sử dụng thiết bị tự động cách ly phân tử sự cố trong lưới điện phân phối nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và áp dụng cho điện lưới thành phố thái nguyên

1

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP THÁI NGUYÊN

*
Tạ Quang Thắng








SỬ DỤNG THIẾT BỊ TỰ ĐỘNG CÁCH LY PHẦN TỬ SỰ CỐ
TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN
CẬY CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ÁP DỤNG CHO LƢỚI ĐIỆN
THÀNH PHỐ THÁI NGUYÊN






LUẬN VĂN THẠC SĨ: THIẾT BỊ MẠNG VÀ NHÀ MÁY ĐIỆN

Thái Nguyên, năm 2010

2

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƢỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP THÁI NGUYÊN
*


Tạ Quang Thắng




SỬ DỤNG THIẾT BỊ TỰ ĐỘNG CÁCH LY PHẦN TỬ SỰ CỐ
TRONG LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI NHẰM NÂNG CAO ĐỘ TIN
CẬY CUNG CẤP ĐIỆN VÀ ÁP DỤNG CHO LƢỚI ĐIỆN
THÀNH PHỐ THÁI NGUYÊN




Chuyên ngành: Thiế t bị mạ ng và nhà má y điệ n

LUẬN VĂN THẠC SĨ: THIẾ T BỊ MẠ NG VÀ NHÀ MÁ Y ĐIỆ N



NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:
PGS - TS Đặng Quốc Thống




Thái Nguyên, năm 2010
3

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

MỤC LỤC
MỤC LỤC 1
LỜI CAM ĐOAN 5
LỜI CÁM ƠN 6
DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT 7
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ 9
DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU 10
PHẦN MỞ ĐẦU 11
1. Lý do lựa chọn đề tài: 11
2. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu: 12
3. Ý nghĩa thực tiễn của đề tài: 12

CHƢƠNG 1: NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG HOÁ LƢỚI PHÂN PHỐI
13
1.1. Tổng quan về tự động hoá lưới phân phối: 13
1.2 Nhiệm vụ của tự động hoá lưới phân phối: 14
1.2.1 Nâng cao chất lượng điện năng (U,f): 14
1.2.2 Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện: 17
1.2.3 Nâng cao chỉ tiêu kinh tế trong vận hành lưới điện: 19
1.3 Đặt vấn đề nghiên cứu: 20
CHƢƠNG 2: SỬ DỤNG THIẾT BỊ TỰ ĐỘNG ĐỂ PHÁT HIỆN VÀ CÁCH LY
PHẦN TỬ SỰ CỐ 22
2.1 Phát hiện sự cố chạm đất trong lưới điện trung áp có dòng chạm đất bé: 22
2.1.1 Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không: 23
2.1.2 Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không có hướng: 24
2.1.3 Bảo vệ chống chạm đất chập chờn: 26
2.1.4 Bảo vệ chống chạm đất có hướng phản ứng theo hài bậc cao: 27
2.2 Phát hiện và cách ly phần tử hư hỏng trong lưới điện phân nhánh: 27
2.2.1 Phát hiện và cách ly phần tử hư hỏng theo phương pháp thủ công: 27
2.2.2 Sử dụng dao cách ly tự động: 29
2.2.3 Sử dụng máy cắt tự đóng lại (Recloser): 30
2.3 DAS - Phương tiện hữu hiệu để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện lưới phân phối: 30
CHƢƠNG 3: CÁC GIAI ĐOẠN PHÁT TRIỂN CỦA DAS 32
3.1 Giai đoạn 1: 33
3.1.1 Hệ thống tự động phân phối cho các đường dây trên không: 33
3.1.2 Hệ thống tự động phân phối cho các đường cáp ngầm: 41
3.2 Giai đoạn 2: 42
3.2.1 Cấu trúc: 42
3.2.2 Chức năng: 43
3.3 So sánh các phương pháp tự động hoá lưới phân phối: 46
3.3.1 So sánh DAS và Recloser (phương pháp tự động hoá lưới phân phối đường dây
trên không): 46

4

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

3.3.2 So sánh các phương pháp tự động hoá lưới phân phối ngầm (mạch vòng đơn,
nhiều mạch vòng, mạch dự phòng): 46
3.3.3 So sánh các thiết bị đóng cắt mạch điện: 47
a) So sánh các thiết bị đóng, cắt của đường dây phân phối trên không (ĐDK): 47
b) So sánh các thiết bị đóng cắt dành cho đường cáp ngầm: 48
3.3.4 So sánh các hệ thống thông tin để kết nối giữa TCR và RTU, giữa TCM và
TCR: 50
3.4 Phương hướng phát triển của DAS trong tương lai: 52
CHƢƠNG 4: MÔ HÌNH PHÂN ĐOẠN LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP VÀ TÍNH TOÁN
KỲ VỌNG THIẾU HỤT ĐIỆN NĂNG 53
4.1 Mô hình I - đường dây một nguồn, không phân đoạn: 53
4.2 Mô hình II - đường dây một nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly (M phân đoạn): 55
4.3 Mô hình III: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly (M phân đoạn): 56
4.4 Mô hình IV - đường dây một nguồn, phân đoạn bằng DAS (M phân đoạn): 57
4.5 Mô hình V - đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng DAS (M phân đoạn): 58
CHƢƠNG 5: ÁP DỤNG DAS VÀO LƢỚI PHÂN PHỐI THÁI NGUYÊN 59
5.1 Hiện trạng lưới điện Thái Nguyên: 59
5.1.1 Tổng quan về lưới điện Thái Nguyên: 59
5.1.2. Lưới điện: 60
5.1.2.1. Lưới 220kV 60
5.1.2.2. Lưới 110kV. 60
5.1.2.3 Lưới phân phối Thái Nguyên: 75
5.1.3 Các thiết bị đóng cắt trên lưới: 84
a) Máy cắt: 84
b) Recloser: 85
c) Cầu dao phụ tải: 86

