Định vị sự cố trên đường dây truyền tải điện dựa trên phần mềm DIGSI

3 1.1 Ý nghĩa của việc định vị chính xác điểm sự cố trên đường dây tải điện 3 1.2 Tổng quan các phương pháp định vị sự cố áp dụng trong lưới truyền tải điện 4 1.3 Các yếu tố ảnh hưởng tớ

Chương mục Trang

LỜI CAM ĐOAN iii

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ iv

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU vi

MỞ ĐẦU 1 CHƯƠNG 1 SỰ CẦN THIẾT NÂNG CAO ĐỘ CHÍNH XÁC CỦA ĐỊNH VỊ SỰ CỐ 3

1.1 Ý nghĩa của việc định vị chính xác điểm sự cố trên đường dây tải điện 3

1.2 Tổng quan các phương pháp định vị sự cố áp dụng trong lưới truyền tải điện 4 1.3 Các yếu tố ảnh hưởng tới độ chính xác định vị sự cố trên lưới truyền tải điện 5 1.3.1 Ảnh hưởng của hệ số bù thành phần tổng trở thứ tự không đối với các sự cố pha – đất 6

1.3.2 Ảnh hưởng tương hỗ của đường dây song song 7

1.3.3 Ảnh hưởng của cấu hình cột điện và việc đảo pha không đầy đủ 8

1.3.4 Ảnh hưởng của việc có nhiều hơn một chủng loại dây trên cùng một tuyến đường dây 8

1.3.5 Ảnh hưởng của điện trở quá độ tại điểm sự cố 9

1.3.6 Ảnh hưởng của sai số đo lường 11

CHƯƠNG 2 PHẦN MỀM DIGSI VÀ ỨNG DỤNG TRONG HỆ THỐNG BẢO VỆ 13

2.1 Giới thiệu về phần mềm DISGI 13

2.2 Giới thiệu chức năng định vị sự cố trong phần mềm DISGI 17

2.2.1 Giới thiệu về SIGRA trong phần mềm DISGI 17

2.2.2 Các thông số cần thiết khi tính toán định vị sự cố 20

CHƯƠNG 3 PHÂN TÍCH CÁC THUẬT TOÁN SỬ DỤNG TRONG CHỨC NĂNG ĐỊNH VỊ SỰ CỐ CỦA PHẦN MỀM DIGSI 27

3.1 Nguyên lý định vị sự cố dựa trên tín hiệu đo lường đồng bộ từ hai đầu đường dây sử dụng trong phần mềm DIGSI 27

3.2 Khái niệm góc đồng bộ 28

3.3 Phân tích phương pháp định vị sự cố trong phần mềm SIGRA 31

3.3.1 Cơ sở toán học của phương pháp định vị sự cố dựa theo phân bố độ lớn điện áp từ hai phía 31

3.3.2 Lựa chọn loại dòng điện và điện áp trong tính toán định vị sự cố 34

CHƯƠNG 4 ÁP DỤNG PHẦN MỀM DIGSI ĐỂ TÍNH TOÁN VỊ TRÍ SỰ CỐ TRÊN ĐƯỜNG DÂY DỰA TRÊN CÁC BẢN GHI SỰ CỐ THỰC TẾ 36

4.1 Giới thiệu chung 36

Thường Tín (sự cố ngày 18 tháng 5 năm 2015) 36

4.2.1 Báo cáo mô tả sự cố 36

4.2.2 Qui trình tính toán chi tiết 37

4.2.3 Nhận xét kết quả 47

4.3 Qui trình và kết quả tính toán áp dụng đối với đường dây 500kV Thường Tín – Quảng Ninh (sự cố ngày 03 tháng 03 năm 2015) 49

4.3.1 Báo cáo mô tả sự cố 49

4.3.2 Qui trình tính toán chi tiết 50

4.3.3 Nhận xét kết quả 62

CHƯƠNG 5: KẾT LUẬN VÀ ĐÁNH GIÁ 64

5.1 Kết luận 64

5.2 Phương hướng nghiên cứu trong tương lai 65

TÀI LIỆU THAM KHẢO 66

PHỤ LỤC I – Sự cố đường dây Nho Quan – Thường Tín 1

Báo cáo sự cố ngày 18/5/2015 trên đường dây Nho Quan – Thường Tín (trích) 1

Phiếu chỉnh định rơle đầu đường dây phía Nho Quan 2

Phiếu chỉnh định rơle đầu đường dây phía Thường Tín 2

Kết quả định vị sự cố do rơle đầu Nho Quan chỉ báo (10.6km) 3

Kết quả định vị sự cố do rơle đầu Thường Tín chỉ báo (68.7km) 5

Vị trí cột điện trên thực địa 5

PHỤ LỤC II – Sự cố đường dây Thường Tín – Quảng Ninh 7

Báo cáo sự cố ngày 03/03/2015 trên đường dây Thường Tín – Quảng Ninh (trích) 9 Phiếu chỉnh định rơle đầu đường dây phía Thường Tín 10

Phiếu chỉnh định rơle đầu đường dây phía Quảng Ninh 10

Kết quả định vị sự cố do rơle đầu Thường Tín báo (14.2km) 11

Kết quả định vị sự cố do rơle đầu Quảng Ninh báo (148,1km) 12

Vị trí cột điện trên thực địa 13

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn là kết quả nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép của ai Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được

ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác Nội dung luận văn có tham khảo và sử dụng các tài liệu, thông tin được đăng tải trên các tác phẩm, tạp chí, bài báo và các trang web theo danh mục tài liệu tham khảo của luận văn

