Luận văn thạc sĩ Thiết bị, mạng và nhà máy điện: Tự động hóa xuất tuyến và triển vọng ứng dụng cho lưới điện phân phối Thành phố Hồ Chí Minh

Luận văn “Tự động hóa xuất tuyến và triển vọng ứng dụng cho lưới điện phân phối thành phố Hồ Chí Minh” trình bày về các thiết bị thông minh Itelligent Electronic Devices được phát triển

MỤC ĐÍCH NGHIÊN CỨU

Đề tài “Tự động hóa xuất tuyến và triển vọng ứng dụng cho lưới điện thành phố Hồ Chí Minh” được nghiên cứu nhằm mục đích khảo sát tình trạng cung cấp điện của lưới điện phân phối trung thế hiện tại; Các giải pháp tự động hóa cho lưới phân phối trung thế Áp dụng các giải pháp đó cho đường dây trên không và đường dây ngầm nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy trong việc cung cấp điện, giảm thời gian mất điện trung bình của hệ thống, giám sát chặt chẽ tình trạng của lưới điện, nhanh chóng khắc phục khi xảy ra sự cố, đảm bảo thời gian mất điện là ngắn nhất.

PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU

Ý NGHĨA KHOA HỌC CỦA ĐỀ TÀI

- Phân tích mức độ tự động hóa lưới điện phân phối trung thế hiện nay thông qua việc khảo sát lưới phân phối Điện Lực Bình Chánh và Điện Lực Thủ Thiêm

- Phân tích các giải pháp, thiết bị điện tử thông minh được phát triển dành cho mạng phân phối trung thế

- Lựa chọn, đề xuất giải pháp tự động hóa xuất tuyến phù hợp với thực trạng mạng phân phối hiện nay Đưa ra các bước cải thiện hệ thống điện hiện tại để đạt được những yêu cầu về tự động hóa xuất tuyến, từ đó đề xuất giải pháp áp dụng vào lưới phân phối của thành phố Hồ Chí Minh nhằm mục đích nâng cao độ tin cậy hệ thống điện, giảm chi phí vận hành, tổn thất trong mạng phân phối.

BỐ CỤC LUẬN VĂN

Luận văn được chia thành 5 chương như sau:

Chương 2: Giới thiệu công nghệ và thiết bị cho giải pháp tự động hóa xuất tuyến hiện nay

Chương 3: Áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến cho mạch vòng đường dây trên không tuyến Bờ Huệ - Ông Gốc, Điện Lực Bình Chánh

Chương 4: Áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến cho mạch vòng tuyến cáp ngầm trạm ngắt Khu Công Nghệ Cao, Điện Lực Thủ Thiêm

Chương 5: Đánh giá kết quả khi áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến và triển vọng ứng dụng cho lưới điện phân phối thành phố Hồ Chí Minh.

TỔNG QUAN

Lịch sử hình thành thì lưới phân phối trung thế của Việt Nam tồn tại các cấp điện áp 6, 10,15, 22 và 35kv lấy điện từ thanh cái hạ áp các trạm 110kV Theo định hướng quy hoạch lâu dài của nghành điện thì lưới phân phối trung thế sẽ quy về cấp điện áp chuẩn là 22kV cho các khu vực đồng bằng, thị xã và trung tâm cụm huyện miền núi xung quanh các trạm 110kV; Cấp điện áp chuẩn là 35kV cho các khu vực nông thôn miền núi có phụ tải phân tán, chiều dài chuyên tải lớn, nằm xa trạm 110kV Lưới phân phối có số lượng các phần tử trên đường dây rất nhiều, phân bố rải rác trên một diện rộng

Phụ tải trên lưới phân phối có nhiều dạng khác nhau như: An Ninh Quốc Phòng; Trung Tâm Hành Chính Sự Nghiệp; Phụ tải sinh hoạt; Chiếu sáng công cộng; Thương mại và dịch vụ; Khu công nghiệp; Phân xưởng sản xuất các loại phụ tải này phân bố một cách ngẫu nhiên, không đồng đều trên các lộ đường dây và chúng có thời điểm sử dụng công suất khác nhau, thay đổi trong ngày, trong tuần và trong mùa, hệ số đồng thời thấp

Khảo sát sơ đồ vận hành lưới điện phân phối của Điện Lực Bình Chánh và Điện Lực Thủ Thiêm thì các lưới phân phối có kết cấu hình tia phân đoạn hoặc không phân đoạn; Kết cấu liên kết vòng trong cùng một trạm biến áp nguồn hoặc với nhiều trạm biến áp nguồn khác nhau Các thiết bị đóng ngắt chính có trên đường dây là các Recloser, dao cách ly, dao cắt tải, cầu chì Máy cắt và rơ le bảo vệ chủ yếu được đặt tại các trạm đầu nguồn

Lưới phân phối hình tia không phân đoạn (Hình 1.1) có đặc điểm đơn giản, chi phí đầu tư thấp nhưng độ tin cậy không cao Bất cứ sự cố trên nhánh nào cũng dẫn đến bảo vệ rơ le tác động cắt máy cắt (MC) đầu nguồn và làm mất điện toàn bộ hệ thống Máy cắt chỉ đóng lại và khôi phục cấp điện sau khi đã sửa chữa xong nhánh bị sự cố

Hình 1.1 Lưới hình tia không phân đoạn

Lưới phân phối hình tia không phân đoạn có đặt cầu chì tại các nhánh rẽ (Hình 1.2) lúc này chỉ những sự cố trên trục chính mới dẫn đến mở máy cắt (MC) đầu nguồn và làm mất điện toàn bộ hệ thống Sự cố tại các phân nhánh cầu chì sẽ tác động để tách phân nhánh bị sự cố ra khỏi hệ thống

Hình 1.2 Lưới hình tia không phân đoạn có đặt cầu chì tại các nhánh rẽ Để nâng cao độ tin cậy của lưới phân phối, người ta tiến hành phân đoạn lưới hình tia băng các thiết bị phân đoạn như: Dao cách ly, cầu dao phụ tải hay máy cắt phân đoạn Các thiết bị này có thể thao tác tại chỗ hoặc điều khiển từ xa Lưới phân phối hình tia có phân đoạn giải quyết được một phần nhược điểm của lưới phân phối hình tia, cô lập phân đoạn bị sự cố và tái lập nguồn cho các phân đoạn nằm phía trước

Trường hợp sự cố gần đầu nguồn thì toàn bộ đường dây bị mất điện

Hình 1.3 Lưới hình tia có phân đoạn

Lưới phân phối mạch vòng vận hành hở (Hình 1.4), mạch vòng lấy điện từ cùng một trạm hoặc từ 2 trạm khác nhau, có các thiết bị phân đoạn trong mạch vòng Bình thường thiết bị nối vòng ở trạng thái mở, khi có sự cố hoặc cần sửa chữa đường dây thì nhân viên vận hành mới đóng, cắt thiết bị nối vòng, các thiết bị phân đoạn để điều chỉnh phương thức vận hành lưới điện Lúc đó chỉ phân đoạn bị sự cố, sửa chữa mới bị mất điện, các phân đoạn còn lại chỉ bị mất điện trong thời gian chuyển mạch Ngoài ra trong cấu trúc mạch vòng vận hành hở, việc lựa chọn điểm thường mở tối ưu trong mạch vòng sẽ giảm tổn thất công suất trong hệ thống, nâng cao khả năng tải của lưới điện, giảm sụt áp cuối lưới và giảm thiểu số lượng hộ tiêu thụ bị mất điện khi có sự cố hay khi cần sửa chữa đường dây

Hình 1.4 Lưới mạch vòng vận hành hở

Các lý do vận hành mạch vòng hở: Dòng ngắn mạch trong mạch vòng kín lớn hơn so với mạch vòng hở, do đó vận hành hở sẽ giảm chi phí đầu tư cho các thiết bị về khả năng chịu đựng dòng ngắn mạch Khi vận hành kín phải trang bị các thiết bị bảo vệ có hướng đắt tiền hơn, nếu mạch vòng được cấp điện từ 2 nguồn độc lập thì hai nguồn phải đảm bảo điều kiện vận hành song song Như vậy mạch vòng vận hành hở có độ tin cậy thấp hơn nhưng lại có lợi hơn về mặt kinh tế

Trong phương thức vận hành lưới mạch vòng hở, khi có sự cố thì máy cắt đầu nguồn sẽ cắt ra Lúc này nhân viên vận hành sẽ kiểm tra và cho đóng lại đường dây

Nếu đóng điện lần thứ nhất không thành công, nhân viên vận hành tiến hành phân đoạn, khoanh vùng để phát hiện và cô lập đoạn đường dây bị sự cố, nhanh chóng cấp điện lại cho khách hàng bằng cách đóng máy cắt đầu nguồn hoặc thiết bị nối vòng

Như vậy thời gian để xử lý cách ly sự cố thường phụ thuộc vào trình độ xử lý sự cố của điều độ viên, thời gian triển khai lực lượng đi thao tác tại các thiết bị phân đoạn, khoảng cách và địa hình giữa điểm trực thao tác đến các thiết bị cần phân vùng sự cố Điều này dẫn đến phạm vi ảnh hưởng rất lớn và thời gian mất điện rất lâu cho toàn bộ phụ tải trên tuyến dây đó

+ Ảnh hưởng của mất điện gây ra các hậu quả mang tính chính trị - xã hội nghiêm trọng: Với các phụ tải quan trọng như Bệnh Viện, Khu Quân Sự, Sân Bay, Trung Tâm Hành Chính Hậu quả của việc mất điện là không thể đo đếm được

+ Tổn thất kinh tế cho các cơ sở sản xuất, kinh doanh khi các cơ sở này phải chịu mất điện đột ngột hay theo kế hoạch Khi mất điện đột ngột thì toàn bộ sản phẩm sẽ bị hỏng, dây chuyền ngừng sản xuất, tốn rất nhiều chi phí để khởi động lại toàn bộ hệ thống, tiêu hủy sản phẩm bị hỏng Đặc biệt nó sẽ ảnh hưởng đến việc thu hút vốn đầu tư, tạo cảm giác e dè, lo âu về chất lượng dịch vụ cung cấp điện, nhất là các nhà đầu tư nước ngoài

+ Tổn thất cho nghành điện do sản lượng không phân phối được, tăng chi phí do phải sửa chữa các hư hỏng thiết bị trên lưới, chi phí bồi thường cho khách hàng nếu việc ngừng cung cấp điện là do lỗi chủ quan Ngoài ra nó còn ảnh hưởng đến uy tín của nghành điện

