Phối hợp các thiết bị bảo vệ và tự động hoá trong lưới điện trung áp

Lê xuân sanh

..

Bộ giáo dục và đào tạo
Trường đại học bách khoa hà nội
-------------------------------------

Mạng và hệ thống đIện

luận văn thạc sĩ khoa học
ngành: mạng và hệ thống điện

phối hợp các thiết bị bảo vệ và tự động hoá
trong lưới điện trung áp

Lê xuân sanh

2004 - 2006
Hà nội
2006

Hà nội 2006


Lời cam đoan
Tôi xin cam đoan đây là công trình
nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu, kết
quả trong luận văn là trung thực.
Tác giả

Mục Lục
Lời nói đầu

ix

Danh mục các thuật ngữ

ix

Danh mục các bảng biểu

ix

Danh mục các hình vẽ

ix

Mở đầu

ix

Chương 1 Các yếu tố liên quan đến việc lựa chọn phương thức bảo

1

vệ của lưới điện trung áp
1.1 Các cấu trúc thường gặp của lưới trung áp
1.1.1
Lưới phân phối hình tia

1.1.2
Lưới phân phối kín vận hành hở
1.2 Các yếu tố ảnh hưởng đến phương thức bảo vệ của lưới điện
trung áp
1.2.1
Tổng quan vấn ®Ị nèi ®Êt trung tÝnh l­íi trung ¸p
1.2.2
HƯ thèng cã trung tính cách điện
1.2.3
Hệ thống có trung tính nối đất trùc tiÕp
1.2.4
HƯ thèng nèi ®Êt qua ®iƯn trë
1.2.5
HƯ thèng nèi ®Êt qua ®iƯn kh¸ng
1.2.6
HƯ thèng cã trung tÝnh nèi ®Êt cộng hưởng
1.3 ảnh hưởng của chế độ nối đất trung tính đến bảo vệ rơ - le
1.3.1
1.3.1.1
1.3.1.2
1.3.2
1.3.2.1
1.3.2.2
1.3.2.3
1.3.3

Bảo vệ chạm đất cho các thiết bị trên lưới có trung
tính cách ly.
Bảo vệ quá dòng chạm đất
Bảo vệ quá dòng chạm đất có hướng

Bảo vệ chống chạm đất trong lưới có trung tính nối
đất qua cuộn dập hồ quang
Bảo vệ quá dòng chạm đất có hướng
Bảo vệ chống chạm đất chập chờn
Bảo vệ chạm đất có hướng sóng hài
Bảo vệ chống sự cố chạm đát trong lưới có trung
tính nối đất qua tæng trë nhá

1
3
4
6
7
9
11
13
14
15
16
16
16
19
21
21
23
24
24


1.3.4

Chương 2
2.1

2.2

2.3
2.4

2.5
2.6

2.7

Bảo vệ chống chạm đất cho lưới có trung tính nối
đất trực tiếp.
Các thiết bị đóng cắt và bảo vệ cho lưới trung áp
Máy cắt
2.1.1
Máy cắt ít dầu
2.1.2
Máy cắt không khí nén
2.1.3
Máy cắt từ không khí
2.1.4
Máy cắt SF 6
2.1.5
Máy cắt chân không
2.1.6
Máy cắt tự đóng lại
Cầu dao và dao cách ly

2.2.1
Cầu dao khí trơ
2.2.2
Cầu dao cắt bằng không khí
2.2.3
Cầu dao SF 6
2.2.4
Cầu dao chân không
2.2.5
Dao cách ly
Công tắc tơ
Cầu chì
2.4.1
Cầu chì tự rơi
2.4.2
Cầu chì chứa khí
2.4.3
Cầu chì hạn chế dòng điện
2.4.4
Cầu chì dự phòng
Hợp bộ cầu dao cầu chì
Phối hợp máy cắt tự đóng lại với các thiết bị bảo vệ khác
2.6.1
Phối hợp ACR và cầu chì
2.6.2
Phối hợp ACR với ACR
2.6.3
Phối hợp ACR với rơ le
Chống sét van
2.7.1

Chống sét van có khe hở phóng điện
2.7.2
Chống sét van không cã khe hë phãng ®iƯn

27
30
30
30
31
33
33
35
38
40
41
41
41
42
42
43
43
44
44
45
46
46
49
49
52
52

53
53
54


Chương 3 Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng phương pháp
3.1

3.2

3.3

3.4
3.5

Chương 4

55

phân đoạn lưới điện trung áp
Phân đoạn lưới trung áp bằng thiết bị đóng cắt bằng tay và tự 55
động không điều khiển từ xa
3.1.1
Lưới một nguồn phân đoạn bằng dao cách ly, phân
55
đoạn bằng thiết bị tự đóng lại (recloer)
3.1.2
Lưới trung áp cáp ngầm với hai nguồn cấp, sử dụng
56
thiết bị đóng cắt RMU

Thiết bị tự ®éng dïng cho l­íi ph©n phèi
57
3.2.1
HƯ thèng tù ®éng ph©n phối cho đường dây trên
60
không
3.2.2
Hệ thống tự động phân phối cho lưới cáp ngầm
71
3.2.3
Các giải pháp thông tin để kết nối giữa TCR và
73
RTU
3.2.4
Cấc hệ thống thông tin kết nối giữa TCM và TCR
76
3.2.5
Hệ thống máy tính
76
Giới thiệu chi tiết các thiết bị trong giai đoạn 1
79
3.3.1
Hệ thống phân phối tự động cho đường dây trên
79
không, giai đoạn 1
3.3.2
Hệ thống phân phối tự động cho đường dây trên
87
không, giai đoạn 2,3.
Hệ thống tự động phân phối áp dụng với lưới điện ngầm

3.3.3
91
Hiệu quả của việc xây dựng hệ thống tự động phân phối điện 93
Những ứng dụng tiên tiến khác của DAS
99
3.5.1
Các mức mang tải khác nhau của đường dây
99
3.5.2
DAS cho phép cắt tải không ưu tiên
100
3.5.3
Tính toán sự trao đổi công suất tới bộ phận mất điện 100
101
áp dụng DAS vào lưới trung áp quận Cầu Giấy