Tác giả

DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ

Hình 1 Ảnh hưởng của tương hỗ giữa các đường dây song song 7

Hình 2 Một số cấu hình treo dây trên cột điện lưới truyền tải 8

Hình 3 Sự cố chạm đất trên đường dây có hai nguồn cấp và sơ đồ thay thế 10

Hình 4 Cấp chính xác của BI theo tiêu chuẩn IEC 60044-2 12

Hình 5 Tổng quan về DIGSI 13

Hình 6 Sử dụng DIGSI quản lý một dự án 14

Hình 7 Cây thư mục trong phần mềm DIGSI khi truy cập rơle Siemens 14

Hình 8 Cài đặt cấu hình rơle bảo vệ sử dụng DIGSI 15

Hình 9 Thay đổi chức năng logic trong role sử dụng DIGSI 15

Hình 10 Hiển thị sơ đồ một sợi của đối tượng được điều khiển 16

Hình 11 Tạo lập sơ đồ một sợi của ngăn lộ 16

Hình 12 Truy cập bản ghi sự cố bằng chức năng SIGRA trong phần mềm DIGSI 18

Hình 13 Giao diện chính của SIGRA 18

Hình 14 Quan sát các tín hiệu sử dụng SIGRA 19

Hình 15 Đồng bộ thời gian các bản ghi sự cố 20

Hình 16 Giao diện đồng bộ tín hiệu trong SIGRA 23

Hình 17 Cài đặt cấu hình của lưới điện dùng SIGRA 23

Hình 18 Qui ước về cấu hình các tín hiệu đo trong SIGRA 24

Hình 19 Giao diện thông số đường dây trong SIGRA 25

Hình 20 Lựa chọn định dạng số liệu trong SIGRA 25

Hình 21 Hiển thị kết quả tính toán vị trí sự cố trong SIGRA 26

Hình 22 Đường dây với các rơle bảo vệ được đồng bộ bởi đồng hồ GPS 27

Hình 23 Sơ đồ nguyên lý của đường dây bị sự cố với hai nguồn cấp 28

Hình 24 Đường dây truyền tải với rơle bảo vệ hai đầu có đồng hồ thời gian 29

Hình 25 Trường hợp tín hiệu đo lường không được đồng bộ 29

Hình 26 Phân bố điện áp tính từ hai phía tới trên đường dây bị sự cố 32

Hình 27 Sơ đồ đường dây hai nguồn bị sự cố 32

Hình 28 Sơ đồ thay thế hình π sử dụng thông số rải của đường dây bị sự cố 33

Hình 29 Hồ sơ quản lý tuyến đường dây 500kV Nho Quan- Thường Tín 37

Hình 30 Nhập các bản ghi sự cố trong phần mềm SIGRA 38

Hình 31 Khai báo tham số biến dòng điện, điện áp trạm Nho Quan 39

Hình 32 Thông số đường dây Nho Quan – Thường Tín 40

Hình 33 Lựa chọn định dạng số liệu đầu vào thông số đường dây 41

Hình 34 Khai báo tham số biến dòng điện, điện áp trạm Thường Tín 43

Hình 35 Kiểm tra các thông số đã nhập vào phần mềm SIGRA 44

Hình 36 Kết quả định vị điểm sự cố 46

Hình 37 Kết quả định vị điểm sự cố tính từ đầu đường dây Nho Quan (chi tiết) 46

Hình 38 Kết quả định vị điểm sự cố từ phía Thường Tín 47

Hình 39 Kết quả định vị điểm sự cố tính từ đầu Thường Tín (chi tiết) 47

Hình 40 Báo cáo sự cố của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia về sự cố ngày 3/3/2015 49

Hình 41 Hồ sơ quản lý tuyến đường dây 500kV Thường Tín- Quảng Ninh 50

Hình 43 Kết quả định vị sự cố tính từ đầu trạm Thường Tín 61 Hình 44 Kết quả định vị điểm sự cố tính từ đầu Quảng Ninh 61 Hình 45 Kết quả định vị sự cố tính toán từ đầu Quảng Ninh (chi tiết) 62

DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU

Bảng 1 Kết quả tính toán vị trí sự cố đường dây Nho Quan - Thường Tín dùng SIGRA 47Bảng 2 Kết quả định vị sự cố đường dây Nho Quan - Thường Tín theo rơle báo 48Bảng 3 Kết quả định vị sự cố đường dây Thường Tín – Quảng Ninh theo tính toán bằng SIGRA 62Bảng 4 Kết quả định vị sự cố đường dây Thường Tín – Quảng Ninh theo rơle báo 63

MỞ ĐẦU

Trong hệ thống lưới điện truyền tải, sự cố có thể xuất hiện tại bất cứ thời điểm nào, tại bất cứ nơi nào, nguyên nhân sự cố rất đa dạng và không thể đoán biết trước Tất cả các sự cố cần phải được loại trừ càng nhanh càng tốt để giảm thiểu mức độ thiệt hại cho thiết bị cũng như đảm bảo duy trì làm việc sự ổn định của hệ thống điện Bên cạnh đó, việc xác định chính xác vị trí sự cố đóng vai trò rất quan trọng do nhiều lý do:

- Giảm chi phí và nhân công cho việc sửa chữa, thay thế thiết bị hư hỏng

- Nhanh chóng khôi phục sự làm việc bình thường của hệ thống sau sự cố

- Giảm thời gian ngừng cung cấp điện trong các trường hợp sự cố duy trì Các rơle bảo vệ khoảng cách ngoài chức năng là bảo vệ chính khi đường dây có

sự cố còn cho phép định vị được vị trí điểm sự cố, tuy nhiên vị trí sự cố do các rơle khoảng cách chỉ báo hầu hết đều không chính xác và do đó làm mất nhiều thời gian tìm kiếm vị trí sự cố thực Phương pháp định vị sự cố sử dụng trong các rơle bảo vệ khoảng cách chịu ảnh hưởng của nhiều yếu tố như điện trở hồ quang tại điểm sự cố, thông số của đường dây không chính xác, ảnh hưởng hỗ cảm của các đường dây song song, điện trở suất của đất không đồng nhất dọc tuyến

Do việc định vị sự cố không cần thiết phải thực hiện tức thời nên hoàn toàn có thể sử dụng các công cụ phân tích sau sự cố để tìm vị trí sự cố được chính xác hơn Hiện nay, các công ty truyền tải điện tại Việt Nam đang sử dụng phổ biến rơle của hãng Siemens và kèm theo là phần mềm DIGSI để truy cập rơle Phần mềm này có một chức năng rất hữu dụng là định vị sự cố dựa theo bản ghi từ hai đầu đường dây Tuy nhiên, hầu hết các tài liệu hướng dẫn sử dụng DIGSI hiện có đều giới thiệu rất

ít về chức năng định vị sự cố này và do đó các kỹ sư rơle, kỹ thuật viên của trạm chưa thể nắm bắt được nguyên lý cũng như cách sử dụng hiệu quả

Nội dung luận văn tập trung nghiên cứu phân tích các nguyên lý được sử dụng

để định vị sự cố trong phần mềm DIGSI, qui trình tiến hành để xử lý số liệu và sử dụng chương trình Các kết quả nghiên cứu của luận văn sẽ được áp dụng kiểm

nghiệm với các bản ghi sự cố thực và đường dây thực để minh chứng tính ưu việt của phương pháp định vị sự cố bằng DIGSI

Về bố cục, luận văn gồm các phần như sau đây:

Chương 1: Sự cần thiết của việc nâng cao độ chính xác định vị sự cố trên lưới

điện truyền tải

Chương 2: Giới thiệu phần mềm DIGSI và các ứng dụng trong hệ thống rơle bảo

vệ

Chương 3: Phân tích các thuật toán được sử dụng trong chức năng định vị sự cố

của phần mềm DIGSI

Chương 4: Áp dụng phần mềm DIGSI để tính toán định vị sự cố dựa trên các

bản ghi sự cố thu được và đường dây thực tế

Chương 5: Kết luận và đề xuất hướng nghiên cứu tương lai

CHƯƠNG 1 SỰ CẦN THIẾT NÂNG CAO ĐỘ CHÍNH XÁC CỦA ĐỊNH VỊ SỰ CỐ VÀ TỔNG QUAN VỀ ĐỊNH VỊ SỰ CỐ TRONG HỆ

THỐNG ĐIỆN 1.1 Ý nghĩa của việc định vị chính xác điểm sự cố trên đường dây tải điện