Ngày nay cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật, sự ra đời các thiết bị thông minh, các giải pháp tiên tiến đã từng bước giải quyết được những yêu cầu về tự động hóa cho mạng phân phối Việc xây dựng lộ tình để từng bước ứng dụng tự động hóa trong công tác vận hành, điều độ và quản lý hệ thống điện là một đòi hỏi cấp thiết của nghành điện Từ trước đến nay đã có rất nhiều công trình nghiên cứu, bài viết trên tạp chí khoa học của nhiều tác giả về vấn đề tự động hóa trong hệ thống điện Bên cạnh vấn đề tự động hóa trong trạm điện thì vần đề tự động hóa xuất tuyết cho mạng phân phối cũng được rất nhiều tác giả quan tâm nghiên cứu dù với các tên gọi khác nhau như:

- Đề tài “Tự động hóa mạng phân phối” – Tác giả Nguyễn Đức Huy, năm 2009

GIỚI THIỆU CÔNG NGHỆ VÀ THIẾT BỊ CHO GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN HIỆN NAY

GIỚI THIỆU CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN

Hiện nay cùng với sự phát triển của khoa học công nghệ thì các giải pháp để giải quyết bài toán tự động hóa xuất tuyến ngày càng hiện đại hơn, các thiết bị được cải tiến, ứng dụng linh hoạt cho các lưới phân phối có cấu trúc khác nhau Tất cả nhằm mục đích giúp người vận hành nhanh chóng khoanh vùng vị trí bị sự cố, nhanh chóng tái lập các phân nhánh còn lại, hạn chế số lần cũng như thời gian mất điện, nâng cao ổn định hệ thống điện Khi đó toàn bộ thông tin cần thiết cho việc điều hành lưới điện sẽ được hệ thống trung tâm thu thập, xử lý Đặc biệt từ năm 2005 thực hiện chỉ đạo của Thủ Tướng Chính Phủ, Thành Ủy Thành Phố Hồ Chí Minh, nghành điện bắt đầu xây dựng kế hoạch ngầm hóa chỉnh trang đô thị Giai đoạn 2021 – 2025 sẽ cơ bản hoàn tất ngầm hóa lưới điện kết hợp với dây thông tin tại các quận, các trung tâm hành chính huyện, các khu đô thị mới, khu công nghiệp trên phạm vi toàn TP Hồ Chí Minh Việc ngầm hóa lưới điện giúp việc cung ứng điện an toàn hơn, giảm thiểu rủi ro do ảnh hưởng của thời tiết, cây ngã, động đất, sét đánh không gian thông thoáng, góp phần cải thiện môi trường và mỹ quan đô thị Công tác ngầm hóa đang phải đối mặt với nhiều khó khăn, thách thức đòi hỏi các ban nghành phải cùng nhau quy hoạch lại hệ thống trong lòng đất, phải đầu tư các công nghệ cao trong việc xây dựng, quản lý, vận hành, đầu tư đào tạo con người rất tốn kém chi phí Ngầm hóa hệ thống điện, trả lại vẻ đẹp mỹ quan đô thị cho các thành phố, phấn đấu để đưa các thành phố lớn trở thành một đô thị mới, hiện đại trong tương lai Việc tìm hiểu, nghiên cứu và từng bước áp dụng khoa học công nghệ để xây dựng một hệ thống tự động cho hệ thống ngầm là một nhiệm vụ hàng đầu của nghành điện để đảm bảo việc cung cấp điện liên tục cho khách hàng

Trong giải pháp tự động hóa xuất tuyến thì mạng lưới có cấu trúc như sau:

- Các thiết bị động lực: máy biến áp, máy cắt, Recloser, dao cắt tải, dao cách ly, tụ bù, dường dây

- Các thiết bị đo lường mục đích là thu thập các thông số của thiết bị như: các máy biến dòng, biến áp, công suất, các bộ chuyển đổi

- Các thiết bị thông minh, các thiết bị đầu cuối (RTU) ngày nay được tích hợp các chức năng điều khiển, chức năng bảo vệ; Hệ thống giao tiếp ngang cấp cho phép các bộ điều khiển, rờ le chia sẻ thông tin với nhau, mà không cần thiết bị máy chủ Do đó khi xuất hiện sự cố tại bất kỳ một phân đoạn nào thì tùy thuộc vào việc lập trình sẵn thì các bộ điều khiển, rờ le có thể tự đóng cắt, cách ly và phục hồi lại hệ thống bằng các chuyển mạch tự động, thiết bị tự động đóng lặp lại mà không cần sự can thiệp của người vận hành

- Hệ miniSCADA giám sát và điều khiển thiết bị với giao diện trực quan, dễ sử dụng với các công cụ hỗ trợ phân tích dữ liệu

Hình 2.1: Mô hình TĐHXT cho đường dây trên không và hệ thống ngầm

2 Hệ thống gửi tin nhắn cảnh báo

3 Thiết bị đầu cuối cho lưới ngầm

4 Thiết bị chỉ thị vị trí bị sự cố cho hệ thống ngầm

5 Tủ đóng cắt trung thế

7 Thiết bị chỉ thị vị trí sự cố cho đường dây trên không

8 Thiết bị tự động đóng lặp lại

MẠNG LƯỚI TỰ HỒI PHỤC (SELF HEALING GRID) CHO MẠCH VÒNG VẬN HÀNH HỞ

Với cách vận hành mạng điện phân phối như hiện nay, khi xảy ra sự cố làm cắt máy thì trưởng ca vận hành sẽ chủ động huy động nhân lực, phương tiện, vật tư thiết bị để kiểm tra toàn bộ tuyến dây, trạm biến áp kế cận và thiết bị gần nhất các vị trí đã từng xảy ra sự cố trong quá trình vận hành, các vị trí có dấu hiện bất thường trong quá trình quản lý vận hành được gi nhận lại cho đến khi phát hiện chắc chắn nguyên nhân tác động gây ra sự cố trước khi đóng điện lại cho hệ thống Đối với đường dây mạch vòng kín vận hành hở, nếu không thể phán đoán được vị trí sự cố thì có thể yêu cầu các nhóm kiểm tra đồng thời từ phía đầu nguồn đường dây bị sự cố và điểm thưởng mở phía đầu nguồn để xác định nhanh vị trí sự cố và có thẻ tái lập điện nhanh cho các phân đoạn không bị sự cố Như vậy mất một khoản thời gian khá lâu kể từ lúc hệ thống bị sự cố cho đến khi hệ thống được tái lập lại, phần lớn thời gian được dùng để dò tìm vị trí bị sự cố

Trong mọi sự cố xảy ra mong muốn của nghành điện là đường dây nhanh chóng phục hồi cung cấp điện với thời gian ngắn nhất có thể, giảm thời gian mất điện mà vẫn đảm bảo hệ thống hoạt động ổn định, an toàn Ngày nay cùng với sự phát triển của khoa học kỹ thuật thì các giải pháp cho bài toán tự động hóa xuất tuyến ngày càng được áp dụng một một cách phổ biến, mang lại tính hiệu quả cao cho hệ thống điện

Giảm thiểu các khu vực bị ảnh hưởng khi sự cố, khôi phục lại nguồn điện cho khách hàng trong thời gian ngắn nhất mà không cần sự can thiệp của người vận hành là điểm nổi bật của hệ thống tự động hóa mạch vòng Bằng cách sử dụng các bộ điều khiển được cấu hình chức năng tự động trong mạch vòng sẽ nhanh chóng phân vùng sự cố một cách tự động, giảm thiểu các khu vực bị ảnh hưởng Tự động hóa mạch vòng là phương pháp tự động hóa được thiết kế cho lưới phân phối mạch vòng vận hành hở, khôi phục lại nguồn điện cho khách hàng trong thời gian ngắn nhất

2.2.1 TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN ĐƯỜNG DÂY TRÊN KHÔNG

2.2.1.1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ RECLOSER

Recloser có vai trò là một máy cắt có thể đóng ngắt tại chỗ hoặc từ xa, tích hợp đầy đủ các chức năng bảo vệ, chức năng tự động đóng lặp lại, liên tục cập nhật các thông số vận hành, tình trạng của lưới điện…

Tuy nhiên, Recloser với nhiều tính năng nổi trội như thế nhưng công tác vận hành hiện nay vẫn chưa khai thác được hết khả năng ưu thế vốn có của nó: Các Relcoser không được giám sát liên tục mà chỉ được kiểm tra định kỳ hoặc khi có sự cố cần khắc phục; Việc lưu trữ và phân tích dữ liệu trên các Recloser rất hạn chế; Sự cố mất điện chủ yếu được phát hiện thông qua thông tin từ phía khách hàng, thiếu sự chủ động trong việc cung cấp điện; Khi thao tác vận hành, tách nhánh, hợp nhánh đòi hỏi nhân viên vận hành phải di chuyển đến từng điểm thao tác để thực hiện; Hệ thống không có khả năng tự động điều khiển đóng cắt các Recloser, thay đổi kết cấu lưới theo những tình huống đã được xây dựng sẵn Do đó việc thiết lập, sử dụng các chức năng của Recloser một cách tối ưu sẽ giúp cho hệ thống vận hành ổn định với độ tin cậy cung cấp điện cao

Cấu tạo và những chức năng nổi trội của Relcoser được tích hợp trong những năm gần đây:

Hình 2.2: Cấu tạo của Recloser

- Chức năng đóng cắt: với cấu tạo buồn cắt chân không được đặt trong môi trường khí SF6 dòng cắt sự cố của các Recloser cho lưới 36kV lên đến 16kA Thời gian đóng

< 50ms, thời gian mở < 35ms

Chu trình đóng cắt: thời gian tự đóng lại được chọn một cách riêng biệt Chuỗi vận hành được xác định bằng

O – 0.3s – CO – 2s – CO – 2s – CO Trong đó: O: Mở

C: Đóng Số lần cắt do sự cố và quá dòng trước khi khóa mạch có thể được lựa chọn từ 1 đến 4 Có thể cài đặt riêng biệt cho sự cố dòng chạm đất và dòng thứ tự nghịch

