tóm tắt luận văn thạc sĩ kỹ thuật NGHIÊN cứu và ỨNG DỤNG hệ THỐNG tự ĐỘNG PHÂN PHỐI CHO lưới điện HUYỆN PHỔ yên

Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP
o0o
NGUYỄN THỊ NĂM
NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN
PHỐI CHO LƯỚI ĐIỆN HUYỆN PHỔ YÊN
Chuyên ngành: THIẾT BỊ, MẠNG VÀ NHÀ MÁY ĐIỆN
Mã số:
LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT
Người hướng dẫn khoa học: PGS.TS. ĐẶNG QUỐC THỐNG
THÁI NGUYÊN – 2012
Học viên: Nguyễn Thị Năm 1 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN
TRƯỜNG ĐẠI HỌC
KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP
ЖЖ
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập – Tự do – Hạnh phúc
LUẬN VĂN THẠC SĨ
Họ và tên học viên: NGUYỄN THỊ NĂM
Ngày tháng năm sinh: Ngày 16 tháng 08 năm 1984
Nơi sinh: Huyện Phổ Yên – Tỉnh Thái Nguên
Nơi công tác: Trường Cao đẳng Công nghệ và Kinh Tế Công Nghiệp
Cơ sở đào tạo: Trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp Thái Nguên
Chuyên ngành: Thiết bị, mạng và nhà máy điện
Khóa học: 2010 – 2012
Ngày giao đề tài:
……………………………………………………………………….
Ngày hoàn thành đề tài:

……………………………………………………………………….
TÊN ĐỀ TÀI:
NGHIÊN CỨU VÀ ỨNG DỤNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐI CHO
LƯỚI ĐIỆN HUYỆN PHỔ YÊN
Người hướng dẫn khoa học: PGS – TS. Đặng Quốc Thống
Trường Đại học Bách khoa Hà Nội
GIÁO VIÊN HƯỚNG DẪN
PGS – TS Đặng Quốc Thống

DUYỆT BAN GIÁM HIỆU
HỌC VIÊN
Nguyễn Thị Năm
KHOA SAU ĐẠI HỌC
Học viên: Nguyễn Thị Năm 2 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan những vấn đề được trình bày trong bản luận văn này là những
nghiên cứu của riêng cá nhân tôi, có tham khảo một số tài liệu. Tôi xin hoàn toàn
chịu trách nhiệm nếu có sử dụng lại kêts quả của người khác.
Tác giả
Nguyễn Thị Năm
Học viên: Nguyễn Thị Năm 3 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Giới thiệu chung.
Năng lượng điện đóng vai trò hết sức to lớn cho các ngành công nghiệp trong bất cứ
quốc gia nào trên thế giới.Trong nền kinh tế của nước ta hiện nay, công nghiệp đang
đóng một vai trò chủ đạo, đồng nghĩa với việc đòi hỏi có một chất lượng điện năng ngày
càng cao.
Hệ thống phân phối điện là một bộ phận quan trọng trong Hệ thống điện. Do vậy hệ
thống phân phối điện là một yếu tố quan trọng quyết định đến chất lượng điện năng và độ

tin cậy của toàn bộ hệ thống đối với khách hàng sử dụng điện.
Đối với Phổ Yên là một huyện của tỉnh Thái Nguyên đang trên đà phát triển, thì chất
lượng điện năng và độ tin cậy cũng được cán bộ nhân viên ngành điện lực đang cố gắng
và nỗ lực phấn đấu để cho chất lượng điện năng dần được nâng cao.
Một lần nữa khẳng định bài toán nâng cao chất lượng điện năng và độ tin cậy của hệ
thống là nhiệm vụ của ngành điện Việt Nam nói chung cũng như công ty Điện lực Thái
nguyên nói riêng cần sớm giải quyết.
1.1 Mục tiêu và nhiệm vụ của luận văn.
+ Giới thiệu hệ thống tự động phân phối điện- viết tắt của các từ tiếng Anh là DAS
(Distibution Autormatic System).
+ Nghiên cứu áp dụng hệ thống DAS cho lưới điện huyện Phổ Yên. Khu vực này tập
trung nhiều phụ tải quan trọng và đã được đầu tư quy hoạch tổng thể hạ tầng lưới điện,
nhằm giảm thời gian và phạm vi mất điện của các phụ tải.
+ Đề xuất một số giải pháp nhằm tháo gỡ vướng mắc trong công tác phát triển lưới
điện khu vực huyện phổ Yên- Thái Nguyên.
1.2 Phạm vi nghiên cứu và áp dụng.
Nghiên cứu nguyên lý hoạt động hệ thống tự động phân phối điện. Tính toán áp dụng
cho lưới điện trung áp hiện có của huyện Phổ Yên,phù hợp với quy hoạch của lưới điện.
1.3 Tính khoa học và thực tiễn của luận văn.
Trên cơ sở các số liệu phát triển kinh tế xã hội và nhu cầu về điện của huyện Phổ
Yên, nghiên cứu tính toán áp dụng hệ thống tự động phân phối để tự động phân đoạn khi
xảy ra sự cố trên lưới điện, nhằm giảm thiểu tối đa thời gian mất điện do sự cố.
Tính toán lợi ích kinh tế đạt được khi áp dụng hệ thống tự động phân phối, tạo cơ sở
cho công tác quy hoạch và phát triển tự động hóa lưới điện khu vực huyện Phổ Yên.
1.4 Bố cục của luận văn
Luận văn được trình bày trong 5 chương.
Chương 1: Giới thiệu chung về đặc điểm tình hình huyện Phổ Yên.
Chương 2: Giới thiệu hệ thống tự động phân phối điện- DAS.
Chương 3: Tính toán ứng dụng hệ thống DAS cho lưới điện khu vực huyện Phổ Yên-
Thái Nguyên.

