Phương pháp tính toán ngắn mạch đơn giản và tự động phục vụ chỉnh định trị số bảo vệ của Relay quá dòng trong lưới điện Microgrid khi hòa lưới

PHƢƠNG PHÁP TÍNH TỐN NGẮN MẠCH ĐƠN GIẢN VÀ TỰ
ĐỘNG PHỤC VỤ CHỈNH ĐỊNH TRỊ SỐ BẢO VỆ CỦA RELAY
QUÁ DÕNG TRONG LƢỚI ĐIỆN MICROGRID KHI HÕA LƢỚI
Bùi Minh Dƣơng2,**, Lê Duy Phúc1,2, *, Vũ Hữu Minh Hoàng1,
Đoàn Ngọc Minh1, Trần Duy Lƣơng1
1

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Tp.HCM, Tổng công ty Điện lực Tp.HCM;
2

Viện Kỹ thuật, Trƣờng Đại học Cơng nghệ Tp. Hồ Chí Minh

Email: *, **

TĨM TẮT
Dịng điện sự cố trong lƣới điện hạ áp (Microgrid - MG) bao gồm dòng điện từ nguồn lƣới và dòng điện từ
các nguồn phát điện phân tán (DGs - Distributed Generators). Có thể thấy rằng, dịng điện sự cố trong MG
thay đổi phụ thuộc vào vị trí sự cố, các dạng sự cố, mật độ phân bố của các DGs ứng dụng công nghệ điện
tử công suất IBDG (Inverter-Based Distributed Generators) và các DG có phần tử quay RBDG (RotatingBased Distributed Generators). Việc sử dụng phƣơng pháp phân tích ngắn mạch truyền thống khơng cịn
phù hợp khi lƣới điện MG có sự xuất hiện của cả loại nguồn phát điện phân tán nêu trên. Chính vì thế,
nghiên cứu này đề xuất một phƣơng pháp phân tích ngắn mạch nhanh, đơn giản và tự động dành cho lƣới
điện hạ thế xoay chiều (AC Microgrids) dựa trên sự hỗ trợ của mạng truyền dẫn thông tin cáp quang và
khả năng giao tiếp giữa các thiết bị IEDs (Intelligent Electronic Devices). Lƣới điện xoay chiều hạ áp
đƣợc dùng trong nghiên cứu có quy mô nhỏ, với cấp điện áp 380/220V, vận hành trong chế độ hòa lƣới,
và đƣợc trang bị hệ thống SCADA. Nhờ vào phƣơng pháp phân tích ngắn mạch đƣợc đề xuất, ngƣỡng cắt
ngắn mạch của các relay quá dòng sẽ tự điều chỉnh để phù hợp với hiện trạng vận hành của MG.
Từ khóa: Lƣới điện MG xoay chiều, phân tích ngắn mạch, bảo vệ MG, vận hành MG, và relay bảo vệ.

1. ĐẶT VẤN ĐỀ
Các relay bảo vệ dành cho MG cần phải thiết kế để vận hành ở cả hai chế độ là vận hành hòa lƣới và vận
hành độc lập. Trong chế độ vận hành độc lập của MG, tổng giá trị dòng sự cố đƣợc giới hạn bởi các

inverter tích hợp trong các DG và khơng đủ cao để có thể kích hoạt các relay bảo vệ truyền thống hoạt
động, nhƣ đã trình bày trong tài liệu [1-7]. Trong chế độ hòa lƣới, dòng sự cố bên trong MG thay đổi đáng
kể bởi vì sự tham gia của cả nguồn lƣới và các DG. Có thể thấy rằng, giá trị dòng sự cố phụ thuộc vào vị
trí sự cố, dạng sự cố, mật độ phân bố của các IBDG và RBDG. Những trƣờng hợp nêu trên đều gây ảnh
hƣởng nghiêm trọng đến độ tin cậy của relay bảo vệ hiện hữu nhƣ đã trình bày trong tài liệu [8]. Tóm lại,
những thay đổi bất kỳ trong dòng ngắn mạch đều dẫn đến việc relay bảo vệ hoạt động sai mục đích cài đặt
trƣớc đó và địi hỏi một phƣơng pháp phân tích ngắn mạch thích hợp, có khả năng xem xét cả sự tham gia
của các nguồn phát phân tán RBDG và IBDG.