d) Dao cách ly: 86
e) Cầu chì tự rơi: 86
5.1.4 Hiện trạng bảo vệ rơle: 86
5.1.5 Các thiết bị tự động hoá trên lưới: 88
5.1.6 Các vấn đề cần giải quyết để tự động hoá lưới Thái Nguyên: 88
5.2 Áp dụng DAS vào lưới phân phối Thái Nguyên: 89
5.2.1 Hiệu quả khi áp dụng DAS: 89
5.2.2 Đề xuất giải pháp DAS cho ĐZ trung thế thuộc lưới phân phối Thái Nguyên:91
5.3 Nhận xét: 96
PHẦN KẾT LUẬN 97
1. Ưu - nhược điểm của DAS: 97
2. Hướng mở rộng của đề tài: 98
3. Kết luận và kiến nghị: 100
TÀI LIỆU THAM KHẢO 101

5

S húa bi Trung tõm Hc liu i hc Thỏi Nguyờn

LI CAM OAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Tất cả các số liệu và kết quả trong luận văn là trung thực và ch-a từng
đ-ợc công bố trong bất kỳ công trình nào khác.










6

S húa bi Trung tõm Hc liu i hc Thỏi Nguyờn









LI CM N
Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành, lòng biết ơn sâu sắc đến:PGS -TS
Đặng Quốc Thống ng-ời h-ớng dẫn và chỉ dạy tận tâm cho tôi trong

suốt quá trình thực hiện đề tài.
Tôi học đ-ợc từ thầy không chỉ những kiến thức khoa học quý báu,
ph-ơng pháp nghiên cứu một vấn đề khó, mà quan trọng nhất, đó là
một cách sống mẫu mực.








7

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT
DAS: (Distribution Automation System) – Hệ thống phân phối tự động.
SCADA: (Supervisory Control And Data Acquisition) - Hệ thống giám sát điều
khiển và thu thập dữ liệu vận hành.
EMS: (Energy Management System) - Hệ thống điều khiển các quá trình năng
lượng.
SVC: (Static Var Compensator) – Máy bù tĩnh.
SAS (Substation automation system) - Hệ thống tự động trạm.
TĐL: Thiết bị tự động đóng lại .
TĐD: Thiết bị tự động đóng dự phòng.
MC: Máy cắt.
BU: Biến điện áp.
BI: Biến dòng điện.
BTU: Biến áp tổng hợp.

U: Độ lệch điện áp.
P: Tổn thất công suất.
A: Tổn thất điện năng.
V: Độ dao động điện áp.
TĐL: Thiết bị tự động đóng lại.
TĐD: Thiết bị tự động đóng dự phòng.
DCLTĐ: Dao cách ly tự động.
DNM: dao ngắn mạch.
Recloser: Máy cắt đóng lặp lại.
CB (Circuit Breaker): Máy cắt.
SW (Switch): Cầu dao.
FDR (Fault Detecting Relay) - Rơle phát hiện sự cố.
SPS (Switch Power Supply) - Cầu dao nguồn cấp.
PVS (Pole-mounted Vacuum Switch) - Cầu dao tự động lắp trên cột.
RTU (Remote Terminal Unit) - Thiết bị đầu cuối.
8

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

FSI (Fault Section Indicator) - Bộ chỉ thị phân đoạn sự cố
CRT: Màn hình điện tử.
TCR (Telecontrol Remote Unit): Thiết bị nhận tín hiệu điều khiển từ xa.
TCM (Telecontrol Master Unit): Máy chủ điều khiển từ xa.
CD (Control Desk): Bàn điều khiển.
HTĐ: Hệ thống điện.

9

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 2.1: Sự cố chạm đất một pha trong lưới có dòng chạm đất bé. 23
Hình 2.2: Sơ đồ xác định góc lệch pha 
0
. 25
Hình 2.3: Sơ đồ nguyên lý sử dụng chung bộ xác định hướng công suất thứ tự không cho
các xuất tuyến của một trạm. 26
Hình 2.4: Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chống chạm đất chập chờn. 27
Hình 2.5: Sơ đồ sử dụng TĐL để loại trừ sự cố. 30
Hình 2.6: Sơ đồ sử dụng Recloser để loại trừ sự cố. 30
Hình 3.1: Cấu hình của DAS 32
Hình 3.2: Cấu trúc giai đoạn 1 của DAS. 33
Hình 3.3 Lắp đặt SPS cho lưới hình tia 35
Hình 3.4 Lắp đặt SPS cho lưới mạch vòng 36
Hình 3.5: Nguyên lý hoạt động ở lưới hình tia 39
Hình 3.6: Nguyên lý hoạt động ở lưới có nguồn cả 2 phía. 40
Hình 3.7: DAS áp dụng cho hệ thống cáp ngầm. 41
Hình 3.8: Cấu trúc giai đoạn 2 của DAS. 42
Hình 3.9: Quá trình phục hồi sau sự cố. 45
Hình 4.1: Đường dây một nguồn, không phân đoạn. 53
Hình 4.2: Đường dây một nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly. 55
Hình 4.3: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng dao cách ly. 56
Hình 4.4: Đường dây một nguồn, phân đoạn bằng DAS. 57
Hình 4.5: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng DAS. 58
Hình 5.1 Sơ đồ 1 sợi trạm 220kV Thái Nguyên E6.2 66
Hình 5.2 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Gò Đầm E6.3 67
Hình 5.3 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Đán E6.4 68