4.1 Giới thiệu lưới trung ấp quận Cầu Giấy
4.2 Các thiết bị đóng cắt, bảo vệ và tình hình sự cố trên lưới ®iƯn
trung ¸p cđa qn

101
102


4.3 Đề xuất phương án và khu vực áp dụng DAS trên lưới điện
trung áp quận Cầu Giấy
4.3.1
Hệ thống tự động phân phối cho ĐDK
4.3.2
Hệ thống tự động phân phối cho cáp ngầm

4.4 Tính toán cụ thể để lắp đặt thử nghiệm DAS cho lộ 476E9
4.4.1
Mô tả hệ thống hiện tại
4.4.2
Phương án lắp đặt thí điểm
4.4.3
Khối điều khiển tại trạm biến áp phân phối
4.4.4
Phương án cụ thể
4.5 Đánh giá thử nghiệm hệ thống tự động phân phối cho lộ
476E9
4.5.1
Giảm thời gian ngừng cung cấp điện do sự cố.
4.5.2
Tính toán lượng giảm thiếu hụt điện năng do lắp đặt
DAS
4.5.3
Tăng được khả năng tải do điều khiển tối ưu việc
phân bố công suất trên lưới
4.5.4
Giảm tổn thất điện năng
Giảm thời gian và chi phí quản lý vận hành bảo dưỡng
4.5.5
4.5.6
Thu hồi được tủ RMU chuyển sang dự án khác
4.6 Phân tích kinh tế tài chính
4.6.1
Mục đích phân tích kinh tế tài chính
4.6.2
Phương pháp phân tích

4.6.3
Tính hiệu quả kinh tế tài chính của dự án đầu tư
lắp đặt DAS cho lộ 476E9
Kết luận chung

102
102
103
103
103
104
108
111
112
112
113
114
116
116
116
117
117
117
118
ix

Tài liệu tham khảo

ix

Phụ lục

ix


Danh mục các thuật ngữ, từ viết tắt
ACR
ADC
ARR
ATM
BI
BI0
CB
CD
CDL
CDS
CPU
CRT
DAS
DGR
FCB
FCO
FDR
FSI
G-CRT
HC
HTĐ
IRR
LAN
LBS

LP
LPP
MBA
MC
NPV
PRN
PVS

Automatic circuit recloser
Area Dispatch Center
auto reclosing relay
Asynchronous Transmission
Mode Device

Máy cắt tự đóng lại
Trung tâm điều độ khu vực
Thiết bị tự động đóng lại

Phương thức truyền phi đồng bộ
Máy biến dòng điện
Máy biến dòng điện pha không.
Circuit breaker
Máy cắt
Console desk
Bàn điều khiển
Computer data linker unit
Khối kết nối dữ liệu máy tính
Central distribution subtation Trạm ph©n phèi trung t©m
Central processing unit
Bé xư lý trung t©m

Cathode Ray Tube
Màn hình điện tử
Distribution automation system Hệ thống tự động phân phối
Directional Grounding Relay Rơ le phát hiện chạm đất trực tiếp
Feeder Circuit Breaker
Máy cắt đường dây
Fuse cut out
Cầu chì tự rơi
Fault detecting relay
Rơ le phát hiện sự cố
Fault section indicator
Thiết bị chỉ thị vùng bị sự cố
Graphic CRT
Màn hình đồ hoạ
Hard Copier
Sao lưu ổ cứng
Hệ thống điện
Internal rate of return
Tỷ suất hoàn vốn nội tại
Local Area Network
Mạng nội bộ
Load break switch
Cầu dao cắt tải
Line Printer
Máy in kết dây
Lưới phân phối
Máy biến áp
Máy cắt
Net present value
Giá trị lợi nhuần ròng hiện tại

Printer
Máy in
Pole-mounted vacuum switch Cầu dao phụ tải tù ®éng


REC
RMS
RMU
RTU
Ry
SAS

Reclosing relay
Rơ le tự động đóng lại
Ring main switchgear
Tủ cầu dao phụ tải
Ring main unit
Thiết bị mở vòng chính
Remote Terminal Units
Thiết bị đầu cuối
Protection relay
Rơ le bảo vệ
Substation Automation System Hệ thống tự động hoá TBA
SCADA Supervisory control and data acquisition
Máy biến điện áp cấp nguồn cho
SPS
Switch power supply
cầu dao cắt tải tự động
SW
automatic load break switch

Cầu dao phụ tải tự động
TBA
Trạm biến áp
TCM Tele control master unit
Máy chủ điều khiĨn tõ xa
TCR Telecontrol receiver unit
Bé tiÕp nhËn ®iỊu khiĨn từ xa
TRD Transducer
Bộ biến đổi
VCB Vacuum circuit breaker
Máy cắt khí
VS
Vacuum switch
Dao cắt chân không