1349


2. PHƢƠNG PHÁP PHÂN TÍCH NGẮN MẠCH ĐƠN GIẢN VÀ TỰ ĐỘNG CHO
MICROGRID VẬN HÀNH HÕA LƢỚI
Mơ hình MG rất đa dạng và trạng thái vận hành của DG, tải, bộ lƣu điện BESS lại luôn thay đổi tùy thuộc
vào mục đích vận hành. Việc vận hành của DG có thể bị gián đoạn bất kỳ lúc nào bởi yếu tố thời tiết.
Nhằm nâng cao độ tin cậy và tính ổn định trong việc vận hành MG, hệ thống điều khiển trung tâm đƣợc
cài đặt để giám sát tình trạng vận hành của các DG, có khả năng tự động điều phối trị số bảo vệ tƣơng ứng
với những thay đổi trong lƣới điện MG. Trong lƣới điện MG, tổng dòng điện sự cố ghi nhận đƣợc bởi
relay r trong chế độ vận hành hịa lƣới đƣợc tính tốn nhƣ sau:
I

nm-relay-r

=I

n
+  (kri * I nm-DGi * trang_thai_van_hanh_DG_thu_i)
nm-luoi i=1

(1)

Trong đó, Inm-relay-r là tổng dòng điện sự cố mà relay r ghi nhận đƣợc; Inm-luoi là dịng điện sự cố góp từ
nguồn lƣới , n là tổng số lƣợng IBDG và RBDG trong MG; kri là hệ số phản ánh dòng ngắn mạch của DG
thứ i vào relay r; Inm-DGi là giá trị dịng sự cố góp bởi DG thứ i; và trang_thai_van_hanh_ DG_thu_i thể
hiện tình trạng kết nối/khơng kết nối của DG thứ i vào MG.
Giả định sự cố xảy ra bên trong lƣới MG, dịng ngắn mạch tính tốn Inm-luoi đƣợc dựa vào định lý
Thevenin:
Vnut-sc =Vnut-truoc-sc +Znut * Inut-sc

(2)

Trong đó, Vnut-sc là các giá trị điện áp pha tại các nút trong quá trình xảy ra sự cố; Vnut-truoc-sc là các giá trị
điện áp nút trƣớc sự cố; Inut-sc là một dãy giá trị dòng sự cố chạy ra từ các pha tại nút sự cố trong quá trình
xảy ra sự cố; Znut là ma trận tổng trở Thevenin. Khi có sẵn giá trị Znut và Vnut-truoc-sc, dịng ngắn mạch Inm-luoi
đƣợc tính tốn theo cơng thức số (3):

I

nm-luoi

V
-V
= nut-truoc-sc nut-sc
Znut +Znm

(3)

với Znm là tổng trở ngắn mạch tại nút sự cố.
Đối với dạng ngắn mạch bất đối xứng, các ma trận tổng trở Thevenin thứ tự thuận, thứ tự nghịch, thứ tự

khơng Znut012 cần đƣợc tính tốn (1 đại diện cho thành phần thứ tự thuận, 2 đại điện cho thành phần thứ tự
nghịch, 0 đại diện cho thành phần thứ tự không), công thức số (2) đƣợc viết lại nhƣ sau:

012 =V 012
012 012
Vnut-sc
nut-truoc-sc - Znut * Inut-sc

(4)

Khi tính tốn dịng ngắn mạch tại nhiều vị trí khác nhau trong MG xoay chiều, công thức (3) đƣợc viết lại
nhƣ sau:

I

nm-luoi

V
= th

Z
th

(5)

Trong đó, Vth là điện áp Thevenin tƣơng đƣơng của nguồn lƣới và Zth là tổng trở Thevenin tính từ nguồn
lƣới đến điểm sự cố.
Dịng ngắn mạch thứ tự thuận I1nmIBDG của IBDG đƣợc giới hạn bằng 2.0 pu. Dòng ngắn mạch thứ tự
nghịch I2nmIBDG đƣợc xác định thấp hơn 5% so với dòng ngắn mạch thứ tự thuận I1nmIBDG. Giá trị dịng ngắn
mạch thứ tự khơng I0nmIBDG phụ thuộc vào kiểu nối đất của IBDG. Y012IBDG là ma trận tổng dẫn của IBDG.

