Giải pháp tự động hóa cho lưới điện phân phối thành phố Quảng Ngãi.PDF

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA
------------------------

TRƢƠNG QUANG HUY

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

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số:

60.52.02.02

TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: GS.TS: LÊ KIM HÙNG

Quảng Ngãi - 2018


Công trình được hoàn thành tại
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐÀ NẴNG

Người hướng dẫn khoa học: GS.TS LÊ KIM HÙNG.

Phản biện 1: PGS.TS NGUYỄN HỮU HIẾU

Phản biện 2: TS. LÊ THỊ TỊNH MINH

Luận văn sẽ được bảo vệ trước Hội đồng chấm Luận văn tốt nghiệp thạc sĩ họp tại
Trường Đại học Phạm Văn Đồng vào ngày 30 tháng 6 năm 2018

Có thể tìm hiểu luận văn tại:
-Trung tâm Thông tin-Học liệu, Đại học Đà Nẵng
- Thư viện trường Đại học Bách Khoa, Đại học Đà Nẵng


1

MỞ ĐẦU

1. LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI
Trong giai đoạn hiện nay, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là nhiệm vụ hàng đầu của ngành điện
nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, liên tục cho khách hàng một cách tốt nhất.
Các thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối được đầu tư cơ bản, đáp ứng yêu cầu công tác vận hành,
tuy nhiên một số vị trí lắp đặt thiết bị đóng cắt chưa hợp lý, dẫn đến tình trạng phạm vi mất điện rộng khi có
tình huống sự cố, cắt điện bảo dưỡng. Nhiều vị trí còn bố trí thiết bị đóng cắt tại điểm hở là các dao cách ly
do vậy chưa thể đóng cắt có tải phục vụ việc đóng liên lạc khi có điện.
Với những lý do trên, tôi đã chọn nghiên cứu đề tài “Giải pháp tự động hóa cho lưới điện phân phối
Thành phố Quảng Ngãi”

2. MỤC ĐÍCH VÀ MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU
- Mục đích: Đề xuất các giải pháp phối hợp, sắp xếp các thiết bị đóng cắt trên lưới điện trung áp
nhằm nâng cao năng lực tự động hóa lưới điện.

- Mục tiêu: Tính toán phối hợp thiết bị tự động, các chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện cho lưới điện
phân phối Thành phố Quảng Ngãi.

3. ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU

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

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

4. Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ TÍNH THỰC TIỂN
Công tác thao tác các thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối hiện đang được thực hiện bằng công
tác thủ công, việc phân đoạn cô lập để tìm điểm sự cố, khoanh vùng sự cố mất nhiều thời gian, làm tăng
phạm vi và thời gian mất điện của khách hàng. Do vậy việc nghiên cứu áp dụng giải pháp tự động hóa lưới
điện phân phối là rất cần thiết để đảm bảo an toàn cho người và thiết bị.
Việc áp dụng công nghệ tự động hóa vào lưới điện phân phối sẽ mang lại hiệu quả thiết thực trong
việc nâng cao chỉ số độ tin cậy cung cấp điện. Từng bước cung ứng điện an toàn, liên tục cho khách hàng sử
dụng điện.

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


2
Áp dụng các phần mềm hỗ trợ mô phỏng phối hợp đặc tuyến thiết bị bảo vệ trên lưới điện phân phối
để đảm bảo cho các thiết bị bảo vệ tác động chọn lọc.

6. CẤU TRÚC LUẬN VĂN
Ngoài phần mở đầu, kết luận và kiến nghị, nội dung luận văn được biên chế thành 4 chương và phụ

lục. Bố cục nội dung chính của luận văn gồm các phần sau:
Chương 1: Tổng quan.
Chương 2: Quy trình giải pháp DAS và các phương pháp phối hợp bảo vệ trong tự động hóa lưới điện
phân phối.
Chương 3: Giải pháp tự động hóa mạch vòng cho lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi.
Chương 4: Ứng dụng phần mềm PSS/ADEPT và tính toán phối hợp bảo vệ xuất tuyến 476-E17 và 475E16.


3
Chƣơng 1
TỔNG QUAN VỀ TỰ ĐỘNG HÓA LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI
1.1. Đặc điểm về lƣới điện phân phối Thành phố Quảng Ngãi
Trong các năm qua, Công ty Điện lực Quảng Ngãi đã không ngừng cải tạo, đầu tư, xây dựng các tuyến
đường dây trung áp nhằm kết nối mạch vòng giữa các trạm biến áp 110kV và giữa các xuất tuyến trung áp
cùng trạm biến áp 110kV đáp ứng theo tiêu chí N-1. Đến thời điểm hiện nay, toàn bộ các xuất tuyến 22kV
khu vực Thành phố Quảng Ngãi đều có khả năng khép vòng và hỗ trợ liên lạc qua lại với nhau khi cần thiết.
Bảng 1.1 Tình hình mang tải các TBA 110KV khu vực Quảng Ngãi
STT

Tên trạm biến áp

1

Quảng Ngãi (E16)

2

Tịnh Phong (E17)

3

Quảng Phú
Tổng

MBA

Sđm (MVA)

U (kV)

Pmax (MW)

T1

25

110/38,5/22

42.0

T2

40

110/38,5/22

45.0

T1

40

110/22

45.0

T2

40

110/22

45.0

T1

40
185

110/22

45.0
222

Bảng 1.2 Khối lượng đường dây lưới điện phân phối TP Quảng Ngãi
Đƣờng dây (km)
STT

Điện lực

35kV

22kV

Cáp ngầm
22kV

Tổng

1

ĐL TP Quảng Ngãi

9,91

67,64

37,994

115,54

2

ĐL Sơn Tịnh

6,48

86,73

8,213

101,42

3

ĐL Tư Nghĩa

/

104,65

8,25

112,9

16,39

259,02

54,457

329,86

Toàn Thành phố Quảng Ngãi

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

STT
1

2
3

1.2.

ĐL TP Quảng Ngãi
ĐL Sơn Tịnh
ĐL Tư Nghĩa
Thành phố Quảng Ngãi

35(kV)
35/0,4
20
8
/
28

Trạm biến áp
22(kV)
22/0,4
22/0,2
580
6
338
24
326
1
1244
31

Các thiết bị bảo vệ trong lƣới điện phân phối

1.2.1. Máy cắt
- Môi trường ngắt bằng dầu.
- Môi trường ngắt bằng chân không.
- Môi trường ngắt bằng khí SF6.
1.2.2. Rơ le bảo vệ quá dòng
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.