Danh mục các bảng biểu
Ký hiệu

Tên bảng

Trang

Bảng 2.1

Hệ số chuyển máy biến áp /Y

50

Bảng 2.2

Hệ số K khi phối hợp ACR với cầu chì phía tải

51

Bảng 3.1

So sánh các cách khác nhau của cách truyền thông tin hữu
tuyến

74

Bảng 3.2

So sánh các phương pháp thông tin

76

Bảng 3.3

Hệ thống máy tính DAS giai đoạn 2 và giai đoạn 3

78

Bảng 3.4

Thông số kỹ thuật chính của PVS

81

Bảng 3.5

Thông số cơ bản của FDR

82

Bảng 3.6

Đặc tính kỹ thuật của SPS

83

Bảng 3.7

Các đặc tính của FSI

84

Bảng 3.8

Các đặc tính của rơ le tự đóng lại

84

Bảng 3.9

Các thông số kỹ thuật chính của tủ đóng cắt đầu nguồn

86

Bảng 3.10 Giao thức giữa TCR và RTU

87

Bảng 3.11 Thông số kỹ thuật chính của ATM

89

Bảng 3.12 Đặc tính kỹ thuật chính của Auto-RMS 24kV

92

Bảng 3.13 Các đặc điểm và chức năng chính của TOSDAG G303

93

Bảng 4.1

Chi tiết kỹ thuật chính của Auto - RMS

109

Bảng 4.2

Khả năng bảo vƯ cđa TOSDAG – G303

110

B¶ng 4.3

TÝnh thêi gian tiÕt kiƯm được khi ứng dụng DAS

113

Bảng 4.4

Công suất tải trên một phân vùng của lộ 476E9

113

Bảng 4.5

Sản lượng điện năng tiết kiệm của mỗi lần sự cố

114

Bảng 4.6

Tính NPV cho dự án lắp đặt DAS

119


Danh mục các hình vẽ
Ký hiệu
Hình 1.1
Hình 1.2
Hình 1.3
Hình 1.4
Hính 1.5

H×nh 1.6
H×nh 1.7
H×nh 1.8
H×nh 1.9
H×nh 1.10
H×nh 1.11
H×nh 1.12
H×nh 1.13
H×nh 1.14
H×nh 1.15
H×nh 1.16
H×nh 1.17
H×nh 2.1
H×nh 2.2
H×nh 2.3
H×nh 2.4
H×nh 2.5
H×nh 2.6
H×nh 2.7
H×nh 2.8
Hình 3.1
Hình 3.2
Hình 3.3

Tên hình vẽ
Lưới phân phối hình tia không phân đoạn
Lưới phân phối hình tia có phân đoạn
Lưới phân phối kín vận hành hở
Véc tơ dòng và áp lúc bình thường
Véc tơ dòng và áp lúc 1 pha chạm đất

Dòng và áp lúc 1 pha chạm đất
Hệ thống có trung tính nối đất lặp lại
Dòng và áp lúc 1 pha chạm đất
Dòng và áp lúc 1 pha chạm đất
Dòng và áp lúc 1 pha chạm đất
Sơ đồ nguyên lý đo dòng điện cho bảo vệ quá dòng chạm đất

Phân bố trị số và hướng của dòng sự cố trên các đường dây
khác nhau ở lưới điện hình tia có trung tính cách ly
Bảo vệ quá dòng chạm đất có hướng
Mạch bảo vệ chạm đất có hướng trong lưới có trung tính nối
đất qua cuộn dập hồ quang
Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chống chạm đất chập chờn
Sơ đồ nguyên lý mạch bảo vệ quá dòng chạm đất
Sơ đồ nguyên lý mạch bảo vệ quá dòng chạm đất
Dập hồ quang ở máy cắt ít dầu
Điện áp phóng điện là một hàm số của khoảng di chuyển

Mô tả phối hợp hoạt động của ACR
Hoạt động cắt của cầu chì HRC
Sơ đồ điển hình phối hợp ACR với cầu chì
Phối hợp ACR với cầu chì phía tải
Sơ đồ phối hợp giữa các ACR
Cấu tạo và kiểu vận hành của chống sét van
Cấu hình của hệ thống DAS
Sơ đồ phát triển DAS qua các giai đoạn
DAS cho đường dây trên không

Trang
3

3
5
10
10
11
13
14
15
15
17
19
20
22
23
25
27
31
36
39
45
49
51
52
53
58
59
61


H×nh 3.4

H×nh 3.5
H×nh 3.6
H×nh 3.7
H×nh 3.8
H×nh 3.9
H×nh 3.10
H×nh 3.11
H×nh 3.12
H×nh 3.13
H×nh 3.14
H×nh 3.15
H×nh 3.16
H×nh 3.17
H×nh 3.18
H×nh 3.19
H×nh 3.20
H×nh 3.21
H×nh 3.22
H×nh 3.23
H×nh 3.24
H×nh 3.25
H×nh 3.26
H×nh 3.27
H×nh 3.28
H×nh 3.29
H×nh 3.30
H×nh 3.31
H×nh 4.1
H×nh 4.2
Hình 4.3

Nguyên tắc hoạt động ở lưới điện hình tia

64
Nguyên tắc tác động ở lưới điện có nguồn ở hai phía
65
Sơ đồ thời gian phục hồi
66
Cấu hình hệ thống của DAS giai đoạn 2
58
Sự hiển thị sơ đồ lưới điện
69
Điều khiển và giám sát lưới điện phân phối theo thời gian thực 70
Quy trình tự động phục hồi của lưới phân phối
71
DAS cho lưới phân phối ngầm
72
Dạng của tín hiệu truyền đi
74
Tín hiệu dạng sóng âm tần
75
Phương pháp tín hiệu và phương pháp tách sóng
75
Cấu hình của hệ thống DAS
79
Mô tả chi tiết hệ thống DAS giai đoạn 1
79
Sơ đồ một sợi đấu nối của cầu dao phụ tải tự động
80
Sơ đồ nguyên lý của PVS

81
Sơ đồ đấu điện giữa SPS, FDR và PVS
83
Cấu trúc hệ thống của DGR
85
Nguyên lý hoạt động của DGR
85
Mặt cắt của cáp bọc đôi vặn xoắn
88
Thiết bị trong CDS và ADC
88
Cấu hình của hệ thống truyền dữ liệu ATM bước đầu
90
Cấu hình của hệ thống truyền dữ liệu ATM tương lai
90
So sánh hai loại cáp sợi quang
90
Giảm thời gian mất điện của đường dây trên không
96
Giảm thời gian mất điện cho đường cáp ngầm
97
Các mức mang tải khác nhau của đường dây khi có DAS
98
Sa thải tải không ưu tiên khi có DAS
99
Lưu đồ thuật toán tính toán sự trao đổi công suất của DAS
100
Sơ đồ một sợi lộ 476E9
104
Sơ đồ nguyên lý DAS thử nghiƯm cho lé 476E9