1350


Để đơn giản việc trình bày, kri sẽ đƣợc xác định theo dạng ngắn mạch ba pha, do đó chỉ quan tâm đến
thành phần thứ tự thuận.

Kri =

I

nm-DGi-relay-r
I nm-DGi

(6)

Giá trị điện áp của DG đƣợc giả định là giống nhau. Cách xác định hệ số dòng ngắn mạch kri:

Z
ht

I

Z
nm-DGi-relay-r  DGi + Zht
K =
=

ri

I nm-DGi

I nm-DGi




* I

nm-relay-r

(7)

Nhìn chung, ma trận hệ số dịng ngắn mạch đƣợc tính tốn để mơ tả sức ảnh hƣởng của nhiều DG đến các
relay đƣợc trình bày trong cơng thức (8). Ma trận này đƣợc hiện chứa ―n‖ DG và ―m‖ relay:
K
 ...11

K =  Kr1
 ...
K
 m1

K
1i
...
Kri
...
Kmi

K 
1n
... 
Krn 
... 
Kmn 


(8)

Giá trị dòng ngắn mạch của n DG có thể đƣợc biểu diễn dƣới dạng vector Inm-DG với kích thƣớc là [1,n]
(một cột và n hàng) nhƣ biểu thức (9):
I

 nm-DG1

...


I nm-DG =  I nm-DGi 


...
I

 nm-DGn 

(9)

Từ công thức (8) và (9), dòng ngắn mạch do ―n‖ DG phát ra mà ―m‖ relay có thể ghi nhận đƣợc biểu diễn

theo cơng thức (10):
I

n
 nm  DGi-relay-1 

 K
i=1

  11
...
I
  ...
n
 nm 
DGi-relay-r  =  Kr1

  ...
i=1

 
...
I
  Km1
 nm n DGi-relay-m 



i=1




K
1i
...
Kri
...
Kmi

K  I

1n   nm-DG1 
...  
...

Krn  *  I
nm-DGi 
...  
... 

Kmn   I
  nm-DGn 

(10)

Trong đó, tổng dòng ngắn mạch ghi nhận bởi relay thứ r đƣợc tính tốn bằng cơng thức (11), lƣu ý rằng
cơng thức (10) khơng xem xét sự có mặt của nguồn lƣới.

I

nmn DGi-relay-r
i=1

=I

nm-DG1-relay-r

Do đó, cơng thức (1) sẽ đƣợc viết lại thành:

1351

+...+I

nm-DGn-relay-r

(11)


I

 nm-DG1 
...
m n


 I nm-DGi  = I nm-luoi +   (kri *I nm-DGi * trang_thai_van_hanh_DG_thu_i)
r=1i=1
 ...

I


 nm-DGn 

I
 K
 nm-luoi-relay-1   11
...

  ...
=  I nm-luoi-relay-i  +  Kr1

 
...

  ...
 I nm-luoi-relay-n   Km1



K
1i
...
Kri
...
Kmi

(12)

K  I
* trang_thai_DG1 

1n
nm-DG1

...  
...

Krn  *  I
*
trang_thai_DGi

nm-DGi

...  
...
Kmn   I nm-DGn * trang_thai_DGn 

 

3. KẾT QUẢ TÍNH TỐN
Hình 1 là sơ đồ nguyên lý một sợi của lƣới điện MG 380V xoay chiều, relay i giám sát dòng ngắn mạch
theo hƣớng thuận (hƣớng từ nguồn lƣới đi vào điểm ngắn mạch) và relay j đang quan sát dòng ngắn mạch
theo hƣớng nghịch (hƣớng từ DG j phát vào điểm ngắn mạch). Hệ số điều phối dòng ngắn mạch theo
hƣớng thuận kji của DG thứ i ảnh hƣởng đến relay j là bằng 0. Tƣơng tự, hệ số điều phối dòng ngắn mạch
theo hƣớng nghịch kij của DG thứ j ảnh hƣởng đến relay thứ i là bằng 0.
Nguồn
lưới