- Chức năng đo lường, hiển thị: Recloser được gắn các biến dòng, biến điện áp kiểu tụ do đó đo được các thông số như: điện áp và dòng điện; Công suất thực; Công suất và hệ số công suất; Lịch sử đo lường mặc định: trào lưu công suất được tích hợp giữa các khoảng thời gian 5, 15, 30 hay 60 phút (kWh) và được gi lại trong suốt 2 tháng theo thiết lập mặc định Nó có thể nhìn thấy từ bảng điều khiển của người vận hành, từ máy tính hay từ hệ thống SCADA tương thích Ngoài ra dữ liệu có thể tải vào máy tính xách tay hoặc hệ thống SCADA tương thích; Lịch sử sự kiện Tất cả các thông số đều được hiển thị tại màn hình tinh thể lỏng

Hình 2.3: Sơ đồ khối bộ điều khiển Recloser Nu-Lec

Mỗi Recloser được cung cấp một dao diện vận hành tại chỗ Từ đây người sử dụng có thể truy cập sự kiện, cài đặt, tra cứu các thông số về đo lường và bảo vệ có sẵn Đèn trạng thái cung cấp thông tin nhanh chóng về trạng thái bảo vệ và bộ điều khiển

Phím thao tác nhanh có sẵn để thực hiện các thao thao tác thường xuyên như: điều khiển từ xa, đóng lại mỗi phím có một đèn trạng thái riêng để biểu diễn Recloser tích hợp các giao thức truyền thông như DNP3; IEC 60870 – 101/ 104 giao tiếp với hệ thống SCADA, với máy tính tại chỗ thông qua các phương thức như cổng USB tại chỗ, cổng kết nổi RS232, bộ điều giải sóng vô tuyến, bộ điều dải GSM/ PSTN, Ethernet TCP/IP

Hình 2.4: Dao diện vận hành Recloser Nu-Lec

+ Recloser được tích hợp rất nhiều các chức năng bảo vệ như: Bảo vệ tức thời; Bảo vệ theo thời gian cố định: Bảo vệ theo thời gian cố định là một chọn lựa thay thế cho bảo vệ nghịch đảo với thời gian Nó hoạt động dựa trên nguyên tắc ngắt Recloser tại thời gian xác định được cài đặt trước khi dòng qua Recloser vượt quá dòng cài đặt; Sự cố rò chạm đất; Tránh dòng xung kích: Việc tránh dòng xung kích bằng cách nâng cao giá trị ngưỡng dòng điện pha và chạm đất trong một khoảng thời gian ngắn cho phép dòng xung kích ngắn hạn khi đóng tải vào; Mất pha; Bảo vệ có hướng; Bảo vệ thấp tần/ cao tần; Bảo vệ thấp áp/ quá áp

+ Đặc tuyến bảo vệ: Recloser được tích hợp các dạng đường cong theo tiêu chuẩn IEC60255; IEEE C37.112

Hình 2.5: Đặc tuyến bảo vệ của Recloser

+ Cấu hình các chứ năng: Việc cấu hình các thông số vận hành, chức năng bảo vệ có thể thông qua phần mềm kết nối trực tiếp hoặc thông qua giao diện vận hành tại chỗ Nếu qua các giao thức truyền thông thì không thể thay đổi giá trị, chức năng bảo vệ nhưng có thể kích hoạt hoặc tắt chức năng bảo vệ

Cấu hình nhóm thông số bảo vệ: Mỗi Recloser hỗ trợ rất nhiều nhóm thông số bảo vệ, mỗi nhóm có thể được cấu hình với các đặc tính bảo vệ riêng biệt hoàn chỉnh với đặc tuyến thời gian và dòng cài đặt Tự động chọn nhóm thông số bảo vệ được sử dụng để thay đổi nhóm bảo vệ phụ thuộc vào hướng dòng công suất Điều này cho phép Recloser phối hợp bảo vệ đúng với các thiết bị nhánh dưới bất kể hướng của dòng công suất

Khóa việc đóng Recloser khi tải đang có điện: chức năng này ngăn ngừa việc Recloser đóng lại nếu có bất kỳ cực nào phía tải đang có điện; Khóa việc đóng Recloser khi mất điện lưới: chức năng này ngăn việc tự động đóng lại Recloser trừ khi có một hoặc nhiều hơn một cực từ phía nguồn hoặc phía tải đang có điện Nếu tất cả các cực đấu nối đều không có điện thì bộ điều khiển sẽ bị khóa lại

Hình 2.6: Ví dụ về sự phối hợp bảo vệ giữa các Recloser khi xảy ra sự cố vĩnh cửu tại đoạn B3 – B4 - Chức năng giám sát chất lượng điện năng:

+ Đo lường mất nguồn: Tính năng đo lường mất nguồn tận dụng các tính năng sẵn có của Recloser để ghi nhận lại số lần và khoảng thời gian mỗi lần mất điện Những bản thống kê này được gi nhận lại trong bộ điều khiển để điện lực sử dụng tính toán thời gian hệ thống mất điện của khách hàng Bộ điều khiển ghi nhận: Tổng số lần mất điện; tổng thời gian mất điện; thời gian môi lần mất điện trong nhật ký Những giá trị này có thể được truy xuất bằng cách sử dụng bảng điều hiển vận hành tại chỗ, qua phần mềm hoặc hệ thống SCADA

ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN

TỔNG QUAN VỀ ĐƯỜNG DÂY DIỆN LỰC BÌNH CHÁNH

3.1.1 CẤU TRÚC CỦA MẠNG LƯỚI

- Phần đường dây: Công ty Điện Lực Bình Chánh quản lý 662.535 km trung thế

+ Lưới 22kV: đường dây nổi dài 10.61 km; đường dây ngầm dài 1.05km

+ Lưới 15kV: đường dây nổi dài 568.054km (trục chính dài 242.929km; nhánh rẽ dài 325.125); đường dây ngầm dài 82.821km

Trên đường dây có nhiều cấu trúc mạng lưới khác nhau: Mạng hình tia không phân đoạn bằng dao cách ly, có đặt cầu chì tại các nhánh rẽ; Mạng vòng vận hành hở

- Phần trạm biến thế: Công ty Điện lực Bình Chánh quản lý: 3.341 máy biến thế/

2.325 trạm với tổng công suất là 837.050 kVA (trong đó trạm công cộng: 1.276 MBT/

936 trạm/ 239.115 kVA, trạm chuyên dùng: 301 MBT/ 163 trạm/ 52.375 kVA, trạm khách hàng: 1.764 MBT/ 1.226 trạm/ 545.560 kVA)

- Các thiết bị đóng cắt chính trên mạng lưới: Tủ RMU: 6 cái; Recloser: 35 cái của các hãng Nulec, Copper, Shinsung; LBS: 91 cái; DS: 278 cái; LTD: 7 cái; LBFCO 792 cái; FCO: 5993 cái; LA: 5551 bộ; TU: 2034 bộ; TI: 2040 bộ

3.1.2 PHỤ TẢI VÀ KHẢ NĂNG ĐÁP ỨNG NHU CẦU HIỆN TẠI CỦA ĐƯỜNG DÂY

- Công ty Điện lực Bình Chánh đã thống kê hiện nay trên địa bàn huyện Bình Chánh có 159.684 khách hàng trong đó có 07 khách hàng quan trọng cần giữ điện ưu tiên trong các ngày Lễ, Tết:

+ Công An huyện Bình Chánh

+ Trung Tâm Y Tế huyện Bình Chánh

+ Trung Tâm Văn Hoá huyện Bình Chánh

+ Ban chỉ huy quân sự huyện Bình Chánh

+ Nhà máy in Báo Nhân dân

- Sản lượng điện thương phẩm trong năm 2013 là 1.379,502 triệu kWh Trong giờ cao điểm, hệ thống vẫn đảm bảo lượng công suất cung cấp cho phụ tải

- Hệ số cosφ trung bình của các tuyến trung thế 0,97

3.1.3 TÌNH HÌNH MẤT ĐIỆN TRONG NĂM 2013 3.1.3.1 MẤT ĐIỆN DO SỰ CỐ LƯỚI TRUNG THẾ

- Đường trục chính: trong năm 2013 số vụ sự cố lưới trung thế là 72 vụ, chỉ tiêu Tổng công ty giao là 64,5 vụ sự cố / năm, chiếm 110% chỉ tiêu sự cố năm 2013 Tổng thời gian mất điện do sự cố là 162.78 giờ; Theo thống kê của Điện Lực Bình Chánh thì bình quân thời gian mất điện là 2.26 giờ/ vụ trong đó 45% thời gian dùng vào việc dò tìm vị trí bị sự cố; Tổng sản lượng không phân phối được là 552.737 kWh; Số khách hàng mất điện là 261.679 khách hàng Phần lớn nguyên nhân sự cố do: Vật lạ vướng vào đường dây; Động vật bò lên lưới điện; Phóng LA; Phóng điện trên sứ đỡ; Phóng điện DS; Phóng điện FCO; Phóng TU, TI; Cây xanh ngã đổ vào đường dây; nguyên nhân khác

- Trênh nhánh rẽ: năm 2013 số vụ sự cố lưới trung thế là 162 vụ;Tổng thời gian mất điện do sự cố là 210 giờ 09 phút; Bình quân thời gian mất điện để xử lý sự cố là 1.29 giờ/vụ; Tổng sản lượng không phân phối được là 659.137 kWh; Số khách hàng mất điện là 535.304 khách hàng Phần lớn nguyên nhân sự cố do: Phóng TU, TI;

Phóng LA; Động vật bò lên lưới điện; Vật lạ vướng vào đường dây; Động vật bò lên lưới điện; Phóng điện trên sứ đỡ; Phóng điện DS; Phóng điện LBFCO; Cây xanh ngã đổ vào đường dây; nguyên nhân khác

3.1.3.2 MẤT ĐIỆN DO CẮT ĐỘT XUẤT

- Đường trục chính: trong năm 2013 số vụ mất điện do cắt đột xuất là 90 vụ; Tổng thời gian mất điện do sự cố là 104.65 giờ; Bình quân thời gian mất điện để xử lý sự cố là 1.16 giờ/vụ; Tổng sản lượng không phân phối được là 123.551 kWh; Số khách hàng mất điện là 438.328 khách hàng Phần lớn nguyên nhân sự cố do: Cắt để thay thế, lắp đặt thiết bị; Cắt do cháy nhà; Cắt điện để chuyển tải

