Nghiên cứu ứng dụng công nghệ DAS cho lưới điện phân phối khu công nghiệp Bắc Vinh tỉnh Nghệ An

ên cứu và thực hiện luận văn này. Học trò Hồ Long Phi Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… ii Em xin chân thành cảm ơn Các thầy cô giáo khoa điện Tr−ờng Đại học bách khoa Hà nội Các thầy cô giáo khoa cơ điện, Khoa sau đại học Tr−ờng tr−ờng đại học nông nghiệp I Hà Nội Các thầy cô giáo tr−ờng Cao Đẳng Kinh Tế Kỹ Thuật Nghệ An Các thầy cô, những ng−ời đã dìu dắt h−ớng dẫn em trong suốt thời gian em học tập và nghiên cứu để hoàn thành khóa học này. Em xin chân thành cảm ơn! Học trò Hồ Long Phi Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… iii Lời cam đoan Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Các số liệu và kết quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và ch−a đ−ợc sử dụng để bảo vệ bất kỳ một công trình khoa học nào khác. Tôi xin cam đoan rằng các thông tin trích dẫn trong luận văn đ−ợc chỉ rõ nguồn gốc. Hà nội: Ngày 15 tháng 09 năm 2007 Tác giả luận văn Hồ Long Phi Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… iv Danh mục các hình vẽ Hình 1.1. Đồ thị tăng tr−ởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại Hình 2.1(a). L−ới hình tia không phân đoạn Hình 2.1(b). L−ới hình tia phân đoạn Hình 3.1. Buồng cắt chân không Hình 3.2. Recloser 3 pha OVR 15 – 38 kV Hình 3.3. Recloser – 27kV - VR 3S Hình 3.4. Hợp bộ Recloser của h;ng Nuclec Hình 3.5. Khối điều khiển và bảo vệ của Recloser 27kV- VR 3S Hình 3.6. Tủ điều khiển và bảo vệ của Recloser OVR 15 – 38 kV Hình 3.7. Thiết bị DAS treo trên cột của NULEC Hình 3.8. Các thiết bị cơ bản của hệ thống DAS ở giai đoạn 1 Hình 3.9. Nguyên lý cấu tạo của hợp bộ DPĐTĐ Hình 3.10. Sơ đồ phối hợp thời gian cài đặt của FDR Hình 3.11. Nguyên tắc hoạt động ở l−ới điện hình tia Hình 3.12. Nguyên tắc tác động ở l−ới điện có nguồn ở hai phía Hình 3.13. Giản đồ thời gian tác động với 2 nguồn cung cấp Hình 3.14. Cấu hình hệ thống DAS giai đoạn 2 Hình 3.15. Điều khiển thời gian thực và hiển thị trạng thái l−ới phân phối theo thời gian thực Hình 3.16. Qui trình tự động phục hồi của l−ới phân phối Hình 3.17. DAS cho hệ thống cáp ngầm Hình 3.18. Sơ đồ phát triển hệ thống DAS các giai đoạn Hình 4.1. Sơ đồ một sợi lộ E380 không sử dụng phân đoạn Hình 4.2. Sơ đồ một sợi lộ 380 dùng DCL Hình 4.3. Sơ đồ một sợi lộ 380 dùng Recloser Hình 4.4. Sơ đồ một sợi lộ 380 dùng DAS Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… v Danh mục bảng Bảng 1.1. Các nguồn điện trong Hệ thống điện Việt Nam Bảng 1.2. Sản l−ợng điện theo nguồn Bảng 1.3. Khối l−ợng l−ới truyền tải Bảng 1.4. L−ới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam Bảng 1.5. Hệ thống l−ới điện phân phối theo phạm vi quản lý Bảng 3.1. Thông số kỹ thuật của Recloser – 27kV - VR 3S Bảng 3.2. Dải thời gian chỉnh định của các loại Recloser Bảng 4.1. Thống kê số lần sự cố các lộ đ−ờng dây 380 và 386 chi nhánh điện Nghi Lộc Nghệ An Bảng 4.2. Bảng kết quả phân đoạn bằng dao cách ly Bảng 4.3. Kết quả phân đoạn bằng Reclose Bảng 4.4. Bảng kết quả phân đoạn bằng DAS Bảng 4.5. So sánh kết quả các giải pháp phân đoạn. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… vi mục lục Lời cam đoan…………….……………………………………………… …….iii phầnmở đầu………………….……………………………………...…………6 1. Đặt vấn đề………………….................................................................................6 2. Lý do lựa chọn đề tài…………………………………………………………....6 3. Đối t−ợng và phạm vi nghiên cứu …………………………………………......7 4. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu……………………………………………...7 5. Nội dung luận văn ……………………………………………………………...8 Ch−ơng 1: Hiện trạng l−ới điện phân phối trung áp………...8 1.1. Quá trình phát triển của l−ới điện phân phối trung áp….…………………8 1.2. lịch sử phát triển và những tồn tại của l−ới điện phân phối trung áp……..8 1.3. Xu thế phát triển của l−ới phân phói trung áp………………..…………….8 Ch−ơng 2. Hiện trạng bảo vệ Rơle và tự động hoá l−ới điện trung áp Nghệ An……………..……………………………............18 2.1. Các thiết bị đóng cắt chủ yếu đang đ−ợc sử dụng trong l−ới trung áp Nghệ An……………………………………………………………………………….....18 2.1.1. Máy cắt ……………………………………………………………………..18 2.1.2. Dao cách ly (DCL) …………………………………………………………19 2.1.3. Dao cách ly tự động (DCLTĐ) …………………………………………….20 2.1.4. Dao cắt có tải (DCT) ………………………………………………………20 2.1.5. Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL) …………………………………….21 2.1.6. Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD) ……………………………………21 2.2. Bảo vệ rơle và tự động hóa trong l−ới phân phối khu vực nghệ An....…...22 2.2.1. Tóm tắt về bảo vệ rơle trong hệ thống phân phối khu vực Nghệ An.…….22 2.2.2. Hiện trạng về tự động hoá trong hệ thống phân phối trung áp Nghệ An….........................................................................................................................24 2.3. Các vấn đề cần giải quyết để tự động hóa l−ới điện phân phối…………...26 2.4. Các giải pháp phân đoạn tăng c−ờng độ tin cậy đang đ−ợc sử dụng trong l−ới phân phối trung áp …………………………………………………………26 2.4.1. L−ới phân phối không phân đoạn …………………………………………..28 2.4.3. L−ới phân phối kín vận hành hở ……………………………………………32 Ch−ơng 3. Giới thiệu về DAS (distribution automaTIon system) và ứng dụng trong tự động hoá phân vùng sự cố l−ới điện trung áp…………………….…………………………………..34 3.1. Giới thiệu chung về hệ thống DAS …………………………………………34 3.1.1. Giai đoạn 1 ………………………………………………………………...34 3.1.2. Giai đoạn 2 …………………………………………………………………34 Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… vii 3.1.3. Giai đoạn 3 ....................................................................................................34 3.2. Các thiết bị chính trong hệ thống DAS ……………………………………35 3.2.1. Recloser …………………………………………………………………….35 3.2.2. Các thiết bị chính theo từng giai đoạn ……………………………………44 Ch−ơng IV: ứng dụng công nghệ DAS cho l−ới phân phối khu công nghiệp Bắc Vinh tỉnh nghệ an...………………………59 4.1. Không phân đoạn:…………………………………………………………...60 4.2. Phân đoạn dùng dao cách ly thông th−ờng ………………………………..61 4.3. Phân đoạn dùng Recloser…………………………………………………...67 4.4. Phân đoạn sử dụng DAS ……………………………………………………73 4.5. Nhận xét ……………………………………………………………………..80 Ch−ơng V. Kết luận và đề xuất………………………………...........82 tài liệu tham khảo………..………………………………………...........83 Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 6 phần mở đầu 1. Đặt vấn đề Ngày nay, để phục vụ yêu cầu phát triển kinh tế x; hội của đất n−ớc, vấn đề đảm bảo chất l−ợng cung cấp điện có một vai trò hết sức quan trọng. Việc áp dụng các thành tựu mới, nhất là công nghệ tự động hoá để nâng cao chất l−ợng quản lý vận hành, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện, phát huy hiệu quả kinh tế, tiết kiệm lao động là một yêu cầu rất bức thiết. Đối với hệ thống điện ở n−ớc ta, việc nghiên cứu áp dụng công nghệ tự động từ tr−ớc đến nay th−ờng đ−ợc quan tâm áp dụng cho các nhà máy điện công suất lớn và l−ới điện truyền tải 220kV, 500kV... Tự động hoá l−ới điện phân phối hiện nay sử dụng chủ yếu các rơle tự động đóng lặp lại (F79), tự động sa thải phụ tải theo tần số (F81), tự động điều chỉnh điện áp (F90). Đề tài này nhằm đi sâu nghiên cứu ứng dụng giải pháp tự động cô lập điểm sự cố bằng công nghệ DAS (Distribution Automation System) áp dụng cho l−ới phân phối trung áp Việt Nam, nhằm khắc phục tình trạng kéo dài thời gian mất điện trên diện rộng của khách hàng do cách xử lý sự cố kiểu thủ công. Từng b−ớc nghiên cứu đ−a vào chức năng tự động hoá cho từng phần tử, từng bộ phận rồi mở rộng dần cho cả hệ thống. 