Chương 4: Phân tích tài chính - kinh tế.
Chương 5: Giải pháp phát triển lưới điện cho huyện Phổ Yên.
Sau đây là nội dung tóm tắt của luận văn.
Học viên: Nguyễn Thị Năm 4 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
CHƯƠNG 1: GIỚI THIỆU CHUNG VỀ ĐẶC ĐIỂM TÌNH HÌNH
HUYỆN PHỔ YÊN
1.1 Đặc thù phát triển kinh tế và dân cư huyện Phổ Yên:
Phổ yên là huyện trung du của tỉnh Thái Nguyên có 18 đơn vị hành chính, gồm 15 xã
và 3 thị trấn. Tổng diện tích toàn huyện là 257km
2
,dân số là 137.198 người, mật độ trung
bình là 447 người/ km
2
.tổng quỹ đất có 28.901 ha, trong đó đất dùng cho nông nghiệp là
14.500 ha- 15.000 ha, đất dùng cho lâm nghiệp là 8500 ha.
+ Về khí hậu.
Nhiệt độ trung bình năm từ 22,5
0
C đến 23,5
0
C, lượng mưa trung bình năm khoảng
1500mm(Mùa mưa bắt đầu từ tháng 5 đến tháng 8).
Độ ẩm trung bình hàng năm là 80%.
+ Về kinh tế.
Huyện Phổ Yên đã đạt được những thành tựu quan trọng và trở thành Thị Trấn Nam
Phổ Yên.
Cơ cấu kinh tế đang chuyển dịch theo hướng công nghiệp hóa hiện đại hóa, tăng tỉ
trọng công nghiệp, thương mại – dịch vụ trong GDP. Trong đó tăng nhanh tỉ trọng các
sản phẩm có hàm lượng kỹ thuật cao.

1.2 Đặc điểm lưới điện phân phối hiện tại của huyện Phổ Yên:
a.Trạm biến áp phân phối
Các trạm biến áp phân phối chủ yếu gồm các loại: Trạm xây, trạm treo, trạm cột.Trong
những năm gần đây nhu cầu phụ tải tăng cao việc đầu tư xây dựng trạm treo khá phổ biến
với lý do vốn đầu tư nhỏ, kết cấu gọn nhẹ, tốn ít diện tích.
b. Đường dây phân phối:
TT Hạng mục Chiều dài (km)
DDK Cáp ngầm Tổng DDK + CN
1 35kV 42,05 1,2 43,25
2 22kV 38,43 1,8 40,23
3 10kV 21,6 1,5 23,6
Tổng cộng 102,08 4,5 107,08
c. Tình hình sử dụng thiết bị đóng cắt
Năm Điện nhận
(triệu kWh)
Điện thương
phẩm(triệu kWh)
Tăng trưởng
điện TP (%)
2005 1.550,5 1.270,0 16
2006 1.834,4 1.535,3 20,8
2007 1.993,2 1.689,0 10
2008 2.190,7 1.949,5 15,4
2009 2.299,3 2.044,8 4,9
2010 2.549,0 2.271,9 11,0
2011 2.852,8 2.531,6 11,4
Học viên: Nguyễn Thị Năm 5 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
1.2.2. Tình hình sử dụng điện hiện tại
Hiện nay do lưới phân phối chủ yếu là lưới 10kV (chiếm 16%), lưới 35kV (chiếm