Việc xác định chính xác điểm sự cố trên đường dây tải điện mang một ý nghĩa rất quan trọng trong quản lý vận hành Định vị sự cố giúp phát hiện nhanh hơn điểm sự cố, kể cả với sự cố thoáng qua và sự cố duy trì

 Sự cố thoáng qua có thể không gây thiệt hại nghiêm trọng, có thể được khắc phục thông qua tự động đóng lại Tuy nhiên xác định sớm và nhanh chóng điểm bị hư hỏng sẽ giúp ngăn ngừa các sự cố tiếp theo có thể xảy ra

 Với những sự cố vĩnh cửu, việc không tìm ra chính xác điểm sự cố để khắc phục nó mang lại rất nhiều điều phức tạp, hao tốn nhân lực, tốn kém tài chính, và quan trọng nhất là ngừng cung cấp điện một thời gian dài, có thể gây mất điện trong một khu vực rộng

Các vấn đề về nâng cao độ chính xác trong định vị sự cố đã được nghiên cứu trong nhiều năm và hầu hết tập trung vào nghiên cứu áp dụng đối với lưới truyền tải Lưới truyền tải được quan tâm vì mức độ ảnh hưởng của nó tới hệ thống lớn hơn, các trang thiết bị bảo vệ và điều khiển hiện đại hơn, đồng thời thời gian đòi hỏi

để tìm kiếm sự cố cũng kéo dài hơn so với lưới phân phối

Các vị trí sự cố thường được phát hiện dựa trên việc tuần tra dọc tuyến đường dây, tuy nhiên đây là công việc tốn nhiều nhân công và thời gian, đặc biệt đối với các đường dây đi qua địa hình đồi núi, thung lũng Qui trình này đòi hỏi người công nhân phải đến từng vị trí cột, quan sát bằng mắt các bát sứ khi đường dây vẫn đang

có điện, khi phát hiện được vị trí sự cố sẽ tiến hành chụp ảnh để báo cáo

Có thể thấy rằng việc định vị chính xác điểm sự cố sẽ giúp giảm thời gian tuần tra dọc tuyến và đồng thời giảm thiểu các nguy hiểm mà người công nhân có thể gặp phải khi làm việc với đường dây đang có điện Do đó cần có giải pháp nâng cao độ chính xác định vị sự cố

1.2 Tổng quan các phương pháp định vị sự cố áp dụng trong lưới truyền tải điện

Hiện tại các phương pháp định vị sự cố đã được áp dụng đối với đường dây truyền tải điện, mỗi phương pháp đều có ưu nhược điểm riêng và có phạm vi áp dụng nhất định tùy theo cơ sở hạ tầng sẵn có của trạm và đường dây, có thể phân loại sơ lược các phương pháp này như sau [1, 2]:

- Định vị sự cố chỉ dựa trên tín hiệu đo lường từ một phía của đường dây

o Được tích hợp trong các rơle bảo vệ khoảng cách [3]

o Khi sự cố xảy ra, rơle bảo vệ khoảng cách sẽ tính toán tổng trở sự cố

và xác định vị trí sự cố dựa theo điện kháng sự cố đo được kết hợp với điện kháng đơn vị của một km đường dây (đã biết)

Khoảng cách đến điểm sự cố được xác định dựa theo công thức:

o Phương thức định vị sự cố tích hợp trong các rơle bảo vệ khoảng cách

có độ chính xác không cao, sai số có thể lên tới 5km hoặc cao hơn

o Sai số của rơle bảo vệ khoảng do nhiều yếu tố gây ra: điện trở hồ quang tại điểm sự cố, mức tải của đường dây trước sự cố, ảnh hưởng của nguồn trung gian bơm vào đường dây, sai số của thông số đường dây…

- Định vị sự cố dựa trên tín hiệu đo lường từ cả hai phía của đường dây

o Thường được sử dụng trong các rơle bảo vệ so lệch hiện đại

o Các rơle bảo vệ so lệch có ưu điểm là tín hiệu đo đã được đồng bộ, do

đó kết quả định vị thường có độ chính xác cao hơn

o Tuy nhiên rơle bảo vệ so lệch dọc chỉ có thể sử dụng đối với các đường dây đã được trang bị hệ thống cáp quang truyền tin

o Chức năng định vị sự cố chỉ được tích hợp trong các rơle đời mới, các rơle thế hệ cũ chưa có chức năng này

- Định vị sự cố dựa trên hiện tượng sóng lan truyền:

o Dựa theo sóng lan truyền từ điểm sự cố tới hai đầu đường dây

o Dựa theo thời điểm sóng lan truyền từ điểm sự cố tới một đầu đường dây

o Phương pháp định vị dựa theo sóng lan truyền từ hai đầu đường dây

có độ chính xác cao hơn, tuy nhiên chi phí về mặt thiết bị sẽ rất cao

o Phương pháp định vị sự cố theo nguyên lý sóng lan truyền có độ chính xác cao nhất hiện nay Sai số định vị sự cố có thể chỉ bằng khoảng cách của một khoảng cột

o Do chi phí cao nên hiện nay giải pháp này mới được lắp đặt rất hạn chế trên lưới truyền tải điện miền Bắc

Trên lưới điện truyền tải hiện có một số đường cáp, với các đường cáp này phương pháp định vị sự cố thường dựa theo việc bơm các tín hiệu sóng siêu

âm và ghi nhận tín hiệu phản hồi Dựa trên thời gian từ khi phát tín hiệu đến khi có tín hiệu phản hồi sẽ tính được khoảng cách đến điểm sự cố Về cơ sở

lý thuyết thì phương pháp này tương tự với phương pháp sử dụng sóng lan truyền áp dụng cho đường dây trên không Điểm khác biệt là với cáp điện thì người kiểm tra sẽ chủ động phát tín hiệu và ghi nhận tín hiệu phản hồi, với các đường cáp thì tín hiệu lan truyền không phải do phát vào đường dây mà

do sự đột biến dòng điện, điện áp khi sự cố sinh ra

1.3 Các yếu tố ảnh hưởng tới độ chính xác định vị sự cố trên lưới truyền tải điện

Các yếu tố có thể ảnh hưởng đến độ chính xác định vị sự cố có thể kể tới như sau [3, 4]:

+ Ảnh hưởng của hệ số bù thành phần tổng trở thứ tự không với sự cố một pha – đất