2. Lý do lựa chọn đề tài Hiện nay, ở hầu hết các n−ớc có nền kinh tế phát triển, vấn đề chất l−ợng điện năng không chỉ thể hiện ở các chỉ tiêu điện áp, tần số, suất sự cố... mà còn một chỉ tiêu rất quan trọng đó là tổng số giờ mất điện bình quân của khách hàng trong một năm. Đối với l−ới điện phân phối trung áp Việt Nam hiện nay, khi có sự cố vĩnh cửu thì toàn bộ phụ tải trên tuyến sự cố sẽ bị mất điện sau khi máy cắt đầu nguồn tự đóng lại không thành công. Nhiều phụ tải ngoài vùng sự cố sẽ bị ngừng cung cấp điện một cách không cần thiết. Nếu trên tuyến có các Dao cách ly (DCL) Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 7 phân đoạn, việc phân vùng sự cố sẽ đ−ợc thực hiện thủ công làm kéo dài thời gian mất điện của khách hàng. Mục tiêu của đề tài nhằm nghiên cứu ứng dụng công nghệ DAS vào l−ới điện phân phối trung áp là cô lập nhanh và chính xác điểm sự cố để cấp điện lại cho các khu vực góp phần giảm thiểu thời gian và phạm vi mất điện của khách hàng. 3. Đối t−ợng và phạm vi nghiên cứu Đối t−ợng nghiên cứu của đề tài là tìm hiểu khả năng áp dụng một số thành tựu mới trong lĩnh vực bảo vệ rơle tự động hoá, lĩnh vực thông tin liên lạc để cải thiện chất l−ợng vận hành l−ới điện phân phối trung áp Việt Nam. Phạm vi nghiên cứu gồm các phần: tự động hoá phân vùng sự cố l−ới điện trung áp 35 - 23 - 15 - 10 - 6 kV có dạng hình tia và mạch vòng kín vận hành hở. Đây là nội dung nghiên cứu trọng tâm của đề tài. 4. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu Đề tài đi sâu vào việc nghiên cứu so sánh lựa chọn công nghệ, thiết bị và đ−a ra giải pháp bảo vệ và tự động hoá phù hợp với đặc điểm của l−ới điện phân phối trung áp Việt Nam. Do đó đề tài đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ chính sau đây: 1. Tự động phân vùng sự cố l−ới phân phối: Nghiên cứu đặc điểm sự cố l−ới phân phối và hiện trạng tự động hoá l−ới phân phối trung áp Việt Nam. Lựa chọn và đề xuất giải pháp tự động phân vùng sự cố l−ới phân phối DAS phù hợp với l−ới điện phân phối hiện có. Phân tích đặc tính làm việc của các thiết bị tham gia hệ thống DAS. Nghiên cứu các lựa chọn giải pháp thông tin phù hợp với tình trạng l−ới điện hiện có. Phân tích chế độ làm việc của các thiết bị tham gia hệ thống DAS. Nghiên cứu lựa chọn giải pháp thông tin phù hợp với hiện trạng hạ tầng cơ sở của l−ới điện phân phối trung áp Việt Nam để quản lý hệ thống DAS bằng máy tính. Hiệu quả kinh tế khi ứng dụng DAS. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 8 2. Giới thiệu h−ớng mở rộng: ứng dụng phối hợp các công nghệ tự động hoá hiện đang đ−ợc sử dụng trong ngành điện: tự động hoá trạm biến áp SAS (Substation Automation System), SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition)... để cùng với DAS đề xuất mô hình tự động hoá trọn bộ các khâu vận hành và kinh doanh điện năng cho "Khu công nghiệp Bắc Vinh". 5. Nội dung luận văn Ch−ơng 1: Hiện trạng l−ới điện phân phối trung áp 1.1. Quá trình phát triển của l−ới điện phân phối trung áp 1.2. Lịch sử phát triển và những tồn tại của l−ới điện phân phối trung áp 1.3. Xu thế phát triển của l−ới phân phói trung áp Ch−ơng 2: Hiện trạng bảo vệ rơle và tự động hóa l−ới điện phân phối trung áp Nghệ An 2.1. Các thiết bị đóng cắt đang đ−ợc sử dụng trong l−ới trung áp Nghệ An 2.2. Bảo vệ rơle và tự động hóa trong l−ới phân phối khu vực Nghệ An 2.3. Cấc vấn đề cần giải quyết để tự động hóa l−ới điện phân phối trung áp 2.4. Các giải pháp phân đoạn tăng c−ờng độ tin cậy đang đ−ợc sử dụng trong l−ới phân phối trung áp Ch−ơng 3: Giới thiệu về DAS (Distribution Automation System) và ứng dụng trong tự động hoá phân vùng sự cố l−ới điện trung áp 3.1. Giới thiệu chung về hệ thống DAS 3.2. Các thiết bị chính trong hệ thống DAS Ch−ơng 4: ứng dụng công nghệ DAS cho l−ới điện phân phối khu công nghiệp "Bắc Vinh" tỉnh Nghệ An 4.1.Tính toán với tr−ờng hợp ch−a phân đoạn 4.2. Tính toán với tr−ờng hợp phân đoạn bằng dao cách ly th−ờng (DCL) Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 9 4.3. Tính toán với tr−ờng hợp phân đoạn bằng Reclose 4.4. Tính toán với tr−ờng hợp phân đoạn bằng DAS Ch−ơng 5: Kết luận và đề xuất Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 10 Ch−ơng 1. Hiện trạng l−ới điện phân phối trung áp 1.1. Quá trình phát triển của l−ới phân phối trung áp 1.1.1. Nguồn điện Năm 2005 hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất phát là 11340 (MW), tổng l−ợng điện năng sản xuất đạt 46201 (GWh). Công suất lắp đặt thêm tính đến năm 2005 của các nhà máy điện thuộc Tổng công ty Điện lực Việt Nam là 447 MW. Tăng tr−ởng công suất lắp đặt và phụ tải cực đại từ năm 1995 đến nay đ−ợc trình bày ở hình 1.1. (Nguồn điều độ A0 (2/2006)) 4461 4909.5 4909.6 5284.4 5726.2 6233.2 7871 8884 9896 11340 2796 3177 3595 3875 4328 4893 5655 6552 6675 6932 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Công suất lắp đặt Phụ tải cực đại Hình 1.1. Đồ thị tăng tr−ởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại Các nguồn điện trong hệ thống điện Việt Nam gồm có: Thuỷ điện, Nhiệt điện than, Nhiệt điện dầu, Tua bin khí, Diezel và Thuỷ điện nhỏ với công suất và sản l−ợng điện năng nh− trong bảng 1.1 tính đến năm 2005. MW Năm Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 11 Bảng 1.1. Các nguồn điện trong Hệ thống điện Việt Nam STT Loại nguồn Công suất lắp đặt (MW) Tỷ lệ % 1 Thuỷ điện 4165 36% 2 Nhiệt điện than 1245 11% 3 Nhiệt điện dầu 198 2% 4 Tua bin khí 2939 26% 5 Diezel 285 3% 6 Ngoài ngành 2518 22% Tổng cộng 11340 100,0% Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN Bảng 1.2. Sản l−ợng điện theo nguồn STT Loại nguồn Sản l−ợng (kWh) Tỷ lệ % 1 Thuỷ điện 17635 38,2% 2 Nhiệt điện than 7015 15,2% 3 Nhiệt điện dầu 602 1,3% 4 Tua bin khí 14881 32,2% 5 Diezel 42 1% 6 Ngoài ngành 6026 13% Tổng cộng 46201 100% Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 12 1.1.2. L−ới truyền tải Hệ thống truyền tài điện 500kV đ−ợc hình thành năm 1994, liên kết hệ thống điện 3 miền Bắc, Trung, Nam có chiều dài xấp xỉ 1500km. Hiện nay đ; đ−ợc bổ sung thêm mạch 2 nâng tổng chiều dài các đ−ờng dây lên đến 2469km tính đến năm 2005. Trong những năm qua, l−ới điện truyền tải 110 - 220kV tăng tr−ởng nhanh chóng và hiện đ; bao phủ 61 tỉnh của cả n−ớc. Khối l−ợng thống kê l−ới truyền tải cho ở bảng 1.3. Bảng 1.3. Khối l−ợng l−ới truyền tải Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2005 của EVN L−ới điện 500kV, 220kV và một số đ−ờng dây 110kV quan trọng khác do bốn công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4 quản lý vận hành, hầu hết l−ới 110kV do các công ty điện lực tự quản lý trên địa bàn của mình. 1.1.3. L−ới điện phân phối trung áp *. Đặc điểm chung của l−ới phân phối trung áp L−ới phân phối gồm l−ới phân phối trung áp và l−ới phân phối hạ áp. L−ới phân phối trung áp có điện áp từ 6 - 