- Trên nhánh rẽ: trong năm 2013 số vụ mất điện do cắt đột xuất là 83 vụ; Tổng thời gian mất điện do sự cố là 122 giờ 45 phút; Bình quân thời gian mất điện để xử lý sự cố là 1.5 giờ/vụ; Tổng sản lượng không phân phối được là 78.461 kWh; Số khách hàng mất điện là 290.206 khách hàng Phần lớn nguyên nhân sự cố do: Cắt để xử lý phát nhiệt; Cắt để thay thế thiết bị; Cắt để chuyển tải; Cắt do cháy nhà;

3.1.3.3 MẤT ĐIỆN DO CẮT CÔNG TÁC

- Đường trục chính: trong năm 2013 số lần cắt điện để công tác là 119 lần; Tổng thời gian mất điện là 359 giờ 42 phút; Bình quân thời gian mất điện trong một lần cắt là 3.02 giờ/lần; Tổng sản lượng không phân phối được là 3.468.111 kWh; Số khách hàng mất điện là 613.117 khách hàng Phần lớn nguyên nhân cắt điện là để thực hiện công tác bảo trì

- Trênh nhánh rẽ: năm 2013 số lần cắt điện để công tác là 77 vụ;Tổng thời gian mất điện là 301 giờ 06 phút ; Bình quân thời gian mất điện trong một lần cắt là 3.91 giờ/lần; Tổng sản lượng không phân phối được là 1.057.261 kWh; Số khách hàng mất điện là 305.425 khách hàng Phần lớn nguyên nhân cắt điện là để thực hiện công tác bảo trì

3.1.3.4 MẤT ĐIỆN DO SỰ CỐ TRẠM BIẾN THẾ

Trong năm 2013 số vụ mất điện do sự cố trạm máy biến thế là 235 vụ, trong đó có 64 trường hợp sự cố về máy biến áp Tổng thời gian mất điện là 481 giờ 55 phút; Bình quân thời gian mất điện trong một lần cắt là 2.05 giờ/lần; Tổng sản lượng không phân phối được là 68.438 kWh; Số khách hàng mất điện là 28.269 khách hàng Nguyên nhân chính là do hư hỏng máy biến thế; Hư hỏng, phát nhiệt đầu cáp; Đứt chì; Hư FCO; Phóng điện FCO.

Bảng 3.1: Thống kê sự cố năm 2013 – Điện Lực Bình Chánh

Nguyên nhân gây mất điện Tổng số vụ (Số vụ)

Thời gian trung bình t tb xử lý 1 vụ (giờ)

1 Mất điện do sự cố lưới trung thế - trục chính 72 2.26 2 Mất điện do sự cố lưới trung thế - nhánh rẽ 162 1.29 3 Mất điện do cắt đột xuất lưới trung thế - trục chính 90 1.16 4 Mất điện do cắt đột xuất lưới trung thế - nhánh rẽ 83 1.5 5 Mất điện do công tác trên lưới trung thế - trục chính 119 3.02 6 Mất điện do công tác trên lưới trung thế - nhánh rẽ 77 3.91

7 Mất điện do sự cố trạm biến thế 235 2.05

3.2 GIỚI THIỆU TUYẾN BỜ HUỆ VÀ TUYẾN ÔNG GỐC TRẠM NAM SÀI GÒN 2

Xuất tuyến Bờ Huệ và Ông Gốc hiện đang lấy điện trên thanh cái C82 trạm Nam Sài Gòn 2 thông qua các máy cắt MC 878 và MC 874 Hai xuất tuyến này đang vận hành mạch vòng hở thông qua LBS An Câu Khi một trong hai xuất tuyến bị sự cố mà không thể cấp nguồn được thì nhân viên vận hành sẽ tiến hành cô lập điểm sự cố và đóng mạch vòng LBS An Câu để cung cấp điện cho các phụ tải khác

Hình 3.1 Sơ đồ mạch vòng tuyến Bờ Huệ - Ông Gốc

Bảng 3.2: Tuyến mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc

Cáp ngầm Cáp nổi Số lượng khách hàng

BỜ HUỆ 15.3 2M240 AC 240 2911 275 800 ÔNG GỐC 14.8 2M240 AC 240 4566 227 800

Imax: Dòng phụ tải cực đại khi hệ thống vận hành bình thường

Idm: Dòng định mức các máy cắt đầu nguồn (MC 878 và MC 876)

- Phạm vi trục chính: Từ MC 874 (Thanh cái C82) trạm Nam Gài Gòn → DS 1- Ông Gốc → DS Cầu Tân Quý Tây → DS Đường Rầy → LBS hở AN Câu

- Máy cắt đầu nguồn: Loại hợp bộ chân không

- Dòng định mức của lộ ra: 600A

- Chiều dài mạch vòng: 10.36km

- Phạm vi cung cấp điện: Một phần xã Hưng Long, Tân Quý Tây và Bình Chánh

- Công suất cực đại trên đường dây: Pmax = 1930 kW; Qmax = 411kvar

- Hộ ưu tiên: Công An Huyện Bình Chánh; UBND xã Bình Chánh; UBND xã Tân Quý Tây; Trung tâm ý tế dự phòng huyện Bình Chánh

- Thiết bị giao liên: LBS An Câu - giao liên với tuyến Bờ Huệ

- Phạm vi trục chính tuyến Bờ Huệ: Từ MC 878 (thanh cái C82) trạm Nam Sài Gòn 2 → DS 1 - Bờ Huệ → DS Xuyên Ấp → LBS hở An Câu; DS Xuyên Ấp → Recloser tiểu học Tân Quý Tây → LBS Ngọc Trâm → DS Đức Hạnh

- Máy cắt đầu nguồn: Loại hợp bộ chân không

- Dòng định mức của lộ ra: 600A

- Chiều dài mạch vòng: 7.91km

- Phạm vi cung cấp điện: một phần xã Tân Quý Tây, một phần xã Tân Kiên

- Công suất cực đại trên đường dây: Pmax = 2275 kW; Qmax = 425kvar

- Hộ ưu tiên: Ban Chỉ Huy Quân Sự Huyện Bình Chánh; Bệnh Viện Đa Khoa Huyện Bình Chánh; Chợ Đầu Mối NSTP Bình Điền

- Thiết bị giao liên chính: LBS hở An Câu - giao liên với tuyến Ông Gốc

Giới thiệu quy trình xử lý sự cố tuyến Bờ Huệ:

- Nhận thông tin về sự cố bật MC 878 trạm Nam Sài Gòn 2 do TTĐĐHTĐ

TP.HCM thông báo: thời gian xảy ra sự cố, loại rơle tác động, loại sự cố thoáng qua hay vĩnh cửu

- Trường hợp sự cố thoáng qua được xem như sau khi bật máy cắt đường dây, đóng lại tốt, thời gian tính lúc sự cố đến khi tái lập không quá 20 phút Do đó khả năng: mất điện cục bộ do thiết bị bảo vệ phân đoạn hoặc đầu nhánh tác động; do cây quẹt, phóng sứ, sét đánh phạm vi có thể trên trục chính hoặc sau thiết bị bảo vệ đường dây, bất vượt cấp về máy cắt đầu nguồn; Tái lập điện nhưng lưới vẫn tồn tại điểm sự cố không đủ dòng có giá trị lớn để bảo vệ hoạt dộng do xa nguồn hoặc chạm qua điện trở

TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA TUYẾN BỜ HUỆ VÀ TUYẾN ÔNG GỐC KHI CHƯA ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA

Hiện nay, nhiều nước trên thế giới đánh giá độ tin cậy lưới điện phân phối thông qua các chỉ tiêu tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366 Ở nước ta, Bộ Công Thương đã ban hành thông tư số 32/2010/ TT-BCT ngày 30/07/2010 quy định về các chỉ số để đánh giá độ tin cậy lưới phân phối Các tiêu chuẩn vận hành lưới phân phối theo thông tư này cũng sử dụng các chỉ tiêu độ tin cậy theo tiêu chuẩn IEEE 1366

Nội dung bài toán giải tích độ tin cậy là tính các chỉ tiêu độ tin cậy của một phần tử trong toàn hệ thống Trong đó, các chỉ tiêu độ tin cậy bao giờ cũng gắn liền với tiêu chuẩn hỏng hóc nào đo do người phân tích độ tin cậy đặt ra Các yếu tố đầu vào chính là các yếu tố ảnh hưởng đến độ tin cậy của hệ thống điện

 Chỉ số về số lần mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Frequency Index - SAIFI) SAIFI được tính bằng tổng số lần mất điện của khách hàng sử dụng điện chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện Chỉ số SAIFI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu lần trong một thời kỳ báo cáo, thường là trong một năm

Tổng số khách hàng bị mất điện SAIFI Tổng số khách hàng của hệ thống

N i – số lượng khách hàng tại nút thứ i

 Chỉ số về thời gian mất điện trung bình của lưới điện phân phối (System Average Interruption Duration Index - SAIDI) SAIDI được tính bằng tổng thời gian mất điện của các khách hàng sử dụng điện chia cho tổng số khách hàng sử dụng điện SAIDI cho biết trung bình một khách hàng bị ngừng cung cấp điện vĩnh cửu bao nhiêu giờ trong mội thời kỳ báo cáo, thường là một năm

Thời gian khách hàng bị mất điện SAIDI Tổng số khách hàng có điện

TI i : Thời gian mất điện lần thứ i kéo dài trên 5 phút N i – số lượng khách hàng tại nút thứ i

3.3.1 SƠ ĐỒ THAY THẾ ĐỂ TÍNH TOÁN

Giải pháp tự động hóa xuất tuyến tập trung giải quyết bài toán mạch vòng vận hành hở bằng cách nhanh chóng xác định và cô lập điểm sự cố thông qua việc đóng ngắt các recloser phân đoạn, tự động khôi phục những phân nhánh khác để đảm bảo thời gian gián đoạn cung cấp điện là ngắn nhất

Cường độ hỏng hóc () và thời gian mất điện trung bình (r) để sửa chữa những phần tử nằm trên đường dây, giữa hai thiết bị đóng cắt như: Cáp; LA; TU; TI sẽ được giữ nguyên giá trị xuyên suốt bài toán trước và sau khi áp dụng giải pháp tự động hóa Do đó việc rút gọn sơ đồ để giải bài toán về độ tin cậy trên mạch vòng sẽ không làm sai lệch kết quả

Nguyên tắc rút gọn sơ đồ vận hành tuyến Bờ Huệ - Ông Gốc:

+ Những phụ tải phân bố rải rác trên một phân đoạn (giữa hai thiết bị đóng cắt) sẽ được quy về một phụ tải với công suất, số lượng khách hàng và chiều dài đường dây bằng tổng công suất các phụ tải, tổng số lượng khách hàng và tổng chiều dài đường dây trên phân nhánh đó

+ Các thiết bị đóng cắt trên mạch vòng và vị trí tương đối của chúng được giữ nguyên

+ Tại mỗi nhánh rẽ đều có cầu chì bảo vệ, khi có sự cố tại các nhánh rẽ thì cầu chì tại các nhánh đó sẽ tác động, không tác động vượt cấp trên máy cắt trục chính thông qua việc phối hợp bảo vệ giữa các nhánh rẽ và trục chính

Hình 3.3 Sơ đồ mạch vòng tuyến Bờ Huệ - Ông Gốc đã được rút gọn Ở trạng thái vận hành bình thường LBS AN CAU vận hành mở Các DS đóng để cấp điện cho các phân nhánh Khi bị sự cố một trong hai máy cắt đầu nguồn thì nhân viên vận hành sẽ tiến hành đóng mạch vòng LBS AN CAU để cấp điện cho các nhánh không bị sự cố

Bảng 3.3: Dòng tải cực đại tại các thiết bị trên mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc khi làm việc bình thường và khi sự cố máy cắt đầu nguồn

DÒNG CỰC ĐẠI QUA CÁC THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT (A)

3.3.2 TÍNH TOÁN CHỈ SỐ TIN CẬY CỦA MẠCH VÒNG BỜ HUỆ - ÔNG GỐC

Những dữ liệu được dùng để tính toán trong đề tài này được lấy từ số liệu thống kê của Điện Lực Bình Chánh Với những số liệu chưa được thống kê đầy đủ như: Cường độ hỏng hóc của DS, máy cắt được tra theo hướng dẫn của tiêu chuẩn chuẩn IEEE 493 – 2007 “ Design of reliable industrial and comercial power systems”

Bảng 3.4: Số lượng khác hàng và công suất cực đại trên mạch vòng tại các nút

Nút tải Số lượng khách hàng Công suất tải cựcđại (kW)

Bảng 3.5: Thông số độ tin cậy của đường dây Đường dây đoạn l(km)  0

(lần/ năm) r timsc (giờ) r xlsc (giờ) r tbmd (giờ)

Trong đó: l: Chiều dài phân đoạn (km) Số liệu thống kê cường độ hỏng hóc đường dây trên không  01 = 0.5 (lần/ km.năm)

(Nguồn: Thống kê Điện Lực Bình Chánh) r tbmd : thời gian mất điện trung bình của từng phần tử cho một lần mất điện r rtmd = r timsc + r xlsc r timsc : thời gian trung bình từ lúc bắt đầu dò tìm sự cố đến khi xác định chính xác điểm bị sự cố (giờ) r xlsc : Thời gian trung bình để xử lý sự cố

Dựa trên bảng thống kê 3.1 ta có rtbmd = 2.26 giờ r timsc = 45%.r tbmd =1.017 (giờ) (Nguồn: Thống kê Điện Lực Bình Chánh) r xlsc = 1.2 (giờ)

Cường độ hỏng hóc cáp ngầm 02 = 0.00613 (lần/ km.năm) (Nguồn: Tra theo tiêu chuẩn IEEE 493 - 2007, trang 217)

: cường độ hỏng hóc của từng phần tử trong một năm,  =  0 l (lần/ năm) r 02 : thời gian mất điện trung bình do sự cố cáp ngầm, r 02 = 10 (giờ/ lần) (Nguồn:

Thống kê Điện Lực Bình Chánh) Bảng 3.6: Thông số độ tin cậy của thiết bị đóng cắt

(lần/ năm) r timsc (giờ/ lần) r xlsc (giờ/ lần) r tbmd (giờ/ lần)

: cường độ hỏng hóc của từng phần tử trong một năm (lần/ năm) (Nguồn: Tra theo tiêu chuẩn IEEE 493 - 2007, trang 217) r tbmd : thời gian mất điện trung bình của từng phần tử cho một lần mất điện r rtmd = r timsc + r xlsc r timsc : thời gian trung bình từ lúc bắt đầu dò tìm sự cố đến khi xác định chính xác điểm bị sự cố (giờ) r xlsc : Thời gian trung bình để xử lý sự cố trên thiết bị (Nguồn: Tra theo tiêu chuẩn IEEE 493 - 2007, trang 217)

Khi sự cố trên nhánh phân đoạn, máy cắt đầu nguồn sẽ mở, sau đó cách ly nhánh sự cố bằng cách mở các DS phân đoạn Sau đó đóng MC đầu nguồn để khôi phục lại cho hệ thống Nếu sự cố làm cho máy cắt đầu nguồn tại phân nhanh đó không thể cấp nguồn trở lại trong khi nhánh bên kia vẫn hoạt động bình thường thì nhân viên vận hành sẽ kiểm tra và cho triển khai việc đóng LBS nối vòng AN CAU Khi đó đối với các nút phụ tải được chuyển sang cấp điện từ nhánh khác thời gian ngừng cung cấp điện tương ứng với thời gian thực hiện việc thao tác chuyển nguồn rcm Các nút phụ tải không thể chuyển nguồn thì thời gian ngừng cung cấp điện là thời gian ngừng cung cấp điển để sửa chữa hư hỏng trên phần tử đó + thời gian chuyển mạch r cm = 1.1 (giờ): thời gian trung bình để di chuyển và tiến hành cô lập 02 DS ở hai đầu điểm bị sự cố; Thời gian liên lạc với trung tâm điều độ để đóng lại máy cắt đầu nguồn hoặc di chuyển để đóng lại LBS AN CAU (Nguồn: Thống kê Điện Lực Bình Chánh)

Bảng 3.7: Kết quả tính toán độ tin cậy mạch vòng Bờ Huệ - Ông Góc (Tính toán cho sơ đồ hình 3.3)

Thiết bị bị sự cố

(01) 0.005578 0 1.1 0 0.00674 0.005578 0 1.1 0 0.00674 DS O.G 0.0061 1.017 1.1 3.6 0.03487 0.0061 1.017 1.1 0 0.01291 (02) 0.355 1.017 1.1 1.2 1.19280 0.355 1.017 1.1 0 0.75153 DS EVD 0.0061 1.017 1.1 3.6 0.03487 0.0061 1.017 1.1 3.6 0.03487 (03) 1.2550 1.017 1.1 0 2.65683 1.2550 1.017 1.1 1.2 4.21680 DS TQT 0.0061 1.017 1.1 0 0.01291 0.0061 1.017 1.1 3.6 0.03487

Tổng 4.78 9.15 12.1 8.44 10.62 4.78 9.15 12.1 8.44 11.74 Thiết bị bị sự cố

Tổng 4.17 8.13 11.0 12 11.09 4.17 8.13 11 8.4 11.80 Áp dụng công thức (3-2) để tính toán hệ số SAIFI của hệ thống

SAIFI = 4.55936 (lần/ khách hàng.năm) Áp dụng công thức (3-3) để tính toán hệ số SAIDI của hệ thống

N TI N TI TI TI N TI N TI N TI N TI N TI N TI N

SAIDI = 11.86786 (giờ/ khách hàng.năm)

ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN CHO MẠCH VÒNG BỜ HUỆ - ÔNG GỐC

Giải pháp tự động hóa xuất tuyến sẽ sử dụng các Relcoser và sự phối hợp làm việc giữa các Recloser với nhau để tự động cô lập điểm sự cố, tái lập điện cho các phần tử khác một cách nhanh chóng Khi đó thời gian chuyển mạch sẽ rất ngắn, thời gian chuyển mạch lâu nhất sẽ bằng thời gian trễ cài đặt trên Recloser nối vòng vì điểm nối vòng là điểm làm việc sau cùng, giả sử cài đặt thời gian chuyển mạch tại nút nối vòng là 30 giây Ta có r cm =0.008 giờ

Tùy vào cấu trúc mạng lưới, chiều dài đường dây, số lượng khách hàng mà bố trí số lượng Recloser khác nhau Đặt các Recloser sao cho hạn chế tối thiểu sự ảnh hưởng đến các nút tải khi một phần tử trên đường dây bị sự cố Dựa vào Bảng 3.4: “Số lượng khác hàng và công suất cực đại trên mạch vòng tại các nút”; Bảng 3.5: “Thông số độ tin cậy của đường dây” ta thấy cường độ hỏng hóc lớn nhất là tại đoạn đường dây số (3) và (4) tuyến Ông Gốc; đoạn đường dây số (10) và (11) tuyến Bờ Huệ Do đó tác giả đề xuất đặt thêm 02 Recloser và thay LBS AN CAU bằng một Recloser như hình 3.4 Ngoài ra để đảm bảo an toàn trong công tác sửa chữa phải có 02 DCL tại hai đầu Recloser Do đó tổng số thiết bị cần đặt thêm là 03 Recloser và 04 DCL

Hình 3.4 Vị trí đặt các Recloser và DCL khi áp dụng giải pháp tự động hóa

Dựa vào bảng 3.3: “Dòng tải cực đại tại các thiết bị trên mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc khi làm việc bình thường và khi sự cố máy cắt đầu nguồn” và dựa vào tài liệu hướng dẫn sử dụng thiết bị Tác giả đề xuất chọn các Recloser và DS như bảng

Bảng 3.8 Lựa chọn các thiết bị cho mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc

STT Tên Recloser Nhà sản xuất Bộ Điều Khiển ADVC

1 RECLOSER CAU TQT Nuclec U series Firmware A45-27.01

2 DS CAU TQT 02 Đông Anh

3 DS AN CAU 01 Đông Anh

4 RECLOSER AN CAU Nuclec U series Firmware A45-27.01

5 DS AN CAU 02 Đông Anh

6 DS XUYEN AP 02 Đông Anh

7 RECLOSER XUYEN AP Nuclec U series Firmware A45-27.01

Các recloser sẽ hoạt động tự động hoặc điều khiển từ xa thông qua các bộ ADVC

Toàn bộ mạch vòng được giám sát qua hệ thống miniSCADA L500 Do đó kiến trúc của hệ thống như sau:

Hình 3.5 Kiến trúc mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc

3.4.2 KHAI BÁO CÁC THÔNG SỐ CƠ BẢN CHO MẠCH VÒNG

Các Recloser sẽ có vai trò là Feeder, Mid point hay Tie tùy thuộc vào vai trò, vị trí của nó trên mạng Trong mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc chỉ sử dụng 03 Recloser cho nên sẽ có 02 Recloser được khai báo là Feeder và 01 Recloser được khai báo là Tie như bảng

Hình 3.6 Khai báo các thông số cho chức năng tự động mạch vòng

Bảng 3.9: Khai báo các thông số cơ bản cho chức năng tự động mạch vòng

Logic Tie Control Device Type Activation

RE CAU TQT Intelligent Meassage Feeder 1 15 192.168.20.1

RE AN CAU Intelligent Meassage Tie 30 192.168.20.2

RE XUYEN AP Intelligent Meassage Feeder 2 15 192.168.20.3

Ngoài ra còn phải tính toán cài đặt phối hợp bảo vệ giữa các Recloser và máy cắt đầu nguồn với nhau để hệ thống tác động chọn lọc

3.4.3 NGUYÊN LÝ HOẠT ĐỘNG KHI XẢY RA SỰ CỐ

Khi các recloser được cài Firmware phiên bản A45-27.01 và cấu hình chức năng tự động hóa mạch vòng thì nó sẽ hoạt động theo qui luật tự động mạch vòng thông minh như đã nêu ở mục 2.2.1.4

Giả sử các hệ thống đang vận hành ở trạng thái bình thường các Recloser CAU TQT, XUYEN AP, các máy cắt đầu nguồn MC 878, MC 876 và các dao cách ly đều ở trạng thái đóng; Recloser AN CAU ở trạng thái mở Hệ thống cấp điện cho các phụ tải ở 09 nút như hình 3.7

Hình 3.7 Sơ đồ vận hành mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc khi bình thường

 Giả sử sự cố vĩnh cửu tại đoạn 1A từ MC 874 – Recloser CAU TQT (F1)

Hình 3.8 Mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc bị sự cố tại đoạn 1A

- Rơ le bảo vệ sẽ tác động cắt máy cắt MC 874

- Recloser CAU TQT (F1) phát hiện mất nguồn sẽ khóa lại và bắt đầu đếm thời gian Sau khoản thời gian trễ cài đặt ( 15 giây) sẽ mở ra đồng thời gửi lệnh đóng đến Tie: Recloser AN CAU theo quy luật vận hành 5a

- Recloser AN CAU (T) phát hiện mất nguồn một bên (bên nhánh còn lại vẫn có điện) và cũng bắt đầu đếm thời gian Sau thời gian trễ cài đặt (30 giây) sẽ đổi nhóm bảo vệ và chuyển sang chế độ “Single shot”, lúc này nó cũng sẽ nhận được lệnh đóng từ Relcloser CAU TQT nên nó sẽ đóng lại

Kết quả trạng thái các thiết bị đóng cắt khi sự cố đoạn 1A như hình 3.9

Hình 3.9 Hệ thống tự động cô lập phân đoạn bị sự cố 1A

 Giả sử sự cố vĩnh cửu tại đoạn 1B từ MC 874 – Recloser CAU TQT (F1)

Hình 3.10 Mạch vòng Bờ Huệ - Ông Gốc bị sự cố tại đoạn 1B

- Recloser CAU TQT (F1) sẽ cắt ra theo chức năng bảo vệ quá dòng và chuyển sang chế độ khóa

- Vì sau Recloser CAU TQT (F1) được khai báo là điểm liên kết vòng (Tie) và trong trường hợp này Recloser CAU TQT tác động do chức năng bảo vệ nên nó sẽ gửi lệnh cấm đóng đến Recloser AN CAU(T) theo luận vận hành 5b Như vậy lúc này Recloser CAU TQT (F1) và Recloser AN CAU(T) mở ra cô lập điểm bị sự cố

Kết quả trạng thái các thiết bị đóng cắt khi sự cố đoạn 1A như hình 3.11

Hình 3.11 Hệ thống tự động cô lập phân đoạn bị sự cố 1B

Sau mỗi lần chuyển nguồn tự động, các Recloser tham gia quá trình chuyển mạch sẽ tự động chuyển về chế độ vận hành bằng tay Nếu trong quá trình chuyển mạch hoặc sau khi chuyển mạch xong hệ thống tiếp tục bị sự cố tại một phân đoạn khác thì các Recloser sẽ tác động chọn lọc theo sự phối hợp bảo vệ Sau khi phân đoạn sự cố được cô lập, nhân viên vận hành sẽ tiến hành xử lý sự cố Sau khi xử lý xong nhân viên vận hành sẽ đóng điện, trả lại trạng thái ban đầu cho hệ thống, kích hoạt lại chức năng tự động mạch vòng cho các Recloser thông qua hệ thống miniSCADA để sẵn sàng cho chu kỳ tiếp theo Sự cố tại nhánh Bờ Huệ thì các recloser sẽ phối hợp làm việc hoàn toàn tương tự

3.4.4 TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA MẠCH VÒNG BỜ HUỆ - ÔNG GỐC SAU KHI ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG

Bảng 3.10: Thông số độ tin cậy của thiết bị đóng cắt

STT Tên Thiết bị đóngcắt

: cường độ hỏng hóc của từng phần tử trong một năm (lần/ năm) (Nguồn: “Design of reliable and comercial power systems,” IEEE 493 - 2007, trang 217) r tbmd : thời gian mất điện trung bình của từng phần tử cho một lần mất điện r rtmd = r timsc + r xlsc r timsc : thời gian trung bình từ lúc bắt đầu dò tìm sự cố đến khi xác định chính xác điểm bị sự cố (giờ) Khi áp dụng giải pháp tự động hóa thì điểm bị sự cố sẽ nhanh chóng được khoanh vùng Tác giả giả sử thời gian tìm sự cố trong trường hợp này bằng ẵ thời gian tỡm sự cố so với lỳc chưa ỏp dụng, rtimsc= 0.508 giờ r xlsc : Thời gian trung bình để xử lý sự cố trên thiết bị (Nguồn: “Design of reliable and comercial power systems,” IEEE 493 - 2007, trang 217)

Hình 3.12 Sơ đồ dùng để tính toán ĐTC hệ thống sau khi áp dụng giải pháp tự động hóa

Bảng 3.11: Kết quả tính toán độ tin cậy mạch vòng Bờ Huệ - Ông Góc sau khi áp dụng giải pháp tự động hóa

Tổng 4.81407 4.064 0.08 9.3 1.67657 Thiết bị bị sự cố

Tổng 4.18276 3.048 0.048 12 3.12648 4.18276 3.048 0.048 12 3.12648 Thiết bị bị sự cố

Tổng 4.18276 3.048 0.048 12 3.12648 4.18276 3.048 0.048 8.4 4.10428 Áp dụng công thức (3-2) để tính toán hệ số SAIFI của hệ thống

N TI N TI TI TI N TI N TI N TI N TI N TI N TI N

ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ ĐẠT ĐƯỢC SAU KHI ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN CHO MẠCH VÒNG BỜ HUỆ - ÔNG GỐC

Bảng 3.12: So sánh kết quả trước khi áp dụng và sau khi áp dụng giải pháp tự động hóa

Trước khi áp dụng Sau khi áp dụng

SAIFI(lần/khách hàng.năm) 4.55936 4.57288

SAIDI(giờ/ khách hàng.năm) 11.86786 3.30804

- Chỉ số SAIFI không thay đổi nhiều do phần lớn thiết bị hỏng hóc trên hệ thống là đường dây, các TU, TI, chống sét van…do phóng điện, cây ngã vào đường dây….Việc lắp đặt thêm các DS và thay một số DS bằng Recloser làm giá trị chỉ số SAIFI tăng 1.0029 lần

- Chỉsố SAIDI giảm rất nhiều so với trước khi áp dụng giải pháp hệ thống tự động, thời gian trung bình mất điện của một khách hàng giảm 3.59 lần (8.56 gi/ khách hàng

Năm) Nguyên nhân là do phần lớn thời gian trước đây được dùng vào việc dò tìm vị trí bị sự cố, các thao tác đòi hỏi nhân viên vận hành phải di chuyển đến từng thiết bị để thực hiện, tốn rất nhiều thời gian, nguồn nhân lực

Khi áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến, điểm sự cố sẽ nhanh chóng được khoanh vùng chính xác, thời gian chuyển mạch rất ngắn, ngoài ra do hệ thống được cài đặt phối hợp bảo vệ nên tác động chọn lọc Do dó giảm được chỉ số SAIDI rất nhiều

- Khi mạng lưới được đầu tư hệ thống miniSCADA để giám sát, điều khiển sẽ chủ động trong việc kiểm soát sự cố, nâng cao độ tin cậy cho hệ thống.

ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN

GIỚI THIỆU TRẠM NGẮT CNC2 CÔNG NGHỆ CAO

Khu Công Nghệ Cao được xây dựng vào năm 2002, tọa lạc tại Quận 9 TPHCM Đây là nơi tập trung rất nhiều nhà đầu tư với dây chuyền sản xuất hiện đại Điển hình sự hiện diện của tập đoàn bán dẫn hàng đầu thế giới Intel với dự án nhà máy lắp chip 1 tỷ USD; Bên cạnh đó có các dự án từ các tập đoàn công nghệ đa quốc gia như Nidec (Nhật Bản), Sanofi (Pháp), Datalogic Scanning (Ý), Sonion (Đan Mạch)…Việc cung cấp điện tại đây phải luôn luôn đảm bảo 24/24, mỗi khoảng thời gian gián đoạn cung cấp điện đều gây ra tổn thất rất lớn cho các nhà máy sản xuất cũng như nghành điện

Trạm ngắt CNC2 có Udm = 22kV nhận điện từ trạm 110/22kV Tăng Nhơn Phú, máy cắt sử dụng loại SF6, bảo vệ bằng rơ le Toàn bộ tuyến dây đều được đi ngầm, kết cấu mạch vòng vận hành hở Tại các trạm ngắt trung gian sử dụng các tủ RMU loại dao cắt tải, vận hành tại chỗ bằng tay, mỗi tủ RMU cung cấp điện riêng cho 1 nhà máy Các tủ RMU sử dụng dao cắt tải loại NE IQI của hãng Schneider – Electric với I dm = 630A, các ngăn đầu vào (I) không có thiết bị bảo vệ, ngăn đầu ra (Q) sử dụng cầu chì bảo vệ,