Hình 5.4 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Lưu Xá E6.5 69
Hình 5.6 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Phú Lương E6.6 70
Hình 5.7 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Sông Công E6.7 71
Hình 5.8 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Quang Sơn E6.8 72
Hình 5.9 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Gang Thép E6.1 73
Hình 5.10 Sơ đồ 1 sợi các tuyến đường dây 110kV 74
Hình 5.11 Sơ đồ 1 đường dây 377 E6.2 93








10

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU
Bảng 3.1: Các thông số chính của cầu dao PVS. 34
Bảng 3.2: Các thông số chính của FDR. 35
Bảng 3.3: Thời gian tự động đóng lại. 36
Bảng 3.4: So sánh các thiết bị đóng cắt của ĐDK. 47
Bảng 3.5: So sánh các thiết bị đóng cắt dành cho đường cáp ngầm. 48
Bảng 3.6: So sánh hệ thống thông tin hữu tuyến và vô tuyến. 50
Bảng 3.7: So sánh tính năng các phương pháp thông tin cáp quang. 51
Bảng 5.1 Các trạm 220-110kV hiện có của tỉnh Thái Nguyên. 61
Bảng 5.2 Thống kê mang tải hiện tại của các đường dây cao thế: 63
Bảng 5.3 Thống kê mang tải hiện tại của các đường dây trung thế sau các trạm 110kV: 77

Bảng 5.4 Thống kê mang tải hiện tại của các đường dây trung thế sau các trạm Trung gian
81
Bảng 5.5: Thống kê số lần sự cố (năm 2009). 83
Bảng 5.6: Các đường dây xảy ra nhiều sự cố (năm 2009). 84
Bảng 5.7: Thời gian mất điện trên các phân đoạn. 90
Bảng 5.8: Số vụ sự cố vĩnh cửu trên đường dây trung áp. 91
Bảng 5.9: Công suất trung bình và chiều dài đường trục các phân đoạn thuộc lộ 377 E6.2.
92





















11

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

PHẦN MỞ ĐẦU

1. Lý do lựa chọn đề tài:
Độ tin cậy cung cấp điện cùng với chất lượng điện năng là hai chỉ tiêu quan
trọng để đánh giá về một hệ thống điện. Mọi nghiên cứu, tính toán, các kỹ thuật,
công nghệ áp dụng cho hệ thống điện đều với mục đích đảm bảo được hai chỉ tiêu
này.
Trong hệ thống điện nước ta, các giải pháp tự động hoá thường chỉ được
nghiên cứu và áp dụng cho các nhà máy điện, trạm biến áp quan trọng, lưới truyền
tải 500kV, 220kV.
Lưới phân phối hiện nay có tốc độ tăng trưởng phụ tải rất lớn (khoảng hơn
10%), các phụ tải đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện ngày càng cao. Trình độ quản lý
kỹ thuật, vận hành phải được nâng cao do khối lượng công việc lớn mà số lượng
cán bộ, công nhân kỹ thuật không nhiều.
Việc áp dụng các công nghệ tự động hoá vào lưới phân phối để nâng cao chất
lượng quản lý kỹ thuật, vận hành; đảm bảo chất lượng điện năng, độ tin cậy cung
cấp điện; mang lại hiệu quả kinh tế cao là yêu cầu cấp thiết.
Hệ thống phân phối tự động DAS (Distribution Automation System) đang
được áp dụng tại các nước có trình độ phát triển cao trong lĩnh vực điện lực để nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện. DAS rất phù hợp với lưới phân phối hình tia hoặc
mạch vòng vận hành hở như lưới phân phối Việt Nam.
Mục tiêu của đề tài là nghiên cứu việc sử dụng các thiết bị phân đoạn trong
lưới phân phối nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và đề xuất ứng dụng công
nghệ tự động DAS vào lưới phân phối để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.


12

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

2. Đối tƣợng và phạm vi nghiên cứu:
Đối tượng nghiên cứu của đề tài là các giải pháp tự động đang được sử dụng
để đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trong lưới phân phối và phân tích vai trò của
DAS trong việc nâng cao độ tin cậy khi được áp dụng vào lưới phân phối.
Phạm vi nghiên cứu gồm các nội dung: phát hiện, cách ly các phần tử sự cố
trong lưới phân phối trung áp có dòng chạm đất bé và nghiên cứu công nghệ DAS,
hiệu quả khi áp dụng DAS vào lưới phân phối.
3. Ý nghĩa thực tiễn của đề tài:
Các giải pháp nghiên cứu trong đề tài có tác dụng: nhanh chóng phân vùng sự
cố, loại trừ sự cố, rút ngắn thời gian mất điện, giảm kỳ vọng thiếu hụt điện năng hay
cũng chính là nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Phân tích cấu trúc, nguyên lý làm việc, đặc tính làm việc và thông số kỹ thuật
các thiết bị của hệ thống DAS. Đề tài phân tích một số lợi ích về kinh tế khi ứng
dụng DAS.
Đề tài có thể mở rộng theo hướng nghiên cứu các công nghệ tự động hoá hiện
đại khác như SCADA, EMS để áp dụng vào hệ thống điện và sự kết hợp của các
công nghệ này.