DGi

DGj

Znm_DGi

Inm_hướng _nghịch_relayj

Vị trí
sự cố

Zij/2

ZDGi

Zij/2

Inm_DGi_relayi

Relay i

ZDGi

Nút i

Inm_lưới_relayi Inm_hướng_thuận_relayi

MBA
11,4kV/
380V

Inm_DGj_relayj

11,4kV

Nút j
Relay j

Znm_DGj

Hình 1. Dịng ngắn mạch hƣớng thuận và nghịch trên trục chính của lƣới điện MG

Kết quả tính tốn dịng ngắn mạch tại các vị trí đặt relay trong Hình 1 đƣợc thể hiện dƣới bảng sau:
Hƣớng dòng
ngắn mạch

Ứng dụng phƣơng pháp
Loại DG trong lƣới
điện MG
IBDG thứ i và

Dòng ngắn mạch xuất
phát từ nguồn lƣới đến
điểm ngắn mạch

1352

IBDG thứ j
IBDG thứ i và
IBDG thứ j

tính tốn ngắn mạch đề xuất
Nhìn bởi Relay i

Nhìn bởi Relay j

3706A

0A

3376A

0A


Hƣớng dịng
ngắn mạch

Ứng dụng phƣơng pháp
Loại DG trong lƣới
điện MG

tính tốn ngắn mạch đề xuất
Nhìn bởi Relay i

Nhìn bởi Relay j

3706A

0A

3376A

0A

IBDG thứ i và
IBDG thứ j
IBDG thứ i và
IBDG thứ j

IBDG thứ i
Dòng ngắn mạch xuất
phát từ DG thứ i

Min:180A
Max: 300A
(kii = 1)

0A
(kji = 0)

RBDG thứ i

535A
(kii = 0.356)

IBDG thứ j

0A
(kij = 0)

Max: 460A

0A

1460A

(kij = 0)

(kij = 0.762)

Dòng ngắn mạch xuất
phát từ DG thứ j
RBDG thứ j

0A
(kji = 0)
Min: 276A
(kjj = 1)

Nhƣ đã thể hiện trong Hình 1, dịng ngắn mạch tham gia vào sự cố của DG thứ i, thứ j và nguồn lƣới
11,4kV đƣợc nhìn thấy bởi relay i và j đƣợc tính tốn theo phƣơng pháp tính tốn tự động và đơn giản.
Phƣơng pháp tính tốn tự động và đơn giản cho thấy sự hiệu quả trong việc xác định hệ số điều phối của
cả IBDG và RBDG, mà những hệ số này vốn ảnh hƣởng đến relay bảo vệ trong MG nhƣ sau:
Khi IBDG thứ i và thứ j đƣợc sử dụng trong lƣới điện 380V AC, tổng dòng ngắn mạch mà relay thứ i và
thứ j quan sát đƣợc sẽ là:
Isc_relay_thứ_i = 3706 * 1 + 1 * 300 = 4006A;
Isc_relay_thứ_j = 460A.
Khi RBDG thứ i và thứ j đƣợc sử dụng trong MG, dòng ngắn mạch mà relay thứ i và thứ j quan sát đƣợc
sẽ là:
Isc_relay_thứ_i = 3376 * 1 + 535 = 3911A;
Isc_relay_thứ_j = 1460A.
Khi IBDG thứ i và RBDG thứ j đƣợc sử dụng trong hệ thống, dòng ngắn mạch đƣợc quan sát bởi relay thứ

i và thứ j sẽ là:
Isc_relay_thứ_i = 3706 * 1*300 = 4006A;
Isc_relay_thứ_j = 1460A.
Khi RBDG thứ i và IBDG thứ j đƣợc sử dụng trong hệ thống, dòng ngắn mạch đƣợc quan sát bởi relay thứ
i và thứ j sẽ là:
Isc_relay_thứ_i = 3376 * 1 + 535 = 3911A;

1353


Isc_relay_thứ_j = 460A.