Tổng

606
370
327
1.303


4
Cấp 1 (I>) và cấp 2 (I>>) có thể chọn làm việc theo đặc tính thời gian độc lập (DT) hoặc phụ
thuộc (IDMT).

1.2.3. Máy cắt tự động đóng lại - Recloser
Máy cắt tự động đóng lại được phân ra các loại như sau:

- Loại tác động ba pha.

- Điều khiển bằng thủy lực hay điện tử.
1.2.4.

Dao cắt có tải – LBS

Dao cắt có tải (LBS) là dạng phát triển của dao
cách ly thông thường với công nghệ chế tạo các
tiếp điểm và phương pháp xử lý dập hồ quang
cho phép thao tác đóng cắt với dòngđiện làm
việc ở các chế độ vận hành bình thường trong
điều kiện nhất định (hình 1.12). Điều này cho
phép giảm được thời gian mất điện đồng thời
nâng cao tính an toàn cho nhân viên vận hành.
-Dao cắt có tải (LBS)
Tương tự như dao cách ly với bộ truyền động bằng điện, LBS khi kết nối với hệ thống SCADA cho
phép có thể phối hợp các thao tác trong vận hành một cách tự động hóa và mang lại tính hiệu quả kinh tế
cao.

1.2.5. Dao cách ly phân đoạn tự động (SEC)
Để tiết kiệm máy cắt và Recloser mà vẫn có thể cô lập sự cố lâu dài cũng như để hệ thống không bị
mất điện khi sự cố thoáng qua, người ta có thể sử dụng phối hợp Recloser với các dao cách ly phân đoạn tự
động). SEC là thiết bị bảo vệ có thể tự động ngăn cách các phân đoạn đường dây bị sự cố ra khỏi hệ thống.


5
Thiết bị này thường được lắp đặt trên
đường dây để phối hợp với máy cắt hay Recloser
phía trước. Một thiết bị phân đoạn không có khả
năng cắt bất kỳ dòng sự cố. Tuy nhiên nó có thể
đếm được số lần cắt của thiết bị phía trước và tác
động cắt khi đã đếm đủ hoặc lớn hơn số lần đặt
trước.

-SEC của hãng Cooper

1.3. Hiện trạng và xu thế tự động hóa lƣới điện phân phối (LĐPP)
1.3.1. Hiện trạng về tự động hóa LĐPP Thành phố Quảng Ngãi
Khu vực Thành phố Quảng Ngãi có tất cả 23 xuất tuyến đường dây trung áp 22kV, các xuất tuyến này
có khả năng khép vòng, hỗ trợ liên lạc qua lại lẫn nhau khi cần thiết.
Các thiết bị đóng cắt trên lưới điện phân phối được đầu tư cơ bản, đáp ứng yêu cầu công tác vận hành,
tuy nhiên một số vị trí lắp đặt thiết bị đóng cắt chưa hợp lý, dẫn đến tình trạng phạm vi mất điện rộng khi có
tình huống sự cố, cắt điện bảo dưỡng. Nhiều vị trí còn bố trí thiết bị đóng cắt tại điểm hở là các dao cách ly
do vậy chưa thể đóng cắt có tải phục vụ việc đóng liên lạc khi có điện.
Bảng 1.6 - Tình hình thực hiện các chỉ số ĐTCCCĐ TP Quảng Ngãi năm 2017
MAIFI
(lần/khách hàng)
Điện lực

Kế
hoạch

Thực
hiện

TP Quảng
Ngãi

0.51

0.39

Sơn Tịnh

0.52

0.27

SAIDI
(phút/khách hàng)

SAIFI
(lần/khách hàng)

Kế
hoạch

Thực
hiện

Tăng(+)/
Giảm(-)

Kế
hoạch

Thực
hiện

-23.6

1,255

958.69

-23.6

11.22

10.11

-9.9

-48.6

1,296

1,311

1.2

11.55

7.96

-31.1

Tăng(+)/
Giảm(-)

Tăng(+)/
Giảm(-)

1.3.2. Xu thế phát triển tự động hóa LĐPP

- Lưới điện phân phối Quảng Ngãi đang phát triển và hiện đại hóa không ngừng do các thiết bị điện tử
thông minh (IEDs) ra đời phục vụ cho việc điều khiển đóng/cắt, thu thập dữ liệu từ xa cho các thiết bị như
RMU, LBS, Recloser...

1.3.3. Các mô hình triển khai tự động hóa LĐPP
Ngày nay, tự động hóa lưới phân phối trong lĩnh vực rơle có hai xu hướng đang được ứng dụng phổ
biến, đó là:

- Hệ thống tự động hóa tập trung (Centralizel Automation).
- Hệ thống tự động hóa phân tán (Decentralizel Automation).
.


6
Chƣơng 2
QUY TRÌNH GIẢI PHÁP DAS VÀ CÁC PHƢƠNG PHÁP PHỐI HỢP BẢO VỆ
TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LĐPP

2.1. Giới thiệu chung về hệ thống tự động hóa lƣới điện phân phối (LĐPP)
Hệ thống tự động hóa LĐPP (DAS) là hệ thống tự động kiểm soát chế độ làm việc của LĐPP
nhằm phát hiện phần tử bị sự cố tách ra khỏi vận hành đồng thời phục hồi việc cấp điện cho phần tử
không bị sự cố đảm bảo cung cấp điện liên tục. DAS được áp dụng khá phổ biến ở các nước phát triển,
đặc biệt là Nhật Bản và một số nước khác cho phép nâng cao cơ bản độ tin cậy cung cấp điện, giảm
thiểu thời gian mất điện do sự cố ở mạng phân phối.
Đối với hệ thống tự động hóa lưới phân phối, việc giám sát và điều khiển từ xa các trạm phân
phối thứ cấp là vấn đề chủ chốt. Chính vì thế, việc trao đổi thông tin giữa các thành phần và hệ thống
quản lý phân phối (DMS) dựa trên các giao thức phổ biến và được bảo mật. Quan điểm của truyền tin
là phải linh động bởi các công nghệ và môi trường truyền tin khác nhau để phù hợp với các điều kiện
địa lý và hạ tầng.