Khi xảy ra sự cố trên trục chính đường dây hoặc tại các ngăn tủ đầu vào thì rờ le tại trạm chính sẽ tác động để cắt máy cắt ra Khi đó khách hàng phải liên lạc trực tiếp với nhân viên vậnh, nhân viên vận hành đến các tủ RMU của xuất tuyến đó kiểm tra, tìm nguyên nhân, điểm bị sự cố Nếu kiểm tra mà nguyên nhân sự cố không phải tại các tủ RMU thì nhân viên vận hành phải tách từng phân đoạn và từng bước đóng điện lại cho hệ thống Như vậy từ lúc bị sự cố đến khi điểm sự cố được tác ra phải mất một khoản thời gian khá lâu

Trạm ngắt CNC2 hiện đang sử dụng 02 sơ đồ mạch vòng hở để đảm bảo việc cung cấp nguồn cho các nhà máy Theo thiết kế ban đầu thì trong trường hợp sự cố ngay tại máy cắt đầu nguồn thì nhánh còn lại vẫn đủ khả năng để cấp điện cho toàn mạch vòng

+ Mạch vòng 01 có chiều dài 8.42 km: MC 873 → RMU CS D3 → RMU NI → RMU NIDEC (Nối vòng) → RMU VT CMC → RMU 21 → MC 874

+ Mạch vòng 02 có chiều dài 5.79 km: Từ MC 875 → RMU 36→ RMU NIDEC SERVO → RMU 24 (Nối vòng) → RMU 27 → MC 872

Hình 4.1: Sơ đồ mạch vòng vận hành hở trạm ngắt CNC2 mMạch vòng số 1 mMạch vòng số 2

TÍNH TOÁN ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG TRƯỚC KHI ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA

Hiện tại chưa có thống kê chính xác về cường độ hỏng hóc, thời gian xử lý sự cố cho mạch vòng trạm ngắt CNC2 Do đó những dữ liệu được dùng để tính toán trong phần này được tác giả giả thuyết và tra theo hướng dẫn của tiêu chuẩn chuẩn IEEE 493 – 2007 “ Design of reliable industrial and comercial power systems”

Bảng 4.1: Thông số độ tin cậy của thiết bị đóng cắt

(lần/ năm) r xlsc (giờ/ lần)

: cường độ hỏng hóc của từng phần tử trong một năm (lần/ năm) (Nguồn: “Design of reliable and comercial power systems,” IEEE 493 - 2007, trang 217) r xlsc : Thời gian trung bình để xử lý sự cố trên thiết bị (Nguồn: “Design of reliable and comercial power systems,” IEEE 493 - 2007, trang 217)

Bảng 4.2: Thông số độ tin cậy của đường dây Đường dây đoạn l(km)  0

(lần/ năm) r timsc (giờ) r xlsc (giờ)

Trong đó: l: Chiều dài phân đoạn (km) r xlsc : Thời gian trung bình để xử lý sự cố, r xlsc = 19 giờ (Nguồn: Tra theo tiêu chuẩn IEEE 493 - 2007, trang 217) r cm : Nhân viên vận hành phải đến từng thiết bị để thao tác, trong trường hợp này tác giả đề xuất r cm = 0.3 giờ r timsc : thời gian trung bình từ lúc phát hiện sự cố đến khi xác định được điểm bị sự cố Do sự cố thể là trên đường cáp ngầm hoặc tại các tủ RMU và nhân viên vận hành phải di chuyển đến điểm để kiểm tra, nên trong trường hợp này tác giả đề xuất rtimsc 1.5 (giờ)

Cường độ hỏng hóc cáp ngầm  0 = 0.00613 (lần/ km.năm) (Nguồn: Tra theo tiêu chuẩn IEEE 493 - 2007, trang 217)

: cường độ hỏng hóc của từng phần tử trong một năm,  =  0 l (lần/ năm)

Hình 4.2: Sơ đồ dùng để tính toán độ tin cậy của hệ thống khi chưa áp dụng giải pháp tự động hóa

Bảng 4.3: Kết quả tính toán độ tin cậy mạch vòng khi chưa áp dụng giải pháp tự động hóa

Tổng 0.04038 7.5 1.8 3.6 0.08924 0.04038 9 1.8 3.6 0.09464 Áp dụng công thức (3-2) để tính toán hệ số SAIFI của hệ thống

ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA CHO MẠCH VÒNG TRẠM NGẮT CNC2

Với đặc thù hiện tại của mạch vòng trạm ngắt khu Công Nghệ Cao:

- Hệ thống phải đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện cho các nhà máy sản xuất hiện đại

- Hiện tại hệ thống chưa được quan tâm, đầu tư đúng mực về vấn đề tự động hóa

- Khi xảy ra sự cố, nhân viên vận hành phải mất thời gian rất nhiều để tìm nguyên nhân sự cố, di chuyển đến từng thiết bị để vận hành, thao tác

Giải pháp tự động hóa mạch vòng cho đường dây ngầm sẽ rất phù hợp khi áp dụng vào mạch vòng trạm ngắt khu Công Nghệ Cao Trong phạm vi đề tài này tác giả sẽ tính toán và áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến cho mạch vòng ngầm số 2

Tác giả đề xuất lắp thêm các điều khiển T200I tại cho các tủ RMU và máy cắt đầu nguồn, lắp thêm các bộ truyền động cơ khí để thực hiện việc thao tác đóng cắt các tủ RMU thông qua bộ T200I, các bộ truyền thông và hệ thống miniSCADA L500, cụ thể như sau:

 Lắp thêm 04 bộ điều khiển T200 tại các 04 tủ RMU và 02 bộ T200 tại tủ MC 873

& 874 như hình Các bộ điều khiển có chức năng phát hiện sự cố, truyền thông, giám sát điều khiển đóng cắt, khi được cấu hình chức năng tự động hóa mạch vòng các bộ T200I sẽ cô lập chính xác phân đoạn bị sự cố và khôi phục lại hệ thống trong vòng 60 giây (tùy thuộc vào thời gian trễ cài đặt trên các bộ điều khiển)

Hình 4.3: Áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến cho mạch vòng số 2

 Hiện tại các tủ RMU được tháo tác tại chỗ bằng tay, tác giả đề xuất lắp thêm các bộ truyền động cơ cho các tủ RMU để điều khiển từ xa

 Lắp đặt các CT hình xuyến để phát hiện dòng sự cố

 Lắp đặt các đèn báo tại bên ngoài các trạm ngắt trung gian

 Hệ thống truyền thông: Có nhiều phương thức để truyền thông giữa các bộ điều khiển, giữa bộ điều khiển – trung tâm điều khiển Tác giả đề suất sử dụng sóng radio tần số 5GHz/ 2.4GHz để truyền thông tin từ các trạm về trung tâm Các trạm sẽ kết nối với thiệt bị ePMP 1000 truyền thông qua mạng Ethernet, từ đây thông tin trạng thái cũng như điều khiển sẽ truyền qua đường truyền không dây về trung tâm điều hành

Tại trạm chính sẽ lắp đặt các thiết bị ePMP (Access point) để nhận tín hiệu từ các trạm RMU truyền về Từ trạm 110kV Tăng Nhơ Phú sẽ truyền thông qua cáp quang về Điện Lực Thủ Thiêm

Hình 4.4: Truyền thông giữa các trạm RMU về trung tâm điều khiển

Hình 4.5: Sơ đồ kiến trúc hệ thống

 Khai báo các thông số chính để chạy chức năng SHG:

Khai báo các nút trên mạch vòng theo nguyên tắc như sau:

+ Mạch vòng được khai báo theo thứ tự cùng chiều kim quay đồng hồ, từ SH1 đến SH6

+ Nhánh A được định nghĩa từ SH1 Master node, đầu vào là SW1 và đầu ra là SW2

+ Nhánh B được định nghĩa từ Master node đến SH6, đầu vào là SW2 đầu ra là SW1

Hình 4.6: Nguyên tắc khai báo chung cho T200I, giải pháp SHG

Dựa vào việc khai báo, các bộ T200 sẽ truyền thông ngang cấp với nhau, các PLC nhúng sẽ đọc được trạng thái của từng thiết bị tại mỗi thời điểm PLC sẽ điều khiển hệ thống hoạt động theo đúng ý đồ mong muốn của người lập trình

Hình 4.7: Khai báo cho bộ điều khiển máy cắt MC 872

Hình 4.8: Khai báo cho bộ điều khiển máy cắt tủ RMU 27

Hình 4.9: Khai báo cho bộ điều khiển máy cắt tủ RMU 24

Hình 4.10: Khai báo cho bộ điều khiển máy cắt tủ RMU NIDEC & RMU 36

Hình 4.11: Khai báo cho bộ điều khiển máy cắt tủ máy cắt MC 875

Hình 4.12: Dao diện vận hành trên hệ thống miniSCADA L500

+ Chế độ SHG sẽ ON khi tất cả các thiết bị đầu cuối RTU đều ở trạng thái bình thường (có một điểm thường mở); Điện áp bình thường; không phát hiện bất kỳ sự cố nào; Tất cả các bộ điều khiển T200I đều ở chế độ Remote; Không thiết bị nào trong mạng bị mất truyền thông Khi đó nếu có sự cố tại bất kì điểm nào trên mạng, hệ thống sẽ tự động tách điểm sự cố và khôi phục lại lưới theo chương trình đã được lập trình sẵn và cảnh báo cho người vận hành biết Sau khi thực hiện xong chu trình hệ thống OFF chế độ SHG và tự động chuyển sang chế độ vận hành bằng tay Lúc này người vận hành sẽ cho tiến hành xử lý điểm bị sự cố Sau khi xử lý xong, người vận hành sẽ chọn một điểm thường mở của hệ thống, bấm “Topology Validation” để xác nhận lại cấu trúc của hệ thống, ON chế độ SGH lên Nếu không thỏa các điều kiện để ON chế độ SHG thì hệ thống MiniSCADA vẫn cho phép người vận hành điều khiển bình thường

Hình 4.13: Chu trình làm việc của chế độ SHG

+ Khi có bất kỳ bộ điều khiển T200I nào trong mạch chuyển sang chế độ Local thì chế độ SHG không thê ON lên được Hệ thống sẽ tự động chuyển sang chế độ ON (SHG) sau 6 giờ khi người vận hành chuyển bộ điều khiển T200I cuối cùng sang chế độ Remote và hệ thống thỏa các điều kiện chạy nêu trên

