khi khóa hẳn Đây gọi là chuỗi thời gian lớn nhất

Thời gian tự động chuyển đổi (t1+t2 ): Là khoảng thời gian được xác định khi

dòng công suất đổi chiều trước khi tự động chuyển đổi nhóm bảo vệ Thông số này được sử dụng trong MR để chuyển đổi nhóm bảo vệ khi phục hồi cấu hình bình thường của mạng

Hướng: Hướng sẽ xác định rõ phía nguồn hay phía tải của recloser trong cấu hình

bình thường

c Sự định thời trong mô hình TĐH mạch vòng

Recloser trong sơ đồ TĐH mạch vòng là thiết bị quan trọng nhất, trong đó chúng ngắt khi có sự cố xảy ra và cố gắng đóng lại sau một số lần định trước.TĐH mạch vòng chỉ ảnh hưởng sau khi đã trải qua một thời gian đặt từ khi phát hiện mất nguồn Điều này cho phép các Recloser trải qua chuỗi bảo vệ bình thường của chúng, TĐH mạch vòng sẽ không cần thiết nếu Recloser đóng lại thành công, tức là sự cố đã được loại bỏ trong quá trình này

Như vậy, TĐH mạch vòng chỉ nên bắt đầu sau khi không thể phục hồi được nguồn cung cấp bởi tự động đóng lặp lại của Recloser Để chắc chắn điều này xảy ra thì thời gian TĐH mạch vòng được đặt phải lớn hơn thời gian lớn nhất có thể có của chuỗi đóng lặp lại cộng với độ dự trữ an toàn vài giây Sau khoảng thời gian đó, TĐH mạch vòng được đưa vào để định lại cấu hình cho mạng, phục hồi nguồn cho những phân đoạn không bị sự cố Điều quan trọng là đặt thời gian TĐH mạch vòng của Tie Recloser phải lớn hơn thời gian TĐH mạch vòng của Feeder Recloser và Mid-Point Recloser để chắc chắn rằng Tie Recloser sẽ không đóng trước khi các thiết bị khác đang sẵn sàng

2.2.1.4 Các quy tắc tự động hóa mạch vòng

Việc áp dụng các quy tắc của tự động hóa mạch vòng trong quá trình cách ly và cấu hình lại hệ thống sau sự cố (I) cũng như trong quá trình tự động phục hồi hệ thống sau khi sự cố (R) thể hiện qua các bảng 2.1; 2.2 và 2.3:

Bảng 2.1 Các quy tắc tự động hòa mạch vòng đối với FR

FR mở và TĐHMV bị tắt I

2 Đóng ON

Nguồn cung cấp bị mất trong khoảng thời gian dài hơn thời gian TĐHMV FR mở

I

3 Đóng OFF Bảo vệ ngắt và “Lockout” chếđộ TĐHMV FR mở và tắt I

4 Đóng ON FR ngắt và “End of

Sequence”

FR mở và TĐHMV vẫn bật I

5 Mở ON

FR đƣợc mở bởi TĐHMV và nguồn cung cấp đƣợc phục hồi FR đóng

R

6 Mở ON

Nguồn đƣợc phục hồi trên

cả hai phía của FR (phía nguồn lẫn phía tải) FR đóng R

Bảng 2.2 Các quy tắc tự động hòa mạch vòng đối với MR

Chuyển sang nhóm bảo vệ B I

2 Đóng OFF Bảo vệ sẽ ngắt và “Lockout” MR mở-tắt chế độ

1 Mở OFF ON/ OFF ON/

Nguồn trên cả hai phía của TR bị mất trong khoảng thời gian dài hơn

LA

Không hoạt động I

2 Mở ON ON/

OFF

Nguồn phía tải của TR bị mất trong khoảng thời gian dài hơn LA

TR sẽ đóng nếu nguồn dự phòng đảm bảo

TR sẽ đóng nếu có nguồn

dự phòng và tắt chế độ TĐHMV

I