40,5%), việc lắp đặt dao cách ly(DISCONNECTING SWITCH- DS) ở cấp điện áp 10kV,
35kV là rất lớn, cầu dao cắt tải (LOAD BREAK SWITCH- LBS) chiếm tỷ trọng nhỏ.
Còn với lưới 22kV (chiếm 43,5%) thiết bị đóng cắt chủ yếu được sử dụng là dao cắt
tải (LBS), tại nhiều trạm biến áp phân phối 22kV có lắp đặt thiết bị mở vòng chính (Ring
main Unit- RMU).
Ngoài ra, tại một số vị trí trên lưới phân phối có sử dụng một số thiết bị đóng cắt
khác như: máy cắt (Circuit Breaker- CB), Reclosed, cầu chì tự rơi
Tình hình vận hành lưới điện phân phối huyện Phổ Yên và thống kế sự cố lưới điện
từ 2005 – 2011:
Phân tích đánh giá sự cần thiết phải đầu tư cải tạo tự động hóa lưới điện phân phối:
Học viên: Nguyễn Thị Năm 6 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐI ĐIỆN-DAS
2.1 Mô hình và nguyên lý làm việc của hệ thống tự động phân phối:
Theo thực tế vận hành và đầu tư của nhật bản, mô hình dự án lắp đặt hệ thống DAS được
phát triển qua 3 giai đoạn như sau:
Giai đoạn 1:
Lắp đặt các cầu dao tự động và các rơ-le phát hiện sự cố cho các đường dây trung
thế. Lắp đặt các thiết bị chỉ thị phần bị sự cố ở các trạm 110kV.
Trong giai đoạn 1, vùng bị sự cố được tự động cách ly bằng các thiết bị trên đường
dây trung thế, không có các thiết bị giám sát quản lý tại Trung tâm điều độ.
Giai đoạn 2:
Lắp bổ sung các thiết bị đầu cuối và đường thông tin để tiếp nhận thông tin tại các
vị trí lắp cầu dao tự động ở các đường dây trung thế.
Tại trung tâm điều độ lắp các bộ nhận điều khiển từ xa, và hệ thống máy tính để
hiển thị lưới trung thế dưới dạng đơn giản.
Dựa trên các thông tin thu được từ xa, nhân viên vận hành tại trung tâm điều độ sẽ
điều khiển đóng cắt các cầu dao tự động để cách ly phần bị sự cố trên máy tính.
Giai đoạn 3:
Giai đoạn 3 là giai đoạn nâng cấp các chức năng của giai đoạn 2.

Tại trung tâm điều độ lắp đặt các máy tính có cấu hình mạnh để quản lý vận hành lưới
phân phối trung thế hiển thị theo bản đồ địa lý và điều chỉnh tính toán tự động thao tác.
Các giai đoạn này và mối quan hệ giữa chúng được thể hiện trên màn hình 2.1.
Lược đồ mô hình hệ thống phân phối sử dụng dây trên không.
2.2 Các phương pháp và các thiết bị tự động phân phối:
2.3 Giới thiệu chi tiết các thiết bị của hệ thống DAS trong giai đoạn 1:
(1) Thiết bị lắp trên cột đường dây:
1) SW- cầu dao cắt tải tự động
2) FDR- rowle phát hiện sự cố
3) SPS- Máy biến áp cấp nguồn cho cầu dao cắt tải tự động.
(2) Thiết bị lắp trong trạm 110kV:
1) FSI- thiết bị chỉ vùng bị sự cố.
2) ARR- Thiết bị tự động đóng lại.
3) FCB- Máy cắt đường dây.
Sơ lược tổ hợp hệ thống trong giai đoạn 1 được mô tả trên hình 2-2. Các máy cắt
lộ ra FCB sử dụng thiết bị đã có tại các trạm 110kV.
2.3.1. Hệ thống phân phối tự động cho đường dây trên không - giai đoạn 1
Các thiết bị của giai đoạn 1 được miêu tả chi tiết ở hình 2-10, giai đoạn 1 lần lượt
lắp đặt các cầu dao phụ tải tự động (PVS=SW), rơle phát hiện sự cố (FDR) và cầu dao tự
động cấp nguồn cho máy biến áp lực (SPS) của đường dây phân phối, cài đặt phần tử
Học viên: Nguyễn Thị Năm 7 CHK13TBM&NMĐ
Lun vn thc s k thut
phỏt hin s c (FSI) ti trung tõm iu khin (CDS). Giai on 1 c ỏp dng vi mc
u t nh nht. Cỏc rle t ng úng li, hin nay (REC) v rle bo v (Re) s dng
khụng tng xng, nú cn phi lp t thờm. Tuy nhiờn trong trng hp mỏy ct du v
loi mỏy ct s c cú kh nng ct kộm, cú th c thay th bng VCB vi kh nng ct
s c cao.
Hỡnh 2-10: Mụ t chi tit h thng DAS giai on 1
PVS: Cu dao ph ti
SPS: Cu dao bo v ngun cp