105
Ph©n vïng lé 476E9
113


Tài liệu tham khảo
Tiếng Việt:
1, Trần Ngọc Do (1998), Phân tích chế độ trung tính của lưới trung áp và
ảnh hưởng của nó tới việc bảo vệ rơ - le, bảo vệ an toàn trong lưới
trung hạ áp, Luận văn thạc sĩ kỹ thuật, Đại học Bách khoa Hà Nội,
Hà Nội.
2, GS, VS, TSKH Trần Đình Long (2000), Bảo vệ các hệ thống điện, Nhà
xuất bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
3, GS, VS, TSKH Trần Đình Long (2004), Tự động hoá hệ thống điện,
Đại học Bách khoa Hà Nội, Hà Nội.
4, GS, VS, TSKH Trần Đình Long (1999), Lý thuyết hệ thống, Nhà xuất
bản khoa học và kỹ thuật, Hà Nội.
5, Đinh Thế Phúc (2002), Nghiên cứu chế độ nối đất trung tính và các
giải pháp bảo vệ chạm đất của lưới trung áp ở Việt Nam, Luận án
tiến sĩ kỹ thuật, Đại học Bách khoa Hà Nội, Hà Nội.
6, Hoàng Hữu Thận (2003), Tính toán ngắn mạch và chỉnh định bảo vệ
rơ le, trang bị tự động trên hệ thống điện, Nhà xuất bản khoa học và
kỹ thuật, Hà Nội.
7, Nguyễn Hoàng Việt (2003), Bảo vệ rơ le và tự động hoá trong hệ
thống điện, Nhà xuất bản đại học Quốc gia Thành phố Hồ Chí
Minh.
8, Tài liệu quản lý kỹ thuật (2005), Điện lực Cầu giấy.
Tiếng Anh:
1, Siemen (1987), Electrical Installations handbook, (Part 1).
2, Toshiba Corporation (Sep.2001), Distribution Automation System,

Tokyo Japan.
3, Tokio electric power company (4/2002), DAS, Tokio Japan.
4, Kyushu electric power company (6/2002), DAS, Kyushu Japan.
5, TMT&D Corporation(2003), Distribution Automation System.


Phần mở đầu
1. Đặt vấn đề.
Lưới điện trung áp là cầu nối quan trọng trong hệ thống cung cấp điện.
Chính vì vậy mà cấu trúc, chế độ vận hành, các thiết bị bảo vệ trên lưới và
mức độ tự động hoá của lưới điện trung áp có ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ
tiêu kinh tế kỹ thuật và chất lượng điện năng cung ứng cho các hộ dùng điện.
Một trong các yếu tố có nhiều ảnh hưởng tới chất lượng điện năng của các hộ
dùng điện đó là vấn đề bảo vệ chống sự cố và tự động hoá trên lưới điện trung
áp.
Hiện nay trên thế giới, ở các nước phát triển, vấn đề tự động hoá ở lưới
điện trung áp mấy thập niên qua đà được đặc biệt quan tâm, bỡi nguồn điện và
lưới truyền tải có phát triển tốt tới đâu nhưng lưới trung áp vận hành kém chất
lượng thì chất lượng điện năng cho hộ tiêu thụ sẽ không đảm bảo.
ở Việt Nam, mấy năm gần đây đà chú trọng tới phát triển nguồn và lưới
truyền tải, chưa chú trọng tới đầu tư xây dựng, cải tạo lưới phân phối trung hạ áp nói chung nên chất lượng điện năng và an toàn trong vận hành chưa
được đảm bảo.
Do lịch sử để lại, lưới điện trung áp của nước ta hiện nay đà trải qua
nhiều thời kỳ phát triển, chịu ảnh hưởng của nhiều trường phái kỹ thuật và
công nghệ khác nhau nên rất đa dạng về cấp điện áp cũng như các thiết bị trên
lưới. Trong những năm qua, theo nhịp độ phát triển kinh tế xà hội chung của
đất nước, lưới điện trung áp của nước ta cũng đà phát triển rất nhanh. Tuy
nhiên, sự phát triển nhanh chóng của lưới điện ở một số nơi còn bị động, nhằm
đáp ứng nhu cầu tăng nhanh của các hộ dùng điện và do thiếu vốn đầu tư nên
còn mang tính chắp vá, không đồng bộ và bản thân hệ thống bảo vệ của lưới

điện trung áp nhiều nơi còn quá thô sơ, phương thức bảo vệ không thống nhất
nên đà phần nào phá vỡ cấu trúc và tính năng bảo vệ của một số thiết bị vốn
được tính toán và lắp đặt cho một lưới điện có công suất và phạm vi cung cấp


nhỏ hơn. Do đó, mặc dù đà được cải tạo nhiều bước nhưng trong vận hành lưới
điện vẫn còn bộc lộ nhiều nhược điểm: Suất sự cố còn cao, số lần ngừng cung
cấp còn nhiều, thời gian tìm kiếm và khắc phục sự cố còn kéo dài, tổn thất vẫn
còn lớnĐiều này đòi hỏi phải tiếp tục nghiên cứu, phân tích, đánh giá và
phải có sự đầu tư tương ứng để thay đổi, hoàn thiện lưới điện trung áp, phải
xây dựng được các phương thức bảo vệ thống nhất cho các phần tử trên lưới
điện. Nâng cấp các thiết bị phù hợp với sự thay đổi về cấu trúc và kích cỡ của
lưới điện trung áp.
Vì vậy, nghiên cứu các đặc tính của các thiết bị bảo vệ để phối hợp các
thiết bị bảo vệ phù hợp với từng cấu trúc lưới khác nhau, nghiên cứu nâng cấp,
thay thế các thiết bị tự động hoá lưới trung áp có ý nghĩa khoa học và thực tiễn
quan trọng để nâng cao các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật, chất lượng điện năng,
cũng như tính an toàn và tin cậy của hệ thống cung cấp điện.
2. Mục tiêu chính của luận văn.
Mục tiêu của luận văn là tìm hiểu các thiết bị bảo vệ và tự động hoá đang
được sử dụng trên lưới hiện nay và vấn đề phối hợp hoạt động của các thiết bị
đó, đặc biệt đối với lưới điện trung áp với các chế độ nối đất trung tính khác
nhau, từ đó kiến nghị các phương thức bảo vệ chạm đất tương ứng. Phần thứ
hai của luận văn tìm hiểu hệ thống tự động hoá lưới trung áp và vấn đề áp
dụng hệ thống tự động hoá dựa trên phân tích kinh tế tài chính.
3. Bố cục của luận văn.
Bản luận văn được trình bày trong 4 chương chính, phần mở đầu và phần
kết luận, nội dung cụ thể:
Chương 1: Các yếu tố liên quan đến việc lựa chọn phương thức bảo vệ
của lưới điện trung áp. Phần đầu của chương trình bày các loại cấu trúc của