13

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

CHƢƠNG 1: NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG HOÁ LƢỚI
PHÂN PHỐI
1.1. Tổng quan về tự động hoá lƣới phân phối:
Ngày nay, để đáp ứng nhu cầu điện năng đang tăng trưởng nhanh chóng do sự
phát triển mạnh mẽ của nền kinh tế quốc dân, hệ thống điện phải liên tục phát triển
để hoàn thiện cấu trúc của mình. Hệ thống điện không ngừng trải rộng theo không
gian, số lượng các phần tử của hệ thống điện tăng lên nhanh chóng, khối lượng công
việc phải xử lý rất lớn. Sự phát triển mạnh mẽ này chính là khó khăn lớn nhất mà
ngành điện phải đương đầu. Công tác quản lý kỹ thuật và công tác vận hành sẽ phải
phát triển lên một trình độ mới với mức tự động hoá hệ thống điện cao hơn. Chỉ với
sự giúp đỡ của các thiết bị tự động hiện đại chúng ta mới có thể xử lý được khối
lượng công việc khổng lồ này.
Trong hệ thống điện, lưới phân phối có nhiệm vụ đảm bảo chất lượng phục vụ
phụ tải bao gồm chất lượng điện áp và độ tin cậy cung cấp điện vì lưới phân phối là
lưới trực tiếp cung cấp điện đến phụ tải điện. Nếu chất lượng của lưới phân phối
không tốt thì dù việc sản xuất và truyền tải điện có tốt đến đâu thì chất lượng điện
đến với người sử dụng cũng không tốt.
Lưới phân phối là lưới có cấu trúc phức tạp nhất do số lượng các phần tử lớn,
các phụ tải đòi hỏi được cung cấp điện liên tục với chất lượng điện năng cao. Nhiệm
vụ đặt ra đối với tự động hoá lưới phân phối rất nặng nề. Tự động hoá lưới phân
phối phải đảm bảo nâng cao chất lượng điện năng (U,f) và đảm bảo độ tin cậy cung
cấp điện. Việc vận hành lưới điện cũng phải thoả mãn điều kiện về kinh tế như giảm
được chi phí vận hành - bảo dưỡng, giảm tổn thất điện năng, … Do đó, tự động hoá
lưới phân phối sẽ phải đảm đương thêm một nhiệm vụ nữa là nâng cao các chỉ tiêu
kinh tế của lưới.
Các thiết bị tự động hoá đang được sử dụng trong lưới phân phối là thiết bị tự
đóng lại, tự động đóng dự phòng, tự động điều chỉnh đầu phân áp, tự động sa thải
phụ tải theo tần số, thiết bị bù công suất phản kháng, thiết bị thông tin, điều khiển từ

14

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

xa,…Các thiết bị này được phối hợp chặt chẽ với nhau để phát huy tối đa hiệu quả
của chúng nhằm thoả mãn các nhiệm vụ của tự động hoá lưới phân phối.
Các hệ thống tự động hoá hiện đại đang áp dụng cho lưới phân phối hiện nay
là SCADA (hệ thống giám sát, điều khiển và thu thập dữ liệu), EMS (hệ thống điều
khiển các quá trình năng lượng), DAS (hệ thống phân phối tự động).
1.2 Nhiệm vụ của tự động hoá lƣới phân phối:
1.2.1 Nâng cao chất lƣợng điện năng (U,f):
Tần số và điện áp là hai thông số chất lượng của điện năng.
Các thiết bị dùng điện và cả thiết bị phân phối điện đều được thiết kế để làm
việc tốt với tần số và điện áp nhất định (giá trị định mức). Khi tần số và điện áp lệch
khỏi giá trị định mức thì thiết bị điện sẽ làm việc kém chất lượng và nếu độ lệch quá
lớn có thể dẫn đến hư hỏng thiết bị.
a) Nâng cao chất lƣợng tần số:
Chất lượng tần số được đánh giá bằng 2 chỉ tiêu:
- Độ lệch tần số so với tần số định mức:
f% = (f - f
đm
).100/ f
đm

Độ lệch tần số phải nằm trong giới hạn cho phép:
f
min
 f  f
maz

Theo tiêu chuẩn hiện nay, độ lệch tần số cho phép là 1% tức là 0,5Hz.
- Độ dao động tần số:
Đặc trưng bởi độ lệch giữa giá trị lớn nhất và nhỏ nhất của tần số khi tần số
biến thiên nhanh với tốc độ lớn hơn 0,1% /s.
Độ dao động tần số không được lớn hơn giá trị cho phép.
Tần số có liên hệ chặt chẽ với công suất tác dụng, để điều chỉnh tần số phải
điều chỉnh công suất tác dụng. Nhiệm vụ điều tần chủ yếu là ở các nhà máy điện.
15

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Trong lưới phân phối, với việc lập danh sách các phụ tải để sa thải một cách
hợp lý và sử dụng thiết bị tự động sa thải phụ tải theo tần số để tham gia vào việc
điều tần của hệ thống, tần số trong lưới sẽ luôn được đảm bảo.
b) Nâng cao chất lƣợng điện áp:
Chất lượng điện áp được đánh giá bằng 4 chỉ tiêu:
- Độ lệch điện áp so với điện áp định mức của lưới:
U = (U - U
đm
).100/ U
đm

