ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI Học viên: Nguyễn Khánh Châu Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K34 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN Tóm tắt - Để một hệ t

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

-–Ì— -

NGUYỄN KHÁNH CHÂU

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60.52.02.02

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS Lê Kim Hùng

Đà Nẵng - 2018

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu khoa học của riêng tôi, có

sử dụng một số kết quả nghiên cứu lý thuyết và thực nghiệm của các trường đại học, viện nghiên cứu trên thế giới,…

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

Đà Nẵng, ngày 30 tháng 6 năm 2018

Tác giả luận văn

Nguyễn Khánh Châu

LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI

Học viên: Nguyễn Khánh Châu Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 60.52.02.02 Khóa: K34 Trường Đại học Bách khoa - ĐHĐN

Tóm tắt - Để một hệ thống điện vận hành được ổn định và tin cậy, ngoài công tác quản lý thì các

thiết bị lắp đặt trên đường dây phải tác động được khi có sự cố xảy ra, các giá trị cài đặt của thiết bị

(dòng, áp, thời gian tác động của thiết bị,…) phải được tính toán chính xác cho tất cả các thiết bị lắp

trên cùng một nhánh, một xuất tuyến đường dây để bảo đảm sự phân biệt và tác động có chọn lọc

Một sự cố về điện, dù xảy ra trong khoảng thời gian ngắn cũng có thể gây nên những thiệt hại rất lớn

về mặt kinh tế Luận văn tập trung tính toán, phân tích đề xuất các giải pháp liên kết và tự động hóa

mạch vòng để nâng cao hiệu quả vận hành của lưới điện phân phối khu vực Tây Nam tỉnh Quảng

Ngãi nhằm xử lý khắc phục nhanh sự cố, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng

và thỏa mãn sự hài lòng của khách hàng sử dụng điện một cách cao nhất Ngoài ra, Luận văn đã tiến

hành tính toán, mô phỏng tối ưu hóa các điểm thường mở của hệ thống lưới điện phân phối giữa 2

xuất tuyến trung áp XT479/E16.5 và XT479/E16.3 bằng phần mềm quản lý kỹ thuật PSS/ADEPT

(TOPO: Tie Open Point Optimization) đã xác định 01 điểm mở tối ưu với tổn thất công suất trên

lưới điện nhỏ nhất tại nhánh rẽ Hành Đức 1 của XT479/E16.5 Kết quả tính toán thử nghiệm cũng đã

chỉ ra rằng với điểm mở tối ưu mới làm mạch liên lạc thứ hai giữa 2 xuất tuyến trung áp

XT479/E16.5 và XT479/E16.3 đã đem lại hiệu quả rất tốt cho công tác quản lý vận hành trên lưới

điện khu vực với chi phí đầu tư ban đầu ít và thời gian thu hồi vốn ngắn (khoảng hơn 3 năm)

Từ khóa: Lưới điện phân phối, công tác quản lý vận hành, liên kết và tự động hóa mạch vòng,

điểm mở tối ưu, xử lý khắc phục sự cố, độ tin cậy cung cấp điện, tổn thất điện năng, sự hài lòng của

khách hàng

PROPOSED SOLUTIONS TO ENHANCE THE EFFECTIVE OPERATION

OF SOUTHWEST QUANG NGAI DISTRIBUTION GRID

Abstract - In order to operate an electric power system with stability and reliability, the

equipment installed on the grid must be operated readily in the event of malfunction, the setting

values of the equipment (currents, voltage, duration of the device, etc.) must be calculated accuracy

for all devices mounted on the same line, feeder to ensure selectively working An electrical

incident, even in the short time, could cause a huge economic loss The study focuses on calculating,

analyzing and proposing the solutions for link and loop automation circuit to improve the operation

efficiency of the distribution network in the South West of Quang Ngai province in order to quickly

solve the problem, improve the reliability of power supply, reduce power losses and satisfy customer

satisfaction In addition, the thesis has carried out calculations, simulation optimization of the open

points of distribution grid between the two lines XT479/E16.5 and XT479/E16.3 with PSS/ADEPT

software (TOPO: Tie Open Point Optimization) identified 01 optimal openings point with the

smallest power losses at the Hanh Duc 1 branch of XT479/E16.5 The results of the experimental

calculation also showed that with the optimum opening point, the second circuit between two feeder

XT479/E16.5 and XT479/E16.3 is also very effective for operation - management on the local

power grid with low initial investment cost and short return time (over 3 years)

Keywords: Power distribution network, management and operation, link and loop automation,

open point optimization, power grid troubleshooting, power supply reliability, power loss, customer

satisfaction

Trang phụ bìa

Lời cam đoan

Mục lục

Danh mục các ký hiệu và chữ viết tắt

Danh mục các bảng

Danh mục các hình vẽ, đồ thị

MỞ ĐẦU 1

Chương 1: TỔNG QUAN VỀ VẤN ĐỀ PHỐI HỢP BẢO VỆ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI 3

1.1 Đặc điểm LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi 3

1.2 Phối hợp thiết bị bảo vệ trên LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi 4

1.2.1 Giới thiệu một số thiết bị bảo vệ trên LĐPP 4

1.2.2 Phối hợp bảo vệ giữa các xuất tuyến LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi 13

1.3 Kết luận chương 1 14

Chương 2: CÁC PHƯƠNG PHÁP LIÊN KẾT VÀ TỰ ĐỘNG HÓA MẠCH VÒNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 16

2.1 Sự cần thiết và các thiết bị tự động bảo vệ trên LĐPP 16

2.2 Phương pháp liên kết tự động hóa mạch vòng công nghệ DAS 16

2.2.1 Tự động hóa mạch vòng 16

2.2.2 Các chế độ vận hành và thông số trong tự động hóa mạch vòng 21

2.3 Phương pháp xác định và xử lý sự cố trên LĐPP 29

2.3.1 Phần mềm xác định sự cố DMS và các ứng dụng 29

2.3.2 Các phương pháp tính toán xác định vị trí sự cố LĐPP 33

2.4 Các phương pháp tính toán, đánh giá độ tin cậy LĐPP 36

2.4.1 Phương pháp tính toán, đánh giá cơ bản cho sơ đồ hình tia 36

2.4.2 Phương pháp tính toán, đánh giá cơ bản cho sơ đồ song song 36

2.5 Kết luận chương 2 36

Chương 3: HIỆN TRẠNG VÀ ỨNG DỤNG CÁC PHẦN MỀM THU THẬP SỐ LIỆU, TÍNH TOÁN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI 38

3.1 Hiện trạng vận hành LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi 38

3.1.1 Giới thiệu các xuất tuyến LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi 38

3.1.2 Các thông số tính toán bảo vệ khi vận hành bình thường 39

3.2 Giới thiệu các phần mềm dùng để thu thập số liệu, tính toán, phân tích trong

công tác quản lý vận hành lưới điện 42

3.2.1 Giới thiệu phần mềm quản lý lưới điện PSS/ADEPT 42

3.2.3 Thu thập dữ liệu, tính toán và mô phỏng vị trí sự cố trên bản đồ địa lý

bằng phần mềm DMS 46

3.3 Kết luận chương 3 53

Chương 4: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO HIỆU QUẢ VẬN HÀNH LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI 55

4.1 Đề xuất các giải pháp liên kết và tự động hóa mạch vòng tối ưu 55

4.1.1 Tính toán liên kết mạch vòng giữa các xuất tuyến vận hành tối ưu 55

4.1.2 Giải pháp xây dựng liên kết mạch vòng và cải tạo lắp đặt thiết bị đồng bộ giữa XT479/E16.5 và XT479/E16.3 57

4.1.3 Chế độ vận hành liên kết mạch vòng giữa xuất tuyến 479/E16.5 và

XT479/E16.3 sau khi đầu tư, cải tạo và lắp đặt thiết bị 58

4.2 Đề xuất các giải pháp xử lý, khắc phục nhanh sự cố 62

4.2.1 Các phương pháp tính toán, đánh giá tấm quan trọng của các phụ tải 62

4.2.2 Các giải pháp nâng cao chỉ số độ tin cậy SAIDI, SAIFI, MAIFI 62

4.2.3 Lập kịch bản xử lý sự cố trên từng xuất tuyến LĐPP 63

4.3 Đề xuất các giải pháp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện 63

4.3.1 Giải pháp lập kế hoạch bảo dưỡng định kỳ cho thiết bị 63

4.3.2 Giải pháp tự động hóa (DAS) và đồng bộ hóa thiết bị trên LĐPP 64

4.3.3 Giải pháp ứng dụng công nghệ mới 64

4.3.4 Giải pháp phân đoạn tuyến đường dây 65

4.4 Tính toán hiệu quả kinh tế 66

4.4.1 Hiệu quả về giá trị tổn thất điện năng LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi 66

4.4.2 Hiệu quả về giá trị kinh tế LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi 68

4.5 Kết luận chương 4 69

KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT, KIẾN NGHỊ 70

DANH MỤC CÁC TÀI LIỆU THAM KHẢO 72 CÁC PHỤ LỤC

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI

EVN : Tập đoàn Điện lực Việt Nam

EVNNPC : Tổng Công ty Điện lực miền Bắc

EVNCPC : Tổng Công ty Điện lực miền Trung

EVNSPC : Tổng Công ty Điện lực miền Nam

EVNHANOI : Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hà Nội EVNHCMC : Tổng Công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh QNPC : Công ty Điện lực Quảng Ngãi