lưới trung áp, phần sau phân tích tìm hiểu ảnh hưởng của chế độ nối đất trung
tính và kiến nghị các phương thức bảo vệ chạm đất tương ứng.


Chương 2: Các thiết bị bảo vệ cho lưới điện trung áp. Tìm hiểu một số
các thiết bị bảo vệ cho lưới điện trung áp và vấn đề phối hợp tác động giữa các
thiết bị bảo vệ.
Chương 3: Nâng cao độ tin cậy cung cấp điện bằng phương pháp phân
đoạn lưới điện trung áp. Giới thiệu thiết bị tự động hoá lưới điện trung áp, các
giai đoạn lắp đặt, vận hành và hiệu quả ứng dụng của thiết bị tự động hoá lưới
trung áp (DAS).
Chương 4: áp dụng DAS vào lưới trung áp quận Cầu Giấy. Thiết kế hệ
thống DAS áp dụng cho một lộ đường dây cáp ngầm của quận Cầu Giấy và
phân tích tài chính kinh tế của phương án thiết kế.


1

Chương 1

Các yếu tố liên quan đến việc lựa chọn
phương thức bảo vệ của lưới điện trung áp
1.1. Các cấu trúc thường gặp của lưới trung áp.

Mỗi nước khác nhau sử dụng các cấp điện áp trung áp khác nhau. ở Việt
Nam các cấp điện áp trung áp là 6, 10, 15, 22 và 35kV. Lưới 6kV là lưới điện
tồn tại lâu đời nhất ở Việt Nam (từ thời Pháp) và được phát triển chủ yếu ở
miền Bắc cùng với một số địa phương của miền Nam. Sự phát triển của lưới
điện này trong thời kỳ chiến tranh chống Mỹ gần như không theo quy hoạch
và có tính chắp vá, đối phó nên lưới điện không được đồng bộ, sự phát triển

nhanh chóng về phụ tải và sự già cỗi của lưới điện này đà khiến nó trở thành
lạc hậu, không đáp ứng được yêu cầu truyền tải năng lượng phục vụ việc công
nghiệp hoá, hiện đại hoá của đất nước.
Lưới điện 10kV bắt đầu xuất hiện ở Việt Nam vào thập niên 70 của thế
kỷ 20 dưới sự trợ giúp của Liên Xô cũ với mục đích thay thế dần cấp điện áp
6kV, nhất là ở các thành phố lớn. Sự phát triển lưới điện bắt đầu thực hiện theo
quy hoạch nên chất lượng lưới điện có tốt hơn 6kV. Tuy nhiên quy hoạch lập
ra vào đầu thập niên 80 đà không tính được các biến cố lớn về chính trị trên
thế giới và sự phát triển nhanh chóng vỊ kinh tÕ cđa ViƯt Nam nh­ hiƯn nay
cho nªn ngay từ các năm đầu thập niên 90 nó đà có các biểu hiện không khả
thi cho sự phát triển của lưới điện trong tương lai, khiến cho các nhà khoa học
phải nghiên cứu đề ra quy hoạch và định hướng mới cho sự phát triển lưới điện
trung áp. Trong khi lưới 6kV, 10kV chủ yếu dùng để phân phối điện cho các
phụ tải, cấp điện cho các trạm biến áp phân phối, lưới điện 35kV dùng cho cả
mục đích cấp điện cho các MBA phân phối ở những vùng có bán kính cấp
điện rộng như lưới điện nông nghiệp chẳng hạn và đồng thời cũng dùng để tải


2

điện cấp cho các trạm trung gian 35/6kV và 35/10kV được xây dựng ở các
khu vực xa trạm 110kV. Kết cấu lưới 35kV chủ yếu là đường dây trên không,
lượng điện năng chuyên tải lớn, thậm chí ở một số khu vực lưới 35kV đóng
vai trò cấp nguồn chủ đạo, do vậy lưới điện 35kV đà được đầu tư sửa chữa, cải
tạo thường xuyên cho nên chất lượng lưới điện tuy vÉn ch­a hoµn toµn tèt
nh­ng vÉn cã thĨ chÊp nhận để vận hành tiếp trong một thời kỳ quá độ dài hạn
nếu được tiếp tục đầu tư cải tạo nâng cao chất lượng lưới điện lên thêm nữa.
Lưới điện 15kV được dùng nhiều ở miền Nam và miền Trung với quy
trình vận hành, bảo dưỡng thiết bị theo mô hình và tiêu chuẩn của Mỹ. Lưới
điện thường được bố trí theo sơ đồ 4 dây (có kéo dây trung tính và nối đất lặp