U phải thoả mãn điều kiện: U
-
 U  U
+

Theo tiêu chuẩn hiện nay, độ lệch điện áp cho phép là 5%.
- Độ dao động điện áp:
V% = (U

max
– U
min
).100/U
đm

Độ dao động phải nằm trong giới hạn cho phép.
- Độ không đối xứng:
Sự không đối xứng của điện áp được đặc trưng bởi thành phần thứ tự nghịch
của điện áp U
2
.
Đối với thiết bị điện khác nhau thì quy định về giá trị của U
2
cũng khác nhau.
Ví dụ trên cực thiết bị dùng điện 3 pha đối xứng U
2
không được vượt quá 2%U
đm

còn trên cực các động cơ không đồng bộ U
2
cho phép được xác định theo điều kiện
phát nóng và có thể lớn hơn 2%.
- Độ không sin:
U
j
=

2

j
U
, j=3,5,7,…< 5%U
1
Một số thiết bị điện có đặc tính phi tuyến như máy biến áp không tải, các bộ
chỉnh lưu,…sinh ra những sóng hài bậc cao làm biến dạng đường đồ thị điện áp,
khiến nó không còn là hình sin nữa. Điều này gây ảnh hưởng xấu đến các thiết bị
điện như làm giảm điện áp trên đèn điện, tăng tổn thất sắt từ trong động cơ,…
16

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Độ không sin phải nằm trong giới hạn cho phép.
Như ta đã biết, điện áp và công suất phản kháng có mối liên hệ chặt chẽ, điều
chỉnh điện áp mang tính cục bộ, địa phương. Điều chỉnh điện áp ở lưới cao áp nhằm
giảm tổn thất công suất khi truyền tải và đảm bảo điều kiện thuận lợi cho điều chỉnh
điện áp ở lưới phân phối. Điều chỉnh điện áp trong lưới phân phối mang ý nghĩa
quyết định vì chất lượng điện áp được đánh giá trên cực của thiết bị dùng điện mà
lưới phân phối là nơi đáp ứng trực tiếp yêu cầu về chất lượng điện áp của phụ tải.
Để đảm bảo chất lượng về điện áp trong lưới phân phối có rất nhiều biện pháp tự
động được sử dụng như: tự động điều chỉnh đầu phân áp, tự động đóng cắt các bộ tụ
điện, máy bù tĩnh SVC (Static Var Compensator),…
Với việc sử dụng các thiết bị tự động này, nhu cầu công suất phản kháng của
phụ tải được đáp ứng nhanh chóng, điện áp trên lưới có thể được giữ trong giới hạn
cho phép.
Nếu so với việc điều chỉnh đầu phân áp hay đóng cắt các bộ tụ thao tác bằng
tay ta sẽ thấy được hiệu quả rõ ràng của các thiết bị tự động. Các thiết bị tự động
luôn phản ứng tức thời với sự thay đổi của điện áp và nhanh chóng đưa điện áp về
giới hạn cho phép khi có sự thay đổi. Với các thiết bị thao tác bằng tay, thời gian
điều chỉnh lớn, như vậy trong khoảng thời gian này thiết bị điện sẽ phải chịu chất

lượng điện áp xấu.
Tự động điều chỉnh đầu phân áp thường được lắp ở các trạm biến áp trung
gian nhằm đảm bảo chất lượng điện áp cho mỗi đầu ra các xuất tuyến.
Máy bù tĩnh SVC và các bộ tụ đóng cắt có điều khiển thường được đặt tại các
nút phụ tải. Vị trí đặt này được tính toán sao cho đảm bảo điện áp của các nút tải và
phân bố tối ưu luồng công suất phản kháng.
Các bộ tụ đóng cắt có điều khiển, công suất phản kháng được điều chỉnh nhảy
cấp và cũng không thể tiêu thụ công suất phản kháng khi trên lưới dư thừa công suất
này. Máy bù tĩnh khắc phục được hai nhược điểm này. Nhờ áp dụng thành tựu của
kỹ thuật điện tử công suất, đó là ứng dụng các Thyristor công suất lớn, SVC có thể
17

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

thay đổi công suất từ 0 đến trị số định mức trong thời gian không quá 1/4 chu kỳ tần
số điện công nghiệp.Với việc sử dụng đồng thời cả kháng và tụ, SVC có thể phát
hoặc tiêu thụ công suất phản kháng.
Khi áp dụng các biện pháp tự động hoá nêu trên, chất lượng điện năng trên
lưới phân phối sẽ được đảm bảo tốt hơn rất nhiều. Tần số và điện áp sẽ luôn được
duy trì trong khoảng giới hạn cho phép.
1.2.2 Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện:
Độ tin cậy là khả năng để hệ thống hay phần tử hoàn thành đầy đủ nhiệm vụ
yêu cầu trong khoảng thời gian nhất định và trong điều kiện vận hành nhất định.
Để đánh giá độ tin cậy của các thiết bị bảo vệ và tự động thường sử dụng khái
niệm độ sẵn sàng.
Độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn sàng
hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ.
Độ sẵn sàng được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và
tổng thời gian hoạt động.
Độ tin cậy của hệ thống điện còn được đánh giá thông qua các chỉ tiêu sau:

- Xác suất thiếu điện cho phụ tải.
- Xác suất thiếu điện trong thời gian phụ tải cực đại.
- Kỳ vọng phụ tải bị cắt điện do hỏng hóc hệ thống trong một năm.
- Thiệt hại kinh tế tính bằng tiền do mất điện.
- Thời gian mất điện trung bình cho phụ tải trong một năm.
- Số lần mất điện trung bình cho một phụ tải trong một năm.
Trong lưới phân phối, ta chỉ cần quan tâm đến 4 chỉ tiêu sau cùng. Để thực
hiện tốt các chỉ tiêu này cần phải giảm được số lần mất điện và thời gian mất điện.
18

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Thiết bị tự động đóng lại (TĐL) giúp giảm thời gian mất điện xuống đáng kể
khi đường dây bị sự cố thoáng qua. Theo thống kê, 70% sự cố trên các đường dây
trên không là sự cố thoáng qua. Các sự cố này sẽ bị loại trừ nhanh chóng khi đường
dây được tự đóng lại. Khi tự đóng lại thành công, thời gian mất điện chỉ khoảng 0,3
giây đến vài giây. Nếu không có thiết bị tự động đóng lại, thường mất khoảng 5 đến
10 phút để thao tác đóng lại máy cắt, thời gian mất điện kéo dài hơn.
Thiết bị tự đóng lại chỉ loại trừ được các sự cố thoáng qua. Với sự cố duy trì,
ta có thể sử dụng máy cắt tự động phân đoạn sự cố (máy cắt phân đoạn kết hợp với
máy cắt hay recloser) để loại trừ. Lưới điện được chia thành nhiều phân đoạn nhỏ.
Khi xảy ra sự cố trong một phân đoạn nào đó, phân đoạn này sẽ được tách ra khỏi
lưới bằng các máy cắt phân đoạn. Các phân đoạn không bị sự cố được khôi phục
cung cấp điện nhanh chóng. Thiết bị tự động phân đoạn sự cố thường được sử dụng
trong lưới điện hình tia hoặc trong lưới mạch vòng vận hành hở.
Những phụ tải điện quan trọng như sân bay, bến cảng, bệnh viện, lò luyện
thép, hệ thống rađa quân sự, trung tâm máy tính,… không được phép mất điện dù
trong thời gian ngắn vì hậu quả khi xảy ra mất điện rất lớn thì thường được cấp điện
từ hai nguồn trở lên. Cấp điện từ nhiều nguồn sẽ có độ tin cậy cao nhưng chi phí
xây lắp và vận hành sẽ rất lớn. Ta có thể giảm chi phí xây lắp và vận hành mà

không làm giảm độ tin cậy trong trường hợp này bằng cách đặt các phần tử dự
phòng và thiết bị tự động đóng dự phòng TĐD.
TĐD là thiết bị làm nhiệm vụ tự động đưa các phần tử dự phòng vào thay thế
các phần tử làm việc khi các phần tử này bị sự cố.
Với TĐD số lần mất điện trong năm sẽ được giảm xuống, độ tin cậy cung cấp
điện của lưới được nâng cao.
Các thiết bị tự động hoá trình bày ở trên là những giải pháp hữu hiệu để nâng
cao độ tin cậy cung cấp điện và được sử dụng rộng rãi trên lưới.
19

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

1.2.3 Nâng cao chỉ tiêu kinh tế trong vận hành lƣới điện:
Hai chỉ tiêu kinh tế quan trọng mà mục tiêu của công tác vận hành phải đạt
được hai chỉ tiêu này là giảm tổn thất công suất tác dụng P (hay tổn thất điện năng
A) và giảm chi phí vận hành, bảo dưỡng.
Thiết bị tự động điều chỉnh đầu phân áp, các bộ tụ đóng cắt có điều khiển và
SVC cho phép giữ được điện áp của lưới trong giới hạn quy định đồng thời nếu
được tính toán chính xác chúng còn đảm bảo phân bổ tối ưu luồng công suất phản
kháng chạy trên lưới. Nếu thiết lập được phương thức vận hành hợp lý, các thiết bị
này sẽ giảm được tổn thất công suất tác dụng, tổn thất công suất phản kháng trên
lưới do việc truyền tải công suất vô công trên lưới giảm. Lợi nhuận từ việc giảm
được tổn thất công suất tác dụng sẽ nhanh chóng bù đắp được chi phí đầu tư lắp đặt
các thiết bị này.
Các hệ thống tự động hoá hiện đại (ví dụ: EMS) có khả năng tính toán kết cấu
tối ưu của lưới, giúp giảm tối đa tổn thất điện năng, tổn thất điện áp và một số các
chỉ tiêu khác tuỳ thuộc quan điểm vận hành.
Trong vận hành lưới điện chưa được tự động hoá cao hiện nay, rất nhiều công
việc đều dựa vào yếu tố con người như: thao tác điều chỉnh đầu phân áp, đóng cắt
các mạch điện, tìm kiếm và xử lý sự cố, …Những việc này gây mất thời gian lớn,