+ Ảnh hưởng tương hỗ của đường dây song song

+ Ảnh hưởng do việc đảo pha không đầy đủ

+ Ảnh hưởng của việc có nhiều hơn một chủng loại dây trên cùng một tuyến đường dây

+ Ảnh hưởng của điện trở tại điểm sự cố

+ Ảnh hưởng do sai số của thiết bị đo lường như BU & BI

1.3.1 Ảnh hưởng của hệ số bù thành phần tổng trở thứ tự không đối với các

sự cố pha – đất

Có thể thấy phần lớn các sự cố trên lưới truyền tải là sự cố một pha –đất Điều này có thể giải thích do khoảng cách pha - pha lớn nên khó có sự cố pha – pha, các thiết bị trên lưới truyền tải, đặc biệt là lưới 500kV thường là thiết bị một pha, do đó nếu có sự cố thì cũng thường là sự cố một pha

Với các rơle bảo vệ khoảng cách, tổng trở sự cố được tính toán như sau:

+ Với sự cố pha – pha: ví dụ sự cố giữa pha A và B

K0 là hệ số bù thành phần tổng trở thứ tự không được cài đặt trong rơle Giá trị K0

này ảnh hưởng nhiều đến kết quả định vị sự cố vì không thể biết chính xác, kể cả trong trường hợp các công ty truyền tải có tiến hành đo tổng trở thứ tự không trước khi đóng điện đường dây Việc đo tổng trở thứ tự không chỉ đảm bảo đưa ra số liệu về tổng trở TTK của toàn đường dây, tuy nhiên tổng trở này phân bố không đều dọc tuyến đường do sự

không đồng nhất của đất Do đó tùy vị trí sự cố mà tổng trở này có thể không tỷ lệ tuyến tính với khoảng cách sự cố

1.3.2 Ảnh hưởng tương hỗ của đường dây song song

Khi sự cố ngắn mạch chạm đất xảy ra trên đường dây nhiều mạch như mạch kép, hai đường dây vận hành song song, do tác động của thành phần hỗ cảm thứ tự không của các đường dây, bảo vệ khoảng cách có thể đo sai giá trị của tổng trở sự

cố Đối với đường dây có đảo pha đầy đủ thì ảnh hưởng này sẽ là đáng kể trong trường hợp sự cố một pha chạm đất

Hình 1 Ảnh hưởng của tương hỗ giữa các đường dây song song

Với ví dụ minh họa trên có thể thấy điện áp thứ tự không mà rơle đo được là V01

được tính theo:

V 01 = Z 01 I 01 + Z 0M I 02

Trong đó:

- V01: điện áp TTK của bảo vệ trên đường dây bị sự cố

- Z01: tổng trở TTK của đường dây bị sự cố

- Z0M: tổng trở tương hỗ TTK giữa hai đường dây

- I01, I02: dòng điện TTK chạy trên đường dây bị sự cố và đường dây lân cận

Giá trị điện áp hỗ cảm TTK làm điện áp đo được của rơle trên đường dây sự cố bị sai lệch dẫn tới kết quả tính toán tổng trở sẽ không chính xác Các kết quả nghiên cứu đã chỉ ra giá trị điện áp đo được có thể sai tới 35% đối với đường dây mạch kép 400kV

Với các rơle khoảng cách, có thể thực hiện bù ảnh hưởng của thành phần hỗ cảm này bằng cách lấy dòng điện TTK của đường dây không sự cố đưa vào rơle của đường dây sự cố,

rơle sẽ tự động tính toán loại trừ ảnh hưởng của hỗ cảm này Tuy nhiên với đường dây chỉ song song một phần thì giải pháp bù này sẽ không có hiệu quả rõ rệt

1.3.3 Ảnh hưởng của cấu hình cột điện và việc đảo pha không đầy đủ

Cấu hình treo dây trên cột điện và đảo pha có thể gây sai số tới tổng trở đo được lên tới 10% Với đường dây siêu cao áp 500kV thì việc đảo pha được tiến hành đầy đủ, do đó ảnh hưởng của cấu hình treo dây và đảo pha tới tổng trở đo được nằm trong giới hạn cho phép Tuy nhiên với các đường dây ngắn thì việc đảo pha thường ít được áp dụng do vấn đề chi phí

Hình 2 Một số cấu hình treo dây trên cột điện lưới truyền tải

1.3.4 Ảnh hưởng của việc có nhiều hơn một chủng loại dây trên cùng một

tuyến đường dây

Việc có nhiều chủng loại dây trên một tuyến đường dây thường gặp với lưới điện phân phối, chủng loại dây của các đường trục chính có thể khác với chủng loại dây ở các nhánh rẽ Với lưới điện truyền tải điều này ít xảy ra, tuy nhiên vẫn còn tồn tại một số đường dây gồm 2 loại dây hỗn hợp Tuy nhiên giá trị tổng trở cài đặt trong rơle khoảng cách chỉ cho phép áp dụng đối với đường dây đồng nhất, do đó vị trí sự cố tính được sẽ bị sai lệch do tổng trở đơn vị của 1km đường dây không chính xác

Hiện nay trên thị trường vẫn chưa có thiết bị định vị sự cố nào có xét tới kiểu đường dây nhiều chủng loại như vậy

1.3.5 Ảnh hưởng của điện trở quá độ tại điểm sự cố

Các sự cố thường kèm theo hồ quang điện Hồ quang điện có thể hình thành trên chuỗi sứ hoặc bắc cầu giữa các pha và do đó điện trở hồ quang này cũng sẽ được tính vào tổng trở sự cố mà rơle đo được

Điện trở hồ quang phụ thuộc vào độ dài của hồ quang và dòng điện theo công thức sau:

Rhồ quang = 87501..4

f

arc

I L

Trong đó: Rhồ quang: điện trở hồ quang ()

Larc : chiều dài hồ quang (m) trong trường hợp không có gió

If : độ lớn dòng sự cố (A)

Chiều dài hồ quang ban đầu bằng khoảng cách từ dây dẫn đến cột hoặc giữa hai dây dẫn, nhưng nó sẽ tăng và kéo dài do gió thổi ngang qua do sự đối lưu và truyền sóng điện từ Trong trường hợp dây dẫn bị đứt và rơi xuống đất thì điện trở tại điểm tiếp xúc chạm đất phụ thuộc vào loại đất, độ ẩm của đất…Khi sự cố các pha với nhau điện trở sự cố thường nhỏ và không vượt quá vài ohm () Tuy nhiên điện trở sự cố lớn hơn nhiều đối với sự cố liên quan đến đất vì điện trở nối đất của cột có thể tới 10 [] thậm chí cao hơn Trường hợp đặc biệt điện trở sự cố còn lớn hơn khi sự cố dây dẫn chạm vào cây cối hoặc đứt dây và rơi xuống vùng đất khô cứng và điện trở sự cố có thể có giá trị từ vài ohm đến hàng trăm ohm