FDR: Rle phỏt hin s c
Hỡnh 2-11 Cu dao ph ti t ng trong h thng DAS
Hc viờn: Nguyn Th Nm 8 CHK13TBM&NM
FDR
Ry
REC
FSI
FDR
CB:Máy cắt
FSI:Hiển thị vùng sự cố
Ry:Rơle bảo vệ
REC:Rơle tự đóng lại
PVS:Cầu dao phụ tải
FDR:Rơle phát hiện sự cố
SPS: Cầu dao nguồn cấp
Trạm phân phối
SPS
SPS
PSV PSV
Lun vn thc s k thut
Hỡnh 2-12: S mt si u ni ca cu dao ph ti t ng
trong h thng DAS
Cỏc thit b trờn c mụ t c th nh sau:
2.3.1.1.Cu dao ph ti t ng (PVS)
Thit b chớnh ca h thng t ng phõn phi ca ng dõy trờn khụng c th
hin trờn hỡnh 2-13 v cỏc thụng s chi tit ca thit b trong bng 2-4.
Thit b úng ct phõn phi t ng cn phi cú cỏc chc nng sau:
Cú kh nng vn hnh t ng theo phng phỏp s dng lc in t (phng phỏp nộn
lũ xo ca ng c do phi cú thi gian nộn nờn gõy ra khong thi gian tr, vỡ vy khụng
Hc viờn: Nguyn Th Nm 9 CHK13TBM&NM

Coil
SPS
SPS
Y
SW2
SW1
FDR
Đóng bằng tay
Đóng bởi tính năng FDR
Tác động sau khoảng thời gian X
Cắt bằng tay bởi tính năng FDR
PSV
X là thời gian mở
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
phù hợp với hệ thống DAS). Ngoài ra, trong phương pháp sử dụng lực điện từ, chuyển
mạch sẽ đóng khi có tín hiệu điện ảo và ngược lại).
Có khả năng điều khiển bằng tay cho phép người điều khiển tại chỗ.
Sử dụng buồng chân không (không ô nhiễm và có khả năng dập hồ quang tốt) để dập hồ
quang.
Hình 2-13: PVS cho
DAS
Điện áp định mức (kV) 7.2 kV 12 kV 15.5 kV 24 kV
Dòng định mức (A) 400/630 400/630 400/630 400
Khả năng chịu dòng xung định mức
(kA)
12.5 kAms-1sec
Dòng làm việc định mức (kA) 31.5 kA peak
Tần số định mức 50/60
Khả năng chịu xung
điện áp nội bộ (kV)

Chạm đất 20 28 50 60
Chạm pha 20 28 50 60
Chạm đầu cực 23 32 50 60
Khả năng chịu xung
điện áp do sét (kV)
Chạm đất 60 75 110 150
Chạm pha 60 75 110 150
Chạm đầu cực 70 85 110 150
Độ bền điện 1.000
Độ bền cơ khí 10.000
Trọng lượng (kg) 168/180 160/185 160/185 270
Tiêu chuẩn áp dụng IEC265-1 IEC265-1
IEC265-1
ANSIC37,63
IEC265-1
Bảng 2-4 Thông số kỹ thuật chính của PVS
2.3.1.2. Rơ le phát hiện sự cố (FDR) (Xem hình 2-14)
Học viên: Nguyễn Thị Năm 10 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Hình 2-14: Rơ le phát hiện sự cố (FDR)
FDR được chia thành 2 loại chính gồm FDR cho mạch hình tia và FDR cho mạch vòng.
Tương tự có thể chia FDR thành loại tác động nhanh và bình thường ứng với thời gian X
và Y. Thời gian kích hoạt được đặt ở thời gian X và thời gian phát hiện sự cố là thời gian
Y. Thời gian kích hoạt trong mạch vòng được đặt là XL. Bằng cách kết hợp các đặc tính
này theo nhiều cách khác nhau, FDR có thể được áp dụng linh hoạt đối với nhiều hệ
thống phân phối điện khác nhau bao gồm cả mạch hình tia và mạch vòng. Ngoài ra, một
cần gạt gắn phía dưới FDR có thể chuyển đổi từ chế độ tự động sang bằng tay cho phép
người vận hành có thể điều khiển bằng tay tại chỗ (trong suốt quá trình làm việc cần gạt
luôn được để ở phía “off”). Bảng 2-5 dưới đây là các thông số cơ bản của FDR.
Bảng 2-5 Thông số cơ bản của FDR

Dạng
0 1 0 2 0 3
Cáp ngầm
AC110V/AC230V
Tần số
50/60Hz
Công suất chịu tải
> 10VA
Hình tia
X
Ngắn
7-14-21-28-35-42
(sec)
10-20-30-40-50-60
(sec)
35-70-105-140-175-210
(sec)
Bình
thường
14-28-42-56-70-84
(sec)
35-70-105-140-175-
210 (sec)
60-120-180-240-300-360
(sec)
Y
Ngắn 5(sec) 7(sec) 30(sec)
Bình
thường
10(sec) 30(sec) 50(sec)