2.2. Quy trình giải pháp công nghệ DAS cho LĐPP
2.2.1. Phối hợp giữa các thiết bị tự đóng lại (recloser) phân đoạn
Đối với các lưới điện mạch vòng hoặc được cấp điện từ nhiều nguồn việc sử dụng các recloser
phân đoạn có thể thực hiện tự động hóa mạch vòng, cô lập phân đoạn sự cố và tái cấu trúc mạng điện
theo các nguyên tắc sau:

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

- Nguyên tắc 2: FR sẽ cắt khi bị mất nguồn.
- Nguyên tắc 3: MR sẽ tự động chuyển nhóm bảo vệ và chế độ đóng cắt lại một lần trong
khoảng thời gian ngắn sau khi bị mất nguồn.

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

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

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

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

2.2.2. Phối hợp giữa thiết bị tự đóng lại (recloser) với dao cách ly hoặc dao cắt có tải tự động
làm thiết bị phân đoạn
Khi có sự cố trên phân đoạn giữa LBS 1 và LBS 2 khi đó recloser và các LBS sẽ tự động phối
hợp làm việc theo nguyên tắc đã trình bày nhằm cô lập phân đoạn bị sự cố, đồng thời báo tình trạng

7
của các thiết bị đóng cắt, số lần đóng lập lại các recloser về trung tâm điều khiển qua hệ thống
SCADA.
Lúc này recloser Mid Recloser (ARM) nối giữa 2 nguồn TBA1 và TBA2 sẽ thực hiện tự động
phối hợp đóng cấp điện cho phân đoạn (LBS3 - ARM). 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, phán đoán
phân đoạn bị sự cố và đưa ra phương thức vận hành tối ưu triển khai thực hiện đóng lại LBS3 từ xa để
cấp điện cho phân đoạn (LBS2 - LBS3) không bị sự cố. Thông báo cho đơn vị quản lý lưới điện kiểm
tra và sửa chữa khắc phục sự cố trên phân đoạn LBS1 -LBS2.

a. Nguyên tắc đếm xung đóng cắt của dao cách ly, dao cắt có tải
- Nguyên tắc đếm xung dòng ngắn mạch của dao cách ly hoặc dao cắt có tải:
Máy biến dòng thường được sử dụng là biến dòng chân sứ lắp đặt sẵn trong các dao cách ly
hoặc dao cắt có tải, tuy nhiên cũng có thể sử dụng biến dòng lắp đặt bên ngoài.
Khi dòng điện qua máy biến dòng vượt quá giá trị cài đặt trước (thường lấy bằng 80% dòng
khởi động của recloser), rơle số sẽ ghi nhận tín hiệu và đếm một xung dòng.Dao cách ly, dao cắt có tải
tác động khi giá trị xung này vượt quá giá trị cài đặt.
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).

b. Nguyên tắc đếm xung điện áp của các dao cách ly hoặc dao cắt có tải:
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, 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 rơle số sẽ ghi nhận tín hiệu
và đếm một xung. Dao cách ly, dao cắt có tải tác động khi giá trị xung này vượt quá giá trị cài đặt.
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 ở trạng thái bình thường và duy trì quá thời
gian t cài đặt trước, rơle số sẽ khôi phục trạng thái ban đầu.

2.2.3. Phối hợp giữa thiết bị tự đóng lại (recloser) với dao cách ly phân đoạn tự động
(Sectionalizer)
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 đó 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.

2.3. Các phƣơng pháp phối hợp bảo vệ trong LĐPP


8

2.3.1. Phối hợp bảo vệ giữa rơle và recloser
Đối với những rơle cơ thế hệ cũ việc phối hợp tương đối phức tạp do mỗi khi sự cố xảy ra
thì chúng có hệ số trở về của đĩa quay. Do đó khi phối hợp recloser với rơle điện cơ ta phải chú ý
cộng tất cả các khoảng thời gian tích lũy sai số cho rơle khi recloser tác động nhiều lần.

2.3.2. Phối hợp bảo vệ giữa rơle và rơle
Hiện nay, người ta có xu hướng sử dụng rơle quá dòng với đặc tính phụ thuộc như một bảo vệ
thông thường thay thế cho rơle với đặc tính độc lập, vì nó không tương ứng với khả năng chịu dòng
của đối tượng được bảo vệ. Điều này có nghĩa: Khi dòng ngắn mạch thay đổi trong một phạm vi rộng
thì rơle lại cắt sự cố với một thời gian như nhau. Với dòng ngắn mạch lớn qua đối tượng bảo vệ thì
rơle vẫn chưa tác động, trong khi với dòng ngắn mạch nhỏ rơle lại cắt quá sớm gây gián đoạn chế độ
làm việc liên tục của đối tượng bảo vệ.

Nguyên tắc phối hợp giữa 2 rơle liền kề
Để phối hợp tốt các rơle quá dòng liền kề với đặc tuyến phụ thuộc, ta cần phải thực hiện các
nguyên tắc cơ bản sau:

- Đặc tuyến bảo vệ phải nằm dưới và có độ nghiêng càng gần với đặc tuyến chịu dòng an toàn
của đối tượng bảo vệ càng tốt. Sử dụng các bảo vệ liền kề có độ dốc của đặc tuyến gần giống nhau.

- Các bảo vệ càng xa nguồn càng có giá trị đặt dòng nhỏ hơn so với các bảo vệ gần nguồn.
- Chọn thời gian đặt phải thực hiện sao cho rơle sẽ tác động với thời gian nhỏ nhất tại điểm cuối
đường dây.

- Khi có ngắn mạch tại các điểm chuyển tiếp giữa 2 bảo vệ liền kề, thời gian tác động của 2 bảo
vệ lân cận cần phải khác biệt nhau một khoảng thời gian ít nhất là bằng độ phân cấp thời gian xác định
trong chế độ cực đại của hệ thống.

2.3.3. Phối hợp máy cắt kết hợp tự đóng lại với cầu chì
Phối hợp giữa máy cắt tự đóng lại (Rec) và cầu chì bằng phương pháp dựa trên các đặc tính T-C
đã được điều chỉnh bằng hệ số nhân. Phương pháp này sẽ được nêu chi tiết trong các mục dưới đây.
Cầu chì phía nguồn (phía cao) bảo vệ cho MBA sẽ là phần tử cơ bản trong việc chọn đặc tuyến
của Rec. Sau khi chọn đặc tuyến của Rec để phối hợp với cầu chì đầu nguồn thì cầu chì phụ tải mới
được chọn để phối hợp với Rec.