lại). Cũng giống như lưới điện 35kV, lưới điện 15kV trong những năm qua đÃ
được đầu tư sửa chữa, cải tạo nên chất lượng lưới điện có thể chấp nhận để vận
hành tiếp trong một thời kỳ quá độ dài hạn trong tương lai.
Lưới điện 22kV bắt đầu xuất hiện vào năm 1994 sau khi Bộ Năng Lượng
có quyết định là cấp điện áp 22kV sẽ là cấp điện áp chính thức cho lưới phân
phối của ViƯt Nam vµ sÏ lµ l­íi cã trung tÝnh trùc tiếp nối đất. Tuy nhiên có
hay không kéo dây trung tính cũng chưa có quy định thống nhất giữa các vïng
l·nh thỉ, trong mét sè khu vùc cịng ®· thÝ ®iĨm ¸p dơng c¸c biƯn ph¸p nèi ®Êt
kh¸c nh­ qua điện trở nhỏ (Huế) hoặc qua MBA tạo trung tính.
Tuỳ theo mật độ phụ tải, vào yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện, vào
trình độ quản lý, vào khả năng kinh tế, kỹ thuật của mỗi nước mà lưới trung áp
(lưới phân phối) có thể có các cấu trúc, sơ đồ khác nhau. Có thể chia thành các
loại như sau:
- Lưới phân phối hình tia.
+ Lưới phân phối hình tia không phân đoạn.
+ Lưới phân phối hình tia có phân đoạn.
- Lưới phân phối kín vận hành hở.


3

1.1.1. Lưới phân phối hình tia.
a, Lưới phân phối hình tia không phân đoạn (hình 1.1)
Máy cắt
đầu nguồn

Đường trục trung áp
Đường nhánh

Thanh cái

TBA nguồn

Phụ tải

Phụ tải

Phụ tải

Phụ tải

Phụ tải Phụ tải

Hình 1.1: Lưới phân phối hình tia không phân đoạn

Lưới hình tia có đặc điểm đơn giản, rẻ tiền nhưng độ tin cậy kém, không
đáp ứng được nhu cầu của phụ tải điện. Đối với lưới phân phối này, hỏng hóc
ở bất kỳ chỗ nào cũng gây mất điện toàn lưới phân phối (LPP). Khi ngừng
điện công tác bảo dưỡng định kỳ cũng vậy, toàn bộ lưới có thể coi như một
phần tử. Thời gian mất điện trung bình của một phụ tải tương đối lớn.
b, Lưới phân phối hình tia có phân đoạn (hình 1.2):
Máy cắt
đầu nguồn

Dao cách ly thường đóng
Đường nhánh trung áp

Thanh cái
TBA nguồn
Phụ tải Phụ tải Phụ tải

Phụ tải
Phụ tải

Phụ tải

Hình 1.2: Lưới phân phối hình tia có phân đoạn

Để nâng cao độ tin cậy, LPP hình tia được chia thành nhiều phân đoạn
với các thiết bị đóng cắt. Chúng có thể là dao cách ly hoặc máy cắt, điều khiển
bằng tay hoặc từ xa.
Trong trường hợp phân đoạn bằng dao cách ly, nếu xảy ra sự cố ở một
phân đoạn nào đó, máy cắt đầu nguồn sẽ cắt, tạm thời cắt toàn bộ LPP. Dao
cách ly phân đoạn được cắt ra, cô lập phần tử bị sự cố với nguồn. Sau đó


4

nguồn được đóng lại. Tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn nằm trước phân
đoạn sự cố về phía nguồn.
Như vậy, khi xảy ra sự cố ở phân đoạn nào đó thì phụ tải của phân đoạn
sự cố và các phân đoạn được cấp điện thông qua phân đoạn sự cố (tức là nằm
sau nó tính từ nguồn) sẽ bị mất điện trong suốt thời gian sửa chữa phân đoạn
sự cố. Còn phụ tải của các phân đoạn nằm trước phân đoạn sự cố về phía
nguồn thì chỉ bị mất điện trong thời gian thao tác cô lập phần tử sự cố.
Trong trường hợp phân đoạn bằng máy cắt, khi một phần tử bị sự cố, máy
cắt phân đoạn ở đầu phần tử bị sự cố sẽ cắt và cô lập phần tử sự cố. Các phần
tử phía trước phần tử bị sự cố hoàn toàn không bị ảnh hưởng.
Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của LPP, giảm được tổn
thất kinh tế do mất điện nhưng cần phải đầu tư vốn. Do đó, phân đoạn là một
bài toán tối ưu, trong đó cần phải xác định loại thiết bị được đặt, số lượng và

vị trí sao cho hiệu quả kinh tế cao nhất.
Ngày nay, các máy cắt phân đoạn tiên tiến có thể không phải bảo quản,
được điều khiển từ xa bởi các trung tâm điều khiển, được trang bị tự động
đóng lại, do đó góp phần khá lớn tăng độ tin cậy cho LPP.
1.1.2. Lưới phân phối kín vận hành hở (hình 1.3).
MC 2
Dao cách ly
thường mở
MC 1

Dao cách ly thường đóng

Thanh cái
TBA nguồn
a, Lưới phân phối kín được cung cấp từ một TBA nguån.


5

MC 2
Dao c¸ch ly
th­êng më

Thanh c¸i TBA
nguån sè 2
MC 1

Dao cách ly thường đóng

Thanh cái TBA

nguồn số 1
b, Lưới phân phối kín được cung cấp từ hai TBA nguồn
Hình 1.3: Lưới phân phối kín vận hành hở

