Nghiên cứu xác định vị trí sự cố trên đường dây cáp ngầm trung áp

Việc nhanh chóng xác định vị trí sự cố ngắn mạch là rất quan trọng trong lưới phân phối do đặc trưng hệ thống lưới phức tạp sử dụng cả đường dây trên không lẫn cáp ngầm Thời gian xác định vị trí ngắn mạch càng nhanh thì công tác chuẩn bị khắc phục sự cố để khôi phục hoạt động bình thường trên lưới càng nhanh chóng và thuận tiện Để thực hiện nhiệm vụ xác định vị trí sự cố ngắn mạch trên đường dây cáp ngầm trung áp nhiều nghiên cứu đã được thực hiện Thống kê các nghiên cứu đã được thực hiện từ trước đến nay trong lĩnh vực phát hiện vị trí sự cố được phân thành ba phương pháp chính đó là phương pháp bơm xung phản xạ 2 4 vào đoạn cáp bị sự cố sau khi đã được cô lập bằng các máy phát xung có tần số cao và các thiết bị đo chuyên dụng đo xung phản hồi đi và về Phương pháp truyền sóng 5 14 đo thời gian lan truyền của sóng lấy kết quả từ sự xuất hiện sự cố trên đường dây Các phương pháp này có kết quả khá chính xác nhưng mức đầu tư cao nên không phổ biến trên lưới điện trung áp Luận văn nghiên cứu các thuật toán áp dụng phƣơng pháp tổng trở 15 26 và mô phỏng trên Matlab Simulink để tính toán nhằm mục đích khai thác các thiết bị hiện đã đầu tư trong lưới phục vụ cho việc xác định vị trí sự cố trên đường dây cáp ngầm trung áp

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẶNG HỒNG QUÂN NGHIÊN CỨU XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ SỰ CỐ TRÊN ĐƢỜNG DÂY CÁP NGẦM TRUNG ÁP LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN Đà Nẵng - Năm 2017 ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA ĐẶNG HỒNG QUÂN NGHIÊN CỨU XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ SỰ CỐ TRÊN ĐƢỜNG DÂY CÁP NGẦM TRUNG ÁP Chuyên ngành : Kỹ thuật điện Mã số : 60 52 02 02 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT ĐIỆN Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: TS NGUYỄN HỮU HIẾU Đà Nẵng - Năm 2017 LỜI CAM ĐOAN Tơi cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nêu luận văn trung thực chƣa đƣợc cơng bố cơng trình khác Tác giả luận văn Đặng Hồng Quân LỜI CẢM ƠN Tôi xin chân thành gởi lời cảm ơn đến thầy T.S Nguyễn Hữu Hiếu, ngƣời tận tình hƣớng dẫn giúp đỡ tơi suốt q trình thực luận văn Tôi xin chân thành cảm ơn đến thầy, cô Trƣờng Đại học Đà Nẵng tận tình nhận xét đóng góp nhằm hồn thiện luận văn Tôi xin chân thành cảm ơn đến Quý Thầy, Cô khoa Điện- Trƣờng Đại học Đà Nẵng cán Phịng Đào Tạo giúp đỡ tơi nhiều suốt trình học tậm trình hồn thành luận văn Tơi xin cảm ơn bạn bè đồng nghiệp gúp đỡ, động viên tạo điều kiện để tơi hồn thành luận văn Cuối cùng, xin cảm ơn Cha mẹ ngƣời thân bên động viên nhiều để tơi hồn thành khóa học Đặng Hồng Quân NGHIÊN CỨU XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ SỰ CỐ TRÊN ĐƢỜNG DÂY CÁP NGẦM TRUNG ÁP Học viên: Đặng Hồng Quân Mã số: 60.52.02.02 Khóa: 2015 Chuyên ngành: Kỹ thuật điện Trƣờng: Đại học Bách khoa- ĐHĐN Tóm tắt: Việc nhanh chóng xác định vị trí cố ngắn mạch quan trọng lƣới phân phối đặc trƣng hệ thống lƣới phức tạp, sử dụng đƣờng dây không lẫn cáp ngầm Thời gian xác định vị trí ngắn mạch nhanh cơng tác chuẩn bị khắc phục cố để khôi phục hoạt động bình thƣờng lƣới nhanh chóng thuận tiện Để thực nhiệm vụ xác định vị trí cố ngắn mạch đƣờng dây cáp ngầm trung áp, nhiều nghiên cứu đƣợc thực Thống kê nghiên cứu đƣợc thực từ trƣớc đến lĩnh vực phát vị trí cố đƣợc phân thành ba phƣơng pháp phƣơng pháp bơm xung phản xạ [2-4] vào đoạn cáp bị cố sau đƣợc cô lập máy phát xung có tần số cao thiết bị đo chuyên dụng đo xung phản hồi Phƣơng pháp truyền sóng [514] đo thời gian lan truyền sóng lấy kết từ xuất cố đƣờng dây Các phƣơng pháp có kết xác nhƣng mức đầu tƣ cao nên không phổ biến lƣới điện trung áp Luận văn nghiên cứu thuật toán áp dụng phƣơng pháp tổng trở [15-26] mơ Matlab Simulink để tính tốn nhằm mục đích khai thác thiết bị đầu tƣ lƣới phục vụ cho việc xác định vị trí cố đƣờng dây cáp ngầm trung áp Từ khóa: Vị trí cố, hệ thống cáp ngầm trung áp, thuật toán, phƣơng pháp tổng trở STUDY FAULT LOCATION ON THE MEDIUM VOLTAGE OVERHEAD LINE AND UNDERGROUND CABLE Abstract: The rapid localization of short-circuit faults is very important in the distribution grid due to the complex grid system feature, using both overhead line and underground cables Fault location time effect repair time of medium voltage overhead line and underground cables Reducing of fault location time mean increasing power quality of power grid To carry out the task of locating short circuit faults on the medium voltage overhead line and underground cables, several studies have been conducted and many of the devices based on these studies have been fabricated locating devices Underground cable incident Statistics of the studies that have been carried out so far in the field of incident location detection are categorized into three main approaches, Time Domain Reflection [2-4] Isolated by high-frequency pulsed and dedicated instrumentation for pulse-on-return and return measurements The Travelling wave method [5-14] measures the propagation time of the wave resulting from the occurrence of an incident on the line The thesis investigating algorithms applying the [15-26] impedance method and Matlab Simulink simulation to calculate for the purpose of exploiting the currently invested equipment in the grid serves to Attempt on medium-voltage underground cable Key words: Location faults, underground distribution system, algorithms, impedance method MỤC LỤC MỞ ĐẦU 