Mạch vòng
XL Ngắn
45-60-75-90-105-
120 (sec)
70-85-100-115-130-
145 (sec)
165-200-235-270-305-
340 (sec)
Bình
thường
80-100-120-140-
160-180 (sec)
165-200-235-270-305-
340 (sec)
260-320-380-440-500-
560 (sec)
Vị trí điều khiển Bằng tay/tắt chế độ tự đống chuyển sang đk bằng tay/Bật, khởi động lại
Nhiệt độ môi trường -20 +50
Học viên: Nguyễn Thị Năm 11 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
2.3.1.3. Máy biến áp cấp nguồn điều khiển (SPS)
Trong hệ thống phân phối hình tia, SPS chỉ được sử dụng phía nguồn cấp của PVS,
tuy nhiên trong hệ thống mạch vòng SPS được lắp đặt ở cả hai phía của PVS để việc điều
khiển kích hoạt PVS có thể thực hiện từ hai phía phụ tải. Sơ đồ đấu nối của SPS được thể
hiện trong hình 2-15. Hình 2-16 cho biết hình dạng của loại SPS. Bảng 2-6 cho biết các
đặc tính kỹ thuật chính của SPS.
Bảng 2-6 Đặc tính kỹ thuật của SPS
Danh mục Đặc tính kỹ thuật
Điện áp định mức
6.6kV/110V(220V)

11 kV/110V(220V)
13.8kV/110V(220V)
22 kV/110V(220V)
Tần số 50Hz/50Hz
Pha 1pha x 2
Công suất 0.5kVA,3kVA(IS)
Học viên: Nguyễn Thị Năm 12 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Hình 2-15: Sơ đồ đấu điện giữa SPS, FDR và PVS đối với
mạch hình tia và mạch vòng
Hình 2-16: SPS loại 12kV/110V-5kVA (T64)
2.3.1.4. Bộ chỉ thị sự cố vùng (FSI)
Hình 2-17 cho là hình ảnh bên ngoài của FSI, một thiết bị được phối hợp cùng FDR,
máy cắt đầu nguồn của trạm (FCB) và Rơ le tự động đóng lại để hiển thị vùng sự cố.
Học viên: Nguyễn Thị Năm 13 CHK13TBM&NMĐ
PVS
SPS
FDR
PVS
SPS
FDR
SPS
S¬ ®å ®Êu nèi SPS trong m¹ch h×nh tia
S¬ ®å ®Êu nèi SPS trong m¹ch vßng
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Bảng 2-7 Các đặc tính của FSI
Loại Cài đặt thời gian X(s) Cài đặt thời gian
Y(s)
Số vùng có thể
có sự cố

1001N
7 5
Từ 2 đến 10
vùng
10 7
14 10
35 30
60 50
Hình 2-17: Chỉ thị vùng sự cố
2.3.1.5. Rơ le tự động đóng lại
Hình 2-18 là loại rơle tự động đóng lại sử dụng để tự đóng lại máy cắt trong trạm
phân phối trung tâm. Rơle này có đưa ra 3 loại lệnh tự đóng lại với khoảng thời gian thực
hiện khác nhau. Ngoài ra nó còn có khả năng đặt giải thời gian vượt quá mức thời hạn
(xem bảng 2-8)
Bảng 2-8 Các đặc tính của rơ le tự đóng lại
Thời gian chờ đóng lại
Đóng lại lần 1 T1: 0.2s-51.2s(0.2s/01bước)
Đóng lại lần 2 T2: 0.2s-256s(0.2s/01bước)
Đóng lại lần 3 T3: 0.2s-256s(0.2s/01bước)
Thời gian xác nhận TR: 5s-640s(5s/01bước)
Thời gian xác nhận vùng 1 TF: 1-128s(1s/01bước)
Học viên: Nguyễn Thị Năm 14 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Hình 2-18: REC: Rơ le tự động đóng lại
2.3.1.6. Rơ le phát hiện chạm đất trực tiếp
Từ khi hệ thống phân phối điện có trung tính không nối đất được đưa vào sử dụng ở
Miền bắc Việt Nam (HPC), việc phát hiện dòng chạm đất là rất khó khăn. Vì vậy cần
thiết phải lắp đặt thiết bị DGR cho mỗi máy cắt đầu nguồn và nguyên lý hoạt động của nó
được miêu tả như sau.
Như hình 2-19, DGR bao gồm một thiết bị ZCT lắp đặt trên FCB về phía lưới phân

phối và một GPT và rơ le quá áp lắp đặt phía lưới truyền tải.
Hình 2-19: Cấu trúc hệ thống của DGR
Học viên: Nguyễn Thị Năm 15 CHK13TBM&NMĐ
DGR
FCB
GPT
R
ZCT
§ êng d©y ph©n phèi
OVG
Distribution
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Hình 2-20: Nguyên lý hoạt động của DGR
2.3.1.7. Hệ thống đóng cắt đầu nguồn cho trạm phân phối trung tâm
Khi đưa hệ thống DAS vào sử dụng, cần thiết phải thực hiện các biện pháp bảo vệ
phối hợp máy cắt đầu nguồn. Các máy cắt dầu hiện đang sử dụng ở Việt Nam rất khó để
đưa vào áp dụng trong hệ thống DAS vì vấn đề tần suất đóng cắt, các máy cắt này sẽ
được thay thế vì khó bảo trì và sửa chữa. Ngoài ra, từ khi máy cắt khí SF6 được hạn chế
sử dụng vì các lý do bảo vệ môi trường (như sự nóng lên toàn cầu,V.v ), người ta có su
hướng sử dụng máy cắt chân không vừa sạch vừa có khả năng đóng cắt tốt. Hình 2-21 và
2-22 là tủ đóng cắt loại 7,2kV, 12kV, 24kV và các máy cắt chân không. Các thông số
chính của các thiết bị này được thể hiện trong bảng 2-9. Việc lựa chọn loại tủ đóng cắt
phù hợp với trạm phân phối trung tâm và sử dụng các thiết bị REC, OCG và DGR trong
DAS như đã đề cập ở trên là rất cần thiết.
Học viên: Nguyễn Thị Năm 16 CHK13TBM&NMĐ
BUS
§ êng d©y ph©n phèi 1
§iÓm sù cè
Rg
DGR1