LPP hình tia phân đoạn nâng cao khá nhiều độ tin cậy so với LPP không
phân đoạn. Tuy nhiên, độ tin cậy vẫn còn rất thấp so với yêu cầu của phụ tải.
ở LPP có phân đoạn, khi một đoạn lưới ngừng điện, tất cả các đoạn lưới phía
sau nó cũng phải ngừng theo.
LPP kÝn vËn hµnh hë bao gåm nhiỊu ngn vµ nhiỊu đường dây phân
đoạn tạo thành lưới kín. Khi vận hành, một số dao hoặc máy cắt phân đoạn
được cắt ra để tạo thành lưới hở. Khi một đoạn lưới ngừng cấp điện thì chỉ phụ
tải ở đoạn lưới đó mất điện, còn các đoạn khác chỉ tạm ngừng cấp điện trong
thời gian ngắn để thao tác, sau đó lại được cấp điện bình thường (nếu khả
năng tải của lưới đủ).
LPP kín vận hành hở có độ tin cậy được nâng cao rất nhiều, đặc biệt là
khi thao tác các thiết bị đóng cắt được điều khiển từ xa hoặc tự ®éng.
Trong hƯ thèng ph©n phèi ®iƯn, ®Ĩ cã thĨ chän được phương án đóng cắt,
bắt buộc phải sử dụng hệ thống đo lường và điều khiển tự động, trong đó máy
tính điện tử có thể tự chọn phương thức vận hành sau sự cố nhờ các thông số
đo lường tức thời ở các điểm quan sát trên lưới.
Đối với LPP cáp ngầm: Sự cố xảy ra ở cáp ngầm đòi hỏi thời gian sửa
chữa lâu. Do vậy lưới cáp ngầm có cấu trúc liên thông từ trạm này đến trạm
kia. Khi một đoạn cáp nào đó bị hỏng thì không xảy ra mất điện lâu dài, các
trạm phân phối được cấp điện trở lại sau khi thao tác đổi nối.


6

1.2. Các yếu tố ảnh hưởng đến phương thức bảo vệ của
lưới điện trung áp.

Để đảm bảo chất lượng điện năng tới các phụ tải điện thì vấn đề bảo vệ
các lộ đường dây trung áp đóng một vai trò quan trọng. Phương pháp và chủng
loại thiết bị bảo vệ các lộ đường dây tải điện phụ thuộc rất nhiều yếu tố như:
đường dây trên không hay dây cáp, chiều dài đường dây, phương thức nối đất
của hệ thống, công suất truyền tải và tầm quan trọng của đường dây, cấp điện
áp của đường dây v.v... Những sự cố thường gặp đối với đường dây tải điện là
ngắn mạch (nhiều pha hoặc một pha) chạm đất một pha (trong lưới điện có
trung điểm cách điện hoặc nối qua cuộn Petersen), quá điện áp (khí quyển
hoặc thao tác), đứt dây và quá tải.
Để bảo vệ các đường dây trung áp chống ngắn mạch, người ta dùng các
loại bảo vệ:
+ Quá dòng điện cắt nhanh hoặc có thời gian (với đặc tính độc lập hoặc
phụ thuộc).
+ Quá dòng điện có hướng.
+ So lệch dùng cáp thứ cấp chuyên dùng.
+ Khoảng cách.
Tuy nhiên, ®èi víi tõng lé ®­êng d©y cơ thĨ, phơ thc vào các phần tử
có trên đường dây, phụ thuộc vào chiều dài đường dây, vào mức độ yêu cầu
của phụ tải của đường dây đó cấp điện để người ta thiết kế bảo vệ.
Về cơ sở lý thuyết, cũng như cách tính toán để đặt chỉnh định cho rơ - le
của các lộ đường dây đà có nhiều tài liệu đề cập tới. Trong phạm vi luận văn
chỉ nêu lên vấn đề nối đất và ảnh hưởng của nối đất tới phương thức bảo vệ
cho đường dây.


7

1.2.1. Tỉng quan vỊ vÊn ®Ị nèi ®Êt trung tÝnh của lưới trung áp.
Hiện nay trên thế giới, các biện pháp nối đất trung tính của lưới trung áp

rất đa dạng, chúng là kết quả của sự phân tích một bài toán kinh tế kỹ thuật
tổng hợp, vừa phải đảm bảo chất lượng của các thông số vận hành, tính liên
tục và ổn định, cung cấp điện an toàn và phải đảm bảo các chỉ tiêu kinh tế cho
lưới điện. Các phương thức nối đất trung tính mạng trung áp hiện nay phổ biến
ở các dạng sau:
+ Nối đất trực tiếp không kéo dây trung tính ra mạng hoặc có kéo dây
trung tính ra mạng.
+ Trung tính cách ly.
+ Nối ®Êt qua ®iÖn trë nhá.
+ Nèi ®Êt qua cuén dËp hồ quang.
Mỗi phương thức nối đất trung tính đều có các điểm mạnh và điểm yếu
khác nhau, tuỳ thuộc vào quy mô và cấu trúc của lưới điện trung - hạ áp mà nó
được áp dụng. Quy mô và cấu trúc của lưới điện trung - hạ áp lại phụ thuộc rất
nhiều vào các điều kiện địa lý và sự phát triển của kinh tế khu vực cho nên nó
rất đa dạng. Chính vì vậy mà từ nhiều năm nay các phương thức nối đất này đÃ
cùng tồn tại và phát triển song song với nhau.
Trong mọi phương thức nối đất trung tính thì vấn đề cấp điện ổn định, an
toàn cho con người và cơ sở vật chất xà hội vẫn phải được đáp ứng một cách
đầy đủ. Phương thức nối đất trung tính của lưới điện có ảnh hưởng quyết định,
tác động đến diễn biến sự cố chạm đất, chính vì vậy mà đối với mỗi một
phương thức nối đất chúng ta đều phải lựa chọn phương thức bảo vệ rơ- le phù
hợp đảm bảo một cách tốt nhất các yêu cầu cơ bản của bảo vệ rơ- le: chọn lọc,
nhanh, nhậy và tin cậy.
Để phân tích nghiên cứu các chế độ nối đất khác nhau trong lưới điện
trung áp cần phải xác định được các thông số chủ yếu của lưới điện trong các
chế độ khác nhau. Các thông số chủ yếu là dòng và điện áp các pha lúc bình


8

thường và sự cố, trong đó sự cố được quan tâm nhiều là sự cố ngắn mạch 3
pha và chạm đất 1 pha. Dưới đây ta sẽ xem xét các đại lượng đó.
Theo [1] dòng điện ngắn mạch 3 pha trong HTĐ có thể xác định theo
công thức:

I3 =

1,1U dd

(1.1)

.