+ Tại bất kì thời điểm nào, nếu hệ thống bị mất liên lạc với bất kì nút nào trên mạng, thì chế độ SHG sẽ OFF, và sẽ ON lên sau 20 phút từ lúc truyền thông có trở lại

 Nguyên lý hoạt động của hệ thống khi xảy ra sự cố

Hình 4.14: Hệ thống bị sự cố đoạn từ RMU 36 – RMU NIDEC

Giả sự hệ thống bị sự cố tại đoạn RMU 36 và RMU NIDEC (hình 4.13) mạch vòng sẽ hoạt động một cách tự động như sau:

- MC 875 sẽ tác động mở do chức năng bảo vệ, phần cấp điện từ đầu nguồn đến vị trí thường mở bị mất điện

- Lúc này thiết bị chỉ báo sự cố tại SW1 và SW2 tủ RMU 36 phát hiện có sự cố

Mạch logic tự động tái lập lưới bắt đầu làm việc, SW2 của RMU 36 sẽ mở ra

- Sau khi SW2 của RMU 36 sẽ mở ra nó sẽ ra lệnh cho thiết bị phía sau nó là SW 1 tủ RMU NIDEC mở ra

- RMU 24 nhận thấy các LBS 2 đầu sự cố đã mở, nó sẽ tiến hành đóng SW1 để cấp điện cho phụ tải

- Điểm sự cố bị cô lập hoàn toàn, bộ T200I tại máy cắt MC 875 sẽ ra lệnh đóng máy cắt

Sau khi điểm sự cố bị cô lập, trạng thái các thiết bị đóng cắt như hình 4.14

Hình 4.15: Hệ thống tự động cô lập điểm sự cố

Quá trình cô lập cũng như tái lập điện được thực hiện tự động hoàn toàn, được giám sát bởi trung tâm điều khiển Sau đó người vận hành sẽ tiến hành xử lý điểm bị sự cố và trả điện lại cho toàn hệ thống Người vận hành có thể lựa chọn điểm thường mở mới bằng cách xác nhận lại hệ thống trên phần mềm miniSCADA hoặc trả lại hệ thống như ban đầu để sẵn sàng cho một chu trình mới

Bảng 4.4: Kết quả tính toán độ tin cậy mạch vòng sau khi áp dụng giải pháp tự động hóa

Trong đó: r cm : Thời gian chuyển mạch hệ thống, đây là thời gian trễ cài đặt trong bộ điều khiển rcm = 60 giây = 0.016 giờ r timsc : thời gian trung bình từ lúc bắt đầu dò tìm sự cố đến khi xác định chính xác điểm bị sự cố (giờ) Do sự cố đã được khoanh vùng trong pham vi nhỏ lại nên trong trường hợp này tác giả đề xuất rtimsc = 0.5 (giờ) Áp dụng công thức (3-2) để tính toán hệ số SAIFI của hệ thống

ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ ĐẠT ĐƯỢC SAU KHI ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN CHO MẠCH VÒNG TRẠM NGẮT CNC2

Bảng 4.5: So sánh kết quả trước khi áp dụng và sau khi áp dụng giải pháp tự động hóa

Trước khi áp dụng Sau khi áp dụng

SAIFI(lần/khách hàng.năm) 0.04364 0.04364

SAIDI(giờ/ khách hàng.năm) 0.08490 0.03902

- Chỉ số SAIFI không thay đổi lý do là các thiết bị trên mạch vòng: Cáp, tủ RMU, máy cắt được giữ nguyên trước và sau khi áp dụng

- Chỉsố SAIDI về giá trị giảm không đáng kể nhưng về mức độ giảm đến 2.17 lần so với trước khi áp dụng Nguyên nhân là do trước đây nhân viên vận hành phải dò tìm sự cố trên một diện rông, các thao tác đòi hỏi nhân viên vận hành phải di chuyển đến từng thiết bị để thực hiện Khi áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến, hệ thống khoanh vùng chính xác phân đoạn bị sự cố nên giảm được thời gian dò tìm sự cố, hệ thống chuyển mạch tự động nên thời gian chuyển mạch rất ngắn Do đó về mức độ chỉ số chỉ số SAIDI giảm 2.17 lần Những số liệu này cũng cho thấy mức độ tin cậy cung cấp điện của mạch vòng đường dây ngầm rất cao

- Khi mạng lưới được đầu tư hệ thống miniSCADA để giám sát, điều khiển nhân viên vận hành sẽ chủ động trong việc thao tác đóng cắt, theo dõi được toàn bộ tình trạng của thiết bị.

ĐÁNH GIÁ KẾT QUẢ KHI ÁP DỤNG GIẢI PHÁP TỰ ĐỘNG HÓA XUẤT TUYẾN VÀ TRIỂN VỌNG ỨNG DỤNG CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP HCM

CHO LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP HCM

Lưới điện phân phối là một khâu rất quan trọng trong việc đưa nguồn điện đến hộ tiêu thụ Việc nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của lưới phân phối không chỉ mang lại hiệu quả trong sản xuất, kinh doanh của nghành điện mà quan trọng hơn là mang lại cho khách hàng một dịch vụ cung cấp điện chất lượng cao, nó còn một chỉ tiêu để thu hút các nhà đầu tư nước ngoài, thúc đẩy phát triển kinh tế xã hội Tuy nhiên lưới phân phối ở Việt Nam đang được vận hành bằng cách thủ công, chưa được quan tâm, đầu tư về vấn đề tự động hóa đúng mức Việc nghiên cứu, lựa chọn công nghệ, thiết bị và giải pháp tự động hóa cho mạng lưới phân phối nhằm nâng cao chất lượng dịch vụ cung cấp điện cho khách hàng là một vấn đề rất thiết thực đối với mạng phân phối hiện nay Đề tài “Tự động hóa xuất tuyến và triển vọng ứng dụng cho lưới điện phân phối

Thành Phố Hồ Chí Minh” đã đưa ra giải pháp, ứng dụng điển hình cho đường dây trên không và đường dây ngầm, đánh giá độ tin cậy của lưới điện theo tiêu chuẩn IEEE 1366; Theo Thông Tư 32/2010 của Bộ Công Thương trước và sau khi áp dụng giải pháp tự động hóa Dựa vào những phân tích và kết quả đã tính toán khi áp dụng cho 02 trường hợp điển hình ta thấy:

- Mạng lưới phân phối đang được vận hành theo cấu trúc mạch vòng vận hành hở

Do đó giải pháp mạng lưới tự phục hồi (SHG) sẽ rất phù hợp, mang lại hiệu quả rất cao khi áp dụng vào thực tế

- Đặc biệt theo lộ trình quy hoạch của nghành điện thì đến năm 2025 cơ bản ngầm hóa tại các quận, các trung tâm hành chính huyện, các khu đô thị mới, khu công nghiệp trên phạm vi toàn TP Hồ Chí Minh thì giải pháp tự động hóa xuất tuyến cho hệ thống ngầm là một giải pháp rất mới giải quyết được các vấn đề tự động hóa cho mạch ngầm hiện nay

- Đối với các hệ thống đang có các máy cắt, Recloser phân đoạn, dao cắt tải cho đường dây ngầm thì chỉ cần nâng cấp hoặc gắn thêm bộ điều khiển, không cần thay thế mới, tận dụng thối đa các thiết bị đang có

- Đối với các hệ thống không có Recloser thì tiến hành lắp thêm các Recloser, tính toán phối hợp bảo vệ để hệ thống tác động chọn lọc, áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến để nhanh chóng cô lập sự cố, tránh ảnh hưởng đến các phân đoạn khác như hiện nay

- Khi áp dụng giải pháp tự động hóa xuất tuyến các Recloser không phải đóng trong tình trạng hệ thống bị ngắn mạch và chỉ đóng một lần để tái cung cấp điện cho các phân đoạn khác mà không cần sự can thiệp của người vận hành Do đó tăng tuổi thọ vận hành của thiết bị, giảm được thời gian dò tìm sự cố, thời gian chuyển mạch như hiện nay

- Khi mạng lưới phân phối phân phối được quan tâm, đầu tư đúng mực về vấn đề tự động hóa sẽ giúp cho hệ thống:

+ Tăng cường tính sẵn sàng cung cấp điện cho khách hàng

+ Điện năng được phục hồi nhanh chóng mà không cần can thiệp của người vận hành

+ Giảm thời gian mất điện trung bình (SAIDI) bằng cách phát hiện nhanh và cô lập sự cố, phục hồi cung cấp điện cho các khu vực bị ảnh hưởng do cắt sự cố một cách tự động

+ Giảm chi phí vận hành, bảo trì và sửa chữa

+ Giám sát tình trạng của thiết bị, điều khiển từ xa, chủ động trong việc sửa chữa, bảo trì, mang đến cho khách hàng chất lượng dịch vụ tốt nhất

Kết luận: Đảm bảo chất lượng dịch vụ cung cấp điện ngày càng cao, giảm thời gian và số lần ngừng cung cấp điện bằng cách từng bước cải tạo, áp dụng các giải pháp tự động hóa cho mạng phân phối trung thế là một vấn đề được nghành điện rất quan tâm Qua việc tính toán và áp dụng giải pháp tự động xuất tuyến cho hai trường hợp điển hình là mạch vòng đường dây trên không tuyến Bờ Huệ - Ông Gốc, Điện Lực Bình Chánh và đường dây ngầm trạm ngắt khu Công NGhệ Cao, Điện Lực Thủ Thiêm, kết quả cho thấy giải pháp tự động hóa xuất tuyến đã cải thiện đáng kể về độ tin cậy cung cấp điện cho hệ thống Giải pháp mang tính ứng dụng thực tế rất cao khi triển khai vào lưới phân phối TP Hồ Chí Minh nói riêng và lưới phân phối ở Việt Nam nói chung.

Tiêu đề	Tự động hóa xuất tuyến và triển vọng ứng dụng cho lưới điện phân phối Thành phố Hồ Chí Minh
Tác giả	Nguyễn Thế Vinh
Người hướng dẫn	TS. Lê Kỷ
Trường học	Trường Đại học Bách Khoa - ĐHQG - HCM
Chuyên ngành	Thiết bị, mạng và nhà máy điện
Thể loại	Luận văn thạc sĩ
Năm xuất bản	2014
Thành phố	TP. Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	123
Dung lượng	3,34 MB