độ chính xác không cao. Khi áp dụng các phương tiện tự động hoá, hiệu quả của
công việc sẽ cao hơn nhiều đồng thời chi phí cho vận hành cũng được giảm bớt. Ví
dụ: Khi xảy ra ngắn mạch trên một lộ đường dây, máy cắt đầu đường dây sẽ cắt.
Trong thời gian đó, công nhân vận hành sẽ đi dọc theo đường dây để tìm điểm sự
cố. Sau khi tìm và loại trừ được điểm sự cố, việc cung cấp điện cho lộ đường dây
mới được khôi phục trở lại. Thời gian tìm kiếm và loại trừ sự cố bị kéo dài. Nếu sử
dụng máy cắt tự động phân đoạn sự cố, việc tìm kiếm và loại trừ sự cố sẽ rất nhanh
do sự cố được khoanh vùng trong khoảng nhỏ đồng thời các phân đoạn không bị sự
cố trên lộ đường dây lại được khôi phục cung cấp điện ngay mà không phải chờ đến
khi khôi phục xong phân đoạn bị sự cố. Với sự giúp đỡ của máy cắt tự động phân
20

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

đoạn sự cố, khối lượng công việc được giảm xuống, số công nhân vận hành không
cần phải đông như trước. Việc định vị và loại trừ sự cố rất nhanh, thời gian gián
đoạn cung cấp điện được giảm xuống mức tối thiểu. Do đó, chi phí vận hành cũng
được giảm nhiều.
Sử dụng các phương tiện tự động hoá còn giúp giảm chi phí trong bảo dưỡng.
Vật tư, thiết bị dự phòng, nhân công phục vụ cho kế hoạch bảo dưỡng giảm được
nhờ việc nhận được chính xác thông tin, dữ liệu về hoạt động của thiết bị. Ví dụ: Số
lần đóng cắt của máy cắt luôn được cập nhật liên tục nhờ các thiết bị giám sát, điều
khiển. Việc này thuận tiện hơn nhiều khi phải đo đếm, thống kê thủ công rồi đưa ra
kế hoạch bảo dưỡng.
Giảm tổn thất công suất tác dụng và chi phí vận hành luôn là vấn đề được
quan tâm hàng đầu hiện nay, sử dụng các thiết bị tự động hoá là hướng đi đúng đắn
và hiệu quả nhất để giải quyết vấn đề này.
Nhận xét:
Qua các phân tích trên, có thể thấy được tác dụng của các phương tiện tự động
hoá với việc nâng cao chất lượng điện năng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và

nâng cao các chỉ tiêu kinh tế của lưới. Khi được kết hợp tối ưu trong một hệ thống
tự động hoá, chúng có thể hỗ trợ, bổ sung lẫn nhau, hiệu quả lúc này sẽ lớn hơn
nhiều. Các hệ thống tự động hoá hiện nay như SCADA, EMS hay DAS đều kết hợp
các phương tiện trên.
1.3 Đặt vấn đề nghiên cứu:
Việc mất điện không chỉ gây nên tổn thất kinh tế rất lớn mà còn gây ra các hậu
quả mang tính chất chính trị-xã hội, do đó đòi hỏi độ tin cậy cung cấp điện ngày
càng cao, hệ thống điện ngày càng phải hoàn thiện về cấu trúc, cải tiến về vận hành
để không ngừng nâng cao độ tin cậy.
Trong lưới phân phối, việc nâng cao độ tin cậy là rất cần thiết nhưng cũng
phải xét đến bài toán kinh tế - kỹ thuật. Đầu tư nâng cao độ tin cậy chỉ có hiệu quả
21

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

khi mức giảm tổn thất kinh tế nhờ nâng cao độ tin cậy lớn hơn chi phí để nâng cao
độ tin cậy.
Để nâng cao độ tin cậy của lưới, giảm số lần mất điện, thời gian mất điện, giải
pháp hữu hiệu là sử dụng các thiết bị bảo vệ, thiết bị điều khiển và tự động chống sự
cố nhằm phát hiện và cách ly nhanh phần tử sự cố khỏi lưới điện.
Một giải pháp hiện đại đáng chú ý được nhiều nước sử dụng để nâng cao độ
tin cậy cung cấp điện là Hệ thống phân phối tự động (DAS) sẽ được nghiên cứu ở
các chương sau.

22

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

CHƢƠNG 2: SỬ DỤNG THIẾT BỊ TỰ ĐỘNG ĐỂ PHÁT HIỆN VÀ
CÁCH LY PHẦN TỬ SỰ CỐ
Lưới phân phối trung áp nước ta có 2 đặc điểm rất nổi bật. Thứ nhất, lưới
thường có dòng chạm đất bé (lưới có trung tính cách điện hay trung tính nối đất qua
trở, kháng hay qua cuộn Petersen). Thứ hai, lưới phân phối được thiết kế có cấu trúc
mạch vòng nhưng vận hành hở, ở mỗi mạch nhánh chỉ có một máy cắt tổng ở đầu
nhánh để tiết kiệm chi phí. Để nâng cao độ tin cậy của lưới phân phối ta sẽ nghiên
cứu phương pháp phát hiện sự cố chạm đất trong lưới có dòng chạm đất bé và tự
động cách ly phần tử sự cố trong lưới điện phân nhánh.
2.1 Phát hiện sự cố chạm đất trong lƣới điện trung áp có dòng chạm đất bé:
Mạng phân phối trung áp có dòng chạm đất bé ở lưới điện Việt Nam có cấp
điện áp 6, 10, 35 kV.