35kV, lấy điện từ các trạm trung gian rồi cấp cho các trạm phân phối trung hạ áp. L−ới phân phối hạ áp có cấp điện áp 380/220V Năm 1990 Năm 1995 Năm 2001 Năm 2005 Hạng mục Đ−ờng dây, km Trạm, MVA Đ−ờng dây, km Trạm, MVA Đ−ờng dây, km Trạm, MVA Đ−ờng dây, km Trạm, MVA 500kV 1487 2850 1531 4231 2469 4050 220kV 1359 1544 2272 3038 3839 8474 4794 11190 110kV 4265 2603 6049 3466 7703 11004 9820 14998 Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 13 hoặc 220/110V cấp điện trực tiếp cho các hộ tiêu thụ điện. Trong đề tài chỉ khảo sát đến l−ới điện phân phối trung áp. L−ợng điện năng bị mất chủ yếu do sự cố và ngừng điện kế hoạch của l−ới phân phối. L−ợng vốn đầu t− cho l−ới phân phối là khá lớn: Vốn cho l−ới phân phối và truyền tải th−ờng là 50% tổng vốn đầu t− cho hệ thống điện. Tỷ lệ tổn thất điện năng trên l−ới chiếm tỷ lệ lớn khoảng 40 - 50% tổn thất toàn hệ thống. L−ới phân phối gần với ng−ời tiêu dùng điện nên vấn đề an toàn điện rất quan trọng. *. Phân loại l−ới phân phối trung áp + Theo đối t−ợng và địa bàn phục vụ gồm có: - L−ới phân phối thành phố - L−ới phân phối nông thôn - L−ới phân phối xí nghiệp + Theo không gian cấu trúc gồm: - L−ới phân phối trên không - L−ới phân phối cáp ngầm + Theo cấu trúc l−ới: - L−ới phân phối hình tia phân đoạn và không phân đoạn - L−ới phân phối kín vận hành hở - Hệ thống phân phối điện L−ới hình tia phân đoạn và không phân đoạn còn đ−ợc xếp vào loại "cấu trúc tĩnh", là cấu trúc không thể thay đổi sơ đồ vận hành. Khi cần bảo d−ỡng hay bị sự cố thì toàn bộ hay một phần l−ới phân phối phải ngừng cung cấp điện. L−ới kín vận hành hở còn đ−ợc gọi là "cấu trúc động không hoàn toàn" do có thể thay đổi đ−ợc sơ đồ vận hành. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 14 Ngoài ra, cấu trúc l−ới phân phối còn đ−ợc chia thành "cấu trúc phát triển" còn phát triển theo thời gian, không gian, và cấu trúc "b;o hoà" (do phụ tải b;o hoà không tăng thêm thời gian và không gian). Khi thiết kế, quy hoạch sơ đồ l−ới có cấu trúc phát triển đ−ợc chọn theo tình huống cụ thể và có tính đến sự phát triển trong t−ơng lai. Còn đối với l−ới b;o hoà, các sơ đồ thiết kế th−ờng là chuẩn, có sẵn mẫu đ; tính tối −u. *. Các tiêu chuẩn đánh giá l−ới phân phối: + Chất l−ợng điện áp + Độ tin cậy cung cấp điện + Hiệu quả kinh tế (giá thành truyền tải điện nhỏ nhất) + Độ an toàn cho ng−ời, thiết bị, nguy cơ hoả hoạn + Độ linh hoạt trong vận hành + L−ới phân phối kín vận hành hở + ảnh h−ởng đến môi tr−ờng Các phần tử chính của l−ới phân phối gồm có: Máy biến áp trung gian, máy biến áp phân phối, đ−ờng dây điện (dây dẫn và phụ kiện), các thiết bị đóng cắt và bảo vệ (máy cắt, dao cách ly, cầu chì, hệ thống bảo vệ rơle...), các thiết bị điều chỉnh điện áp, thiết bị thay đổi đầu phân áp d−ới tải, (tụ bù, thiết bị đối xứng hoá, thiết bị lọc hài bậc cao...), thiết bị nâng cao độ tin cậy (tự động đóng lắp lại, tự động đóng nguồn dự trữ...), thiết bị đo l−ờng, điều khiển từ xa... 1.2. Lịch sử phát triển và những tồn tại của l−ới phân phối trung áp L−ới phân phối trung áp ở Việt Nam có lịch sử hình thành phức tạp bao gồm nhiều cấp điện áp 35, 22, 15, 10, 6kV phân chia theo 3 miền: Bắc, Trung, Nam, với những đặc điểm lịch sử và công nghệ khác nhau. Trong đó l−ới 22kV mới xuất hiện từ năm 1995 theo yêu cầu chuẩn hoá l−ới điện trung áp. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 15 Những tồn tại của l−ới phân phối trung áp Việt Nam. * Kết cấu l−ới phân phối của Việt Nam trừ một số đô thị mới nh− Hà Nội, Thành phố Hồ Chí Minh, Hải Phòng, Đà Nẵng, Vinh ... có kết cấu mạch vòng vận hành hở, còn đại đa số là kết cấu hình tia không có dự phòng, mức độ tin cậy rất thấp. * Đặc điểm l−ới điện phân phối Việt Nam tr−ớc kia và hiện nay mang tính phân miền rất rõ rệt. + Đặc tr−ng chủ yếu của hệ thống l−ới phân phối miền Bắc là cấu trúc mạng phân phối 6 - 10kV với hệ thống ba pha ba dây có trung tính không nối đất trực tiếp, không phổ biến mạng phân phối một pha. + Đặc tr−ng của hệ thống phân phối ở miền Nam là sử dụng nhiều cấp điện áp 15kV với hệ thống 3 pha 4 dây có trung tính nối đất trực tiếp. + Tại miền Trung phát triển mạng phân phối mang cả hai đặc điểm của miền Bắc và miền Nam. * Tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau đ; gây nhiều hậu quả phiền phức, khó khăn trong thiết kế, quản lý và cũng nh− tiêu chuẩn hoá và sản xuất cung cấp thiết bị. Đồng thời nhiều cấp điện áp cũng làm giảm khả năng liên kết giữa các tuyến đ−ờng dây nên trong hệ thống phân phối còn tồn tại nhiều mạng hình tia, độ tin cậy thấp. 1.3. Xu thế phát triển của l−ới phân phối trung áp Để khắc phục tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối nh− hiện nay, Bộ Năng L−ợng (nay là Bộ Công nghiệp) đ; ra quyết định số 1867NL/KHKT ngày 12/9/1994 về việc sử dụng cấp điện áp phân phối 22kV thống nhất trên toàn quốc. Các cấp điện áp (6, 10, 15, 35kV) hiện nay sẽ có kế hoạch chuyển sang một cấp điện áp 22kV ở các khu vực thành thị, đồng bằng trung du và cấp điện áp 35kV ở miền núi. Trong năm 2005 toàn bộ l−ới 6kV đ−ợc cải tạo sang 22kV mà tr−ớc tiên Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 16 thực hiện tại các thành phố lớn nh−: Hà Nội, Hải Phòng, Vinh, Đà Nẵng, Nha Trang, Thành phố Hồ Chí Minh... Giai đoạn 2006 - 2010 sẽ tiếp tục cải tạo hệ thống 10, 15, 35 sang 22kV. Kinh nghiệm của một số n−ớc cho thấy, để đảm bảo cung cấp điện an toàn tin cậy việc phát triển giữa nguồn và l−ới cần đ−ợc cân đối theo tỷ lệ 50 - 50, giữa l−ới truyền tải và phân phối là 30 - 70 hoặc 40 - 60. Ngoài ra, trong các giai đoạn phát triển tiếp theo, việc vận hành kinh tế hệ thống điện, giảm tổn thất điện năng, cung cấp điện an toàn, tin cậy, đảm bảo chất l−ợng điện năng ngày càng cao cho khách hàng sẽ là những yêu cầu bức xúc cần đ−ợc đáp ứng. Bảng 1.5. Hệ thống l−ới điện phân phối theo phạm vi quản lý Khối l−ợng quản lý PC1 PC2 PC3 PC Hà nội PC TP Hồ Chí Minh PC Hải Phòng PC Đồng Nai PC Ninh Bình Đ−ờng dây trung áp (km) 44909 37901 20223 2312 4108 1876 2674 1306 Đ−ờng dây hạ áp (km) 30664 42768 14743 8969 7198 1570 2961 326 Trạm biến áp trung gian (MVA) 1618 364 1063 187 44 260 42 85 Trạm biến áp phân phối (MVA) 6123 5694 2814 2535 5349 867 1305 255 Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 17 Bảng 1.4. L−ới điện phân phối hệ thống điện Việt Nam TT Mô tả 2004 2005 2006 1 Đ−ờng dây trung áp (km) 83 653 98 692 115 308 2 Đ−ờng dây hạ áp (km) 70 686 85 980 109 199 3 Trạm biến áp trung gian (MVA) 2 676 3 523 3 663 4 Trạm biến áp phân phối (MVA) 21 428 21 807 24 941 Theo kế hoạch phát triển từ nay đến năm 2010, l−ới điện phân phối sẽ đ−ợc xây dựng thêm 282714km đ−ờng dây trung và hạ áp, tăng 183% so với khối l−ợng hiện nay và 19010 MVA công suất máy biến áp phân phối, tăng 78,9% so với hiện nay. Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 18 Ch−ơng 2. Hiện trạng bảo vệ Rơle và tự động hoá l−ới điện trung áp Nghệ An. 2.1. Các thiết bị đóng cắt chủ yếu đang đ−ợc sử dụng trong l−ới trung áp Nghệ An Việc quyết định sử dụng các thiết bị tự động cần phải xem xét từ nhiều khía cạnh của hệ thống cung cấp điện, phải phối hợp, thỏa hiệp nhiều mặt nh−: chọn sơ đồ nối dây, chọn thiết bị, hình thức bảo vệ, trình độ vận hành và khai thác thiết bị tự động ..v.v.. với chi phí đầu t− t−ơng ứng. Để phân đoạn l−ới phân phối nâng cao độ tin cậy, giảm thời gian gián đoạn cung cấp điện ngoài các thiết bị kinh điển nh−: dao cách ly, cầu dao phụ tải. Ng−ời ta còn sử dụng một số thiết bị tự đóng lại để làm thiết bị phân đoạn nh−: máy cắt, dao cách ly, cầu dao phụ tải, dao cách ly tự động, máy cắt có tự động đóng lại, tự động đóng nguồn dự phòng, cầu chì tự rơi ..v.v.. i. Máy cắt - CB (Circuit Breaker) ii. Dao cách ly th−ờng (DCL) iii. Dao cách ly tự động (DCLTĐ) iv. Cầu dao phụ tải (CDPT) v. Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL) vi. Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD) vii. Cầu chì tự rơi - FCO (Fuse Cut Out) 2.1.1. Máy cắt Trong tr−ờng hợp l−ới phân phối trung áp đ−ợc phân đoạn bằng máy cắt, khi một phần tử sự cố, máy cắt máy cắt phân đoạn ở đầu phần tử sự cố sẽ tự cắt và cô lập phần tử sự cố. Các phần tử tr−ớc phần tử sự cố hoàn toàn không bị ảnh h−ởng. Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của l−ới phân phối, giảm đ−ợc tổn thất kinh tế do mất điện nh−ng cần phải đầu t− vốn t−ơng đối lớn cho nên chỉ sử dụng khi lợi ích kinh tế thu đ−ợc nhờ giảm thời gian gián đoạn cung cấp điện lớn giá trị kinh tế đầu t− của máy cắt. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 19 Máy cắt điều khiển từ xa để đóng cắt các phân đoạn, khi ngừng điện kế hoạch hay sự cố, việc dùng máy cắt điều khiển từ xa có thể giúp điều độ viên điều khiển việc đóng cắt phân doạn l−ới dừng điện kế hoạch, cô lập điểm sự cố một cách nhanh chóng, giảm đáng kể thời gian so với thao tác tại chỗ. Máy cắt điều khiển từ xa còn có −u điểm là có thể đóng cắt có tải nên việc chuyển tải giữa các đ−ờng dây để san tải trong những lúc phụ tải đỉnh, tránh quá tải các đ−ờng dây, giảm tổn thất điện áp và và tổn thất công suất, có thể thực hiện dễ dàng không cần phải ngừng điện đầu nguồn, độ tin cậy cung cấp điện và ổn định hệ thống điện rất cao. Tuy nhiên, mô hình dùng máy cắt điều khiển từ xa ch−a thể áp dụng vào l−ới điện phân phối Nghệ An tại thời điểm này khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa còn ch−a đ−ợc đáp ứng rộng r;i trong l−ời điện phân phối, việc lắp đặt một máy cắt và hệ thống thông tin điều khiển ngoài trời là ch−a khả thi và không kinh tế so với hiệu quả thu đ−ợc. Trong t−ơng lai, với yêu cầu tự động hóa nâng cao độ tin cậy và ổn định l−ới điện phân phối, khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa phát triển hoàn thiện hơn thì việc lắp đặt máy cắt hoặc các thiết bị có khả năng điều khiển từ xa và khả năng đóng cắt có tải là một xu h−ớng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo sự liên tục cung cấp điện và ổn định hệ thống điện. 2.1.2. Dao cách ly (DCL) Là loại thiết bị dùng là thiết bị phân đoạn phổ biến nhất hiện nay và giá thành rẻ và phụ hợp với thực trạng l−ới điện phân phối Nghệ An. Dao cách ly là thiết bị đóng cắt làm nhiệm vụ tạo khoảng cách an toàn thấy đ−ợc để công tác trên hệ thống điện. Dao cách ly chỉ đóng, cắt khi không tải hoặc các dòng tải nhỏ không đáng kể (nh− dòng dung các thanh cái hoặc biến áp) hoặc các dòng điện lớn hơn khi không có điện áp đáng kể xuất hiện giữa các đầu cực dao cách ly. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 20 2.1.3. Dao cách ly tự động (DCLTĐ) DCLTĐ khác với DCL th−ờng ở chỗ có thể điều khiển từ xa, khi xảy ra sự cố bằng thao tác đóng cắt từ xa có thể xác định và cách ly phân đoạn sự cố, −u điểm này của DCLTĐ là giảm thời gian tìm kiếm, xác định sự cố và thời gian gián đoạn cung cấp điện. Tuy nhiên do không đóng cắt có tải đ−ợc nên khi chuyển tải, tái cấu hình l−ới để cải thiện các thông số vận hành phải cắt nguồn cung cấp, gây ra tình trạng mất điện không cần thiết, làm giảm độ tin cậy và ổn định của hệ thống điện. Trong l−ới điện phân phối trung áp của Nghệ An DCLTĐ ch−a đ−ợc sử dụng rộng r;i. 2.1.4. Dao cắt có tải (DCT) Dao cắt có tải là một thiết bị đóng và cắt các dòng điện vận hành từ dung l−ợng định mức trở xuống. Khi cắt dòng tải suất hiện hồ quang, do đó dao cắt có tải cần phải có buồng dập hồ quang. Buồng dập hồ quang của dao cắt có tải th−ờng gặp các loại sau: - Buồng dập hồ quang bằng không khí hoặc tự sinh khí - Buồng dập hồ quang bằng dầu - Buồng dập hồ quang bằng khí SF6 - Buồng dập hồ quang bằng chân không Tuy nhiên, vì dao cắt có tải không cắt đ−ợc dòng ngắn mạch, do có cấu tạo buồng cắt th−ờng đơn giản. Về lĩnh vực an toàn th−ờng phân loại dao cắt có tải ra làm hai loai: - Loại hở: khi cắt sẽ tạo khoảng cách an toàn trông thấy đ−ợc. Loại hở th−ờng có buồng dấp hồ quang kiểu không khí, tự sinh khí hoặc bằng dầu. - Loại kín: khi cắt sẽ không tạo đ−ợc khoảng cách an toàn trông thấy đ−ợc. Loại kín th−ờng có buồng dập hồ quang bằng khí SF6 hoặc chân không. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 21 2.1.5. Máy cắt có trang bị tự đóng lại (TĐL) Thực chất TĐL là khi một phần tử của hệ thống cung cấp điện tự động cắt ra sau một thời gian xác định lại đ−ợc đóng trở lại vào hệ thống (nều nh− không bị cấm đóng lại) và nguyên nhân làm cho phần tử bị cắt ra không còn nữa thì phần tử đó tiếp tục làm việc. Thời gian đóng càng ngắn càng tốt, song thời gian đó phải đủ lớn để các rơle bảo vệ trở lại vị trí ban đầu và đảm bảo điều kiện khử ion tại điểm ngắn mạch. Có nh− vậy khi thiết bị đ−ợc đóng trở lại, hồ quang chỗ ngắn mạch không tiếp tục phát sinh. Thông th−ờng đối với mạng trung áp thời gian tự động đóng lại đ−ợc lấy bằng 0,2s. Đối với đ−ờng dây trên không tỷ lệ sự cố thoáng qua rất cao nh−: phóng điện chuỗi sứ khi quá điện áp khí quyển, dây dẫn tiếp xúc với nhau khi đung đ−a hoặc gió to, đ−ờng dây và thanh góp bị ngắn mạch bởi những vật dẫn điện khác nhau, đ−ờng dây và MBA do các thiết bị cắt ra do không có tính chọn lọc..v.v.. Vì vậy TĐL có xác suất thành công cao, đ−ợc sử dụng hiệu quả đối với các l−ới phân phối trên không. Với việc sử dụng TĐL các sự cố thoáng qua sẽ đ−ợc khôi phục cung cấp điện trong thời gian tối thiểu, do đó thiệt hại kinh tế do ngừng cung cấp điện đ−ợc giảm đáng kể. Ngoài ra TĐL còn tăng độ ổn định và độ tin cậy của hệ thống điện, việc lắp đặt, thao tác và vận hành TĐL t−ơng đối dễ dàng nên đ−ợc sử dụng rộng r;i trên l−ới phân phối trung áp trên không của Nghệ An. 2.1.6. Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD) Một trong những biện pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là đặt các phần tử dự phòng trong hệ thống cung cấp điện. Để đ−a các phần tử dự phòng vào làm việc nhanh chóng và an toàn, ta th−ờng đặt các thiết bị tự động đóng dự phòng. Trong các tr−ờng hợp này khi nguồn làm việc bị cắt ra thì thiết bị TĐD sẽ đóng nguồn cung cấp dự phòng, TĐD hoặc các thiết bị dự phòng đ−ợc sử dụng trong tr−ờng hợp thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện cao hơn tiền thiết bị TĐD. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 22 TĐD của các nguồn cung cấp và đ−ờng dây, máy biến áp, máy phát, thanh góp, các phân đoạn và hệ thống thanh cái, động cơ điện th−ờng xảy ra sau khi có bất kỳ dạng bảo vệ nào tác động hay máy cắt điện tự cắt ra. Thời gian đóng dự phòng th−ờng đ−ợc chỉnh định trong khoảng 0,5 - 1,5s. Nếu chỉnh định thời gian lớn hơn nữa thì t._.hì các động cơ tự khởi động lại sẽ gặp nhiều khó khăn. Tuy nhiên việc tự động hóa l−ới điện phân phối trung áp ch−a cao nên TĐD th−ờng chỉ dùng tại các trạm truyền tải để cung cấp cho các thiết bị điều khiển, chiếu sáng ..v.v.. Ngoài ra TĐD đ−ợc lắp đặt để đóng nguồn dự phòng cho các thanh cái tại các trạm biến áp khi máy biến áp hoặc một trong các lộ đ−ờng dây cấp tới cho máy biến áp bị mất điện. TĐD sẽ tự động đóng nguồn từ các máy biến áp còn lại. Đối với l−ới phân phối trung áp, TĐD hiện nay chỉ có thể lắp đặt tại đầu nguồn cho các lộ đ−ờng dây phân phối trung áp có yêu cầu về độ tin cậy cung cấp điện cao để khi xảy ra sự cố, thanh cái cấp nguồn cho lộ đ−ờng dây bị mất điện thì TĐD sẽ đóng nguồn dự phòng từ thanh cái khác không bị sự cố. 2.1.7. Cầu chì tự rơi (FCO) Cầu chì tự rơi là thiết bị đóng, cắt, bảo vệ. Th−ờng dùng để bảo vệ cho máy biến áp có công suất d−ới 5.600 kVA, hoặc để bảo vệ đ−ờng dây và thiết bị trong những điều kiện nào đó có thể thay đổi cho máy cắt. Ngoài ra cầu chì tự rơi còn có nhiệm vụ tạo khoảng cách an toàn khi công tác trên l−ới điện. 2.2. Bảo vệ rơle và tự động hóa Trong l−ới phân phối khu vực nghệ An 2.2.1. Tóm tắt về bảo vệ rơle trong hệ thống phân phối khu vực Nghệ An. Bảo vệ rơle cho l−ới điện phân phối tùy theo chế độ nối đất của trung tính mà th−ờng dùng các loại bảo vệ sau: Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 23 Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong l−ới trung tính nối đất trực tiếp - Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50/50N - Bảo vệ quá dòng có thời gian 51/51N - Bảo vệ quá dòng có h−ớng 67/67N - Bảo vệ chống sự cố máy cắt 50BF - Bảo vệ kém áp/Bảo vệ quá áp 27/59 - Rơle tự đóng lại 79. - Rơle tần số 81 Nếu không có nguồn cấp ng−ợc thì không cần phần tử quá dòng có h−ớng, lúc này hệ thống bảo vệ chỉ có các chức năng 50/51, 50N/51N, 50BF, 81, 79, 50BF, 74. Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong l−ới trung tính cách ly hoặc qua trở kháng - Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50. - Bảo vệ quá dòng có thời gian 51. - Bảo vệ quá dòng có h−ớng 67. - Bảo vệ chạm đất có h−ớng độ nhạy cao 67Ns - Bảo vệ chống sự cố máy cắt 50BF. - Bảo vệ kém áp/Bảo vệ quá áp 27/59. - Rơle tự đóng lại 79. - Rơle tần số 81. Hiện nay các bảo vệ, khoảng cách, so lệch đ−ờng dây .v.v. ch−a đ−ợc sử dụng rộng r;i trong l−ới điện phân phối trung áp của Nghệ An. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 24 Phần lớn các trang bị bảo vệ rơle cho các TBA trung gian hiện nay là rơle điện từ do Nga sản xuất, rơle quá dòng có đặc tính thời gian phụ thuộc, ở một số trạm đ; đ−ợc thay thế bằng rơle kỹ thuật số. Các xuất tuyến trung áp tại các TBA 110kV hoặc 220 kV đ−ợc trang bị các rơle kỹ thuật số do các h;ng ABB, ALSTOM, SIEMENS, SEL sản xuất. Các rơle này ngoài chức năng bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50, quá dòng có thời gian 51 và quá dòng chạm đất có thời gian 51N còn đ−ợc trang bị thêm chức năng tự động đóng lặp lại. 2.2.2. Hiện trạng về tự động hoá trong hệ thống phân phối trung áp Nghệ An Số liệu thống kê về các sự cố trên hệ thống điện cho thấy rằng đ−ờng dây trên không có sự cố thoáng qua chiếm tới 65 - 70%, trong đó đ−ờng dây có điện áp càng cao thì phần trăm xảy ra sự cố thoáng qua càng lớn. Sự cố thoáng qua là loại sự cố có thể đ−ợc loại trừ bằng các thiết bị bảo vệ chống sét trên đ−ờng dây nh−: chống sét van, cột thu sét để truyền dòng điện xung kích, điện áp xung kích xuống đất trong thời gian nhỏ nhất khi máy cắt và các thiết bị bảo vệ trên đ−ờng dây ch−a kịp tác động . Sét là nguyên nhân gây sự cố thoáng qua nhiều nhất, còn nhiều nguyên nhân khác th−ờng là do sự dao động không đồng bộ của dây dẫn gây ra phóng điện và do sự va chạm của các vật bên ngoài với đ−ờng dây. Nghệ An là tỉnh có nằm trong khu vực nhiệt đới, các điều kiện khí hậu nh− b;o, độ ẩm, nhiễm bẩn, sấm sét, cây cối, … đều tạo điều kiện cho sự cố thoáng qua dễ xảy ra. Do vậy, việc áp dụng thiết bị tự động đóng lại máy cắt (TĐL) trên hệ thống điện càng nên đ−ợc xem xét nhằm áp dụng một cách thích hợp và khai thác hiệu quả những lợi ích của thiết bị nhằm nâng cao sự cung cấp điện liên tục và độ tin cậy cho hệ thống. Nh− trên đ; đề cập, 30 - 35% sự cố còn lại là sự cố duy trì hay "bán duy trì". Một sự cố bán duy trì có thể xảy ra do một vật lạ vắt qua các pha trên đ−ờng trên không gây phóng điện. ở đây sự cố sẽ không đ−ợc loại trừ sau lần cắt điện đầu tiên Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 25 mà vật lạ chỉ có thể bị hoàn toàn thiêu huỷ trong một khoảng thời gian nào đó. Loại sự cố này th−ờng xảy ra trên đ−ờng dây trung áp (6 - 35kV) chạy qua vùng rừng núi. Nh− vậy, trong phần lớn các sự cố, nếu đ−ờng dây h− hỏng đ−ợc cắt ra tức thời và thời gian mất điện đủ lớn để khử ion do hồ quang sinh ra thì việc đóng lại sẽ cho phép phục hồi thành công việc cung cấp điện cho đ−ờng dây. Để thực hiện TĐL trong hệ thống phân phối điện, hiện nay có hai biện pháp đang đ−ợc sử dụng, đó là: 1. Tự đóng trở lại bằng mạch TĐL đối với các máy cắt xuất tuyến phân phối tại các trạm nguồn. 2. Sử dụng thiết bị đóng cắt có trang bị thiết bị tự đóng lại (Automatic Circuit Recloser - ACR) lắp đặt trên các phân đoạn l−ới điện trung áp. Lợi điểm của thiết bị ACR là chi phí thấp hơn so với khi sử dụng máy cắt điện kết hợp với mạch TĐL vì nó đ−ợc thiết kế trọn bộ để kết hợp chức năng đóng cắt với chức năng của rơle bảo vệ và TĐL. Tuy nhiên, hạn chế của nó là khả năng cắt dòng sự cố. Vì có kết cấu phức tạp, kết hợp nhiều chức năng nên ACR khó có thể đ−ợc chế tạo với khả năng cắt dòng lớn. Thiết bị tự đóng lại có thể đ−ợc chế tạo để đóng lại một hay nhiều lần. Theo thống kê hiệu quả của TĐL trên đ−ờng dây trên không theo số lần TĐL là: - TĐL lần 1 thành công 65 - 90% (Giá trị lớn t−ơng ứng với đ−ờng dây cao áp) - TĐL lần 2 thành công 10-15% - TĐL lần 3 thành công 3-5% Hiện tại l−ới phân phối trung áp Nghệ An chỉ đ−ợc trang bị tự động đóng lặp lại các xuất tuyến tại các TBA 110kV và các trạm biến áp trung gian. Trên một số các xuất tuyến đ−ợc trang bị máy cắt tự động đóng lặp lại để phân đoạn. Các thiết bị phân đoạn trên l−ới nh− dao cắt có tải LBS, dao cách ly, cầu chì tự rơi đều thao tác Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 26 bằng tay, ch−a đ−ợc trang bị để có thể tự động đóng cắt từ xa. Việc khoanh vùng sự cố đều thực hiện bằng ph−ơng pháp thủ công, thời gian mất điện bị kéo dài. Vì vậy trong luận văn này sẽ nghiên cứu về hệ thống tự động hoá l−ới điện phân phối DAS để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho l−ới điện phân phối trung áp Nghệ An 2.3. Các vấn đề cần giải quyết để tự động hóa l−ới điện phân phối Để tự động hóa l−ới điện phân phối khu vực Nghệ An vốn đang còn nhiều thiết bị, công nghệ cũ, cần thực hiện một số nội dung sau: - Phải thay thế hoặc bổ sung các chức năng để dảm bảo các thiết bị phân đoạn trên l−ới điện để có thể đóng cắt tự động bằng điện. - Phải trang bị những thiết bị thông minh có thể làm việc theo một ch−ơng trình định sẵn. - Phải thay thế, bổ sung các thiết bị đóng cắt phân doạn trên l−ới có khả năng giao tiếp với mạng SCADA qua các thiết bị đầu cuối từ xa RTU. - Kết hợp đồng bộ các công nghệ DAS, SAS và MiniSCADA 2.4. Các giải pháp phân đoạn tăng c−ờng độ tin cậy đang đ−ợc sử dụng trong l−ới phân phối trung áp Độ tin cậy cung cấp điện ở Việt Nam hiện nay còn rất thấp, do các nguyên nhân chính: - Nguồn điện ch−a đủ đáp ứng yêu cầu phụ tải. - L−ới điện không đ−ợc hoàn chỉnh, từ l−ới điện truyền tải 220-500kV đến l−ới phân phối. Để nâng cao dần độ tin cậy của hệ thống điện cần thực hiện các biện pháp đồng bộ theo một trình tự nhất định, làm sao cho mức tin cậy đáp ứng đ−ợc yêu cầu phụ tải với chi phí nhỏ nhất có thể. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 27 Để làm đ−ợc việc này cần phải tiến hành nghiên cứu cẩn thận hiện trạng về độ tin cậy của hệ thống điện, rút ra các thông số tin cậy đặc tr−ng của từng loại phần tử. Đồng thời nghiên cứu tìm giải pháp hợp lý nâng cao độ tin cậy, lập lộ trình thực hiện và đánh giá các chi phí liên quan. Khi lựa chọn giải pháp cần chú ý đến việc tính toán chi phí thực hiện. Chi phí này nhiều khi lớn đến mức làm cho giải pháp đ−ợc lựa chọn trở thành không hiệu quả. Các ph−ơng pháp giải tích độ tin cậy hợp lý rất cần thiết để giải quyết vấn đề này. Điều quan trọng đầu tiên là xác định đ−ợc mức độ tin cậy đáp ứng đ−ợc yêu cầu của phần lớn phụ tải và cũng phù hợp với khả năng kinh tế của hệ thống điện. Ph−ơng pháp chia phụ tải ra làm 3 loại hộ 1,2 và 3 nh− của Liên Xô cũ là khó áp dụng trong cơ chế thị tr−ờng. Các doanh nghiệp dù là của nhà n−ớc cũng họat động độc lập, theo đuổi lợi nhuận riêng của mình. Không thể yêu cầu họ chấp nhận chi phí do mất điện để giảm bớt đầu t− cho ngành điện đ−ợc. Các phụ tải đều phải đ−ợc đảm bảo độ tin cậy nh− nhau nếu họ trả cùng một giá điện. Vấn đề này có thể khắc phục bằng cách định giá bán điện khác nhau cho các loại hộ t−ơng ứng với độ tin cậy và chất l−ợng của nguồn điện cung cấp. Ph−ơng pháp phân chia phụ tải thành các loại với giá chi phí khác nhau hợp lý hơn, nh−ng vấn đề nan giải nhất là định ra giá mất điện hợp lý cho các loại phụ tải. Nh− đ; tổng kết ở phần 1.1.3 về hiện trạng độ tin cậy của l−ới phân phối điện Việt Nam hiện nay, mới chỉ đ−a ra các suất sự cố trên đ−ờng dây và trạm biến áp. Trong quy hoạch, thiết kế l−ới điện, độ tin cậy cung cấp điện cho khách hàng ch−a đ−ợc xét một cách đầy đủ, cũng nh− ch−a có biện pháp cụ thể hay đề xuất một lộ trình cho việc tăng c−ờng độ tin cậy. Do còn hạn chế về các số l−ợng thống kê chính xác các lần mất điện của khách hàng, hậu quả mỗi lần mất điện và một số các số liệu khác nên ở đây đ−a ra một vài biện pháp nâng cao độ tin cậy l−ới phân phối. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 28 Đối với l−ới phân phối hiện nay ở Việt Nam các giải pháp có thể áp dụng để tăng c−ờng độ tin cậy là: - Giảm c−ờng độ hỏng hóc λ0 của các thiết bị, các đ−ờng dây trung áp… nhờ sử dụng các thiết bị tốt hơn, tăng c−ờng duy tu bảo d−ỡng, thay thế đ−ờng dây, sử dụng cáp ngầm… - Phân đoạn đ−ờng dây bằng cách lắp đặt thêm các máy cắt, dao cách ly phân đoạn trên cơ sở tính toán việc phân bố tối −u các thiết bị này. - Tăng c−ờng lộ dự phòng cấp cho phụ tải nhờ sử dụng các sơ đồ l−ới điện kín vận hành hở, hay sử dụng mạch kép. - ứng dụng hệ thống đo l−ờng, điều khiển, giám sát tự động SCADA, sử dụng hệ thống thông tin địa lý (GIS) làm cho việc phát hiện sự cố và thời gian công tác đóng cắt đ−ợc nhanh hơn. - Xây dựng hệ thống thông tin khách hàng. - Xây dựng hệ thống quản lý sự cố mất điện. Trong các ph−ơng pháp trên, ph−ơng pháp phân đoạn đ−ờng dây bằng cách lắp thêm các máy cắt, dao cách ly các thiết bị phân đoạn tự động có thể coi là một ph−ơng pháp có tính khả thi cao đối với hiện trạng LPP đa phần là hình tia của n−ớc ta. 2.4.1. L−ới phân phối không phân đoạn (H.2.1a) Đối với l−ới phân phối này, toàn l−ới phân phối đ−ợc xem nh− một phần tử. Sự cố hay ngừng điện công tác tại bất kì chỗ nào cũng gây mất điện toàn l−ới phân phối. (4) (3) (2) (1) ( ) Hình 2.1(a) : L−ới hình tia không phân đoạn a) Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 29 C−ờng độ hỏng hóc toàn l−ới phân phối là: 1000 L SC λλ = (2-1) Trong đó: λ0 - c−ờng độ hỏng hóc cho 100 km L - độ dài l−ới phân phối, km C−ờng độ ngừng điện tổng là λnhiệt độ λND = λSC + λCT (2-2) Trong đó: λCT - C−ờng độ ngừng điện công tác Thời gian ngừng điện do sự cố trong một năm là: TNĐSC = λSC . TSC (2-3) Trong đó: TSC- thời gian sửa chữa sự cố. Thời gian ngừng điện công tác là: TNĐCT = λCT . TCT (2-4) Trong đó: TCT - thời gian trung bình một lần ngừng điện công tác Tổng thời gian ngừng điện là: TNĐ = TNĐCS + TNĐCT (2-5) Công suất của toàn l−ới phân phối là: ∑= i iPP maxmax (2-6) Thời gian sử dụng công suất lớn nhất là: ∑ ∑ = i i i ii xax P TP T max maxmax . (2-7) Điện năng mất do sự cố là: 8760 .. maxmax TPTA NDCSSC = (2-8) Thiết bị phân đoạn Pmax1 Tmax1 Pmax2 Tmax2 Pmax3 Tmax3 Pmax4 Tmax4 1 2 3 4 Hình 2.1(b) : L−ới hình tia phân đoạn b) Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 30 Điện năng mất do ngừng điện công tác là: 8760 .. maxmax TPTA NDCTCT = (2-9) 2.4.2. L−ới phân phối có phân đoạn: (H. 2.1b) Để tăng c−ờng độ tin cậy, l−ới phân phối hình tia đ−ợc phân chia thành nhiều đoạn bằng thiết bị đóng cắt nh− dao cách ly, máy cắt điều khiển bằng tay tại chỗ hay điều khiển từ xa. Trong tr−ờng hợp phân đoạn bằng dao cách ly, nếu xảy ra sự cố tại một phân đoạn nào đó máy cắt đầu nguồn sẽ nhảy tạm thời cắt toàn bộ l−ới phân phối. Dao cách ly phân đoạn đ−ợc cắt ra, cô lập phần tử bị sự cố với nguồn. Sau đó nguồn đ−ợc đóng lại tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn nằm tr−ớc phân đoạn sự cố về phía nguồn. Nh− vậy, khi xảy ra sự cố ở một phân đoạn nào đó thì phụ tải của phân đoạn sự cố và các phân đoạn đ−ợc cấp điện qua phân đoạn sự cố (tức là nằm sau nó tính từ nguồn) bị mất điện trong suốt thời gian sửa chữa phân đoạn sự cố. Còn phụ tải của các phân đoạn nằm tr−ớc phân đoạn sự cố về phía nguồn thì chỉ bị mất điện trong thời gian thao tác cô lập phần tử sự cố. Trong tr−ờng hợp phân đoạn bằng máy cắt, khi một phần tử bị sự cố, máy cắt phân đoạn ở đầu phần tử sự cố sẽ tự cắt và cô lập phần tử sự cố. Các phần tử tr−ớc phần tử sự cố hoàn toàn không bị ảnh h−ởng. Giải pháp phân đoạn làm tăng đáng kể độ tin cậy của l−ới phân phối, giảm đ−ợc tổn thất kinh tế do mất điện nh−ng cần phải đầu t− lắp đặt thiết bị phân phối. Do đó phân đoạn là một bài toán tối −u, trong đó cần tìm số l−ợng và vị trí đặt và loại thiết bị sử dụng sao cho có hiệu quả kinh tế cao nhất. Để tính toán độ tin cậy của l−ới phân phối có phân đoạn, tr−ớc tiên cần đẳng trị các đoạn l−ới thành đoạn l−ới chỉ có một phụ tải nhờ sử dụng các công thức (2- 6), (2-7). Các thông số độ tin cậy đẳng trị của các đoạn l−ới tính theo (2-1) đến (2- 5). Hình 2.1 là l−ới phân phối gồm hai phân đoạn và l−ới phân phối đẳng trị của nó. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 31 Tính từ nguồn phân đoạn I đứng tr−ớc phân đoạn II. Tính độ tin cậy cho từng phân đoạn: a. Phân đoạn I: Có thể ngừng điện do bản thân nó hỏng hoặc do ảnh h−ởng của sự cố trên phân đoạn sau: Phân đoạn I có c−ờng độ ngừng điện là λ1 và thời gian ngừng điện năm là T1 (nếu là ngừng điện sự cố hay ngừng điện công tác thì dùng các công thức t−ơng ứng). ảnh h−ởng của sự cố trên các phân đoạn sau nó, ở đây là phân II, ảnh h−ởng này phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn. + Nếu dùng máy cắt thì phân đoạn II hoàn toàn không ảnh h−ởng đến phân đoạn I: λII >1 = 0; TII >1 = 0 (2-10) + Nếu dùng dao cách ly, thì sự cố PĐ II làm ngừng điện PĐ I trong thời gian thao tác cô lập sự cố Ttt, do đó: λII >I =λ’II ; TII >I = Ttt (2-11) Tổng số lần ngừng điện và thời gian ngừng điện của PĐ l−ới I là: b. Phân đoạn II: PĐ I có thể ngừng điện do chính bản thân nó bị sự cố hoặc do ảnh h−ởng của sự cố trên các đoạn tr−ớc nó và sau nó. - C−ờng độ hỏng hóc của PĐ II là λ’II và thời gian ngừng điện năm là T‘II. - ảnh h−ởng của PĐ I đến PĐ II là toàn phần không phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn, nghĩa là PĐ II chịu ảnh h−ởng của c−ờng độ hỏng hóc và thời gian ngừng của PĐ I: λI >II = λ,I ; TI > II = T’I (2-13) Tổng số lần ngừng điện và tổng thời gian ngừng điện của PĐ II là : Do đó có thể rút ra kết luận chung nh− sau: Các phân đoạn phía sau chịu ảnh h−ởng toàn phần của các phân đoạn phía tr−ớc, còn các phân đoạn phía tr−ớc chỉ chịu ảnh h−ởng không toàn phần của phân đoạn phía sau, ảnh h−ởng này phụ thuộc vào thiết bị phân đoạn. λI = λ,I +λII >I ; TI = T‘1 + TII >I (2-12) λII = λ,II + λ’i ; TII = T’II + T’I (2-14) Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 32 Trong tính toán trên bỏ qua hỏng hóc của thiết bị phân đoạn và sử dụng thiết bị phân đoạn không phải bảo d−ỡng định kỳ. 2.4.3. L−ới phân phối kín vận hành hở L−ới phân phối hình tia phân đoạn nâng cao khá nhiều độ tin cậy so với l−ới phân phối không phân đoạn. Nh−ng độ tin cậy vẫn còn rất thấp so với yêu cầu của phụ tải. ở l−ới phân phối có phân đoạn, khi một phân đoạn ngừng điện tất cả các phân đoạn phía sau do nó cấp điện phải ngừng điện theo. Trong l−ới phân phối kín vận hành hở khi một đoạn l−ới ngừng điện thì chỉ phụ tải ở đoạn đó mất điện, còn các đoạn khác chỉ tạm ngừng điện trong thời gian ngắn để thao tác chuyển nguồn, sau đó đ−ợc cấp điện trở lại (nếu khả năng tải của l−ới đủ). L−ới phân phối kín vận hành hở có độ tin cậy đ−ợc nâng cao rất nhiều, đặc biệt là khi sử dụng các thiết bị đóng cắt và phân đoạn đ−ợc điều khiển từ xa hoặc tự động. Để có thể chọn đ−ợc ph−ơng án đóng cắt hợp lý, bắt buộc phải sử dụng hệ thống SCADA, trong đó máy tính điện tử sẽ chọn cấu trúc sau sự cố nhờ các thông số do tức thời ở các điểm quan sát bên d−ới. Tính toán độ tin cậy của l−ới phân phối kín vận hành hở khá phức tạp, quá trình bao gồm các b−ớc tính toán nh− sau: a. Khi xảy ra sự cố một hoặc hai đoạn l−ới đồng thời nào đó, tr−ớc hết phải tìm xem sẽ phải thao tác nh− thế nào để có một sơ đồ l−ới sau sự cố là tốt nhất theo thứ tự −u tiên các chỉ tiêu sau: - Không có phân đoạn nào quá tải - Chất l−ợng điện áp đảm bảo - Số l−ợng thao tác ít Sau khi đ; lập đ−ợc sơ đồ vận hành sau sự cố thì chuyển sang b−ớc b. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 33 b. Nếu ở sơ đồ vận hành sau sự cố mà có đoạn l−ới nào đó bị quá tải hay điện áp ở nút nào đó thấp d−ới tiêu chuẩn thì tiến hành giảm đều công suất phụ tải l−ới phân phối cho đến khi kết quả hoặc điện áp đạt đến mức cho phép. Công suất giảm đi đó chính là công suất bị mất do sự cố. Biết xác suất sự cố và công suất mất sẽ tính đ−ợc kỳ vọng thiếu hụt điện năng cho các hộ tiêu thụ. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 34 Ch−ơng 3. Giới thiệu về DAS (distribution automaTIon system) và ứng dụng trong tự động hoá phân vùng sự cố l−ới điện trung áp 3.1. Giới thiệu chung về hệ thống DAS Hệ thống tự động hoá l−ới điện phân phối (DAS) cung cấp các chức năng điều khiển và giám sát từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động (Sectionalizer), phối hợp giữa các điểm phân đoạn trên l−ới phân phối, nhờ đó thực hiện cô lập nhanh đ−ợc phân đoạn sự cố và khôi phục việc cung ứng điện cho phần còn lại của hệ thống không bị sự cố. Việc triển khai hệ thống DAS th−ờng qua ba giai đoạn: 3.1.1. Giai đoạn 1 Việc tự động hoá l−ới phân phối thực hiện bởi rơle phát hiện sự cố FDR (Fault Detecting Relay) và các dao phân đoạn tự động lắp đặt trên các phân đoạn xuất tuyến phân phối, kết hợp cùng các chức năng tự đóng lặp lại trang bị tại máy cắt xuất tuyến. 3.1.2. Giai đoạn 2 Tự động hoá l−ới phân phối kèm theo các chức năng giám sát và điều khiển từ xa các dao cách ly phân đoạn tự động, các chức năng điều khiển giám sát xa thực hiện nhờ các thiết bị đầu cuối điều khiển xa RTU (Remote Terminal Unit) lắp tại các dao cách ly phân đoạn tự động, các thiết bị chủ điều khiển lắp đặt tại các trung tâm điều khiển và các hệ thống thông tin. 3.1.3. Giai đoạn 3 Việc tự động hoá l−ới phân phối đ−ợc vận hành tự động bằng máy tính (Computer - based Distribution Automation System) Hệ thống DAS đ−ợc nghiên cứu áp dụng cho kết cấu đ−ờng dây tải điện trên không và cáp ngầm trung áp. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 35 3.2. Các thiết bị chính trong hệ thống DAS Hệ thống DAS chủ yếu sử dụng các máy cắt (CB) hoặc thiết bị tự động đóng lặp lại kết hợp với dao cách ly phân đoạn (Sectionalizer). Máy cắt là thiết bị thông dụng đ; đ−ợc đề cập nhiều trong các giáo trình và tài liệu kỹ thuật nên không nhắc lại trong luận văn này. 3.2.1. Recloser Tên gọi đầy đủ theo tiêu chuẩn ANSI C37.100-1981 là Automatic Circuit Recloser. Tiêu chuẩn ANSI C37.100-1981 định nghĩa Recloser nh− sau: Recloser là thiết bị tự điều khiển dùng để cắt, đóng lại tự động một mạch điện xoay chiều, với một chu trình mở, đóng lại định tr−ớc, cùng với các chức năng khôi phục, giữ trạng thái đóng hay cắt hẳn. Về nguyên lý hoạt động, Recloser là một thiết bị tự điều khiển với các mạch chức năng cần thiết để phản ứng khi có quá dòng điện, định thời gian và cắt các sự cố quá dòng điện, sau đó tự động đóng để cấp điện trở lại. Nếu sự cố duy trì, Recloser sẽ cắt hẳn (lock out) sau một số lần thao tác đóng mở cài đặt tr−ớc (nhiều nhất là 4 lần) để cách ly phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống. Giữa Recloser và máy cắt có những điểm khác nhau cơ bản, cần tránh sự nhầm lẫn về cách gọi tên, cũng nh− trong sử dụng làm ảnh h−ởng đến tính năng, chất l−ợng vận hành và tuổi thọ thiết bị. a. Về tiêu chuẩn áp dụng: Các tiêu chuẩn ANSI dùng cho Recloser là các tiêu chuẩn ANSI/IEEE C37.60-1981 và C37.61-1981. Các tiêu chuẩn ANSI dùng cho máy cắt là các tiêu chuẩn C37.04-1979, C37.60-1987 và C37.09-1979. Tiêu chuẩn IEC áp dụng cho máy cắt là IEC56. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 36 b. Về cấu tạo, nguyên lý hoạt động: Recloser đ−ợc thiết kế là một thiết bị tự điều khiển. Tiêu chuẩn và các đặc tính đ−ợc xác định theo các đặc tính của sơ đồ điều khiển bên trong của Recloser. Các tính năng dòng cắt ngắn mạch, thời gian trễ, đ−ợc xác định bởi các đặc tính dòng - thời gian định tr−ớc và sự cài đặt đóng lại. Máy cắt đ−ợc thiết kế để sử dụng với các sơ đồ rơle điều khiển độc lập nên tiêu chuẩn và các quy định về định mức máy cắt phải xác định và cho phép máy cắt làm việc trong một dải các giá trị rộng của các chu trình rơle điều khiển về thời gian trễ lớn nhất, về khoảng thời gian đóng lại, về dòng ổn định nhiệt. Recloser có thể xem nh− một thiết bị tự điều khiển hoàn chỉnh gồm hai khối chức năng chính sau: Khối đóng cắt và khối điều khiển. c. Khối đóng cắt: Khối đóng cắt là bộ phận động lực dùng để đóng cắt mạch điện trong vận hành bình th−ờng và cắt dòng ngắn mạch khi sự cố. Khối này bao gồm các buồng cắt chân không đặt trong môi tr−ờng cách điện bằng dầu, bằng khí SF6 hay đ−ợc bọc ngoài bằng cách điện rắn và một cơ cấu truyền động để thực hiện các thao tác đóng cắt. Với việc sử dụng buồng cắt chân không và các vật liệu cách điện ngoài có đặc tính cách điện −u việt, Recloser có tính năng đóng cắt cao, có kích th−ớc nhỏ gọn, thuận tiện cho lắp đặt và có tuổi thọ vận hành về cơ và điện cao. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 37 Trong đó: 1. Thanh dẫn tĩnh. 6. Vỏ buồng cắt. 2. Thanh dẫn động. 7. Vỏ kim loại. 3. Hệ thống tiếp điểm chính. 8. Bộ tiếp điểm. 4. Tấm ngăn không khí. 9. ống kim loại. 5. Tấm chắn bảo vệ. 10. Nắp kim loại. Hình 3.1: Buồng cắt chân không Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 38 Hình 3.2: Recloser 3 pha OVR 15 – 38 kV Nam châm điện Buồng cắt chân không Vật liệu cách điện bằng nhựa tổng hợp Cảm biến dòng điện Bộ truyền động cơ khí Vỏ bảo vệ Bộ chỉ thị tác động Hình 3.3: Recloser – 27kV - VR 3S Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 39 Cơ cấu truyền động th−ờng là loại điện từ gồm các cuộn dây nam châm điện đóng cắt, phối hợp với cơ cấu lò xo đóng cắt và các chốt cố định vị trí đóng cắt. Các recloser thế hệ mới th−ờng sử dụng cơ cấu truyền động bằng nam châm hai trạng thái ổn định (bi-stable magnetic actuator) sử dụng nam châm loại từ tính cao. Cơ cấu truyền động này có thời gian đóng cắt nhanh và tiêu hao năng l−ợng thấp. Các Hình 3.4: Hợp bộ Recloser của h]ng Nuclec Bảng 3.1: Thông số kỹ thuật của Recloser – 27kV - VR 3S Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 40 bộ biến dòng, biến điện áp đ−ợc lắp trên khối đóng cắt, cảm nhận và đ−a tín hiệu dòng, áp về khối điều khiển xử lý qua cáp điều khiển. d. Khối điều khiển và bảo vệ: Khối điều khiển và bảo vệ là bộ phận quyết định tính năng về bảo vệ, đo l−ờng, điều khiển, tự đóng lại đ−ợc đ−a vào một tủ điều khiển. Với nhiều module chức năng bổ sung, tủ điều khiển có thể l−u giữ, truy xuất số liệu, ghép nối với các hệ thống tự động l−ới điện phân phối (DAS). Các chức năng này phụ thuộc vào mức độ xử lý của tủ điều khiển. Các yêu cầu cơ bản của một tủ điều khiển Recloser là phải thao tác đơn giản và tin cậy, các chức năng xử lý linh hoạt và khả năng thu thập, l−u giữ các dữ liệu phong phú. Hình 3.5: Khối điều khiển và bảo vệ của Recloser 27kV- VR 3S Tủ điều khiển, bảo vệ hiện nay th−ờng sử dụng loại điện tử, vi xử lý có tính linh hoạt và độ chính xác cao, dễ điều chỉnh, kiểm tra, giao diện thân thiện với ng−ời sử dụng. Việc cài đặt các chế độ làm việc cho tủ dễ dàng thực hiện từ các phím bấm trên bảng mặt tr−ớc tại tủ, hay có thể cài đặt bằng các máy tính cá nhân Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 41 sử dụng các phần mềm cài đặt kết nối qua các cổng dữ liệu RS232. Tủ điều khiển còn gắn các bo mạch vào/ra để tăng c−ờng các chức năng vận hành nh− giám sát, điều khiển từ xa. Trên bảng mặt tr−ớc của tủ điều khiển đ−ợc lắp đặt các đèn LED chỉ thị trạng thái hoạt động của tủ điều khiển, cũng nh− các chức năng bảo vệ, điều khiển, giám sát… đang đ−ợc kích hoạt. e. Bộ phận phụ trợ: Tùy thuộc vào từng nhà sản xuất, các hợp bộ recloser còn bao gồm các biến áp cấp nguồn ngoài, cáp điều khiển, cáp đấu nối giao diện với máy tính, các phần mềm cài đặt, truy xuất số liệu… Một số hợp bộ recloser có đi kèm các biến áp tự dùng để cấp nguồn cho các bo mạch điều khiển, nạp cho các ắc quy để thực hiện chức năng đóng cắt. Trong lắp đặt, vận hành cần đặt nấc phân áp của máy biến áp tự dùng phù hợp với điện áp l−ới điện để đảm bảo điện áp phía thứ cấp phù hợp với yêu cầu cấp điện cho các bo mạch, cho các bộ nạp ắc quy của tủ. Điện áp cấp cho tủ quá thấp sẽ ảnh h−ởng xấu Hình 3.6: Tủ điều khiển và bảo vệ của Recloser OVR 15 – 38 kV Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 42 đến các bo mạch điều khiển, ắc quy không nạp đủ có thể bị chai, điện áp cấp cho các cuộn dây đóng không đủ làm cho recloser đóng không thành công và phải đóng lại nhiều lần, nguy hiểm cho cuộn dây đóng. Recloser có thể đ−ợc sử dụng ở bất cứ vị trí nào trong hệ thống, miễn là các giá trị định mức của recloser thích hợp với những yêu cầu của mạng điện.. Các vị trí lắp đặt thích hợp của recloser th−ờng là: - Lắp trong một trạm phân phối nh− một thiết bị bảo vệ đầu nguồn. - Lắp đặt trên đ−ờng dây, cách trạm một khoảng cách nào đó để phân đoạn những đ−ờng dây cung cấp có chiều dài lớn, ngăn chặn đ−ợc tình trạng mất điện toàn bộ khi có một sự cố kéo dài ở phần cuối của đ−ờng dây. - Lắp đặt trên những nhánh rẽ của đ−ờng dây chính nhằm bảo vệ đ−ờng dây chính khỏi bị mất điện khi có sự cố trên những nhánh rẽ này. L−u ý khi lắp Recloser ở những đ−ờng dây có hai nguồn cung cấp phải trang bị rơle kiểm tra đồng bộ RKĐ để loại trừ khả năng hoà điện phi đồng bộ giữa hai hệ thống. Đối với l−ới điện trung áp ở khu vực miền Trung, đ−ờng dây có hai nguồn chủ yếu là mạch kết nối giữa l−ới điện quốc gia và các nguồn thuỷ điện vừa và nhỏ cũng nh− một số khu công nghiệp có nguồn phát dự phòng tại chỗ. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 43 f. Phần điều khiển và bảo vệ của Recloser: Các Recloser thế hệ mới sử dụng tủ điều khiển điện tử, vi xử lý có hệ thống các đ−ờng đặc tính Ampe giây (Time Current Characteristic curves) theo các tiêu chuẩn ANSI và các đ−ờng đặc tính lập trình bởi ng−ời dùng để có thể linh hoạt trong phối hợp đặc tính với các Recloser khác hay với các thiết bị bảo vệ nh− rơle máy cắt hay các cầu chì. Hình 3.7: Thiết bị DAS treo trên cột của NULEC Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 44 Chu trình tác động yêu cầu của Recloser phải đ−ợc lựa chọn căn cứ vào thực tế của hệ thống và yêu cầu phối hợp với các thiết bị phân đoạn khác, cũng nh− với hệ thống rơle máy cắt xuất tuyến trạm nguồn. Chu trình tác động chuẩn của các nhà sản xuất Recloser với các tủ điều khiển điện tử, vi xử lý hầu hết đáp ứng với các chế độ cài đặt và các yêu cầu phối hợp đối với các thiết bị bảo vệ khác trên l−ới phân phối. Recloser có thể cài đặt số lần cắt đi đến cắt hẳn là 4 lần theo chu trình nh− sau: Mở – t1 - đóng/mở – t2 - đóng/mở – t3 - đóng/mở. Các khoảng thời gian đóng lại t1, t2, t3 có thể điều chỉnh độc lập với các dải điều chỉnh nh− sau: Bảng 3.2: Dải thời gian chỉnh định của một số loại Recloser Nhà sản xuất t1 t2 t3 Cooper 0,5 – 45s 1,8 – 45s 1,8 – 45s Nulec 0,5 – 180s 2 – 180s 2 – 180s Whipp & Bourne 0,25 – 180s 0,25 – 180s 0,25 – 180s ShinSung/SEL 0 – 180s 0 – 180s 0 – 180s 3.2.2. Các thiết bị chính theo từng giai đoạn a. Các thiết bị chính của DAS giai đoạn 1: Thiết bị của DAS ở giai đoạn 1 bao gồm các dao cắt chân không (PVS), rơle phát hiện sự cố (FDR) và biến áp cấp nguồn (SPS) lắp đặt trên cột ở các phân đoạn xuất tuyến phân phối và một bộ chỉ thị phân đoạn sự cố (FSI) lắp đặt tại trạm. Trường ðại học Nụng nghiệp Hà Nội – Luận ._.