3 Z1
Trong đó U dd là điện áp dây định mức của lưới điện. Khi chạm đất 1
pha (pha a) có thể tính dòng chạm đất I 1 theo công thức:
I1 =

3 (1,1U dd )
1,1.3.U a
=
( Z 0 + Z1 + Z 2 ) ( Z 0 + Z1 + Z 2 )

(1.2)

Trong ®ã Z 0 , Z 1 , Z 2 là tổng trở thứ tự không, thứ tự thuận, thứ tự nghịch
của lưới điện nhìn từ điểm ngắn mạch,

Ua =

U dd
là điện áp pha
3

Điện áp các pha khi pha a chạm đất là:

U 'a 1 1 1   U a 0 
 U a 0  0   Z 0 0 0 


 ' 
    


2
 U b  = 1 a a   U a1  Mµ  U a1  = E  − 0 Z 1 0 
 U '  1 a a 2   U 
 U  0  0 0 Z 1 
 a2 
 a2 
 c 
 U 'a 
 
V× vËy  U 'b  =
U ' 
 c

I a 0  − I a 0 Z0 
  


I a1  = E − I a1Z1 
I  − I a 1Z1 
 a2 


1 1 1  − I a 0 Z0  E − I a1 Z1 − I a 0 Z0 − I a 2 Z 2

 2 
  2
1 a a  E − I a1Z1  = a (E − I a1 Z1 ) − I a 0 Z0 − I a 2 Z 2 
1 a a 2  − I a1Z1  a (E − I a1 Z1 ) − I a 0 Z0 − I a 2 I 2 

V× khi chạm đất một pha dòng các thứ tự bằng nhau:
I a0 = I a1 = I a2 =

 U 'a 
 '
U b  =
U ' 
 c

E
,
( Z0 + Z1 + Z 2 )

Nªn:

  U a − I a 0 ( Z0 + Z1 + Z 2 ) 
E − I a 0 ( Z0 + Z1 + Z 2 )


 2
 
2
2
U
−
I
(
Z
a
Z
aZ
a
E
−
+
+
=
+
+
)
I
(
Z
a
Z
aZ
)
b
a

0
0
1
2
0
1
2
a
0

 (1.3)


2
2


aE − I a 0 ( Z0 + aZ1 + a Z 2 )   U c − I a 0 ( Z0 + aZ1 + a Z 2 )

Khi chạm đất pha a vµ coi Z 1 = Z 2 ta cã:


9

 U 'a  
0

 ' 

 U b  =  U b − I a 0 ( Z0 − Z1 )

 U '   U c − I a 0 ( Z0 − Z1 ) 
 c

hay

(1.4)





0
'

U a  
U a ( Z0 − Z1 ) 
 ' 

U b  = U b − Z + 2Z
0
1
'

U  
 c 
U a ( Z0 − Z1 ) 
U
−
−
 c


Z0 + 2 Z1 


(1.5)

Trong ®ã: U a , U b , U c là điện áp của các pha trong chế độ làm việc bình
thường; U 'a , U 'b , U 'c là điện áp của các pha trong chế độ sự cố một pha chạm
đất. Dựa vào các biểu thức (1-1) ữ (1-5) ta sẽ nghiên cứu các đặc điểm của các
chế độ nối đất trung tính.
1.2.2. Hệ thống có trung tính cách điện.
Hệ thống có trung tính cách điện là hệ thống mà trung tính của nó
không có liên hệ (nối) với đất (hình 1.4)
Đặc điểm: Xét một hệ thống trung tính không nối đất đối xứng. Đường
dây có điện dung giữa các pha với nhau C 1 và với C đặc trưng như các bộ tụ
điện nối sao và tam giác. Nhóm tụ điện nối tam giác ít ảnh hưởng đến chế độ
nối đất của hệ thống nên ta có thể không quan tâm đến nó. Trong chế độ làm
việc bình thường dòng ®iƯn dung cđa c¸c pha víi ®Êt cđa c¸c pha lệch nhau
1200 và có giá trị tuyệt đối bằng nhau nên dòng dung tổng I g = I ca +I cb + I cc = 0
Trong chÕ ®é sù cè chạm đất pha a từ (1.4) ta có:
U 'a = 0; U 'b = U b - I ao (Z 0 -Z 1 ) = U b -

U a ( Z 0 − Z1 )
Z0 + 2 Z1

Khi bá qua tổng trở dọc thứ tự không của đường dây, lấy Z 0 = X 0 = -jXc
cã tÝnh dung trong khi ®ã Z 1 = R 1 + jX 1 cã tÝnh c¶m


10

U 'b = U b -

U a (−R 1 − j(X1 + X c ))
= U b − U a .be − jδ
2R 1 − j(X c − 2X1 )

Trong đó b>1 và góc bé vì (X c >>X 1 , R 1 )
V× vËy:

U 'b = U b − U a .be − jδ > U b - U a

T­¬ng tù: U 'c = U c − U a .be j > U 'b
tức là điện áp hai pha lành có thể lớn hơn điện áp dây và điện áp pha c
có thể lớn hơn điện áp pha b.

C1

Ua

a
b
c
C1

IA
C

C1

IB

IC

C

C

Ib
Ia
Ub

Ic

Uc

Hình1.4: Véc tơ dòng và áp lúc bình thường

Dòng chạm đất một pha.
I1 =

3U a
3U a
3E
= 3I 'a > 3I ca
=
=
( Z0 + Z1 + Z 2 ) Z0 + 2 Z1 2R 1 − j(X c − 2X1 )

Một cách gần đúng nếu bỏ qua Z 1 thì ta cã: I 1 =

3U a
= 3I ca
− jX c

Dßng chạm đất I 1 mặt khác cũng có thể xác ®Þnh theo biĨu thøc
I 1 = 3I a = I' cc + I' cb
Trong ®ã: I' cc , I' cb là dòng điện (dung) chạy trên pha b, pha c khi sự cố
chạm đất pha a.

Icc
Icb

Ua

a
b
c

Icb
Uc

I1

Uc

Hình 1.5: Véc tơ dòng và áp lúc 1 pha chạm đất

Icc

I1
Ub
Ub