Khi chạm đất một pha dòng chạm đất nhỏ, tuỳ theo điện dung của mạng mà
dòng này khoảng từ 5 đến 30A.
Chạm đất một pha gây ra một số tác hại như:
- Khi một pha chạm đất ổn định (giả sử pha A), điện áp của hai pha còn lại sẽ
tăng lên đến điện áp dây. Khi pha A chạm đất chập chờn, tuỳ theo điện dung của
mạng mà điện áp của hai pha còn lại so với đất có thể tăng lên tới 3 đến 4 lần điện
áp dây. Việc quá điện áp ở hai pha còn lại có thể gây nên sự cố mở rộng như: hỏng
cách điện, hỏng cáp, hỏng máy cắt, hỏng MBA,…
- Tại các khu vực có đông dân cư sinh sống, khi xảy ra sự cố chạm đất, nếu
duy trì thời gian tìm kiếm và cách ly phân đoạn sự cố theo quy trình hoặc vì lý do
nào đó mà không cắt máy cắt đầu nguồn có thể gây nguy hiểm cho tính mạng con
người và hư hỏng thiết bị.
Lưới điện có dòng chạm đất bé bao gồm lưới có trung tính cách điện; trung
tính nối đất qua cuộn Petersen và lưới nối đất qua trở hay qua kháng.
23

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Trong lưới điện có dòng chạm đất bé, sự cố chạm đất thường được phát hiện
thông qua tín hiệu dòng chạy qua điểm trung tính (nếu trung tính nối đất qua cuộn
Petersen, qua trở hay kháng) hoặc tín hiệu điện áp thứ tự không xuất hiện ở trung
điểm của lưới.
Một số loại bảo vệ chống chạm đất trong lưới điện có dòng chạm đất bé
thường được sử dụng hiện nay là:
-Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không.
-Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không có hướng.
-Bảo vệ để phát hiện chạm đất không ổn định.
-Bảo vệ thứ tự không có hướng phản ứng theo hài bậc cao.
2.1.1 Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không:

Hình 2.1: Sự cố chạm đất một pha trong lưới có dòng chạm đất bé.
Dòng điện chạm đất chủ yếu phụ thuộc vào điện dung của các phần tử dẫn
điện so với đất. Giá trị xác lập của dòng điện chạm đất:
I
A
=
3
jC
Đ
U
dđ

C
Đ
- điện dung của các phần tử dẫn điện so với đất.
Dòng điện này thường bé hơn nhiều so với dòng điện cực đại của đường dây
được bảo vệ.
Nếu dòng điện chạm đất nhỏ, trung tính lưới điện có thể không nối đất.
24

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Khi dòng điện chạm đất đạt đến một trị số nào đó ứng với cấp điện áp thì cần
thiết phải đặt cuộn dập hồ quang. Ví dụ:
-Lưới có điện áp định mức 6 đến 10kV: dòng điện chạm đất trên 30A.
-Lưới có điện áp định mức 20 đến 35kV: dòng điện chạm đất trên 10A.
-Lưới có điện áp định mức > 35kV: dòng điện chạm đất từ 5 đến 10A.
Có 2 loại bộ lọc dòng điện thứ tự không thường được sử dụng: loại dùng 3
máy biến dòng và loại dùng một máy biến dòng có lõi từ chung cho cả 3 pha.
Loại thứ 2 có sai số thấp hơn, độ nhạy cao hơn do đó thường được dùng trong

lưới trung tính cách điện. Tỷ số biến đổi của các máy biến dòng thứ tự không này
thường bằng 60/1 hoặc 75/1 A. Khi có chạm đất dòng điện thứ cấp của biến dòng có
thể đo được từ vài chục đến vài trăm mA. Để tương thích với loại biến dòng này
phải sử dụng những rơle dòng điện có độ nhạy cao.
Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không thường được sử dụng cho lưới điện hình
tia được cấp điện từ một phía.
2.1.2 Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không có hƣớng:
Bảo vệ quá dòng điện thứ tự không có hướng phản ứng theo hướng của thành
phần điện dung trong công suất chạm đất (đối với lưới có trung tính cách đất) hoặc
theo thành phần tác dụng của công suất chạm đất (lưới có trung tính nối đất qua
cuộn Petersen). Công suất sự cố bao giờ cũng hướng đến điểm sự cố. Xét với lưới
điện hình tia được cung cấp điện từ một phía với trung tính cách điện. Hướng dòng
điện ở đầu đường dây bị sự cố bao giờ cũng từ thanh góp đến chỗ bị sự cố.
Hướng công suất thứ tự không P
0
có thể được xác định theo góc lệch pha 
0

giữa dòng điện thứ tự không I
0
đầu đường dây với điện áp thứ tự không U
0
lấy từ
đầu cuộn dây tam giác hở của máy biến điện áp.


25

Số hóa bởi Trung tâm Học liệu – Đại học Thái Nguyên

Sơ đồ nguyên lý xác định góc lệch pha 
0
trình bày trên hình 2.2.

Hình 2.2: Sơ đồ xác định góc lệch pha

0
.
Ta thường dùng một bộ bảo vệ xác định hướng công suất thứ tự không chung
cho tất cả đường dây ra từ thanh góp của trạm với thiết bị đổi nối S (Hình 2.3).
Trong lưới có trung tính nối đất qua cuộn Petersen có thể dùng rơle đo thành
phần công suất tác dụng do dòng điện chạy qua trung tính gây nên để phát hiện
chạm đất. Đối với lưới điện có dòng điện chạm đất nhỏ không đủ để rơle báo chạm
đất tác động ta nối thêm một điện trở tác dụng song song với cuộn Petersen trong
một khoảng thời gian ngắn sau khi phát hiện có chạm đất để tăng thành phần dòng
điện tác dụng đảm bảo rơle báo chạm đất làm việc chắc chắn.

0