1 Lý chọn đề tài Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu Mục tiêu nhiệm vụ nghiên cứu .2 Đặt tên đề tài Nội dung biên chế đề tài CHƢƠNG CƠ SỞ LÝ THUYẾT .3 1.1 GIỚI THIỆU LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 1.2 CÁP NGẦM ĐIỆN LỰC 1.2.1 Xu phát triển cáp ngầm 1.2.2 Cấu tạo cáp ngầm 1.3 CÁC CƠ CHẾ LÃO HÓA CÁP NGẦM 10 1.4 CÁC NGUYÊN NHÂN GÂY NGẮN MẠCH CÁP NGẦM 14 CHƢƠNG CÁC PHƢƠNG PHÁP VÀ THIẾT BỊ XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ SỰ CỐ 17 2.1 GIỚI THIỆU 17 2.2 PHƢƠNG PHÁP XUNG PHẢN HỒI 17 2.2.1 Phƣơng pháp đốt cáp 17 2.2.2 Phƣơng pháp phản hồi miền thời gian 18 2.2.3 Công nghệ phản hồi hồ quang (Arc Reflection – ARC) 21 2.2.4 Nhận xét 22 2.3 PHƢƠNG PHÁP TRUYỀN SÓNG (Travelling Wave) 22 2.3.1 Giới thiệu 22 2.3.2 Nguyên lý 23 2.3.3 Ƣu nhƣợc điểm phƣơng pháp 24 2.4 PHƢƠNG PHÁP TỔNG TRỞ .24 2.4.1 Giới thiệu 24 2.4.2 Nguyên lý 25 2.4.3 Ƣu nhƣợc điểm phƣơng pháp 26 2.5 THIẾT BỊ XÁC ĐỊNH SỰ CỐ TRONG LƢỚI ĐIỆN TRUNG ÁP 26 2.5.1 Chỉ thị cố (Fault Indicator: FI) 26 2.5.2 Recloser thiết bị tự động phân đoạn cố .27 2.5.3 Thiết bị chuyên dụng dò tìm cố 28 2.6 KẾT LUẬN VÀ ĐỀ XUẤT 32 CHƢƠNG XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ SỰ CỐ ĐƢỜNG DÂY CÁP NGẦM TRUNG ÁP BẰNG PHƢƠNG PHÁP TỔNG TRỞ 34 3.1 GIỚI THIỆU 34 3.2 XÁC ĐỊNH VÍ TRÍ SỰ CỐ BẰNG PHƢƠNG PHÁP TỔNG TRỞ 34 3.2.1 Giới thiệu 34 3.2.2 Thuật toán dựa vào tổng trở đơn giản 36 3.2.3 Thuật toán Tagaki 37 3.2.4 Thuật toán Tagaki cải tiến 37 3.2.5 Thuật toán Saha 38 3.2.6 Thuật toán Wisziewski 40 3.2.7 Phƣơng pháp Personal 41 3.2.8 Kết luận 43 3.2.9 Xây dựng chƣơng trình 43 CHƢƠNG XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH VÀ TÍNH TỐN VỊ TRÍ SỰ CỐ 46 4.1 GIỚI THIỆU 46 4.2 XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ SỰ CỐ THEO GIẢ ĐỊNH 46 4.2.1 Thông tin dự án 46 4.2.2 Thông số kỹ thuật 46 4.2.3 Nhập thông số 47 4.2.4 Kết ảnh hƣởng điện trở ngắn mạch 47 4.2.5 Kết ảnh hƣởng vị trí ngắn mạch 50 4.2.6 Nhận xét 52 4.3 SO SÁNH THỰC TẾ 52 4.3.1 Tuyến cáp ngầm 22kV- Đƣờng lên đỉnh vƣờn Quốc gia Bạch Mã 53 4.3.2 Tuyến cáp ngầm 22kV- Kios Trƣờng Sa đến Tủ RMU 5A 56 4.4 NHẬN XÉT 59 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 60 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (BẢN SAO) PHỤ LỤC DANH MỤC CÁC TỪ VIẾT TẮT CPC CPCETC : Central Power Corporation : Central Power CorporationCenter Electrical Testing Company limited Tổng công ty điện lực miền Trung Cơng ty TNHH MTV thí nghiệm điện miền Trung ET EPR : Electrical Trees : Ethylene Propylene Cây điện Cách điện cao su EVN GPS : Viet Nam Electricity : Global positioning system Tập đoàn Điện lực Việt Nam Hệ thống định vị toàn cầu HTĐ PD : : Partial Discharge Hệ thống điện Phóng điện cực SA SCADA TBA TDR TW XLPE : Sectionalisers Automation : Supervisory Control And Data Acquisition : : Time Domain Reflection : Traveling Waves : Cross-linked Polyethylene Thiết bị tự dộng phân loại cố Hệ thống điều khiển giám sát thu thập liệu Trạm biến áp Xung phản xạ Truyền sóng Cách điện XLPE WT : Water Treeing Cây nƣớc DANH MỤC CÁC BẢNG Số hiệu bảng Tên bảng Trang 1.1 Các chế lão hóa cách điện cáp lực 11 1.2 Thống kê cố cáp ngầm 22kV khu vực miền Trung 15 3.1 Bảng tính thơng số đƣờng dây theo phƣơng pháp tổng trở thứ tự thuận 35 4.1 Kết ảnh hƣởng điện trở ngắn mạch 49 4.2 Kết ảnh hƣởng vị trí ngắn mạch 51 4.3 Kết ảnh hƣởng điện trở chắn 55 4.4 Kết ảnh hƣởng điện trở chắn khác 55 4.5 Kết ảnh hƣởng điện trở chắn khác 58 4.6 Kết ảnh hƣởng điện trở chắn khác 58 DANH MỤC CÁC HÌNH Số hiệu Tên hình hình Trang 1.1 Mạng trung áp hình tia 1.2 Mạng trung áp kín vận hành hở 1.3 Mặt cắt ngang cáp ngầm cách điện giấy tẩm dầu 33kV 1.4 Cấu tạo cáp ngầm cách điện XLPE 1.5 Cấu tạo Cáp ngầm cách điện EPR 1.6 Cây điện, nƣớc 13 2.1 Mô tả đồ thị dạng điện tử 18 2.2 Sơ đồ định vị cố 20 2.3 Cấu hình tổng thể hệ thống định vị cố phƣơng pháp TW 23 2.4 Sơ đồ nguyên lý phƣơng pháp TW 23 2.5 Sơ đồ xác định vị trí cố phƣơng pháp tổng trở 25 2.6 Thiết bị báo cố FI 26 2.7 Phƣơng thức phối hợp recloser thiết bị SA 27 2.8 Hệ thống dị tìm cố SFL 2000 28 2.9 Dạng xung phƣơng pháp TDR dạng cố khác 29 2.10 Đồ thị TDR chẩn đoán pha bị cố pha tốt 29 2.11 Sơ đồ máy phát xung 32kV, 16kV 8kV 30 2.12 Sơ đồ kết nối ICM 30 2.13 Kết chẩn đoán từ phƣơng pháp ICM 31 2.14 Sơ đồ kết nối phƣơng pháp phân hủy 31 2.15 Kết chẩn đoán từ phƣơng pháp phân hủy 32 3.1 Sơ đồ phân tích đƣờng dây 35 3.2 Mơ hình đƣờng dây dây đơn giản sử dụng nhiều đầu 41 3.3 Mơ hình cáp pha theo phƣơng pháp Personal 42 3.4 Sơ đồ giải thuật xác định vị trí cố 44 3.5 Sơ đồ mơ vị trí cố 45 4.1 Thơng số nguồn phía TBA 110kV Hội An tải phía Cù Lao Chàm 47 Hình 2: Điện trở cố pha C-N Cơng thức tổng trở chân cột đƣợc tính nhƣ sau: Z ETF Z LNW RTF   Z LNW  RTF   Z LNW ' ( Z EW  I AS )2 ' '   Z EW  I AS   RTF  Z EW  I AS ' ' ' Z EW  REW  jX EW (1.6) (1.7) (1.8) Trong đó: ZETF: Tổng trở chân cột RTF: Điện trở chân cột trung bình ZLNW: Tổng trở mạng bậc thang (Dây tiếp địa OH điện trở chân cột nối song song R’EW; X’EW: Điện trở điện kháng dây tiếp địa (Ω/km) LAS: Khoảng cách trung bình cột điện (km) Tóm lại, tổng trở mạng bậc thang nối song song nhỏ so với điện trở chân cột, tổng trở cố chạm đất tính cơng thức: 2.2 Điện trở hồ quang Hồ quang điện tƣợng phi tuyến phụ thuộc vào nhiều yếu tố Khi có cố vùng bảo vệ khoảng cách, thời gian trì cố nhỏ (0s) nên ta xem hồ quang điện điện trở thuần, phụ thuộc vào dòng điện hồ quang đƣợc tính tốn theo biểu thức Warrington nhƣ sau: 28700  l ARC RARC  (1.9) 1,4 