C1
i
o
C2
DGR2
DGR1
0
Non-Active
o
90
o
270
o
180
o
Active
DGR1
0
Non-Active
o
90
o
270
o
180
o
Active
Vïng ho¹t ®éng
Lead
§ êng d©y ph©n phèi 2

ChËm pha
Sím pha
Vïng ho¹t ®éng
ChËm pha
Sím pha
Vïng kh«ng ho¹t ®éng
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Hình 2-21: Tủ đóng cắt đầu nguồn 7.2/12kV cho trạm phân phối trung tâm
Hình 2-22: đóng cắt đầu nguồn 7.2/24kV cho trạm phân phối trung tâm
Bảng 2-9: Các thông số kỹ thuật chính của tư đóng cắt đối với máy
Điện áp 7,2kV 12kV 24kV
Dòng định
mức thanh
cái
630A
1250A 2000A 3150A 630A 1250A 2000A 3150A 630A 1250A 2000A
Khả năng
chịu dòng
xung
40kV-1Sec 40kV-1Sec 25kA-1Sec
Khả năng
chịu xung
điện áp nội
bộ (kV)
20kV-1min 28kV-1min 50kV-1min
Khả năng
chịu xung
điện áp do
sét (kV)
60kV 75kV 125kV

Cấp bảo vệ
Học viên: Nguyễn Thị Năm 17 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Có rào
chắn
IP4X
Trong nhà IP2X
Kích thước (mm)
Rộng 700 800 1000 700 800 1000 1000
Dầy 1900 2000 1900 2000 2500
Cao 2300 2300 2300
Máy cắt
chân
không
16kV
25kV
25kA
31.5kA
40kA
25kA
31.5kA
40kA
40kA
16kV
25kV
25kA
40kA
25kA
40kA
40kA

16kA
25kA
16kA
25kA
25kA
2.3.2. Hệ thống tự động phân phối cho đường dây trên không: Giai đoạn 2/3
2.3.2.1. Các loại thiết bị
Các thiết bị trong giai đoạn này cũng giống như trong giai đoạn 1, tuy nhiên trong
giai đoạn 2, khối điều khiển từ xa (RTU) sẽ bao gồm cả rowle phát hiện sự cố (FDR)
gắn vào đầu cực. Tín hiệu điều khiển khóa on/off được truyền giữa RTU và CDS qua
hệ thống dây thông tin. Hình 2-23 và bảng 2-10 cho thấy hình ảnh của FDR kết hợp
với RTU và các đặc tính kỹ thuật của nó. Hình dáng bên ngoài của FDR lớn hơn so
với giai đoạn 1.Nhưng các mạch điện cho FDR và RTU được đi độc lập và được bọc
riêng.
Hình 2-23: FDR/RTU cho DAS giai đoạn 2
Bảng 2-10: Giao thức giữa TCR và RTU
Danh mục Thông số
Tỷ số truyền 1,200bps/9,500bps
Hệ điều biến FSK
Tần số mang 1,700Hz
Giải tần F0±400Hz
Học viên: Nguyễn Thị Năm 18 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Độ ổn định tần số ±10Hz or less
Dạng thông tin Half duplex
Mức truyền 0dBm±2dB
Mức nhận 0dBm-30dBm
Phương pháp kiểm tra .KT cờ chẵn lẻ, vv
2.3.2.2. Hệ giao tiếp
Từ khi hệ thống dây thông tin được lắp đặt kèm theo đường dây phân phối điện, có