QLVH : Quản lý vận hành

LĐPP : Lưới điện phân phối

SCADA : Trung tâm điều khiển hệ thống điện tự động DAS : Công nghệ tự động hóa lưới điện

E16.5 : TBA 110kV Quảng Phú

E16.3 : TBA 110kV Tư Nghĩa

VTTB : Vật tư thiết bị

REC : Máy cắt tự đóng lại

SEC : Dao cách ly phân đoạn tự động

LBS : Dao cắt có tải

DCPT : Dao cắt phụ tải

DCLPT : Dao cách ly phụ tải

LTD : Dao cách ly đường dây

LBFCO : Cầu chì cắt có tải

FCO : Cầu chì tự rơi

STT Tên bảng Nội dung Trang

1 Bảng 1.1 Tham số đường cong đặc tính phụ thuộc 7

2 Bảng 1.2 Họ đường cong đặc tính theo tiêu chuẩn ANSI 8

3 Bảng 2.1 Trạng thái tự động hóa mạch vòng đối với FR 24

4 Bảng 2.2 Trạng thái tự động hóa mạch vòng đối với MR 24

5 Bảng 2.3 Trạng thái tự động hóa mạch vòng đối với TR 25

6 Bảng 3.1 Bảng thông số cài đặt bảo vệ trên các xuất tuyến 42

7 Bảng 3.2 Số liệu thống kê thiết bị để tính toán chỉ tiêu độ tin

52

10 Bảng 3.5

Tổng hợp độ tin cây cung cấp điện trên lưới điện phân phối các Tổng Công ty Điện lực trong Tập đoàn Điện lực Việt Nam năm 2017

STT Tên hình vẽ Nội dung Trang

1 Hình 1.1 Sơ đồ lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng

3 Hình 1.3 Cấu trúc hệ thống của BVRL kỹ thuật số 6

4 Hình 1.4 Logic cắt I>, I>> và I>>> 7

5 Hình 1.5 Đặc tính cắt của chức năng bảo vệ quá dòng 7

9 Hình 1.9 Bảng điều khiển Recloser của Nulec 10

11 Hình 1.11 Đặc tính T-C tiêu biểu thủy lực 11

12 Hình 1.12 Sơ đồ khối của mạch điều khiển Recloser 11

13 Hình 1.13 Đặc tính T-C tiêu biểu của Recloser điều khiển số 11

14 Hình 1.14 1- Mô tả Recloser hoạt động ĐT

15 Hình 1.15 Mô tả Recloser hoạt động có phối hợp chuỗi 13

17 Hình 2.2 Sơ đồ triển khai tự động hóa tập trung 17

19 Hình 2.4 Sơ đồ triển khai tự động hóa phân tán 19

20 Hình 2.5 Sơ đồ tự động hóa mạch vòng 02 nguồn cung cấp 19

22 Hình 2.7 Sơ đồ hoạt động của 01 hệ thống SCADA 28

23 Hình 2.8 Sơ đồ khối theo nguyên tắc đếm xung dòng ngắn

24 Hình 2.9 Sơ đồ khối theo nguyên tắc đếm xung điện áp 29

25 Hình 3.1 Menu giao diện chính của chương trình MDMS 44

26 Hình 3.2 Menu theo dõi công suất thời gian 30’ 45

27 Hình 3.3 Menu theo dõi sản lượng thời gian 30’ 45

28 Hình 3.4 Menu số liệu, biểu đồ dòng, áp, cosφ,… 45

29 Hình 3.5 Menu thống kê mất điện trong tháng 46

30 Hình 3.6 Giao diện chính của phần mềm quản lý lưới điện 48

31 Hình 3.7 Giao diện tổng hợp các chỉ tiêu độ tin cậy SAIDI,

SAIFI, MAIFI do sự cố và bảo trì bảo dưỡng 48

36 Hình 4.3 Thuật toán xác định điểm mở tối ưu (TOPO) 56

37 Hình 4.4 Kết quả tính toán tìm điểm mở liên kết vận hành

38 Hình 4.5 Sơ đồ kết lưới sau khi đầu tư liên kết mạch vòng

41 Hình 4.8 Chế độ vận hành sự cố khi điểm ngắn mạch tại F1 59

42 Hình 4.9 Chế độ vận hành sự cố khi điểm ngắn mạch tại F2 60

43 Hình 4.10 Chế độ vận hành sự cố khi điểm ngắn mạch tại F3 61

PHẦN MỞ ĐẦU

1 Lý do lựa chọn đề tài:

Để một hệ thống điện vận hành được ổn định và tin cậy, ngoài công tác quản lý thì các thiết bị lắp đặt trên đường dây phải tác động được khi có sự cố xảy ra, các giá trị cài đặt của thiết bị (dòng, áp, thời gian tác động của thiết bị,…) phải được tính toán chính xác cho tất cả các thiết bị lắp trên cùng một nhánh, một xuất tuyến đường dây để bảo đảm sự phân biệt và tác động có chọn lọc, một sự cố về điện, dù xảy ra trong khoảng thời gian ngắn cũng có thể gây nên những thiệt hại rất lớn về mặt kinh tế

Lưới điện phân phối khu vực Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi (gồm khu vực các huyện Nghĩa Hành và huyện Minh Long) được cung cấp điện qua các xuất tuyến trung

áp 22kV sau các TBA 110kV Tư Nghĩa (E16.3) và TBA 110kV Quảng Phú (E16.5) được đầu tư xây dựng từ rất lâu với cấu trúc lưới hình tia, độc đạo và những công nghệ còn nhiều hạn chế, Hiện nay, việc kết lưới tối ưu giữa các xuất tuyến để liên kết tự động hóa mạch vòng và xử lý sự cố, nâng cao độ tin cậy cho lưới điện phân phối trung

áp ở khu vực này là vấn đề cần phải quan tâm nghiên cứu nhằm đề ra các giải pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm tổn thất điện năng cho lưới điện này, nhằm đảm bảo cung cấp điện được tốt hơn, đáp ứng tốt nhất nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội và sự hài lòng của khách hàng sử dụng điện trên khu vực

Để giải quyết được vấn đề này, ngành điện cần phải tăng cường đầu tư thiết bị nhằm hiện đại hoá lưới điện, đặc biệt trong việc liên kết và tự động hoá lưới điện gắn liền với công nghệ thông tin và tự động hóa liên kết mạch vòng sẽ giải quyết ngay được một số vấn đề như: xử lý khắc phục nhanh sự cố, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng và an toàn trong quản lý vận hành

2 Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu:

Qua thực tế trong công tác quản lý vận hành lưới điện phân phối hiện nay, từ đó

đề xuất đưa ra được các giải pháp quản lý vận hành lưới điện được hợp lý hiệu quả

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

- Đối tượng nghiên cứu: Trên lưới điện phân phối trung áp khu vực

- Phạm vi nghiên cứu: Đề tài sẽ tập trung nghiên cứu các giải pháp vận hành tối

ưu lưới điện phân phối khu vực Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi

4 Phương pháp nghiên cứu:

Trên cơ sở số liệu khảo sát hiện trạng lưới điện phân phối khu vực sẽ nghiên cứu các nội dung sau:

- Phương pháp nghiên cứu lý thuyết, thu thập và xử lý thông tin áp dụng cho lưới điện phân phối

- Nghiên cứu và tìm hiểu lý thuyết về tự động hóa để tính toán nhằm đưa ra giải pháp liên kết và tự động hóa mạch vòng tại các nút vận hành tối ưu trên lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi

- Nghiên cứu lý thuyết và nghiên cứu các giải pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối

- Thu thập số liệu và tính toán, phân tích, đánh giá lưới điện phân phối hiện tại từ

đó đề xuất các giải pháp vận hành tối ưu, xử lý sự cố và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện

- Ứng dụng và sử dụng các phần mềm PSS/ADEPT, MDMS (DSPM), PMIS (QLKT), RF-Spider (CTĐT) của ngành điện để thu thập số liệu và tính toán, phân tích các số liệu thu thập được và đề ra các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành

5 Lựa chọn đặt tên đề tài:

Căn cứ mục tiêu, đối tượng và phạm vi nghiên cứu đã đề ra, đề tài đặt tên là:

“Đề xuất các giải pháp nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi”

6 Bố cục và tóm tắt nội dung đề tài:

Nội dung trong tập luận văn này gồm các phần chính như sau:

+ Kết luận và đề xuất, kiến nghị

Luận văn thạc sĩ này được thực hiện tại Bộ môn Hệ thống điện Trường Đại học Bách Khoa - Đại học Đà Nẵng Trong quá trình thực hiện đề tài tác giả đã nhận được sự quan tâm, tận tình chỉ bảo của người hướng dẫn khoa học GS.TS.LÊ KIM HÙNG, cũng như các ý kiến đóng góp quý báu của các đồng nghiệp, các nhà khoa học, các thầy, cô giáo của bộ môn Hệ thống điện Tuy nhiên, luận văn vẫn còn nhiều thiếu sót, tác giả rất mong nhận được sự góp ý và đóng góp ý kiến chân thành của các nhà khoa học, các quý thầy, cô, bạn bè, đồng nghiệp để luận văn được hoàn thiện hơn

Trân trọng cảm ơn

CHƯƠNG 1:

TỔNG QUAN VỀ VẤN ĐỀ PHỐI HỢP BẢO VỆ LƯỚI ĐIỆN

PHÂN PHỐI TÂY NAM TỈNH QUẢNG NGÃI1.1 Đặc điểm lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi

Lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi được đầu tư, xây dựng từ những năm 1985-1990 để cấp điện cho các khu vực phía Tây Nam của tỉnh Quảng Ngãi (gồm Huyện Nghĩa Hành và Huyện Minh Long) Qua thời gian cùng với sự phát triển kinh tế,

xã hội và nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao của khách hàng, yêu cầu đặt ra với ngành điện trong giai đoạn hiện nay là phải nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đảm bảo việc cung cấp điện an toàn, liên tục và ổn định là nhiệm vụ chính trị hàng đầu với ngành điện hiện nay

Cấu trúc của lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi là lưới điện 3 pha 3 dây, trung tính nối đất trực tiếp tại đầu nguồn phía 22kV của máy biến áp 110/22kV và chế độ vận hành bình thường của lưới điện là vận hành hở, hình tia hoặc dạng xương

cá Để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, các xuất tuyến 22kV hiện nay được liên lạc với nhau tại các điểm mở tối ưu bằng các loại thiết bị như dao cách ly đường dây, dao cắt có tải,… tạo nên cấu trúc mạch liên kết vòng vận hành hở, các mạch vòng chủ yếu

để phục vụ chuyển tải cấp điện khi cắt điện công tác hoặc xử lý sự cố,… Đặc điểm lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi (Hình 1.1) như sau:

Hình 1.1: Sơ đồ lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi

1.2 Phối hợp thiết bị bảo vệ trên LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi

1.2.1 Giới thiệu một số thiết bị bảo vệ trên LĐPP [6]

Hiện nay trên lưới điện phân phối đang vận hành cấp điện có lắp đặt rất nhiều thiết bị bảo vệ tự động, tuy nhiên trong nội dung đề tài luận văn này chỉ quan tâm đến các thiết bị bảo vệ tự động đóng cắt từ xa được sử dụng nhằm đảm bảo cho hệ thống điện vận hành được an toàn, linh hoạt và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện Các thiết bị bảo vệ tự động này có các chức năng cơ bản sau: đóng cắt không tải, đóng cắt các dòng điện liên tục bình thường, đóng cắt các dòng ngắn mạch,…

Trong nội dung đề tài này sẽ chỉ giới thiệu ngắn gọn một số loại thiết bị đóng cắt điển hình bảo vệ cho lưới phân phối hiện nay, bao gồm các thiết bị đóng cắt như dao cắt

có tải (LBS), máy cắt (MC), rơle, máy cắt tự động đóng lại (Recloser),…

1.2.1.1 Dao cắt có tải (LBS)

Dao cắt có tải (LBS) là một 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 sẽ cho phép thao tác đóng cắt với dòng điện làm việc ở các chế độ vận hành bình thường có tải trong điều kiện nhất định (Hình 1.2), điều này cho phép giảm được thời gian mất điện, đồng thời nâng cao tính an toàn cho nhân viên quản lý vận hành, nhân viên điều độ điều hành xử

lý sự cố

Hình 1.2: Dao cắt có tải (LBS) Dao cắt có tải (LBS) tương tự như dao cách ly thông thường nhưng với bộ truyền động bằng điện, LBS khi kết nối với hệ thống SCADA trung tâm cho phép có thể phối hợp các thao tác trong vận hành một cách tự động hóa và mang lại hiệu quả kinh tế cao Khi thao tác cắt dòng tải sẽ xuất hiện hồ quang, do đó LBS cần phải có buồng dập hồ quang và buồng dập hồ quang của LBS thường gặp có các loại như sau:

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

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

1.2.1.2 Máy cắt

Hiện nay máy cắt được phân loại tùy thuộc vào môi trường cắt và khả năng tích trữ năng lượng để thực hiện đóng cắt Phân loại máy cắt phụ thuộc vào loại môi trường cắt khác nhau gồm:

+ Môi trường ngắt bằng dầu

+ Môi trường ngắt bằng chân không

+ Môi trường ngắt bằng khí SF6

a Máy cắt dầu

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

- Máy cắt nhiều dầu: Đối với máy cắt loại 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 cũng gây nhiều khó khăn trong việc bảo dưỡng vận hành

- Máy cắt ít dầu: Đối với loại máy cắt ít dầu thì dầu chỉ làm nhiệm vụ dập hồ quang, còn cách điện là cách điện rắn

b Máy cắt bằng khí SF6

Máy cắt bằng khí SF6 có tính cách điện và khả năng dập hồ quang tốt, độ bền điện môi phục hồi nhanh khi dòng điện dừng Nhưng do khí SF6 rất đắt tiền nên chỉ dùng cho hệ thống khép kín Về cơ bản loại máy cắt này có ba loại gồm:

+ Loại máy cắt áp suất kép

+ Loại máy cắt khí nén

+ Loại máy cắt dập hồ quang tự phát

Máy cắt loại này chỉ sinh ra quá áp đóng cắt 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

c Máy cắt chân không

Trong môi trường chân không, hồ quang sẽ 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 buồng cắt chân không áp suất không dưới 10-7bar

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 bằng khí SF6 có nhiều ưu điểm hơn so với các loại máy cắt khác nên chúng được sử dụng rất nhiều trong lưới điện phân phối

Các giá trị định mức cơ bản và các ứng dụng của máy cắt được qui định theo tiêu chuẩn ANSI gồm các thông số như sau:

+ Điện áp định mức cực đại (kV)

+ Hệ số giới hạn điện áp định mức K

+ Dòng điện định mức tại tần số 50Hz (A)

+ Dòng điện cắt ngắn mạch định mức (kA)

+ Thời gian ngắt định mức (chu kỳ)

+ Thời gian mở trễ cho phép (s)

+ Dòng điện đối xứng cực đại có khả năng ngắt được (A)

+ Dòng điện cho phép qua máy cắt trong thời gian tối đa 3s khi có ngắn mạch xảy ra (A)

+ Khả năng đóng và khóa của máy cắt

1.2.1.3 Rơ le

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 bảo vệ với các nguyên lý làm việc và chức năng khác nhau Trong lưới phân phối hiện đang sử dụng phổ biến các loại rơle quá dòng (50, 51, 50N, 51N)

Hiện nay rơ le kỹ thuật số đã áp dụng tương đối phổ biến trên lưới điện, cấu trúc tổng thể (Hình 1.3), bao gồm các mô đun chính sau:

+ Mô đun đầu vào tương tự - số

+ 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 1.3: Cấu trúc hệ thống của BVRL kỹ thuật số

* Rơle bảo vệ quá dòng [5]

- 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 1.4) Rơle sẽ tác động khi dòng điện qua chỗ đặt thiết bị tăng quá một giá trị định trước nào đó (Hình 1.5) Hiện nay trên lưới điện phân phối tỉnh 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)

- Đặc tính T-C: Hiện nay đặc tính này 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 như sau:

) (

* ) 1 (

)

M

A I



 (1.1) Trong đó: - A, B, P: các hằng số tiêu biểu cho họ đường cong tiêu chuẩn

- M: bội số dòng M = IR / IKN

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

- TS: Thời gian đặt của Rơle

Hình 1.4: Logic cắt I>, I>> và I>>>

Theo tiêu chuẩn IEC, đường cong có 3 dạng được xác định qua các tham số đường cong đặc tính phụ thuộc tương ứng như (Bảng 1.1) sau:

Bảng 1.1: Tham số đường cong đặc tính phụ thuộc

Bảng 1.2: Họ đường cong đặc tính theo tiêu chuẩn ANSI

- 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 cầu chì,

Thông số của bảo vệ quá dòng [5] như sau:

- Dòng khởi động:

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

IKĐ = (Ksđ * Kmm * Kat / Ktv) * Ilvmax = K * Ilvmax (1.2) Trong đó:

* Ilvmax: dòng làm việc cực đại qua bảo vệ trong chế độ làm việc bình thường và 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 ÷ 1,2 đối với rơle số

* Ktv: hệ số trở về với Ktv = Ilv/Ikđ và thông thường đối với rơle cơ Ktv = 0,85 ÷ 0,9; đối với rơle số Ktv = 0,96 ÷ 0,98

* Kmm: hệ số mở máy của động cơ, Kmm = 1,2 ÷ 1,8, trong trường hợp đối tượng bảo vệ gồm nhiều động cơ nên có hệ số mở máy lớn (Kmm = 2 ÷ 3)

* Ksđ: hệ số sơ đồ, tùy thuộc vào sơ đồ đấu dây của BI với rơle

Ksđ(3) = Is(3) / It(3) (1.3)

* Vậy dòng khởi động của rơle:

IKĐR = (IKĐ / nI) * Ksđ(3) (1.4) + Đối với bảo vệ cắt nhanh (50):

IKĐ = Kat * INgmax (1.5) Với INgmax: dòng ngắn mạch cực đại ở cuối vùng bảo vệ của rơle đó

- Thời gian bảo vệ:

Thời gian tác động của bảo vệ quá dòng có thời gian (51) khi 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 Với tn-1 = tn(max) + dt (và dt là độ phân cấp về thời gian)

+ 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 từng loại máy cắt sử dụng Với độ nhạy KN = INmin / IKĐ

+ INmin: dòng ngắn mạch bé nhất khi ngắn mạch trực tiếp trong vùng bảo vệ Yêu cầu độ nhạy: KN > 1,5: đối với bảo vệ chính

KN = 1,1 ÷ 1,3: đối với bảo vệ dự trữ

1.2.1.4 Máy cắt tự động đóng lại (Recloser)

Máy cắt tự động đóng lại (Recloser) là một loại thiết bị trọn bộ bao gồm: thân máy cắt và bộ mạch điều khiển 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 và tái lập cung cấp điện Nếu sự cố kéo dài Recloser sẽ khóa chế độ TĐL (Lock out) sau một số lần tác động được cài đặt trước và như vậy sẽ cô lập phần bị sự cố ra khỏi hệ thống lưới điện

a Phân loại Recloser:

* Giới thiệu chi tiết cấu tạo của loại máy cắt Recloser VWVE27 (Hình 1.7) có môi trường dập tắt hồ quang bằng chân không, điều khiển số:

Hình 1.7: Recloser VWVE27 của hãng Cooper

* Giới thiệu cấu tạo (Hình 1.8) bảng điều khiển (Hình 1.9) của Recloser hãng Nulec:

Hình 1.8: Recloser của hãng Nulec

Hình 1.9: Bảng điều khiển Recloser của Nulec Máy cắt tự động đóng lại Recloser được phân ra các chủng loại như sau:

- Recloser điều khiển bằng thủy lực hay điện tử:

+ Với loại Recloser điều khiển bằng thủy lực: Hệ thống điều khiển thủy lực được

sử dụng trong Recloser tác động 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 phụ tải Khi dòng điện chạy qua cuộn dây vượt quá giá trị cài đặt, một pittông được hút về phía cuộn cắt làm cho tiếp điểm của Recloser mở ra, việc đặt thời gian chuỗi tự động đóng lại được thực hiện bằng cách bơm dầu vào các ống thủy lực riêng biệt Cấu trúc của Recloser cuộn cắt được mắc nối tiếp với tải (Hình 1.10) và đặc tính thời gian dòng điện tiêu biểu của Recloser điều khiển thủy lực (Hình 1.11) như sau

+ Với loại Recloser điều khiển bằng điện tử: Khi đó 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 kiện có sẵn kèm theo để bổ sung vào các đặc điểm cơ bản của Recloser nhằm giải quyết các vấn đề khi áp dụng thực tế với các trường hợp khác nhau

Hình 1.10: Recloser có cuộn cắt nối tiếp Hình 1.11: Đặc tính T-C tiêu biểu thủy lực

Loại Recloser điều khiển bằng điện tử có các bộ phận cấu thành được sử dụng bằng mạch số hay bộ vi xử lý được minh họa (Hình 1.12) như sau

Hình 1.12: Sơ đồ khối của mạch điều khiển Recloser Ngoài ra với Recloser 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 có đặc tính T-C như (Hình 1.13) sau

Hình 1.13: Đặc tính T-C tiêu biểu của Recloser điều khiển số

b Các đặc tính làm việc của Recloser

Với sự tiến bộ của khoa học kỹ thuật điện tử và vi xử lý, công nghệ vật liệu mới, ngày nay 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

- Đặc tính bảo vệ:

Loại rơle bảo vệ trong Recloser là rơle dòng điện có thể dùng cho bảo vệ dòng cắt nhanh hoặc bảo vệ dòng cực đại, trong đó bảo vệ dòng cực đại có thể dùng đặc tính độc lập hoặc đặc tính phụ thuộc Việc áp dụng thời gian tác động có đặc tính thời gian phụ thuộc nhằm mục đích giảm thời gian làm việc của bảo vệ khi dòng sự cố tăng cao

- Đặc tính cắt nhanh:

Trên lưới điện 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 của lưới điện Khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào đó được gọi là bội số cắt nhanh (bội số này có thể điều chỉnh được), thì đặc tính cắt của Recloser 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 không Ta có thể cài đặt các thông số chương trình chế độ cắt nhanh ở bất cứ lần tác động nào trong chuỗi tác động của Recloser

- Đặc tính khóa tức thời (Lockout):

Đặc điểm này sẽ cho phép Recloser giảm số lần tác động của nó để tránh bị hư hỏng thiết bị khi dòng sự cố quá cao mà Recloser vẫn đóng lại nhiều lần Tương tự như chế độ cắt tức thời, chế độ khóa tức thời sẽ tác động mở và khóa máy cắt khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt bé nhất của Recloser một hệ số nhân và ta có thể cài đặt ở chế độ này

để Recloser khóa bảo vệ sau lần cắt thứ 1, 2 hay 3 Ngoài ra, người ta kết hợp đặc tính cắt nhanh và khóa tức thời sẽ nâng cao tính linh hoạt của Recloser lắp đặt

- Đặc tính phối hợp bảo vệ chuỗi:

Việc phối hợp bảo vệ chuỗi là một đặc điểm cần thiết khi phối hợp giữa Recloser với Recloser, nó ngăn những tác động không cần thiết của Recloser đầu nguồn khi có xuất hiện sự cố mà sự cố này có thể bị loại trừ được bởi Recloser phía sau Ví dụ sau minh họa cho đặc điểm của Recloser phối hợp bảo vệ chuỗi như sau:

+ Hai lần tác động tiêu biểu không có phối hợp chuỗi của Recloser được cho ở (Hình 1.14), hai Recloser có cùng đặc tuyến tác động nhanh được mắc nối tiếp với nhau Một sự cố kéo dài tại điểm N sẽ gây ra hai lần tác động đồng thời của hai Recloser theo đặc tính tác động nhanh

+ Ngay cả trong trường hợp hai Recloser (REC) không cắt đồng thời, vì REC2 có đặc tuyến tác động nhanh hơn REC1, như trong ví dụ trên REC1 sẽ dự trữ cắt hai lần bởi đường cong cắt nhanh, trong khi REC2 tác động tuần tự theo đường cong trễ

Như vậy trong cả hai trường hợp (1- Mô tả hoạt động đồng thời) và (2- Mô tả hoạt động không đồng thời) ở trên thì REC1 đều có hai lần tác động không cần thiết vì

sự cố xảy ra nằm trong vùng kiểm soát của REC2

Hình 1.14: 1-Mô tả Recloser hoạt động ĐT 2-Mô tả Recloser hoạt động KĐT Với tác động có phối hợp chuỗi như (Hình 1.15) sau, khi đó REC1 chỉ đơn thuần đếm số lần tác động nhanh của REC2 mà không ngắt Và sau hai lần tác động trễ REC2

sẽ cắt trước và cô lập sự cố mà REC1 vẫn không mở ra vì đặc tuyến cắt trễ B của REC1chậm hơn của REC2 (điều này là hiển nhiên vì REC1 bắt buộc phải có định mức lớn hơn của REC2)

Hình 1.15: Mô tả Recloser hoạt động có phối hợp chuỗi

1.2.2 Phối hợp bảo vệ giữa các xuất tuyến LĐPP Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi

1.2.2.1 Phối hợp bảo vệ giữa XT479/E16.5 và XT479/E16.3

Hiện tại trên lưới điện phân phối giữa 02 xuất tuyến gồm XT479/E16.5 (TBA 110kV Quảng Phú) chủ yếu cấp điện cho trung tâm huyện Nghĩa Hành và XT479/E16.3 (TBA 110kV Tư Nghĩa) chủ yếu cấp điện cho trung tâm huyện Minh Long đang được liên kết mạch vòng nhưng vận hành hở thông qua Dao cắt phụ tải (LBS) Liên lạc Hành Minh để cấp điện qua lại (Liên lạc Hành Minh hiện lắp đặt sau Máy cắt đầu nguồn và Recloser phân đoạn Nghĩa Điền của xuất tuyến 479/E16.5 và lắp đặt sau Máy cắt đầu nguồn của XT479/E16.3), khi có sự cố trên một xuất tuyến thì có thể chuyển đổi nguồn cấp điện từ xuất tuyến kia qua và sự phối hợp bảo vệ thông qua các máy cắt đầu nguồn cũng như phân đoạn của xuất tuyến

Tuy nhiên khi có sự cố nhảy máy cắt đầu nguồn của một xuất tuyến thì nhân viên quản lý vận hành phải sa thải phụ tải bằng cách cắt các thiết bị phân đoạn từ xa đến gần để xác định và cách ly phân đoạn bị sự cố, sau đó có thể cắt Recloser phân đoạn Nghĩa Điền để tách cô lập sự cố nếu sự cố là trước phân đoạn Nghĩa Điền, và (hoặc) đóng Dao cắt phụ tải Liên lạc Hành Minh để XT479/E16.3 cấp điện cho XT479/E16.5 hoặc ngược lại,…

Đối với liên kết mạch vòng nhưng vận hành hở hiện tại giữa 02 xuất tuyến trên thì sau khi cách ly phân đoạn bị sự cố ra mới tiến hành xem xét đóng lại các thiết bị phân đoạn để cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố nên mất rất nhiều thời gian và

công sức do phải tác thủ công Vì vậy cần tính toán xem xét đề xuất thêm các vị trí liên lạc tối ưu mới (liên lạc dự phòng) giữa 02 xuất tuyến hoặc lắp đặt thêm thiết bị đóng cắt

tự động trên lưới điện để linh hoạt hơn trong việc đóng cắt cấp điện trở lại nhằm giảm thời gian mất điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện khi có sự cố xảy ra