.


9
Chƣơng 3
GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA MẠCH VÒNG CHO LƢỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI
THÀNH PHỐ QUẢNG NGÃI

3.1. Đánh giá hiện trạng về LĐPP Thành phố Quảng Ngãi
a. Nguồn cung cấp:
- Từ trạm biến áp 110kV - E16 Quảng Ngãi :

25 x 40 MVA

- Từ trạm biến áp 110kV - Quảng Phú:

40 x 40 MVA

- Từ trạm biến áp 110kV -E17 Tịnh Phong:

40 x40 MVA

b. Lưới điện phân phối:
Cấu trúc của lưới phân phối 22kV trên địa bàn thành phố Quảng Ngãi là 3 pha 3 dây, trung tính nối đất
trực tiếp tại đầu nguồn phía 22kV của máy biến áp 110/22kV, chế độ vận hành bình thường là vận hành hở,
hình tia hoặc dạng xương cá. Để tăng cường độ tin cậy cung cấp điện, các xuất tuyến 22kV liên lạc với nhau
tại các điểm mở bằng dao cách ly, dao cách ly có tải hoặc recloser tạo nên cấu trúc mạch 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.

3.2. Đặc điểm hiện trạng và giải pháp mạch vòng xuất tuyến 476-E17 và 475-E16
3.2.1. Đặc điểm hiện trạng
Xuất tuyến 476-E17 cấp điện cho các phụ tải khu vực trung tâm thị trấn Sơn Tịnh, bắc cầu Trà Khúc
các khu hành chính sự nghiệp và các hộ sản xuất kinh doanh nhỏ lẻ. Đây là xuất tuyến chính cấp cho khu vực
trung tâm phía bắc Thành Phố Quảng Ngãi. Chiều dài trục chính là 5,992 km, dây dẫn sử dụng dây nhôm
A/XLPE-185mm2. Toàn xuất tuyến có 46 trạm biến áp với tổng dung lượng 18.545 kVA. Công suất cao
điểm khoảng 5,0 MW. Trục chính có lắp đặt 01 bộ recloser phân đoạn tại vị trí 476-E17/61. Tại các nhánh rẽ
và đầu trạm biến áp đều có lắp FCO loại không có buồng dập hồ quang để bảo vệ.
Xuất tuyến 475-E16 cấp điện chủ yếu cho các phụ tải đường Hai Bà Trưng,Khu đê bao, phụ tải sinh

hoạt và một số khách hàng lớn thuộc khu vực Trung tâm thành phố Quảng Ngãi. Chiều dài trục chính là
3,142 km, dây dẫn sử dụng loại dây nhôm A/XLPE -185mm2. Toàn xuất tuyến có 37 trạm biến áp với tổng
dung lượng 13.730 kVA. Công suất cao điểm khoảng 4,8 MW. Trục chính có lắp đặt 01 bộ recloser phân
đoạn tại vị trí 475-E16/03. Tại các nhánh rẽ và đầu trạm biến áp đều có lắp FCO loại không có buồng dập hồ
quang để bảo vệ.
Trong phương thức vận hành cơ bản, xuất tuyến 475-E16 và 476-E17 cấp điện đến vị trí cầu dao liên
lạc 475-E16-476-E17/44 (mạch vòng vận hành hở). Sơ đồ phương thức cấp điện cơ bản.
Nhận xét: Qua phân tích đánh giá tình trạng vận hành của mạch vòng hiện trạng ta có nhận xét sau:

- Nhược điểm của mạch vòng này là khi xảy ra sự cố đầu nguồn trên một trong hai xuất tuyến, việc
thao tác đóng cắt các dao cách ly để hỗ trợ liên lạc phải thực hiện bằng tay, ảnh hưởng đến thời gian mất
điện.


10

Hình 3.1: Sơ đồ 2 xuất tuyến 472-E31 và 479-E27 hiện trạng

- Recloser tại vị trí trụ 475-E16/03 bố trí gần máy cắt đầu nguồn, không phát huy hiệu quả của thiết bị
bảo vệ phân đoạn, khi có tình huống sự cố sau recloser 475- E16/03 thì phạm vi mất điện lớn, ảnh hưởng đến
chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện.

3.2.2. Giải pháp cải tạo mạch vòng xuất tuyến 476-E17 và 475-E16
Nhằm nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, phương án đề xuất là lắp thêm một Recloser có điều khiển
SCADA tại vị trí 475-E16-476-E17/44 như hình 3.2 với nhiệm vụ liên lạc giữa hai xuất tuyến 475-E16 và
476-E17. Giải pháp thay thế, bố trí và sắp xếp lại các thiết bị như sau:

- Lắp mới 01 bộ Recloser + DCL tại vị trí liên lạc475-E16-476-E17/44.
- Chuyển recloser tại vị trí 475-E16/03 về lắp tại vị trí trụ475-E16/26

Hình 3.2: Sơ đồ 2 xuất tuyến 475-E16-476-E17/44 sau cải tạo
Giải pháp lắp mới recloser và bố trí lại thiết bị đóng cắt phân đoạn mang lại hiệu quả sau:

- Recloser liên lạc tại vị trí 475-E16-476-E17/44 sẽ hoạt động ở chế độ thường mở. Khi phát hiện mất
nguồn từ 1 trong 2 phía của mạch vòng thì recloser sẽ tác động đóng để cấp nguồn cho phụ tải không bị sự
cố. Hạn chế thời gian và phạm vi mất điện.

- Việc chuyển recloser tại vị trí 475-E16/03 về lắp tại vị trí trụ 475-E16/26 nhằm mục đích hạn chế
khu vực và phạm vi mất điện của khách hàng trong tình huống sự cố sau recloser 475-E16/03 ở chế độ vận
hành cơ bản.
* Nhằm đánh giá tình hình mang tải của đường dây và chất lượng điện áp tại các nút khi hỗ trợ cấp
điện mạch vòng xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 trong tình huống sự cố tại F1 và F2 ..


11

- Khi có tình huống sự cố tại F1, MC 475-E16 cắt cô lập điểm sự cố, recloser phân đoạn tại vị trí 475E16/26 tác động cắt, xuất tuyến 476-E17 cấp điện cho toàn bộ phụ tải sau recloser 475-E16/26. Tình hình
mang tải xuất tuyến 476-E17 khoảng 6,615MW, điện áp cuối nguồn tại vị trí 476-E17/26 là 23.01 kV, so với
điện áp đầu nguồn là 23.1kV (sụt áp 0.1kV). Điện áp đảm bảo yêu cầu vận hành.