một vấn đề lo ngại đặt ra là hiện tượng cảm ứng điện từ trường tĩnh từ đường dây phân
phối sang nhánh dây thông tin. Tuy nhiên việc sử dụng loại cáp đôi bọc vặn xoắn như
hình 2-24 đã giải quyết vấn đề trên. Ngoài ra, để tăng cường khả năng chịu lực tác động
của gió người ta đã sử dụng một bộ gồm 10 dây vặn xoắn chịu lực đi kèm dây thông tin.
Hình 2-24: Mặt cắt của cáp bọc đôi vặn xoắn
Học viên: Nguyễn Thị Năm 19 CHK13TBM&NMĐ
4 d©y trªn mét cÆp
{
{
§ êng truyÒn
§ êng nhËn
D©y chÞu lùc
4 d©y trªn mét cÆp
Vá
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
2.3.2.3. Các thiết bị lắp đặt trong trạm phân phối trung tâm (CDS)
CDS thu thập dữ liệu mạng phân phối qua RTU/hệ thống dây thông tin và dữ liệu
của trạm (tình trạng máy cắt (CB), số đo điện áp, số đo dòng điện, V.v ), và truyền dữ
liệu lên trung tâm điều độ vùng (ADC). Tuy nhiên, tại CDS phải được lắp đặt một bộ
TCR để thu thập số liệu và các thiết bị truyền dẫn để gửi dữ liệu về ADC (xem hình 2-
25). Trong thực tế dữ liệu thông tin rất lớn vì vậy trong tương lai sẽ áp dụng công nghệ
thông tin vào việc truyền dữ liệu mhw truyền tín hiệu hình ảnh về trạm và sử dụng thiết
bị truyền thông tin ATM (Asynchronous Transmission Mode Device) dùng cáp sợi quang
để truyền thông tin giữa CDS và ADC (xem hình 2-25 và bảng đặc tính kỹ thuật 2-11)
Hình 2-25: Thiết bị trong CDS và ADC
Học viên: Nguyễn Thị Năm 20 CHK13TBM&NMĐ
Trung t©m ph©n phèi 1
CB Status
V
I

RTU
TRD
TCR
ATM (R)
ATM (C)
TCM
ATM (R)
Area Dispacth Center
§ êng d©y ph©n phèi
§ êng d©y th«ng tin
Trung t©m ph©n phèi 2
C¸p quang
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Bảng 2-11: Thông số kỹ thuật chính của ATM:Thiết bị truyền dẫn không đồng bộ
Khoảng cách giữa 2 vị trí -15 km
Số vị trí lớn nhất -25tram/mạch (vận hành không đồng bộ phụ thuộc
vào vị trí) x 4mạch
Giao diện -Dạng số 6,4Mbp: Hình ảnh động qua bộ giải mã,
mã hóa MPEG2
-Dạng số 1,5Mbp: Hình ảnh động hoặc tĩnh
-Dạng tương tự 4 dây: Moden tương tự
-Dạng tương tự 2 dây: Máy điện thoại
-v.24 (Cổng RS232C): Giao diện nối tiếp dùng cho
điều khiển
-Ethernet*(10BASE):PC-LAN:Dùng cho mạng cục
bộ
-ATM155Mbp:Như mạng ATM backbone
Nguồn -AC100V/DC48V
Hình 2-26: ATM cho DAS: (Giao diện: loại 12 cổng)
Như trong hình 2-26, hệ thống ATM sẽ được sử dụng cho việc giao tiếp giữa

TCM và TCR (cụ thể, trong hệ thống điện ngầm, mỗi lần thông tin về dòng điện được
truyền cho mỗi RMS tự động thì tổng lượng thông tin sẽ tăng lên). Việc triển khai các
bước như: kết nối mạng LAN, giám sát hình ảnh qua camera ITV và điện thoại, V.v có
thể sẽ được thực hiện trong một tương lai gần Hình 2-28. Nếu ATM được sử dụng theo
phương thức này, việc chuyển tiếp sang công nghệ thông tin sẽ trở lên dễ dàng mà không
cần phải sửa lại hệ thống giao tiếp thông tin. Ngoài ra trong tương lai sẽ dùng loại cáp sợi
quang hoạt động ở chế độ đơn lẻ (SM) có thể cho phép truyền dẫn với khoảng cách xa
hơn. Hình 2-29 so sánh giữa loại cáp sợi quang SM và MM (đa chế độ). Tuy nhiên, cùng
Học viên: Nguyễn Thị Năm 21 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
với sự phát triển của công nghệ thông tin, loại cáp sợi quang có thể sẽ được chế tạo có 24
lõi hoặc nhiều hơn.
Hình 2-27: hệ thống truyền dẫn giữ liệu giai đoạn 1
Hình 2-28: Hệ thống truyền giữ liệu ATM trong tương lai
Học viên: Nguyễn Thị Năm 22 CHK13TBM&NMĐ
ATM (R)
TCR
ATM (R)
ATM (R)
ATM (C)
TCM
4W
SV/TM Data
RTU
Meta lorop tica IF ibercable
CDS : Centra ID is tribution Substion 1
RTU
CDS : Centra ID is tribution Substion 2
CDS : Centra ID is tribution Substion n
ADC Area Distribution Center

DAS
telephone
CCTV system
Sensible Device
system
PC
ATM
(R)
SV/TM
DAS
RTU
RTU
MPEG 2/ CODEC
Sensible Device
LAN
155 Mbps
OpticalCable
LAN
ATM
(R)
ATM
(R)
telephone
Camera
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Hình 2-29: So sánh 02 loại cáp sợi quang
2.3.2.4. Thiết bị lắp đặt trong trung tâm điều độ vùng (ADC)
Thiết bị chính dùng cho DAS giai đoạn 2/3 sẽ được lắp đặt tại trung tâm điều độ vùng
(ADC) (xem hình 2-30)
a, Máy chủ và máy trạm.