1.2.2.2 Phối hợp bảo vệ giữa XT479/E16.3 và XT475/E16.3

Hiện tại trên lưới điện phân phối giữa 02 xuất tuyến gồm XT479/E16.3 (TBA 110kV Tư Nghĩa) chủ yếu cấp điện cho trung tâm huyện Minh Long và XT475/E16.3 (TBA 110kV Tư Nghĩa) chủ yếu cấp điện cho một số xã phía Tây Nam huyện Nghĩa Hành đang được liên kết mạch vòng nhưng vận hành hở thông qua Dao cắt phụ tải (LBS) Liên lạc Hành Thiện để cấp điện qua lại (Liên lạc Hành Thiện hiện lắp đặt sau Recloser phân đoạn của 02 xuất tuyến (gồm Recloser phân đoạn Hành Minh của XT479/E16.3 và Recloser phân đoạn Hành Thịnh của XT475/E16.3), khi có sự cố trên một xuất tuyến thì có thể chuyển đổi nguồn cấp điện từ xuất tuyến kia qua và sự phối hợp bảo vệ thông qua các máy cắt đầu nguồn của xuất tuyến hoặc thông qua các máy cắt phân đoạn Khi có sự cố nhảy máy cắt đầu nguồn hoặc máy cắt phân đoạn của một xuất tuyến thì nhân viên quản lý vận hành cũng phải sa thải phụ tải bằng cách cắt các thiết bị phân đoạn từ xa đến gần sau các Recloser phân đoạn Hành Minh của XT479/E16.3 hoặc sau Recloser phân đoạn Hành Thịnh của XT475/E16.3 để xác định

và cách ly phân đoạn bị sự cố, sau đó đóng Dao cắt phụ tải (LBS) Liên lạc Hành Thiện

để XT479/E16.3 cấp điện cho XT475/E16.3 hoặc ngược lại,…

Tuy nhiên đối với liên kết mạch vòng nhưng vận hành hở hiện tại giữa 02 xuất tuyến trên thì sau khi cách ly phân đoạn bị sự cố mới tiến hành xem xét đóng lại các thiết bị phân đoạn để cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố, nhưng do Liên lạc Hành Thiện lắp đặt sau các Recloser phân đoạn Hành Minh của XT479/E16.3 và Recloser phân đoạn Hành Thịnh của XT475/E16.3 nên cũng mất nhiều thời gian để thao tác hơn do khoảng cách xa Vì vậy cần tính toán xem xét đề xuất thêm các vị trí liên lạc tối ưu mới (liên lạc dự phòng) giữa 02 xuất tuyến hoặc lắp đặt thêm thiết bị đóng cắt tự động trên lưới điện để linh hoạt hơn trong việc đóng cắt cấp điện trở lại nhằm giảm thời gian mất điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện khi có sự cố xảy ra

Để thực hiện được mục tiêu trên cần thực hiện đồng thời các giải pháp sau:

- Đầu tư xây dựng các liên kết mạch vòng các xuất tuyến trung áp 22kV giữa các TBA 110kV khác nhau cũng như liên kết mạch vòng giữa các xuất tuyến trung áp 22kV trên cùng TBA 110kV trên nguyên tắc mạng kín nhưng vận hành hở

- Lắp đặt các thiết bị thông minh trên lưới điện để có thể thu thập được số liệu từ

xa thông qua kết nối vô tuyến hoặc hữu tuyến

- Bổ sung và thay thế các thiết bị đóng cắt trên lưới điện có khả năng kết nối tự động thông qua các thiết bị đầu cuối từ xa RTU

- Tính toán phân đoạn tuyến đường dây lưới điện phân phối theo yêu cầu của phụ tải

- Tính toán và cài đặt các thông số trong phối hợp bảo vệ của các thiết bị đóng cắt phân đoạn trên lưới điện

- Áp dụng kết hợp đồng bộ các công nghệ tự động hóa lưới điện phân phối hiện nay như DAS, SCADA,…

Trong chương 2 sẽ giới thiệu các phương pháp hiện nay đang áp dụng trên lưới điện phân phối nhằm liên kết và tự động hóa mạch vòng giữa các xuất tuyến trung áp để thực hiện khắc phục nhân sự cố, nâng cao được độ tin cậy cung cấp điện của lưới điện phân phối

CHƯƠNG 2:

CÁC PHƯƠNG PHÁP LIÊN KẾT VÀ TỰ ĐỘNG HÓA

MẠCH VÒNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

2.1 Sự cần thiết và các thiết bị tự động bảo vệ trên LĐPP [1]

Hiện nay sơ đồ kết lưới cơ bản của lưới điện phân phối Tây Nam tỉnh Quảng

Ngãi chủ yếu là mạch hình tia và một số mạch liên lạc giữa các xuất tuyến trung áp

22kV với nhau nhưng vận hành hở giữa hai nguồn hoặc hai tuyến cùng một nguồn cung

cấp và sử dụng phối hợp thiết bị bảo vệ với nhau Mạch vòng các xuất tuyến trung áp

được liên kết với nhau bằng các thiết bị như dao cắt có tải LBS (Load Break Switch),

máy cắt tự đóng lại REC (Automatic Circuit Recloser), dao cách ly đường dây DS

(Disconnector Switch), hoặc thiết bị nối mạch vòng RMU (Ring Main Unit) đối với

đường dây cáp ngầm,…

Qua thực tế vận hành thì khi cần sửa chữa hoặc xử lý sự cố trên các tuyến đường

dây thì việc cung cấp điện cho các phụ tải không nằm trong khu vực sự cố sẽ được tái

xác lập nhờ chuyển đổi thủ công nguồn cung cấp bằng cách thao tác đóng cắt các thiết

bị phân đoạn hay các thiết bị nối mạch vòng theo phương thức vận hành quy định

nhưng mất rất nhiều thời gian và công sức của đơn vị quản lý vận hành lưới điện

Đến thời điểm hiện tại toàn bộ các xuất tuyến 22kV Tây Nam tỉnh Quảng Ngãi

đều có khả năng khép vòng và hổ trợ đóng cắt liên lạc qua lại với nhau khi cần thiết

Tuy nhiên để đảm bảo đạt mục tiêu đến năm 2020 độ tin cậy cung cấp điện phải ngang

bằng các nước trong khu vực ASEAN cần phải đầu tư xây dựng, cải tạo các tuyến

đường dây trung áp nhằm kết nối mạch vòng giữa các trạm biến áp 110kV khác nhau

hoặc giữa các xuất tuyến trung áp cùng trạm biến áp 110kV với nhau, thay thế ngay các

thiết bị đóng cắt liên lạc giữa các xuất tuyến và tại các phân đoạn đang đóng cắt thủ

công bằng các thiết bị có thể thao tác đóng cắt từ xa để giảm thời gian mất điện, đảm

bảo đến năm 2020 đáp ứng theo tiêu chí N-1, N-2 và lưới điện phân phối vận hành tự

động hóa ở một mức độ nhất định

2.2 Phương pháp liên kết tự động hóa mạch vòng công nghệ DAS

2.2.1 Tự động hóa mạch vòng [3]

2.2.1.1 Ý nghĩa

Liên kết tự động hóa mạch vòng của lưới điện có chức năng quan trọng là phục

hồi lại cấu trúc lưới điện như ban đầu khi sự cố đã được khắc phục,… Tự động hóa

lưới phân phối mang lại nhiều ưu điểm và khắc phục các nhược điểm khi cung cấp điện

cũng như giảm được thời gian mất điện cho các khách hàng sử dụng như: khả năng tự

động cô lập điểm sự cố, tự động khôi phục sự cố khi ngắn mạch thoáng qua và đồng

thời tự động cung cấp điện dự phòng cho các phụ tải, nhất là các phụ tải quan trọng

Như vậy bằng cách đóng nhanh nguồn dự phòng để thay thế nguồn làm việc bị cắt do

sự cố sẽ giải trừ được những khuyết điểm nêu trên Việc thực hiện thao tác đóng nhanh nguồn dự trử như vậy gọi là liên kết tự động hóa mạch vòng

Liên kết tự động hóa mạch vòng còn có một chức năng quan trọng khác đó là phục hồi lại cấu trúc lưới khi sự cố được khắc phục, bởi vì đóng nguồn dự phòng để cấp cho các phân đoạn không sự cố chỉ là một giải pháp tạm thời, vì nếu duy trì lâu dài hiện trạng lưới điện như vậy sẽ phát sinh các vấn đề khác như: tổn thất công suất, quá tải, phối hợp bảo vệ mà các đơn vị quản lý vận hành lưới điện khó có thể giải quyết được

Hiện nay việc triển khai áp dụng mô hình liên kết tự động hóa mạch vòng đồng nghĩa với việc lắp đặt các thiết bị thông minh trên các xuất tuyến chính như: máy cắt có tích hợp TĐL, recloser, sectionalizer, rơle số, dao cắt có tải LBS,… Tuy nhiên, khi lắp đặt và phối hợp các thiết bị với nhau để tạo thành mạng lưới bảo vệ cho xuất tuyến thì việc chọn các thông số chỉnh định như tính toán lý thuyết và áp dụng ngoài thực tế đôi khi không đảm bảo độ nhạy và bậc thời gian Δt giữa các hai đường đặc tuyến bảo vệ

2.2.1.2 Các mô hình cơ bản của liên kết tự động hóa lưới điện phân phối

Hiện nay việc tự động hóa lưới điện phân phối đang có 02 xu hướng được áp dụng phổ biến gồm:

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

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

Trong đó:

a Hệ thống tự động hóa lưới điện tập trung (Centralizel Automation)

Đối với hệ thống tự động hóa tập trung này (Hình 2.1) thì toàn bộ các phần tử trên lưới điện phân phối sẽ do 01 trung tâm điều hành, việc này cần một hệ thống thông tin mạnh, làm việc tin cậy làm cơ sở cho việc thu nhận và xử lý thông tin nhận được trong lưới điện phân phối Việc điều khiển sẽ dựa trên các thiết bị thu thập dữ liệu đặt tại các trạm 110kV và các thiết bị bảo vệ trên lưới điện với yêu cầu ở mức cao, tin cậy