4. KẾT LUẬN
Nghiên cứu này đã trình bày phƣơng pháp tính tốn ngắn mạch đơn giản và tự động cho hệ thống bảo vệ
quá dòng trong lƣới điện MG nối lƣới quy mơ nhỏ, có xem xét sự tích hợp của RBDG và IBDG. Ƣu điểm
của phƣơng pháp này có thể tóm tắt nhƣ sau:
1. Tính tốn tự động và đơn giản dòng ngắn mạch từ RBDG, IBDG và từ nguồn lƣới nhờ vào sự hỗ
trợ của hệ thống truyền dữ liệu (đặc biệt là hệ thống điều khiển trung tâm của MG);
2. Ngƣỡng/trị số dòng tác động của relay quá dòng trong MG hạ thế nối lƣới quy mơ nhỏ có thể tự
động hiệu chỉnh hiệu quả thơng qua hệ số phân phối dịng ngắn mạch của tất cả các DG và nguồn
lƣới ảnh hƣởng đến nó;
3. Có thể ứng dụng hiệu quả cho các MG có cấu trúc khác nhau và dễ dàng thích ứng với những thay
đổi trong MG bằng việc sử dụng hệ thống điều khiển trung tâm của MG để giao tiếp với tất cả
nguồn phát điện phân tán (DGs) và relay bảo vệ.
Việc ứng dụng phƣơng pháp tính tốn ngắn mạch đơn giản và tự động cho lƣới MG nối đất lặp lại đã đƣợc
nghiên cứu. trong đó, mơ–đun OC/DOC là bảo vệ chính; mơ–đun 46, 47, 3I0 hoặc 3V0 đƣợc sử dụng làm
phƣơng án bảo vệ dự phòng.

TÀI LIỆU THAM KHẢO
[1]

Tan Zhihai, Ge Liang, Sun Qiupeng, Zhao Fengqing, Li Zhihong, ―Simplified Model of
Distribution Network based on Minimum Area and its Application‖, China International
Conference on Electricity Distribution (CICED) 2012 Shang hai, Sep. 10-14, 2012.

[2]

Lu Xin, ―Study on distribution network fault location based on fault indicator‖, Master thesis.
Electrical and automation institute of Tianjin University, 05, 2011.

[3]

Tan Zhihai, Ge Liang, Kang Taileng, Zhao Fengqing, Zhao Yu, Huang Xiaoyun, Peng Feijin, and
Li Xi, ―An accurate fault location method of smart distribution network‖, 2014 China International
Conference
on
Electricity
Distribution
(CICED),
23-26
Sept.
2014,
DOI:
10.1109/CICED.2014.6991842.

[4]

Osmo Siirto, Jukka Kuru, and Matti Lehtonen, ―Fault location, isolation and restoration in a city
distribution network‖, 2014 Electric Power Quality and Supply Reliability Conference (PQ), 11-13
June 2014.

[5]

E. Coster, W. Kerstens, and T. Berry, ―Self-healing distribution networks using smart controllers‖,
The 22rd International Conference on Electricity Distribution, CIRED 2013, pp. 1–4.

[6]

G. D. Ferreira et al. ―Impedance-based fault location for overhead and underground distribution
systems‖. The Proc. North Amer. Power Symp., Champaign, IL, USA, Sep. 2012, pp. 1–6.

[7]

M.-S. Choi, S.-J. Lee, S.-I. Lim, D.-S. Lee, and X. Yang, ―A direct three-phase circuit analysisbased fault location for line-to-line fault‖, IEEE Trans. Power Del., 2007, vol. 22, no. 4, pp. 2541–
2547.

[8]

J. C. S. Souza, M. A. P. Rodrigues, M. T. Schilling, and M. B. D. C. Filho, ―Fault location in
electrical power systems using intelligent systems techniques‖. IEEE Trans. Power Del., 2001, vol.
16, no. 1, pp. 59–67.

1354