Hình 3.3 Chế độ vận hành xuất tuyến 476-E17 khi sự cố F1

-

Khi có tình huống sự cố tại F2 (hình 3.4), MC 476-E17cắt cô lập điểm sự cố, recloser phân

đoạn tại vị trí 476-E17 /61 tác động cắt, xuất tuyến 475-E16 cấp điện cho toàn bộ phụ tải sau recloser 476E17 /61. Tình hình mang tải xuất tuyến 475-E16 khoảng 8,824MW, điện áp cuối nguồn tại vị trí 476-E17/26
là 22.9 kV, so với điện áp đầu nguồn là 23.1kV (sụt áp 0.2kV). Điện áp đảm bảo yêu cầu vận hành.

Hình 3.4 Chế độ vận hành xuất tuyến 475-E16 khi sự cố F2

Nhận xét: Như vậy, qua mô phỏng các chế độ vận hành trên chương trình PSS/ADEPT thì trong các
tình huống khi có sự cố một nguồn, việc chuyển cấp điện từ nguồn còn lại là hoàn toàn đảm bảo yêu cầu cấp
điện.

3.2.3. Chế độ vận hành của mạch vòng xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 sau cải tạo


12
Nhằm đánh giá hiệu quả của việc bố trí các thiết bị bảo vệ cho mạch vòng xuất tuyến 476-E17 và 475E16sau cải tạo. Ta đánh giá, phân tích các chế độ vận hành bình thường, chế độ sự cố và khôi phục sự cố tại
các điểm ngắn mạch F1, F2, F3, F4 như sơ đồ ở hình 3.5.

Hình 3.5 Chế độ vận hành sự cố tại các điểm ngắn mạch F1, F2, F3, F4

a. Chế độ vận hành bình thường
Hai xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 vận hành độc lập và cấp điện đến vị trí recloser liên lạc 475-E16476-E17/44 (ở vị trí mở).
Các máy cắt hợp bộ ở đầu xuất tuyến và recloser phân đoạn bảo vệ cho toàn bộ tuyến chính được cài
đặt và chỉnh định với giá trị phù hợp nhằm đảm bảo cho việc tự đóng lặp lại phát hiện và cô lập sự cố khi có
ngắn mạch duy trì. Mặc khác, đường dây
còn trang bị thêm các cầu dao cách ly thông thường giúp tạo khoảng hở trông thấy khi đơn vị thi công thực
hiện công tác sửa chữa và bảo trì.

b. Chế độ sự cố và khôi phục sự cố
Trong sơ đồ mạch vòng, ta thấy việc bố trí các recloser phân đoạn 476-E17/61 và 476-E17/26 là đối
xứng nhau. Do vậy ta sẽ chọn xuất tuyến 475-E16 làm sơ đồ điển hình cho việc phân tích chế độ vận hành sự
cố và khôi phục sự cố.

 Tình huống sự cố tại F1.
- Thực hiện cách ly sự cố và định lại cấu hình hệ thống:
Feeder Recloser (FR) khởi động cắt MC 475-E16 và đóng lại một số lần đặt trước để cố gắng cấp điện
lại nếu F1 là sự cố thoáng qua.Nếu F1 là sự cố duy trì thì FR cắt và khóa lại sau khi kết thúc chuỗi tác động.

Sơ đồ mạch vòng khi sự cố tại F1
Mid-point Recloser (MR) sẽ không khởi động trong trường hợp này vì không có dòng sự cố qua nó.
TĐH mạch vòng đưa tín hiệu đi cắt MR (Recloser 475-E16/26) để cô lập vùng sự cố.


13
Tie Recloser (TR) cảm nhận mất nguồn phía đường dây 475-E16 nên đóng lại sau một khoảng thời
gian đặt trước để cấp điện cho phụ tải qua nguồn từ xuất tuyến 476-E17 và khi đó vùng từ MC 475-E16 đến
recloser 475-E16 /26 bị sự cố mất điện.

- Thực hiện phục hồi lại hệ thống:
Nhân viên vận hành khắc phục xong sự cố.Sau đó TĐH mạch vòng đưa tín hiệu đóng MR và FR cảm
nhận được điện áp nguồn phục hồi trở lại nên đóng trở lại máy cắt 475-E16.
MR trở về lại cấu hình cài đặt ban đầu của nó khi cảm nhận điện áp hai phía được phục hồi.
TR cảm nhận được dòng công suất qua nó giảm hơn 50% thì TĐH mạch vòng sẽ đưa tín hiệu đi cắt
TR và kết lưới cơ bản trở lại như ban đầu.

 Tình huống sự cố tại F2

Sơ đồ mạng khi cách ly sự cố F2

- Thực hiện cách ly sự cố và định lại cấu hình hệ thống:
Mid-Point Recloser tại vị trí 475-E16/26 sẽ thực hiện đóng lặp lại với số lần đặt trước.Nếu F2 là sự cố
duy trì thì MR cắt và khóa lại khi kết thúc chuỗi tác động.
Tie Recloser cảm nhận mất nguồn phía đường dây nên đóng lại sau một khoảng thời gian cài đặt trước
để cấp điện từ xuất tuyến 476-E17 cho các phụ tải. Nếu F2 còn duy trì sự cố thì TR sẽ đóng lặp lại một lần
để khắc phục và sẽ khóa sau chuỗi đóng lặp lại.

- Thực hiện phục hồi lại hệ thống:

Nhân viên vận hành khắc phục xong sự cố. Sau đó TĐH mạch vòng đưa tín hiệu đóng MR và các MC
trở về lại cấu hình cài đặt ban đầu. Sơ đồ kết lưới trở lại như ban đầu.


14
Chƣơng 4
ỨNG DỤNG PHẦN MỀM PSS/ADEPT VÀ TÍNH TOÁN PHỐI HỢP BẢO VỆ
XUẤT TUYẾN 476-E17 VÀ 475-E16

4.1. Giới thiệu về phần mềm PSS/ADEPT
Phần mềm PSS/ADEPT tên đầy đủ là Power System Simulator/Advanced Distribution
Engineering Productivity Tool.