Hình 2.1: Mô hình tự động hóa tập trung

Hình 2.2: Sơ đồ triển khai tự động hóa tập trung

Như sơ đồ triển khai tự động hóa tập trung (Hình 2.2) đơn giản gồm có một xuất tuyến với máy cắt đầu xuất tuyến và một số dao cách ly phụ tải tự động ở các phân đoạn trên tuyến Trong công tác quản lý vận hành mọi thông tin tại máy cắt cũng như tại các dao cách ly trên toàn bộ tuyến đường dây của lưới điện phân phối đều được thu nhận và đưa về xử lý tại trung tâm điều khiển, 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 tập trung 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 điều khiển sẽ nhận biết và xử lý theo trình tự:

- Cắt máy cắt, 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 vận hành tối ưu của lưới điện đó

- Tổng hợp các đặc điểm của hệ thống tự động tập trung gồm các điểm sau: + Máy cắt đầu xuất tuyến tại trạm biến áp 110kV được điều khiển để cắt ngắn mạch cho toàn xuất tuyến

+ Trên toàn bộ xuất tuyến sẽ bị mất điện trong thời gian ngắn

+ Độ nhạy của bảo vệ dòng pha và dòng chạm đất sẽ 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 lưới điện phân phối và có

độ tin cậy tuyệt đối (100%) để đảm bảo trung tâm điều độ điều khiển được mọi thao tác trong việc xử lý sự cố

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

b Hệ thống tự động hóa lưới điện phân tán (Decentralizel Automation)

Tận dụng và sử dụng tính thông minh của các thiết bị bảo vệ tại chỗ để cách ly phần tử bị sự cố Việc sử dụng các recloser trong lưới điện phân phối vận hành độc lập với hệ thống thông tin liên lạc (Hình 2.3) cho phép cô lập sự cố tự động và cải thiện độ tin cậy trong cả trường hợp sự cố tạm thời hay sự cố vĩnh cửu (kéo dài)

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

Hình 2.3: Mô hình tự động hóa phân tán

2.2.1.3 Cơ chế hoạt động của sơ đồ tự động hóa mạch vòng

Cơ chế tự động hóa mạch vòng sử dụng chủ yếu là các Recloser tự đóng lại, yếu

tố quan trọng nhất tạo nên sự khác biệt giữa các Recloser là nó được trang bị thêm các phần mềm chuyên dùng trong điều khiển Đối với lưới điện mạch vòng được cấp điện

từ hai nguồn hay nhiều nguồn (Hình 2.5) thì các phân đoạn không bị sự cố sẽ được cấp điện từ các phân đoạn khác, nguồn khác tuỳ theo sơ đồ kết lưới nhờ hệ thống tự động hóa mạch vòng

(FR)

Feeder Recloser ( FR)

Mid-Point Recloser (MR) Tie Recloser

CB2

Hình 2.5: Sơ đồ tự động hóa mạch vòng 02 nguồn cung cấp

Chu trình hoạt động của sơ đồ như sau:

(N  CB1  FR  MR  TR) (N  CB2  FR  TR) Trong đó:

- Recloser đầu tiên tính từ máy cắt của các TBA nguồn 110kV được gọi là Feeder Recloser (FR), thông thường FR ở trạng thái đóng

- Recloser liên lạc giữa các xuất tuyến mạch vòng được gọi là Tie Recloser (TR)

và được sử dụng như một thiết bị phân đoạn để tách hai xuất tuyến và thông thường TR

ở trạng thái mở

- Các Recloser phân đoạn nằm giữa Feeder Recloser (FR) và Tie Recloser (TR) được gọi là các Middle Recloser (MR), số lượng các MR trên lưới điện không hạn chế

Các recloser trên đều được cài đặt đóng lặp lại tối đa 03 lần, tuy nhiên hiện nay các Recloser thường được cài đặt chỉ đóng lặp lại 01 lần để đảm bảo an toàn

2.2.1.4 Những chức năng cơ bản của tự động hóa mạch vòng

Đối với các lưới điện kết nối 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 Recloser đầu nguồn cũng như các recloser phân đoạn sẽ khóa sau số lần đã được cài đặt đóng lặp lại nhưng không thành công

- Các quy tắc thực hiện chức năng cách ly sự cố và định lại cấu trúc của lưới điện gồm các quy tắc sau:

+ Quy tắc 1: FR ngắt khi mất nguồn cung cấp

+ Quy tắc 2: MR chuyển sang bảo vệ phân đoạn bị cắt nguồn và tác động trên đặc tuyến cắt nhanh một lần khi mất nguồn

+ Quy tắc 3: TR đóng khi phát hiện nguồn trên một phía của mạch đã bị cắt, nhưng có một nguồn ở phía khác

- Các quy tắc thực hiện chức năng tự động phục hồi

+ Quy tắc 4: FR đóng khi nguồn cung cấp được phục hồi nếu nó bị ngắt bởi tự động hóa mạch vòng Hay nói cách khác FR đóng khi nguồn được phục hồi ở cả hai phía của nó

+ Quy tắc 5: MR đóng khi nguồn cung cấp được phục hồi ở cả hai phía của nó + Quy tắc 6: TR ngắt khi phát hiện dòng công suất qua nó giảm khoảng 50%, hay khi có dòng công suất qua nó theo hướng ngược lại

Trong đó các quy tắc từ 1÷4 dùng để tự động cô lập phân đoạn lưới điện bị sự

cố, các quy tắc từ 5÷7 dùng để tái lập trạng thái lưới điện như ban đầu

- Feeder Recloser (FR): Luôn đặt gần nguồn cung cấp nhất và thường đóng, không bao giờ cho dòng công suất qua nó theo hướng ngược lại Đây là mục đích của quy tắc 1 để cách ly nguồn bị mất, vì thế tự động hóa mạch vòng không cố gắng đóng

để cấp theo hướng ngược lại Còn với Mid-point Recloser (MR) hoạt động theo quy 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 sẽ cho phép mở rộng phạm vi của việc tự động hóa mạch vòng cho cả một sơ đồ hệ thống lưới điện

- Mid-point Recloser (MR): Thường được bố trí giữa FR và TR và theo quy tắc

2, 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 trên lưới điện MR cho công suất qua nó theo cả hai hướng, do đó trong một mạng lưới điện có thể không có MR nhưng bắt buộc phải có FR

- Tie Recloser (TR): Luôn được đặt ở cuối nguồn nơi gặp nhau của hai xuất tuyến và thường mở Khi sử dụng sơ đồ tự động hóa mạch vòng làm chức năng của sơ

đồ tự động chuyển tải thì Tie Recloser phải được cài đặt chế độ “Tie phục hồi một phía” (Tie Restore One Way) 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 cung cấp chính

2.2.1.5 Sự định thời trong sơ đồ tự động hóa mạch vòng

Tự động hóa mạch vòng có hai chức năng chính là:

- Cách ly sự cố và định lại cấu trúc lưới

- Phục hồi lại cấu trúc của lưới điện trước và sau khi sự cố được khắc phục và sửa chữa xong

Recloser trong sơ đồ tự động hóa 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 (thường cài đặt chỉ đóng lại 1 lần) Tự động hóa 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, tự động hóa 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

tự động hóa 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 sẽ xảy ra thì thời gian tự động hóa 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, tự động hóa 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 tự động hóa mạch vòng của Tie Recloser phải lớn hơn thời gian tự động hóa 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

2.2.2 Các chế độ vận hành và thông số trong tự động hóa mạch vòng [8]

2.2.2.1 Các chế độ trong tự động hóa mạch vòng

Tự động hóa mạch vòng ngoài khả năng tự động cách ly sự cố và định lại cấu hình cho mạng lưới điện Tự động hóa mạch vòng còn có khả năng tự động phục hồi; tức là sau khi sự cố đã được khắc phục, tự động hóa mạch vòng có thể phục hồi lại cấu hình bình thường của mạng lưới điện Điều này chỉ có thể thực hiện nếu tự động phục hồi được bật (ON), như vậy trình tự phục hồi cấu hình bình thường của mạng phụ thuộc vào đặc điểm tự động phục hồi của chính mỗi Recloser trên lưới điện

- 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 cấu hình bình thường của mạng theo cách thông thường Bật chế độ tự động hóa mạch vòng ở mỗi thiết bị khi nó đã trở về trạng thái bình thường như ban đầu

- 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 tự động hóa mạch vòng (LA), các Recloser khác đang mở sẽ tự động đóng lại bởi tự động phục hồi Lưu ý rằng chế độ tự động hóa mạch vòng vẫn đang bật (ON) ở các Recloser này Bật chế độ tự động hóa mạch vòng ở Recloser mà được đóng bằng tay Kiểm tra Tie Recloser (TR) có được mở

tự động bởi “Tự động phục hồi” (nếu Tự động phục hồi đã được bật ở chế độ Tie Recloser) và nguồn cung cấp hiện diện ở hai phía của Tie Nếu Tie không mở thì có khả năng do việc chuyển đổi dòng công suất qua Tie theo hướng ngược lại không đủ để khởi động chế độ tự động phục hồi Trong trường hợp này, mở Tie bằng tay, kiểm tra nguồn là hiện có ở cả hai phía của Tie thì bật lại chế độ tự động hóa mạch vòng cho nó Còn nếu không có nguồn ở cả hai phía của Tie Recloser thì nguyên nhân do lưới, nên không cần kiểm tra và sữa chữa