Xét ảnh hưởng của điện trở sự cố và dòng tải trên đường dây đến tổng trở đo được

Xét trường hợp sự cố pha - đất trên đường dây có hai nguồn cấp như Hình 3:

Hình 3 Sự cố chạm đất trên đường dây có hai nguồn cấp và sơ đồ thay thế

Mạch vòng sự cố nhìn từ phía thanh góp trạm A có thể được mô tả bằng công thức sau đây

Trong đó:

d: khoảng cách từ thanh góp A đến điểm sự cố F (d=0÷1)

Z L : tổng trở của đường dây AB

U A ; I A: là điện áp và dòng điện đo được tại vị trí đặt rơle phía trạm A

I F: dòng điện tổng chạy qua điểm sự cố, thỏa mãn quan hệ

trong đó: Z A là tổng trở đo được bởi rơle đầu phía trạm A

Thay thế I F = I A + I B vào phương trình [1.3] ta có

- Nếu dòng điện I A và I B lệch pha nhau: thì thành phần B

A

I I

dòng I B là sớm pha hơn hay chậm pha hơn so với I A trong công thức [1.4])

Do vậy, thành phần Z F sẽ ảnh hưởng cả tới giá trị điện kháng của tổng trở Z A

mà rơle đo được trong công thức [1.4], kết quả là khoảng cách tính toán được

sẽ bị sai khác so với thực tế.

1.3.6 Ảnh hưởng của sai số đo lường

Các biến áp đo lường như BU và BI luôn có sai số nhất định Do rơle sử dụng các tín hiệu dòng điện và điện áp từ BI & BU cấp tới nên tổng trở tính toán được cũng có sự sai lệch nhất định Rất khó để xác định chính xác mức độ sai lệch này do giá trị sai số của BU & BI là đại lượng ngẫu nhiên Ngoài ra, với lưới truyền tải điện thường sử dụng các BU kiểu tụ phân áp, loại BU này có thể chịu quá độ kéo

dài hơn trong tín hiệu đầu ra với trường hợp sự cố, do các bảo vệ thường yêu cầu cắt nhanh trước khi hết các quá độ dẫn tới vị trí sự cố tính được cũng bị sai.

Hình 4 Cấp chính xác của BI theo tiêu chuẩn IEC 60044-2

CHƯƠNG 2 PHẦN MỀM DIGSI VÀ ỨNG DỤNG TRONG HỆ THỐNG

RƠLE BẢO VỆ 2.1 Giới thiệu về phần mềm DISGI

Phần mềm DIGSI là thương hiệu đã được đăng ký bản quyền của hãng Siemens AG [5], là phần mềm quan trọng và linh hoạt trong việc quản lý, cấu hình thiết bị, cài đặt tín hiệu đầu vào, đầu ra, cấu hình logic chức năng, vẽ hiển thị sơ đồ nhất thứ của ngăn lộ trong trạm biến áp cho các rơ le bảo vệ, đo lường điều khiển của hãng Siemens

Hình 5 Tổng quan về DIGSI

Các chức năng chính của phần mềm DIGSI bao gồm:

+ Quản lý dự án, cấu hình phân phối điện

+ Sử dụng phần mềm DIGSI để thiết lập các thông số, thông tin và xem các

dữ liệu trên màn hình hiển thị

+ Sửa đổi các thiết lập chỉnh định của chức năng bảo vệ trong rơ le Siemens Với phần mềm này, chúng ta có thể giao tiếp với rơ le và nhìn

rõ bên trong rơ le có những tính năng gì, phần mềm có thể làm việc

“online” với rơ le hoặc “offline”

Hình 6 Sử dụng DIGSI quản lý một dự án

Phần mềm cho phép truy cập và cấu hình cho tất cả mọi chức năng của rơle

Có thể thấy trên danh sách có bốn biểu tượng tương ứng với Thiết lập thông số, truyền tin, đo lường, bản ghi dạng sóng; khi vào tiếp mục Thiết lập thông số ta có:

Hình 7 Cây thư mục trong phần mềm DIGSI khi truy cập rơle Siemens

Có thể thiết lập 4 nhóm chỉnh định và chuyển đổi qua lại giữa các nhóm chỉnh định bằng cách kích hoạt các đầu vào nhị phân “binary input” hoặc là nhấn một phím chức năng (chức năng của phím này được gán bởi một hàm logic)

Với Hệ thống dữ liệu 1 ta có thể đặt giá trị nhất thứ và giá trị nhị thứ cho các biến dòng điện và biến điện áp

+ Cài đặt chức năng đầu vào, đầu ra trong rơ le, phần mềm DIGSI sử dụng một

ma trận cấu trúc rõ ràng Trên phần mềm ta vào Masking I/O để mở ma trận thiết bị, ta thấy làm việc với các cột và các hàng

Hình 8 Cài đặt cấu hình rơle bảo vệ sử dụng DIGSI

+ Tạo chức năng Logic, nhờ phương pháp CFC, ta có thể tạo ra các chức năng một cách nhanh chóng, dễ dàng theo định hướng đồ họa Mỗi biểu đồ CFC chứa ít nhất một chức năng logic liên kết nối các giá trị đầu vào với nhau và

từ các mối liên kết tạo ra một kết quả

Hình 9 Thay đổi chức năng logic trong role sử dụng DIGSI

+ Phần mềm DIGSI cho phép chỉnh sửa các biểu tượng hiển thị trên màn LCD của rơle, ví dụ các sơ đồ một sợi gồm máy cắt, dao cách ly, dao tiếp địa, biến dòng điện, biến điện áp, sơ đồ một sợi của ngăn lộ trên màn hình rơle Người

sử dụng có thể dùng thư viện sẵn có hoặc tạo mới các biểu tượng cần thiết

Hình 10 Hiển thị sơ đồ một sợi của đối tượng được điều khiển

Sử dụng các nút của thanh công cụ chuẩn để làm nổi bật sơ đồ một sợi, để hiển thị hoặc thiết lập các yếu tố tương ứng với lưới điện

Hình 11 Tạo lập sơ đồ một sợi của ngăn lộ

+ Phân tích bản ghi sự cố: phần mềm DIGSI có trang bị module SIGRA phục

vụ cho việc phân tích các bản ghi sự cố Đây là công cụ chuyên nghiệp với nhiều tính năng hữu dụng phục vụ phân tích offline các tín hiệu thu được,

phản ứng của các phần tử trong rơle, thời điểm khởi động, tác động của các phần tử…