Một trong hai loại trạm xử lý kỹ thuật (EWS) hoặc máy tính cá nhân (PC) cần được cài
đặt hệ điều hành UNIX. Các thiết bị này sẽ được nối với một VDU (thiết bị hiển thị) và
bàn phím. Trong tương lai (giai đoạn 3), khi mà việc sử lý dữ liệu qua bản đồ trở lên cần
thiết, hệ thống máy tính trong ADC có thể phải trang bị màn hình đồ họa và kết nối với
hệ thống thông tin toàn cầu (GIS)’
b, TVM (Khối điều khiển qua tín hiệu điện thoại)
TCM điều khiển thông tin giữa TCR và EWS/PC trong CDS.
c, ATM (C)
ATM (C) là một thiết bị giao tiếp thông tin trung tâm giúp TCR và TCM giao tiếp với
nhau. Loại thiết bị này được lắp đặt trong CDS.
Học viên: Nguyễn Thị Năm 23 CHK13TBM&NMĐ
LED
LASE
(a) §a chÕ ®é
(b) §¬n chÕ ®é
Vá
Lâi
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
Hình 2-30: TCR/TCM/TRD và bàn điều khiển cho DAS giai đoạn 2
2.3.3. Hệ thống tự động phân phối áp dụng với lưới điện ngầm
Tại những khu cực đô thị dân cư đông đúc, hệ thống tự động phân phối điện (DAS)
ngầm về cơ bản và bắt đầu từ giai đoạn 2. Cấu trúc của DAS ngầm hoàn toàn giống như
DAS trên không, tuy nhiên, các thiết bị trong hệ thống này thì có khác trong so với trong
các thiết bị đã giới thiệu trong hệ thống trên không. Trong hệ thống lưới điện ngầm
thường sử dụng hệ thống mạch vòng đơn, mạch vòng bội và hệ thống dự phòng, trong
khi RNW và SNW được áp dụng một cách cụ thể tại các vùng phụ tải quan trọng. Trong
phần này, chỉ giới thiệu các thiết bị điều khiển, bảo vệ và đóng cắt tự động cần thiết khi
lên kế hoạch xây dựng hệ thống này.
2.3.3.1. Tủ đóng cắt tự động (Auto-RMS)
Trong tủ đóng cắt sử dụng chân không để dập hồ quang và khuôn đúc epoxy có chất

lượng cao để cắt điện, thiết bị thường nhỏ gọn hơn so với việc sử dụng loại tủ đóng cắt
bằng tay sử dụng khí SF6 thông thường (RMU). Khí SF6 thì hoàn toàn không được sử
dụng trong loại tủ này vì được cho là gây ô nhiễm môi trường (là tác nhân gây nóng toàn
Học viên: Nguyễn Thị Năm 24 CHK13TBM&NMĐ
Luận văn thạc sĩ kỹ thuật
cầu). Ngoài ra do kích thước của Auto-RMS nhỏ hơn và đồng thời RTU được lắp đặt bên
trong tủ đựng RMS nên cũng không chiếm không gian lắp đặt nhỏ hơn. Nên cần thiết, có
thể thao tác đóng cắt toàn bộ trên mặt trước của tủ RMS (xem hình 2-31).
Hình 2-31: Auto-RMS cho DAS ngầm
Tủ RMS tự động được chế tạo tuân theo tiêu chuẩn IEC và có thể sử dụng cho hệ thống
đường cáp phân phối điện ngầm 24kV. Tùy theo dòng ngắn mạch mà có thể chọn loại
thiết bị 12.5/16 kA và 20/25 kA cho phù hợp và kinh tế. Tiêu chuẩn hiện tại cho phép sử
dụng loại Auto-RMS cho 3 hoặc 4 mạch, tuy nhiên cũng có thể lựa chọn được nhiều loại
tủ dùng cho nhiều mạch hơn.
Bảng 2-12: Đặc tính kỹ thuật chính của Auto-RMS 24kV
Auto-RMU
Điện áp định mức 24kV
No.of cct
Khả năng chịu xung điện áp nôi
bộ(kV)
60kV: Pha-Đất
Tiêu chuẩn: 3
hoặc 4 mạch.
-có thể tùy
chọn (nếu
nhiều hơn 4
mạch)
60kV:Pha-Pha
Khả năng chịu xung điện áp nôi
bộ(kV)

125kV:Pha-Đất
125kV:Pha-Pha
Tần số định mức 50/60Hz
Dòng thanh cái định mức 630A
Khả năng chịu dòng xung định
mức
12.5/16kA-3sec,20/25kA-
3sec
12.5/16kA-3s,20/25kA-3s
Học viên: Nguyễn Thị Năm 25 CHK13TBM&NMĐ