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

+ Đối với các Recloser không được bật tự động phục hồi, một sự cố duy trì sẽ làm cho Recloser trải qua toàn bộ chuỗi đóng lặp lại và kết thúc với Recloser mở trong tình trạng khóa (Lock Out) Recloser sẽ không đóng lại nếu không có sự can thiệp của người vận hành để giải trừ sự cố đã xảy ra trước đó

+ Đối với các Recloser khi bật chế độ tự động phục hồi, thì ngay cả khi Recloser

đã trải qua toàn bộ chuỗi đóng lại và “Lock Out”, lập trình tự động vẫn có thể ra lệnh đóng ở một thời gian được lập trình sau đó Trong trường hợp này, trạng thái của Recloser không thể được biểu diễn “Lock Out’ vì từ “Lock Out” ý nói Recloser sẽ không thực hiện bất kỳ một tác động tự động nào thêm nữa cho đến khi có sự can thiệp của người vận hành Lúc này, thay thế “Lock Out” bằng “End of Squence” (tức là mới chỉ kết thúc chuỗi tác động của Recloser)

2.2.2.2 Các thông số trong tự động hóa mạch vòng

- Thời gian chờ để bắt đầu tự động hóa mạch vòng (Loop Automation Timeout -

LAT): 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 (quản lý vận hành) và 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 (hoặc 60s) đối với TR

- Điện áp đầu có điện (V): Trong tự động hóa mạch vòng thì điện áp đầu có điện

(nguồn cung cấp) đáp ứng yêu cầu sẽ đảm bảo lưới điện của liên kết vòng vận hành ổn định và tin cậy

- Thời gian chuyển trạng thái 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 điển hình là (0,5÷5s)

- 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

TR đóng, giá trị điển hình là (5÷10s)

- Thời gian trở về 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 đ- ược sử dụng trong MR để chuyển đổi nhóm bảo vệ khi phục hồi cấu hình bình thường của mạng

- Sự định hướng: Hướng sẽ xác định rõ phía nguồn hay phía tải của recloser trong cấu hình bình thường

- Thời gian tự động hóa mạch vòng (Loop Automation - LA): Tự động hóa mạch

vòng được khởi động khi nguồn điện áp bị mất hay được phục hồi trên đường dây khi

có nguồn điện áp dự phòng

2.2.2.3 Hoạt động mạch vòng khi có sự cố xảy ra trên các phân đoạn:

Khi có sự cố lâu dài trên các phân đoạn I, II, hoặc III, của xuất tuyến lưới điện phân phối thì với việc sử dụng recloser làm thiết bị tự động đóng lại phân đoạn Khi sự

cố trên phân đoạn nào, recloser phân đoạn liên quan sẽ tự động đóng hoặc cắt theo một chu trình định sẵn để cô lập phân đoạn bị sự cố Các phân đoạn không bị sự cố sẽ được cấp điện từ các phân đoạn khác (nếu các phân đoạn được cấp điện từ nhiều nguồn) Sau

đó các recloser phân đoạn sẽ gửi tín hiệu trạng thái về trung tâm điều hành, căn cứ vào tín hiệu trạng thái của các recloser, nhân viên điều hành sẽ thông báo cho đơn vị quản lý vận hành lưới điện cử nhân viên đến kiểm tra, sửa chữa để nhanh chóng khôi phục lại phương thức cấp điện bình thường của hệ thống

Một số ưu và nhược điểm:

+ Khi phân đoạn đường dây để xử lý sự cố thì chỉ tiêu độ tin cậy của lưới điện sẽ được cải thiện nhiều

+ Thuận lợi hơn trong công tác quản lý vận hành vì việc phán đoán vị trí sự cố tại các phân đoạn sẽ chính xác và xử lý dễ dàng hơn

+ Tuy nhiên không thể giảm sự cố (độ tin cậy) một cách nhanh chóng được vì các thiết bị lắp đặt tại các phân đoạn hoặc liên kết vòng cần vốn đầu tư ban đầu tương đối lớn nên cần phải tính toán hợp lý đảm bảo hài hòa giữa kinh tế và kỹ thuật

2.2.2.4 Trạng thái TĐL khi khởi động tự động hóa mạch vòng

Trạng thái hoạt động TĐL gồm các bảng của Feeder Recloser (FR - Bảng 2.1), Mid-point Recloser (MR - Bảng 2.2), Tie Recloser (TR - Bảng 2.3) như sau:

Bảng 2.1: Trạng thái tự động hóa mạch vòng đối với FR

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

FR mở và TĐHMV bị tắt I

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

1 Đóng ON/OFF

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

Chuyển sang nhóm bảo vệ B I

4 Mở ON Nguồn được phục hồi ở cả

hai phía của MR

MR đóng và chuyển sang hoạt động theo nhóm bảo vệ A

R

Bảng 2.3: Trạng thái tự động hóa mạch vòng đối với TR

Chế độ Phục hồi Tình huống Tác động

Chức năng

1 Mở ON/OFF ON/OFF

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

Không hoạt động I

Nguồn phía tải của

TR bị mất trong khoảng thời gian dài hơn LA

TR sẽ đóng nếu nguồn dự phòng đảm bảo I

Nguồn phía tải của

TR bị mất trong khoảng thời gian dài hơn LA

TR sẽ đóng nếu

có nguồn dự phòng và tắt chế

Kích hoạt nhóm bảo vệ B và đóng

TR

I

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

Kích hoạt nhóm bảo vệ B; TR đóng và TĐHMV tắt

I

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

Không hoạt động I

7 Đóng ON ON/OFF Bảo vệ ngắt và

“Lockout”

TR mở và tắt chế độ TĐHMV I

Dòng công suất chuyển đổi nhiều hơn 50% trong khoảng thời gian lớn hơn LA

TR mở nguồn cung cấp bị mất (TR đóng lại TĐHMV tắt)

R

Dòng công suất chuyển đổi nhiều hơn 50% nhưng chỉ trong khoảng thời gian nhỏ hơn LA

TR vẫn ở trạng thái đóng và chế

độ TĐHMV bị tắt

Nguån dù phßng (N2)

BU

Hình 2.6: Sơ đồ mạch tự động chuyển tải

Ở chế độ vận hành bình thường (Hình 2.6) công suất được cung cấp từ nguồn làm việc (N1) và khi nguồn làm việc bị cắt ra do sự cố thì mạch tự động chuyển tải sẽ chuyển sang nguồn dự phòng (N2) Sau khi nguồn làm việc được phục hồi, tải được chuyển trở lại nguồn N1 Việc trở về chế độ vận hành bình thường của lưới điện có thể thực hiện theo hai cách:

- Trở về song song: Đóng nguồn N1 trước khi mở nguồn dự phòng N2

- Trở về không song song: Mở nguồn dự phòng N2 trước khi đóng nguồn làm việc

2.2.2.6 Phân đoạn vòng trong lưới điện

Thông thường có 02 loại phân đoạn vòng trong lưới điện phân phối sau:

- Phân đoạn đường dây bán tự động: Được thực hiện bởi cơ cấu dao cách ly, cầu chì hoặc thiết bị thao tác bằng tay khác đặt trên các nhánh rẽ Khi có sự cố trên đoạn đường dây nào đó, cơ cấu phân đoạn sẽ tách đoạn đoạn đường dây này ra khỏi mạng điện trục chính, đảm bảo các hộ dùng điện khác không bị ảnh hưởng Sau khi khắc phục xong sự cố thì lưới điện sẽ được đóng vào nguồn bằng tay, cơ cấu phân đoạn này cũng được sử dụng để cắt điện khi sửa chữa và kiểm tra bảo dưỡng định kỳ thiết bị,…

- Phân đoạn đường dây bằng cơ cấu tự động: Thường được thực hiện bằng các máy cắt, có thể tự động đóng cắt hoặc điều khiển từ xa Khi lưới điện có sự cố thì cơ cấu phân đoạn sẽ tự động tách các đoạn đường dây sự cố ra khỏi lưới điện chung để đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các nhánh đường dây không bị sự cố

2.2.2.7 Sự phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị [4]

a Phối hợp giữa thiết bị tự đóng lại (Recloser) với dao cách ly phân đoạn tự động (Sectionalizer):

Trong thực tế công tác vận hành, đối với các xuất tuyến có chiều dài lớn có thể

sử dụng dao cách ly phân đoạn tự động làm thiết bị phân đoạn phối hợp với các máy cắt hoặc recloser Đặc điểm dao cách ly phân đoạn tự động là một thiết bị cắt mạch điện với dòng tải nhỏ hơn hoặc bằng dòng điện định mức và có khả năng đóng mạch điện với dòng ngắn mạch nhỏ hơn dòng ngắn mạch định mức

Nói cách khác dao cách ly phân đoạn tự động có khả năng đóng dòng ngắn mạch chứ không cắt được dòng ngắn mạch, do có giá thành thường đắt hơn dao cắt có tải và

rẻ hơn recloser Để tự động phân đoạn và cách ly các điểm bị sự cố, các dao cách ly

phân đoạn tự động được trang bị hệ thống điều khiển bằng điện và có khả năng làm việc theo một chương trình lập sẵn