I AR C Trong đó: lARC: Chiều dài hồ quang khơng khí (m) IARC: Dịng điện cố (A) Chiều dài hồ quang (lARC) đƣợc tính khoảng cách phóng điện pha cố (hoặc từ pha cố đến hệ thống tiếp địa cột điện) Khi cố nằm vùng 2, bảo vệ khoảng cách, chiều dài hồ quang tăng lên có gió thổi qua (bão nhỏ) hồ quang khơng có qn tính Cơng thức thực nghiệm áp dụng cho điện trở hồ quang phụ thuộc vào vận tốc gió thời gian trì cố đƣợc tính nhƣ sau: RARC  28700  ( S  v  t ) 1,4 I AR C (1.10) Trong đó: S  ABC : Khoảng cách trung bình pha A, B, C (m) v: Vận tốc gió (m/s) t: Thời gian trid cố (s) IARC: Dòng điện cố (A) Nhƣ vậy, điện trở cố có giá trị lớn xảy cố pha chạm đất (AN, BN, CN) Còn cố pha – pha tồn thành phần điện trở hồ quang (RARC) nên RF có giá trị nhỏ (khoảng vài Ohm) Vì vậy, RF đƣợc xem nhƣ đại lƣợng có trị số khơng thể xác định trƣớc đƣợc thay đổi phụ thuộc vào nhiều yếu tố khác PHỤ LỤC B XÂY DỰNG CHƢƠNG TRÌNH TRONG MATLAB % XAC DINH VI TRI SU CO BANG % Thong so duong day: % L=15.48; % Tong chieu dai % L=3.347; % Tong chieu dai L=1.091; % Tong chieu dai PHUONG PHAP TONG TRO DUA VAO DAU DUONG DAY: soi cap Hoi An soi cap Bach Ma soi cap Truong Sa 4- RMU %Pha su co: A=0; B=0; C=1; AB=0; BC=0; CA=0; ZL0=(R10(1,2)+i*(L10(1,2)-C10(1,2)))*10;% Tong tro thu tu khong ZL1=(R10(1,1)+i*(L10(1,1)-C10(1,1)))*10;% Tong tro thu tu thuan RL1=R10(1,1)*10; XL1=i*(L10(1,1)-C10(1,1))*10; K=((ZL0-ZL1)/3*ZL1)*10; % He so % Toan tu quay: a =1*exp(1i*(120)*pi/180); a2=1*exp(1i*(240)*pi/180); % Toan tu quay a % Toan tu quay a^2 % Thoi gian: Chuky=1/50;% Chu ky Tss =(1*10^-5); % Thoi gian lay mau cua thiet bi Tm = 60/60; % Thoi gian mo phong Tsc = 30/60; % Thoi diem su co Ttb = 4/60; % Tong thoi gian cat cua thiet bi = Thoi gian cat MC + Lockout + T =round((Chuky/Tss)*(Tsc+Ttb)/Chuky,5,'significant');% Thoi diem tinh toan Tpre =round((Chuky/Tss)*(Tsc-Ttb)/Chuky,5,'significant');% Thoi diem tien su co % KIEM TRA TAI XUAT TUYEN 110KV HOI AN: Tkiemtra=10/60; TT=round((Chuky/Tss)*(Tkiemtra)/Chuky,5,'significant');% Thoi diem tinh toan; % DIEN ÁP KIEM TRA TAI XUAT TUYEN 110KV HOI AN: HA_VA_RMS=abs(VS_RMS(TT,1)); % Dien ap VA HA_VA_Phase=VS_ANG(TT,1); % Goc pha VA HA_VB_RMS=abs(VS_RMS(TT,2)); % Dien ap VB HA_VB_Phase=VS_ANG(TT,2); % Goc pha VB HA_VC_RMS=abs(VS_RMS(TT,3)); % Dien ap VC HA_VC_Phase=VS_ANG(TT,3); % Goc pha VC % DONG DIEN KIEM TRA TAI XUAT TUYEN 110KV HOI AN: HA_IA_RMS=abs(IS_RMS(TT,1)); % Dong dien IA HA_IA_Phase=IS_ANG(TT,1); % Goc pha IA HA_IB_RMS=abs(IS_RMS(TT,2)); % Dong dien IA HA_IB_Phase=IS_ANG(TT,2); % Goc pha IA HA_IC_RMS=abs(IS_RMS(TT,3)); % Dong dien IA HA_IC_Phase=IS_ANG(TT,3); % Goc pha IA % GIA TRI SU CO PHIA S: % DIEN AP: VSA=VS_RMS(T,1)*exp(1i*VS_ANG(T,1)*pi/180); % Dien ap pha A VSB=VS_RMS(T,2)*exp(1i*VS_ANG(T,2)*pi/180); VSC=VS_RMS(T,3)*exp(1i*VS_ANG(T,3)*pi/180); VSAB=VSA-VSB; VSBC=VSB-VSC; VSCA=VSC-VSA; % Dien ap pha B % Dien ap pha C % Dien ap day AB % Dien ap day BC % Dien ap day CA % DONG DIEN: ISA=IS_RMS(T,1)*exp(1i*IS_ANG(T,1)*pi/180); ISB=IS_RMS(T,2)*exp(1i*IS_ANG(T,2)*pi/180); ISC=IS_RMS(T,3)*exp(1i*IS_ANG(T,3)*pi/180); IS0=1/3*(ISA+ISB+ISC); ISA1=ISA+K.