2.2 Giới thiệu chức năng định vị sự cố thuộc module SIGRA trong phần mềm DISGI

2.2.1 Giới thiệu về SIGRA trong phần mềm DISGI

SIGRA là một ứng dụng thuộc phần mềm DIGSI hỗ trợ cho việc phân tích sự

cố [6] Phần mềm hiển thị thông tin dưới dạng đồ họa và cho phép thực hiện một số tính toán khác nhau với số liệu đã ghi được như tính tổng trở, giá trị hiệu dụng… tạo điều kiện thuận lợi hơn trong quá trình phân tích sự cố

Đồng thời phần mềm cho phép hiển thị các tín hiệu đo được dưới nhiều kiểu phân tích khác nhau như (tín hiệu hiển thị có thể là của phía sơ cấp hoặc thứ cấp tùy chọn):

+ Hiển thị tín hiệu theo thời gian

+ Hiển thị theo kiểu vecto ba pha

+ Hiển thị trên các đặc tính làm việc

+ Hiển thị thành phần sóng hài

+ Phục vụ phân tích sự cố

+ Hiển thị thông số dưới dạng bảng

Hình 12 Truy cập bản ghi sự cố bằng chức năng SIGRA trong phần mềm DIGSI

SIGRA cho phép sử dụng đồng thời hai thanh trượt để hiển thị giá trị tại các thời điểm khác nhau, cho phép so sánh mức độ thay đổi của tín hiệu theo thời gian giữa hai thanh trượt và nhiều ứng dụng khác

Hình 13 Giao diện chính của SIGRA

Là một công cụ chuyên nghiệp, SIGRA có rất nhiều chi tiết để phục vụ, tối đa hóa các tín hiệu thời gian, hiển thị giá trị tức thời trong bảng, sử dụng các nút “Up” và

“Down” để di chuyển một tên được lựa chọn trong danh sách Có thể thay đổi thứ

tự các cột được hiển thị Trong khu vực mà hình đồ họa, ta có thể thấy một số đường cong và những tín hiệu tương tự hay nhị phân Số lượng sơ đồ được thiết lập theo mặc định và có chứa một sự kết hợp phù hợp tín hiệu Ta có thể thêm hoặc loại

bỏ các tín hiệu đo lường trong sơ đồ Cũng có thể xóa toàn bộ sơ đồ hoặc bổ sung thêm mới Chọn tín hiệu Assign từ menu ta được ma trận cho phép gán tín hiệu, các

sơ đồ có sẵn được sắp xếp theo chiều ngang, nó được gán cho các kiểu sơ đồ tương ứng Trong dọc hướng, các tín hiệu sẵn được liệt kê Nó bao gồm các loại tín hiệu khác nhau

Hình 14 Quan sát các tín hiệu sử dụng SIGRA

SIGRA có thể mở đồng thời nhiều bản ghi, cho phép so sánh các tín hiệu từ nhiều bản ghi với nhau theo cùng trục thời gian, và quan trọng hơn cả cho phép đồng bộ các bản ghi này trên cơ sở cùng mốc thời gian

Tín hiệu của các bản ghi được đánh số từ K1 đến Kn Ví dụ, chọn tín hiệu điện áp K1: UL1E và K2: UL1E_1, trong bản ghi mới được thêm vào ta có thể nhìn thấy

được những đường cong của hai điện áp Hai đường cong bây giờ phải được đồng

bộ với nhau Hộp thoại Synchronize cho phép ta lựa chọn và đồng bộ tín hiệu dễ dàng, có thể bằng tay hoặc tự động

Hình 15 Đồng bộ thời gian các bản ghi sự cố

Nhập các bản ghi sự cố: nếu cần một bản ghi sự cố thứ hai để phân tích dữ liệu của một bản ghi sự cố, có thể chèn thêm bất kỳ

Xuất dữ liệu: phần mềm cho phép xuất các tín hiệu dòng điện, điện áp và các tín hiệu nhị phân khác thành dạng file COMTRADE phù hợp với nhiều chương trình đọc bản ghi sự cố khác

2.2.2 Các thông số cần thiết khi tính toán định vị sự cố bằng phần mềm

DIGSI (SIGRA)

Khi định vị điểm sự cố trên đường dây, ta cần thu thập hai bản ghi sự cố của rơ le bảo vệ khoảng cách tại hai đầu trạm, cùng phiếu chỉnh định rơ le hai đầu của đường dây (do Trung tâm điều độ Hệ thống điện chỉnh định) để đưa thông tin vào công cụ SIGRA Các thông số cần thiết dùng để tính toán định vị sự cố gồm:

+ Chiều dài đường dây (km)

+ Góc đường dây (độ)

+ Điện áp (Cả giá trị sơ cấp kV, giá trị thứ cấp V)

+ Dòng điện (Cả giá trị sơ cấp A, giá trị thứ cấp A)

+ Tỉ số RE/RL, XE/XL

+ Trở kháng đường dây (tính trong hệ đơn vị có tên)

SIGRA có thể đọc dễ dàng các bản ghi sự cố của rơle hãng SIEMENS mà không cần phải chỉnh sửa, gán lại tên tín hiệu, tuy nhiên phần mềm này cũng hoàn toàn đọc được các file bản ghi sự cố được ghi theo chuẩn Comtrade từ các rơle khác Trong trường hợp bản ghi sự cố của rơle mà không thuộc hãng Siemens thì các biến đo được phải được gán lại (đặt tên lại) để phần mềm SIGRA có thể quản lý được toàn bộ các thông số

Bản ghi sự cố được tạo bởi một số các tập tin được lưu trữ dưới chung một tên nhưng có phần mở rộng khác nhau:

+ *.cfg: tập tin cấu hình Comtrade, mô tả các kênh ghi lỗi (tên tín hiệu, tỷ lệ lấy mẫu), tạo ra bởi phần mềm DIGSI

+ *.dat: tập Comtrade lấy mẫu các giá trị của các kênh bản ghi sự cố (biến đo) tạo ra bởi phần mềm DIGSI

+ *.rio: có sẵn như là một tùy chọn thiết lập bảo vệ (như các yếu tố trở kháng đất) tạo ra bởi phần mềm DIGSI

+ *.dg4: có sẵn như là một tùy chọn chứa các thiết lập công cụ SIGRA liên quan đến sự cố, chẳng hạn như vị trí con trỏ, cài đặt màu sắc… các phiên đánh giá cuối cùng (bộ nhớ phiên) tạo ra bởi SIGRA khi một tập tin được lưu

+ *.hdr: có sẵn như là một tùy chọn nhận xét về các bản ghi sự cố

+ *.inf: có sẵn như là một tùy chọn, bất kỳ bình luận trên mỗi một tín hiệu

Chèn một bản ghi sự cố

Nếu cần một bản ghi sự cố bổ sung cho việc phân tích một sự kiện sự cố, có thể chèn thêm bản ghi sự cố này ở cuối của bản ghi hiện hành trên màn hình Tiến hành như sau: Chọn Insert> Fault Record từ thanh menu, chỉ định tên và vị trí lưu trữ (đường dẫn) của các bản ghi sự cố ta muốn chèn