Trong phân đoạn vòng thì việc phối hợp tự động phân đoạn và cách ly điểm sự

cố giữa máy cắt hoặc recloser với các dao cách ly phân đoạn tự động có thể thực hiện tương tự như việc phối hợp làm việc tự động phân đoạn và cách ly điểm sự cố giữa máy cắt hoặc recloser với các dao cách ly, dao cắt có tải tự động Tuy nhiên, do dao cách ly phân đoạn tự động có khả năng đóng dòng ngắn mạch có thể phối hợp tự động phân đoạn và cách ly điểm sự cố giữa máy cắt hoặc recloser với các dao cách ly phân đoạn tự động theo các nguyên tắc phối hợp thời gian làm việc như sau: Các dao cách ly phân đoạn tự động đóng khi nó được cung cấp điện áp và giữ nguyên trạng thái đóng khi đường dây có điện và cắt khi đường dây mất điện.ì vậy khi sử dụng các dao cách ly phân đoạn tự động (SEC) làm thiết bị phân đoạn trên lưới điện phối hợp với các máy cắt hoặc recloser; khi sự cố trên phân đoạn nào, thì các thiết bị phân đoạn sẽ tự động đóng/cắt theo một chu trình định sẵn để cô lập phân đoạn bị sự cố Ngoài ra khi bị sự cố mất điện ở khu vực nào thì đơn vị quản lý vận hành sẽ nhận được thông tin từ các hộ sử dụng điện báo mất điện hay các chương tình thu thập số liệu từ xa (DSPM, RF-Spider),….Căn cứ vào nguồn thông tin khu vực mất điện do sự cố nhận được, đơn vị quản lý vận hành sẽ tiến hành kiểm tra, sửa chữa để nhanh chóng khôi phục lại phương thức cấp điện như bình thường của hệ thống

b Phối hợp giữa thiết bị tự đóng lại (Recloser) với dao cách ly hoặc dao cắt có tải tự động (LBS) làm thiết bị phân đoạn

- Nguyên tắc phối hợp làm việc:

Trong thực tế công tác quản lý vận hành đối với các xuất tuyến có chiều dài lớn người ta thường sử dụng dao cách ly hoặc dao cắt có tải (LBS) làm thiết bị phân đoạn

Để tự động phân đoạn và cách ly điểm bị sự cố, các dao cách ly hoặc dao cắt có tải phải được trang bị hệ thống điều khiển bằng điện và có khả năng làm việc theo một chương trình lập sẵn và cài đặt trong thiết bị

Một hệ thống điện lưới điện khi sử dụng recloser phối hợp với các dao cắt có tải như hình sau có hệ thống giám sát và thu thập số liệu SCADA (Hình 2.7), lúc đó trạng thái vận hành của hệ thống điện và các thiết bị phân đoạn (Recloser, LBS) được thể hiện rõ các thông số vận hành tại phòng điều hành trung tâm của hệ thống điện

Tại trung tâm điều khiển vận hành nhân viên điều hành lưới điện căn cứ vào các

số liệu trên màn hình SCADA như tình trạng thiết bị điện, số lần đóng cắt các recloser, dao cắt phụ tải tự động,… phán đoán phân đoạn bị sự cố và đưa ra phương thức vận hành tối ưu triển khai thực hiện đóng lại từ xa để cấp điện cho các phân đoạn không bị

sự cố Nhân viên vận hành tại trung tâm điều khiển thông báo cho đơn vị quản lý lưới điện kiểm tra và sửa chữa khắc phục sự cố trên phân đoạn bị sự cố Sau khi đóng điện thành công cấp điện cho các phân đoạn không sự cố, các thông số vận hành sẽ báo về trung tâm điều khiển qua hệ thống SCADA

- Mô hình 01 hệ thống SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) trong tự động hóa lưới điện:

Hình 2.7: Sơ đồ hoạt động của 01 hệ thống SCADA

- Nguyên tắc đếm xung đóng cắt của dao cách ly, dao cắt có tải (LBS):

+ Nguyên tắc đếm xung dòng ngắn mạch của dao cách ly hoặc dao cắt có tải:

+ Nguyên lý hoạt động đếm xung dòng ngắn mạch của các dao cách ly hoặc dao cắt có tải (LBS) được thể hiện như (Hình 2.8) sau

Dao cách ly, dao cắt có tải (LBS) sẽ tác động khi giá trị xung này vượt quá giá trị cài đặt Ngoài ra ta có thể đặt cho rơle số tác động theo một, hai hay ba lần đếm xung Khi số xung mà rơle đếm được bằng với số lần đã đặt trước trong rơle thì nó sẽ tác động và bộ điều khiển sẽ tác động cắt dao cách ly, dao cắt có tải (mở tiếp điểm)

- Nguyên tắc đếm xung điện áp của các dao cách ly hoặc dao cắt có tải (LBS): + Nguyên lý hoạt động đếm xung điện áp của các dao cách ly hoặc dao cắt có tải (LBS) được thể hiện như (Hình 2.9) sau

Theo sơ đồ trên thì máy biến điện áp thường được sử dụng là biến điện áp kiểu

tụ được lắp đặt sẵn trong các dao cách ly hoặc dao cắt có tải (LBS), tuy nhiên cũng có thể sử dụng biến điện áp lắp đặt bên ngoài Khi điện áp đặt lên dao cách ly, dao cắt có tải thay đổi từ Uđm ÷ 0 và rơle số sẽ ghi nhận tín hiệu và đếm một xung

Dao cách ly, dao cắt có tải (LBS) sẽ tác động khi giá trị xung này vượt quá giá trị cài đặt Ngoài ra tương tự như trên ta có thể đặt cho rơle số tác động theo một, hai hay ba lần đếm xung Khi số xung mà rơle đếm được bằng với số lần đã đặt trước trong rơle, thì nó sẽ tác động và bộ điều khiển sẽ tác động cắt dao cách ly, dao cắt có tải (mở tiếp điểm) Khi điện áp đặt lên dao cách ly hoặc dao cắt có tải (LBS) ở trạng thái bình thường và duy trì quá thời gian t cài đặt trước, rơle số sẽ khôi phục lại trạng thái như ban đầu

Vì vậy tương tự như hệ thống phân đoạn bằng recloser phối hợp với dao cách ly (hoặc dao cắt có tải tự động) các recloser và các dao cách ly hoặc dao cắt có tải sẽ phối hợp theo chương trình định sẵn và cô lập phân đoạn bị sự cố đó, sau đó các thiết bị (recloser, dao cách ly, dao cắt có tải) phân đoạn sẽ gửi tín hiệu trạng thái về trung tâm điều hành Căn cứ vào tín hiệu trạng thái của các thiết bị phân đoạn và số lần đóng cắt của recloser, nhân viên điều hành sẽ xác định phân đoạn bị sự cố, thông báo cho đơn vị quản lý vận hành lưới điện kiểm tra, sửa chữa để nhanh chóng khôi phục lại phương thức cấp điện bình thường Đồng thời nhân viên điều hành có thể thông qua hệ thống SCADA điều hành đóng/cắt các thiết bị phân đoạn để chủ động khôi phục cho các phân đoạn không bị sự cố trong thời gian sớm nhất để giảm thời gian mất điện Ngoài ra qua

hệ thống DAS và SCADA mini, nhân viên điều hành hệ thống có thể chủ động đóng cắt các thiết bị phân đoạn để bố trí phương thức vận hành cấp điện hợp lý trong chế độ công tác bình thường cũng như sau khi sự cố được khắc phục xong

2.3 Phương pháp xác định và xử lý sự cố trên LĐPP

2.3.1 Phần mềm xác định sự cố DMS và các ứng dụng

2.3.1.1 Tổng quan hệ thống DMS

- Phần mềm DMS600 (Distribution Management System) là hệ thống quản lý lưới điện phân phối theo địa lý (DMS) Phần mềm mô phỏng, thao tác và quản lý lưới điện trên bản đồ địa lý DMS600 được tích hợp với MicroSCADA sử dụng giao diện OPC để truy cập dữ liệu Phần mềm này được thiết kế để hổ trợ nhân viên vận hành của các Công ty Điện lực trong việc giám sát, quản lý và vận hành lưới điện

- Cấu trúc của phần mềm DMS600 gồm 03 phần:

* Opera Network Editor (DMS600-NE)

+ DMS600-NE chủ yếu sử dụng để mô phỏng mạng lưới điện phân phối vào cơ

sở dữ liệu mạng trong hệ thống máy chủ, cũng là công cụ của quản trị viên quản lý toàn

bộ DMS Hệ thống này có thể được sử dụng để quản lý cả lưới điện phân phối trung, hạ

áp và có thể được sử dụng trong khi cả DMS600-SA và DMS600-WS đang chạy

+ Khởi tạo các bản đồ nền, định nghĩa biểu tượng và quản lý việc tích hợp giữa MicroSCADA và DMS600 là nhiệm vụ quan trọng của chương trình này, nhiều mô tả

và định nghĩa khác được thực hiện bởi DMS600-NE DMS600-NE được khởi động chỉ khi máy chủ chính được kết nối, một vài phiên làm việc có thể chạy cùng lúc nhưng được xác định bằng bản quyền

+ DMS600-NE cập nhật các mạng tập tin nhị phân (Network.dat) của cơ sở dữ liệu mạng và mạng lưới các tập tin tạm thời (Tempnet.dat) từ đầu từ người sử dụng, mạng nhị phân được sử dụng để tăng tốc độ hoạt động của phần mềm Người dùng nhận thông tin về dữ liệu mạng mới và có thể lựa chọn để tải các mô hình mới cùng lúc người nhập hoặc sau đó Trong hệ thống máy chủ, cơ sở dữ liệu mạng không được tạo bản sao đến máy chủ thứ hai

- Quản lý cấu trúc topo mạng điện

- Phân tích mạng bao gồm trào lưu công suất tính toán dòng điện sự cố với các phân tích bảo vệ