 Các tính năng chính:
- Tính toán chế độ xác lập của hệ thống lưới điện 3 pha 3 dây và 3 pha 4 dây.
- Tính toán các loại ngắn mạch trong hệ thống.
- Tính toán xác định vị trí tụ bù.
- Tính toán tìm điểm mở tối ưu.
- Tính toán khởi động động cơ.
- Tính toán mô phỏng hoạ tần sóng hài tại các nút.
- Tính toán phối hợp lắp đặt bảo vệ.
- Tính toán độ tin cậy trong hệ thống.
 Các chức năng ứng dụng:
PSS/ADEPT cung cấp đầy đủ các công cụ (Tools) cho chúng ta trong việc thiết kế và phân tích
một luới điện cụ thể. Với PSS/ADEPT, chúng ta có thể:

- Vẽ sơ đồ và cập nhật lưới điện trong giao diện đồ họa.
- Việc phân tích mạch điện sử dụng nhiều loại nguồn và không hạn chế số nút.
- Hiển thị kết quả tính toán ngay trên sơ đồ lưới điện.
- Xuất kết quả dưới dạng report sau khi phân tích và tính toán.

- Nhập thông số và cập nhật dễ dàng thông qua data sheet của mỗi thiết bị.
 Các phân hệ của PSS/ADEPT:
Các module bao gồm:

- Bài toán tính phân bố công suất (Load Flow – module có sẵn).
- Bài toán tính ngắn mạch (All Fault- module có sẵn);
- Bài toán TOPO (Tie Open Point Optimization), phân tích điểm dừng tối ưu;
- Bài toán CAPO (Optimal Capacitor Placement), đặt tụ bù tối ưu;
- Bài toán tính toán các thông số của đường dây (Line Properties Culculator);
- Bài toán phối hợp và bảo vệ (Protection and Coordination).
- Bài toán phân tích sóng hài (Hamornics): phân tích các thông số và ảnh hưởng của các thành
phần sóng hài trên lưới.

- Bài toán phân tích độ tin cậy trên lưới điện (DRA- Distribution Reliability Analysis): tính toán
các thông số độ tin cậy trên lưới điện như SAIFI, SAIDI, CAIFI,CAIDI…

 Các cửa sổ ứng dụng của PSS/ADEPT:


15
Cửa số ứng dụng PSS/ADEPT bao gồm nhiều thành phần chính như sau:

- Cửa sổ View: bao gồm các thông tin cho các ứng dụng, đồ họa và 3 cửa sổ chính để thiết kế và
phân tích một sơ đồ mạch điện.

- Thanh trạng thái (StatusBar) để hiển thị thông tin trạng thái của chương trình khi PSS/ADEPT
đang tính toán.

- Thanh menu chính (Main Menu) gồm các hàm chức năng trong PSS/ADEPT.
- Thanh công cụ (ToolBar) cung cấp tool giúp cho việc vẽ sơ đồ mạch điện thực hiện nhanh

chóng và dễ dàng.

4.2. Tính toán chỉnh định và phối hợp bảo vệ cho xuất tuyến 476-E17 và 475-E16
4.2.1. Tính toán và chọn các thông số
* Thông số thiết bị hiện trạng
+ Xuất tuyến 476-E17

- MC hợp bộ được sử dụng tại hai vị trí đầu xuất tuyến 476-E17 với loại rơle Micom P123 AREVA; tỉ số TI 400/1.

- Trên xuất tuyến 476-E17 có Recloser lắp tại vị trí 476-E17/61 sử dụng loại Recloser Nulec USeries với tủ điều khiển loại ADVC, Tỉ số biến dòng là TI 300/1.
+ Xuất tuyến 475-E16

- MC hợp bộ được sử dụng tại hai vị trí đầu xuất tuyến 475-E16 với loại rơle Micom P123AREVA; tỉ số TI 400/1.

- Trên xuất tuyến 475-E16 có Recloser lắp tại vị trí 475-E16/26 sử dụng loại Recloser Nulec USeries với tủ điều khiển loại ADVC, Tỉ số biến dòng là 300/1A
* Thiết bị Recloser lắp mới tại vị trí 475-E16-476-E17/44: Để đồng bộ với các recloser hiện có,
ta chọn loại Recloser Nulec U-Series với tủ điều khiển loại ADVC có kết nối Scada, tỉ số biến dòng là
300/1A.
* Tính toán dòng ngắn mạch qua các thiết bị bằng phần mềm PSS/ADEPT
Nhập các thông số vào chương trình PSS/ADEPT ta được các thông số ngắn mạch tại các vị trí
thuộc xuất tuyến 476-E17 và 475-E16theo bảng 4.1 và bảng 4.2

4.2.2. Tính toán giá trị chỉnh định cho các thiết bị bảo vệ
a. Bảo vệ quá dòng pha:
 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh:
 Bảo vệ quá dòng có thời gian
 Bảo vệ quá dòng có bộ khởi động quá kém áp
 Bảo vệ quá dòng chạm đất:
 Bảo vệ quá dòng chạm đất cắt nhanh
 Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian

4.2.2.2. Áp dụng tính toán trị số chỉnh định rơle


16
Dòng khởi
động (A)

Dòng đặt
(A)

Độ nhạy

- Bảo vệ cắt nhanh (50)

4506

2000

1.58

- Bảo vệ quá dòng (51)

578

350

9.03

- Quá dòng chạm đất cắt nhanh (50N)

3967

1200

2.48

- Quá dòng chạm đất (51N)

225

75

39.64

- Bảo vệ cắt nhanh (50)

3376

1600

1.50

- Bảo vệ quá dòng (51)

578

270

8.89

- Quá dòng chạm đất cắt nhanh (50N)

2452

1000

1.98

- Quá dòng chạm đất (51N)

169

60

33.00

- Bảo vệ cắt nhanh (50)

4628

2000

1.51

- Bảo vệ quá dòng (51)

578

400

7.55

- Quá dòng chạm đất cắt nhanh (50N)

4493

1200

3.06

- Quá dòng chạm đất (51N)

231

75

48.96

- Bảo vệ cắt nhanh (50)

4051

1600

1.75

- Bảo vệ quá dòng (51)

578

300

9.36

- Quá dòng chạm đất cắt nhanh (50N)

3679

1000

2.93

- Quá dòng chạm đất (51N)

203

60

48.90

- Bảo vệ cắt nhanh (50)

3169/2995

1200

1.78/1.92

- Bảo vệ quá dòng (51)

577/578

200

10.6/11.5

2214/2365

700

2.44/2.74

158/150

40

42.7/47.9

Loại bảo vệ
1. Máy cắt 476-E17

2. Recloser 476-E17/61

3. Máy cắt 475-E16

4. Recloser 475-E16/26

5. Recloser 475E16-476E17/44

- Quá dòng chạm đất cắt nhanh (50N)

- Quá dòng chạm đất (51N)

4.2.3. Phối hợp bảo vệ thiết bị bằng phần mềm VPROII
Căn cứ vào các thông số được tính toán, ta tiến hành phối hợp các thiết bị bảo vệ trên xuất tuyến
476-E17 và 475-E16 với yêu cầu chọn lọc, nhanh và đảm bảo độ nhạy.
Các đường đặc tính được chọn phải đảm bảo yêu cầu về thời gian bảo vệ cho máy cắt tổng do
Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền Trung quy định.