Các tên tín hiệu của bản ghi sự cố mới được chèn thêm vào sẽ được gán cho các chỉ

số tương ứng

Đồng bộ các bản ghi sự cố

Vì các rơ le ghi sự cố tại vị trí lắp đặt khác nhau thường không đồng bộ, các tín hiệu của hai bản ghi sự cố phải được đồng bộ để đảm bảo kết quả định vị sự cố có độ tin cậy cao

Khi đồng bộ hóa các tín hiệu của các bản ghi sự cố được chèn vào (B) với các bản ghi sự cố được phân tích (A), SIGRA cho phép dịch chuyển các tín hiệu của các bản ghi sự cố theo trục thời gian của một khoảng thời gian xác định để đảm bảo đồng

bộ Để làm điều này, tiến hành như sau:

+ Chèn một sơ đồ mới trong giao diện xem tín hiệu theo thời gian

+ Copy một tín hiệu tương ứng từ sự cố ghi A, chẳng hạn như pha đường dây hiện nay bị ảnh hưởng bởi một ngắn mạch, và chèn vào trong sơ đồ mới + Nếu cần thiết, phóng to màn hình hiển thị bằng cách sử dụng chức năng zoom

+ Đặt vị trí con trỏ 1 trên các điểm có thể xác nhận điểm đồng bộ của tín hiệu bản ghi sự cố A (ví dụ như thời điểm sự cố xảy ra trên dạng sóng) và con trỏ

2 vào điểm đồng bộ của các tín hiệu của bản ghi sự cố B

+ Mở hộp thoại tương ứng bằng cách chọn Edit> Synchronize Fault ghi từ thanh menu

+ Kiểm tra các điểm đồng bộ hóa và thời gian cần dịch chuyển trong hộp văn bản bằng phím “Shift bản ghi sự cố B”

+ Kiểm tra các thiết lập bằng cách sử dụng chức năng Preview

+ Điều chỉnh những điểm đồng bộ nếu cần thiết

+ Xác nhận các thiết lập với OK

Các tín hiệu của bản ghi sự cố B được dịch chuyển bởi khoảng thời gian tính toán Hai bản ghi sự cố bây giờ có thể coi là được đồng bộ và có thể sử dụng để tính toán thêm cho các mục đích phân tích khác

Nếu cần thiết, có thể phải lặp lại các bước được mô tả ở trên để tinh chỉnh tính đồng

bộ của bản ghi sự cố

Hình 16 Giao diện đồng bộ tín hiệu trong SIGRA

Ngoài các bước tiến hành được mô tả ở trên, ta cũng có thể đồng bộ hóa tín hiệu một cách trực tiếp bằng cách sử dụng hộp thoại Synchronize Fault Records

Cài đặt thông số của lưới điện

Mở hộp thoại bằng cách chọn Options> Network configuration từ thanh công cụ

Hình 17 Cài đặt cấu hình của lưới điện dùng SIGRA

Chọn cấu hình của lưới điện hiện tại từ menu danh sách thả xuống Configuration Các tham số này có thể được ghi lại để sử dụng cho các lần tiếp theo

Klick vào Add để gán tên cho một cấu hình mới

Chọn một cấu hình và click vào Delete để xóa cấu hình không mong muốn SIGRA qui ước chiều của các tín hiệu đo như sau:

Hình 18 Qui ước về cấu hình các tín hiệu đo trong SIGRA

Cài đặt thông số phục vụ tính toán định vị sự cố

Chuyển tới Tab “Fault Locator”

Hình 19 Giao diện thông số đường dây trong SIGRA

Sau đó lựa chọn cách định dạng số liệu sẽ đưa vào để tính toán, ví dụ người dùng có thể sử dụng phương án vào số liệu theo đơn vị tương đối, theo đơn vị có tên, chọn chiều dài theo hệ km hoặc mile

Hình 20 Lựa chọn định dạng số liệu trong SIGRA

Sau đó vào lần lượt các thông số về đường dây theo yêu cầu và chạy chương trình thì kết quả tính toán vị trí sự cố sẽ được hiển thị đầy đủ

Hình 21 Hiển thị kết quả tính toán vị trí sự cố trong SIGRA

Phần mềm SIGRA sẽ tính toán các vị trí sự cố theo tín hiệu đo lường từ từng phía và tính toán định vị sử dụng bản ghi sự cố từ cả hai phía Kết qủa hiển thị với cao độ của kết qủa khác nhau, trường hợp nào có cao độ lớn hơn thể hiện độ tin cậy về kết qủa tính được cao hơn

CHƯƠNG 3 PHÂN TÍCH CÁC THUẬT TOÁN SỬ DỤNG TRONG CHỨC NĂNG ĐỊNH VỊ SỰ CỐ CỦA PHẦN MỀM DIGSI

3.1 Nguyên lý định vị sự cố dựa trên tín hiệu đo lường đồng bộ từ hai đầu đường dây sử dụng trong phần mềm DIGSI

Ưu điểm của nguyên lý định vị sự cố dựa theo tín hiệu đo lường đồng bộ từ hai đầu đường dây đã được trình bày tại Chương 1 Phần mềm SIGRA (thuộc DIGSI) sử dụng hai phương pháp xác định vị trí sự cố:

+ Chỉ sử dụng tín hiệu đo lường từ một đầu đường dây: đây là phương pháp định vị sự cố được sử dụng trong các rơle bảo vệ khoảng cách thông thường + Sử dụng bản ghi sự cố từ hai đầu đường dây: phương pháp hiện tại chưa tích hợp được trong rơle khoảng cách do cần phải đồng bộ tín hiệu đo của hai bản ghi Với các rơle bảo vệ so lệch thì chức năng này đã được tích hợp trong các rơle đời mới hiện nay

Nguyên lý định vị sự cố theo bản ghi từ hai đầu như sau:

+ Giả thiết các bản ghi sự cố đã được đồng bộ hoàn toàn về mặt thời gian + Việc đồng bộ thời gian có thể thực hiện bằng cách sử dụng các đồng hồ GPS nhận tín hiệu vệ tinh tại các trạm hoặc phần mềm DIGSI sẽ tự động đồng bộ hai bản ghi này

x (1-x)

F

BU BU

Xét sự cố xảy ra tại điểm F, cách trạm A một khoảng là x (%) trên đường dây

Hình 23 Sơ đồ nguyên lý của đường dây bị sự cố với hai nguồn cấp

Điện áp UF tại điểm sự cố có thể tính theo từ phía A hoặc B:

trong đó ZD là tổng trở của toàn bộ đoạn đường dây AB

Trừ hai phương trình cho nhau:

Hình 24 Đường dây truyền tải với rơle bảo vệ hai đầu có đồng hồ thời gian

Rơle A và rơle B đều có các đồng hồ nội bộ trong bản thân rơle Tín hiệu dòng điện hoặc điện áp ở mỗi đầu sẽ được các rơle lấy mẫu và gắn cho mỗi mẫu tín hiệu này một giá trị mã thời gian tương ứng, mã thời gian này dựa theo đồng hồ nội

bộ của rơle

Tuy nhiên trong trường hợp đồng hồ của rơle A và rơle B không đồng bộ như lược đồ Hình 25 thể hiện:

Hình 25 Trường hợp tín hiệu đo lường không được đồng bộ

Trong trường hợp này, đồng hồ của hai rơle đang có sai số so với nhau Để đồng bộ lại tín hiệu giữa rơle A và rơle B thì có thể:

- Hoặc dịch tín hiệu của rơle A lên trước một khoảng thời gian t δ

- Hoặc dịch tín hiệu của rơle B chậm xuống một khoảng thời gian t δ

Giả thiết khoảng thời gian sai số của đồng hồ hai phía là t δ như trong Hình 25, khoảng thời gian này hoàn toàn có thể qui đổi về góc vì một chu kỳ của dòng điện tần số 50Hz là 20ms tương đương với 3600 Vậy nếu giả thiết các mẫu ở hai phía

cần dịch một khoảng thời gian t δ thì cũng tương ứng với việc dịch một góc là:

0

( )

36020( )

t ms ms



Góc δ là góc mà các tín hiệu đo được từ hai phía cần dịch đi để đảm bảo đồng bộ

với nhau, và qui ước gọi là góc để đồng bộ lại tín hiệu hay gọi tắt là góc đồng bộ δ

Ví dụ về góc đồng bộ δ:

Xem xét tín hiệu đo lường thu được từ bản ghi sự cố của hai rơle đặt tại hai đầu A & B (Hình 24) tại một thời điểm nào đó Giả thiết các giá trị điện áp thu được là:

- Giá trị của điện áp đầu A là 0

- Giá trị của điện áp đầu A là hay có thể biểu diễn:

(Việc nhân một tín hiệu với đại lượng e j sẽ làm dịch pha của tín hiệu

đó đi một khoảng là  (độ), độ lớn của tín hiệu vẫn được giữ nguyên

vì |ej |=1)

- Giá trị của điện áp đầu B vẫn giữ nguyên làm gốc: 0

Phần mềm SIGRA sử dụng giải pháp đồng bộ sơ lược bản ghi của rơle sau đó sử dụng phương pháp phân bố điện áp để tìm vị trí sự cố [6, 7, 8] Phần tiếp theo sẽ phân tích cơ sở toán học và ưu điểm của các thuật toán này

3.3.1 Cơ sở toán học của phương pháp định vị sự cố dựa theo phân bố độ lớn

điện áp từ hai phía

Bản chất của phương pháp: phương pháp này sẽ xác định phân bố điện áp

dọc theo đường dây tính từ hai đầu đường dây đến điểm sự cố Tại điểm sự cố thì

độ lớn điện áp tính từ hai phía tới bắt buộc phải bằng nhau

Do vị trí sự cố chưa biết nên thuật toán sử dụng phương pháp lặp tìm kiếm, với mỗi

vị trí sự cố giả định sẽ so sánh điện áp tính được từ hai phía tới, nếu sai lệch độ lớn điện áp tính từ hai phía tới nhỏ hơn một giá trị ε cho phép rất nhỏ thì tính toán có thể dừng lại và vị trí sự cố đó chính là vị trí sự cố cần tìm

Hình 26 Phân bố điện áp tính từ hai phía tới trên đường dây bị sự cố

Xét đường dây hai nguồn cấp như trong Hình 26 với các giả thiết:

- Các tín hiệu dòng điện và điện áp từ hai đầu đường dây không được đo đồng bộ Giả thiết tín hiệu phía đầu S được lấy làm chuẩn gốc thời gian, tín hiệu đo được từ đầu R được đồng bộ lại với đầu S thông qua góc đồng

bộ δ

- Vị trí sự cố nằm cách trạm S một khoảng d (với giá trị d nằm trong

khoảng từ 0÷1, nếu sự cố xảy ra tại S thì d=0, sự cố xảy ra tại R ứng với d=1)

- Tổng trở đường dây là Z

- Điện trở tại điểm sự cố: R F

- Dòng điện từ hai trạm cấp đến điểm sự cố là I S & I R

- Dòng điện chạy qua điểm sự cố là I F và điện áp rơi trên tổng trở tại điểm

Hệ thống S

I R *e jδ

Hình 27 Sơ đồ đường dây hai nguồn bị sự cố

Sơ đồ thay thế hình π sử dụng thông số rải của đường dây đang xem xét được thể hiện trong Hình 28

I S

V S

I F S

I R *e jδ

V R *e jδ

Hình 28 Sơ đồ thay thế hình π sử dụng thông số rải của đường dây bị sự cố

Chú thích về các ký hiệu được sử dụng:

-  : Hằng số truyền sóng của đường dây (  Z Y* )

- z c:Tổng trở sóng của các đường dây( Z

Z  )

- L: Chiều dài các đoạn đường dây bị sự cố

Điện áp tại điểm sự cố sẽ được tính tới từ hai phía R và S (các phương trình viết cho

mô hình đường dây thông số rải):

- Điện áp tại F tính từ đầu S tới

j c

j c

R

j c

Nhận xét dựa trên phương trình 3.12:

- Có thể thấy rằng phương trình tính toán độ lớn điện áp từ hai phía tới điểm F

không chứa góc đồng bộ e jδ Hay nói cách khác, đây chính là ưu điểm của thuật toán được đề xuất do không phải xét tới tính đồng bộ của tín hiệu thu được từ hai đầu đường dây

- Điện trở tại điểm sự cố R F không xuất hiện trong các phương trình, do vậy thuật toán tính toán không bị ảnh hưởng của độ lớn của điện trở tại điểm sự

cố

3.3.2 Lựa chọn loại dòng điện và điện áp trong tính toán định vị sự cố

Các phương trình trên được áp dụng cho tất cả các loại sự cố khác nhau trừ dạng sự cố đứt dây Các yếu tố khác của lưới điện (như tỷ số X/R khác nhau) không ảnh hưởng đến tính chính xác của thuật toán

Trong trường hợp sự cố pha A với đất thì điện áp và dòng điện pha A có thể đưa vào các phương trình này để tính toán góc đồng bộ và vị trí sự cố Tuy nhiên với sự cố một pha thì dòng điện đưa vào tính toán cần phải được bù thành phần thứ

tự không Do thành phần tổng trở TTK của đường dây rất khó để xác định chính xác