17
Bảng 4.4 Bảng hệ số nhân thời gian Tp cho đặc tuyến thời gian phụ thuộc
Quá
dòng

Ikđ
(A)

Đặc tuyến

IN
M
(A)

Đặt
t (s)

A

p

Tp

Chọn

Kiểm
tra

Tp

t (s)

Rơle 476-E17
Pha

IEC Dốc tiêu chuẩn

400

3755

0.5

0.14

0.02

0.163

0.16

0.489

Đất

IEC Dốc tiêu chuẩn

75

3306

0.5

0.14

0.02

0.280

0.29

0.516

Recloser 476-E17/61
Pha

IEC Dốc tiêu chuẩn

270

2813

0.3

0.14

0.02

0.102

0.1

0.291

Đất

IEC Dốc tiêu chuẩn

60

2043

0.3

0.14

0.02

0.156

0.17

0.325

0.14

0.02

0.165

0.16

0.483

0.14

0.02

0.290

0.29

0.499

Rơle 476-E16
Pha

IEC Dốc tiêu chuẩn

400

3857

Đất

IEC Dốc tiêu chuẩn

75

3744

0.5
0.5

Recloser 475-E16/26
Pha

IEC Dốc tiêu chuẩn

300

3376

0.3

0.14

0.02

0.106

0.1

0.282

Đất

IEC Dốc tiêu chuẩn

60

3066

0.3

0.14

0.02

0.175

0.17

0.29

Recloser 475E16-476E17/44
Pha

IEC Dốc tiêu chuẩn

200

2496

0.1

0.14

0.02

0.036

0.05

0.135

Đất

IEC Dốc tiêu chuẩn

40

1971

0.1

0.14

0.02

0.057

0.05

0.086

4.3. Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện bằng phần mềm PSS/ADEPT cho mạch
vòng 476-E17 và 475-E16 trƣớc và sau cải tạo
4.3.1.

Giới thiệu chung

. Theo quy định cụ thể như sau:

- Suất sự cố thoáng qua đường dây trung thế: 12 vụ / 100km.năm.
- Suất sự cố vĩnh cửu đường dây trung thế:

3,6 vụ / 100km.năm.

- Suất sự cố vĩnh cửu TBA:

1,8 vụ / 100MBA.năm

4.3.2.

Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy cung cấp điện

Để đánh giá độ tin cậy cung cấp điện ở lưới phân phối, hiện nay các công ty điện lực sử dụng
phần mềm PSS/ADEPT để tính toán độ tin cậy.

 SAIDI (System Average Interruption Duration Index ): Chỉ số thời gian mất điện trung bình

của lưới điện phân phối. SAIDI được tính bằng tổng thời gian mất mất điện kéo dài của khách
hàng sử dụng điện chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện.

 SAIFI (System Average Interruption Frequency Index): Chỉ số về số lần mất điện trung bình
của lưới điện phân phối. SAIFI được tính bằng tổng số khách hàng bị mất điện kéo dài chia
cho tổng số khách hàng sử dụng điện trong khu vực .

 MAIFI (Momentary Average Interruption Frequency Index): Chỉ số về số lần mất điện
thoáng qua trung bình của lưới điện phân phối. MAIFI được tính bằng tổng số khách hàng bị mất điện
thoáng qua chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện trong khu vực .
Bảng 4.7 Số liệu tính toán độ tin cậy cung cấp điện.


18

Tên thiết bị

Cƣờng độ hỏng
hóc vĩnh cửu
(λvc)

Cƣờng độ hỏng hóc
thoáng qua (λtq)

Thời gian
sửa chữa
(r)

Máy biến áp

0,006

0,004

6,0

Máy cắt

0,028

0

4,5

Recloser

0,017

0

4,0

Đường dây

0,030

0,04

3,8

Cầu chì

0,0011

0,0007

1,6

0

3,7

Dao cách ly, LBS
0,015
4.3.3. Tính toán chỉ tiêu độ tin cậy cung cấp điện
Cung đoạn

TT

Chiều dài
(m)

Tiết diện dây
(mm2)

1.100

A/X 185

Công suất tải

Kw

Số khách
hàng

500

27

XT 476-E17
1

01-32
2

32-61

1.500

A/X 185

600

350

3

61-75

800

A/X 185

1000

1389

4

75-82

250

A/X 185

3000

1048

5

82-108

650

A/X 185

600

397

XT 475-E16
1

01-03

1.500

A/X 185

500

200

2

03-15

700

A/X 185

100

1255

3

15-26

800

A/X 185

1000

2000

4

26-44

700

A/X 185

2000

1653

4.3.3.1. Tính toán cho xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 hiện trạng
Trong chế độ vận hành bình thường các xuất tuyến 476-E17 và 475-E16liên lạc qua cầu dao
cách ly tại vị trí liên lạc 476-E17 và 475-E16/44 (ở vị trí mở). Thao tác máy cắt phối hợp với recloser
và dao cách ly liên lạc đóng cắt bằng tayvới thời gian thao tác khoảng 30 phút. Sơ đồ kết lưới hiện
trạng tính toán độ tin cậy được mô phỏng trên chương trình PSS/ADEPT .

4.3.3.2. Tính cho xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 sau cải tạo
- Thay thế DCL tại vị trí liên lạc 476-E17 và 475-E16/44 bằng Recloser.
- Chuyển recloser tại vị trí 475-E16/03 về lắp tại vị trí trụ475-E16/26
Sắp xếp lại các thiết bị đóng cắt, tự động hóa mạch vòng, hạn chế đến mức thấp nhất số lượng

khách hàng mất điện khi có tình huống sự cố. Ta có sơ đồ tính toán độ tin cậy sau cải tạo được mô
phỏng trên chương trình PSS/ADEPT.


19

Hình 4.10 - Sơ đồ tính chỉ tiêu độ tin cậy XT 476-E17 và 475-E16 sau cải tạo
Thông qua mô hình tự động hóa mạch vòng lưới phân phối cho xuất tuyến 476-E17 và 475-E16
đã cải tạo, ta tiến hành tính toán và so sánh các chỉ tiêu độ tin cậy của xuất tuyến xem xét so với lúc
chưa cải tạo.
Sử dụng phân hệ DRA trong PSS/ADEPT cho ta kết quả tính toán độ tin cậy với 4 tiêu chí
SAIFI, SAIDI, CAIFI, CAIDI như bảng 4.8.
Bảng 4.8 So sánh chỉ số độ tin cậy trước và sau cải tạo
Chỉ số độ tin cậy

Trƣớc cải tạo

Sau cải tạo

SAIDI
SAIFI
CAIFI

4.08
0.99
1.10

3.75
0.98
1.1

CAIDI

4.35

3.83

Nhận xét:
Từ kết quả tính toán trên ta nhận thấy khi tự động hoá lưới điện phân phối, các chỉ số độ tin cậy
cung cấp điện như: Tần suất mất điện trung bình của hệ thống (SAIFI), thời gian mất điện trung bình
của hệ thống (SAIDI), thời gian mất điện trung bình của khách hàng (CAIDI), tần suất mất điện trung
bình của khách hàng (CAIFI) giảm đáng kể. Đồng nghĩa với việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.
Trong chương này ta đã tính toán được thông số ngắn mạch khi phụ tải cực đại và phụ tải cực
tiểu tại các điểm trên đường dây.
Trên cở sở các thông số đã được tính toán, luận văn đã xây dựng được cácđường đặc tuyến phối
hợp giữa các thiết bị dựa trên phần mềm VPROII.
Với việc ứng dụng mô hình tự động hóa lưới điện phân phối, thông qua đề xuất lắp đặt thêm
thiết bị đóng cắt để hoàn thiện mạch vòng cho xuất tuyến 476-E17 và 475-E16. Ta có một số nhận xét
sau:

- Các thiết bị bảo vệ tự động áp dụng trong cải tạo lưới phân phối đã đảm bảo được tính chọn
lọc tác động; độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng được nâng cao.

- Các kết quả đạt được qua việc áp dụng tự động hóa mạch vòng điển hình cho xuất tuyến 476E17 và 475-E16 Thành phố Quảng Ngãi có thể được tham khảo để áp dụng cho các xuất tuyến tương
tự trên lưới điện phân phối.


20

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Luận văn đã đề cập các vấn đề tự động hóa LĐPP, đồng thời tính toán phối hợp các thiết bị bảo
vệ và tự động trong hệ thống điện nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm đến mức
thấp nhất khu vực mất điện.
Qua kết quả mô tả chế độ sự cố lưới điện cho thấy việc triển khai áp dụng công nghệ tự động
hóa lưới điện phân phối thì việc cô lập nhanh điểm sự cố và cung cấp điện an toàn cho những vùng
không bị sự cố một cách nhanh chóng nhất.
Việc tính toán tự động hóa mạch vòng điển hình cho xuất tuyến 476-E17 và 475-E16 cho phép
nghiên cứu tiếp tục để xây dựng và tính toán phối hợp cho các mạch vòng tương tự trên lưới điện
Thành phố Quảng Ngãi.
Đây là một đề tài thực tế, với mong muốn đưa ra giải pháp đảm bảo cấp điện an toàn và liên tục
cho khách hàng sử dụng điện. Đặc biệt là đối với lưới điện phân phối ở những thành phố lớn thì việc
ngưng cung cấp điện lâu dài đối với những khách hàng lớn, quan trọng sẽ gây nhiều thiệt hại đáng kể
và ảnh hưởng đến chỉ tiêu cung cấp điện.Vì vậy việc áp dụng tự động hóa mạch vòng là một giải pháp
cần được quan tâm đầu tư và phát triển.
Qua nghiên cứu và tính toán thực tế ứng dụng cho thấy:

- Ứng dụng công nghệ DAS giúp hạn chế được khu vực, phạm vi mất điện khi có tình huống sự
cố. Ngoài ra DAS còn giúp nhân viên vận hành theo dõi, giám sát chất lượng điện năng trên lưới điện,
từ đó đưa ra các giải pháp phù hợp để đảm bảo lưới điện vận hành một cách hợp lý nhất.

- Có thể áp dụng tự động hóa mạch vòng cho tất cả các xuất tuyến có cấu trúc kín, vận hành hở.
- Nên sử dụng thiết bị bảo vệ có đặc tính thời gian phụ thuộc để giảm thời gian tác động của bảo
vệ, nhất là các bảo vệ gần nguồn.

- Để tăng độ tin cậy, giảm thiểu khu vực bị mất điện mà không làm tăng thời gian tác động của
bảo vệ đầu nguồn thì cần phải lắp thêm các thiết bị phân đoạn SEC trên các xuất tuyến có cấu trúc
mạch vòng.
Tuy nhiên cũng cần lưu ý:

- Việc các thiết bị phải đóng cắt nhiều lần để loại bỏ sự cố có thể khả năng ảnh hưởng đến chất

lượng điện khách hàng.

- Chi phí đầu tư cao do việc mua sắm thay thế các vật tư thiết bị đồng bộ cho hệ thống tự động
hóa trong giai đoạn đầu.
Đề xuất:
Công ty Điện lực xem xét định hướng ngay giải pháp tự động hóa từ khâu mua sắm vật tư, thiết
bị để lắp đặt trên lưới điện trong các công trình đầu tư. Tránh trường hợp phải thay thế thiết bị đóng
cắt hiện có khi triển khai tự động hóa, gây lãng phí.
Do khả năng tiếp cận với các tài liệu còn hạn chế, những kết quả đạt được chỉ mới áp dụng
trong phạm vi lưới điện phân phối tỉnh Quảng Ngãi, chưa có điều kiện để mở rộng đối với các cấu trúc
lưới điện khác. Tác giả rất mong nhận được sự chỉ bảo, góp ý tận tình của các thầy, cô giáo.