*3*IS0; ISB1=ISB+K.*3*IS0; ISC1=ISC+K.*3*IS0; % Dong dien pha A % Dong dien pha B % Dong dien pha C % Dong dien thu tu khong % Dong dien su co pha A % Dong dien su co pha B % Dong dien su co pha C ISAB=ISA-ISB; % Dong dien su co AB ISBC=ISB-ISC; % Dong dien su co BC ISCA=ISC-ISA; % Dong dien su co CA % GIA TRI SU CO PHIA R: % DIEN AP: VRA=VR_RMS(T,1)*exp(1i*VR_ANG(T,1)*pi/180); VRB=VR_RMS(T,2)*exp(1i*VR_ANG(T,2)*pi/180); VRC=VR_RMS(T,3)*exp(1i*VR_ANG(T,3)*pi/180); VRAB=VRA-VRB; VRBC=VRB-VRC; VRCA=VRC-VRA; % Dien ap pha A % Dien ap pha B % Dien ap pha C % Dien ap day AB % Dien ap day BC % Dien ap day CA % DONG DIEN: IRA=IR_RMS(T,1)*exp(1i*IR_ANG(T,1)*pi/180); IRB=IR_RMS(T,2)*exp(1i*IR_ANG(T,2)*pi/180); IRC=IR_RMS(T,3)*exp(1i*IR_ANG(T,3)*pi/180); IR0=1/3*(IRA+IRB+IRC); IRA1=IRA+K.*3*IR0; IRB1=IRB+K.*3*IR0; IRC1=IRC+K.*3*IR0; % Dong dien pha A % Dong dien pha B % Dong dien pha C % Dong dien thu tu khong % Dong dien su co pha A % Dong dien su co pha B % Dong dien su co pha C IRAB=IRA-IRB; % Dong dien su co AB IRBC=IRB-IRC; % Dong dien su co BC IRCA=IRC-IRA; % Dong dien su co CA % DONG DIEN TIEN SU CO PHIA S: ISA_pre=IS_RMS(Tpre,1)*exp(1i*IS_ANG(Tpre,1)*pi/180); co pha A ISB_pre=IS_RMS(Tpre,2)*exp(1i*IS_ANG(Tpre,2)*pi/180); co pha B ISC_pre=IS_RMS(Tpre,3)*exp(1i*IS_ANG(Tpre,3)*pi/180); co pha C % Dong dien tien su % Dong dien tien su % Dong dien tien su IS0_pre=1/3*(ISA_pre+ISB_pre+ISC_pre); % Dong dien tien du co thu tu khong ISA1_pre=ISA_pre+K.*3*IS0_pre; ISB1_pre=ISB_pre+K.*3*IS0_pre; % Dong dien tien su co pha A % Dong dien tien su co pha B ISC1_pre=ISC_pre+K.*3*IS0_pre; ISA_sup=ISA1+IRA1-ISA1_pre; ISB_sup=ISB1+IRB1-ISB1_pre; ISC_sup=ISC1+IRC1-ISC1_pre; % Dong dien tien su co pha C % Dong dien tien su co xep chong pha A % Dong dien tien su co xep chong pha B % Dong dien tien su co xep chong pha C ISAB_sup=(ISA+IRA-ISA_pre)-(ISB+IRB-ISB_pre); ISBC_sup=(ISB+IRB-ISB_pre)-(ISC+IRC-ISC_pre); ISCA_sup=(ISC+IRC-ISC_pre)-(ISA+IRA-ISA_pre); % DONG DIEN TIEN SU CO PHIA R: IRA_pre=IR_RMS(Tpre,1)*exp(1i*IR_ANG(Tpre,1)*pi/180); co pha A IRB_pre=IR_RMS(Tpre,2)*exp(1i*IR_ANG(Tpre,2)*pi/180); co pha B IRC_pre=IR_RMS(Tpre,3)*exp(1i*IR_ANG(Tpre,3)*pi/180); co pha C % Dong dien tien su % Dong dien tien su % Dong dien tien su IR0_pre=1/3*(IRA_pre+IRB_pre+IRC_pre); % Dong dien tien du co thu tu khong IRA1_pre=IRA_pre+K.*3*IR0_pre; IRB1_pre=IRB_pre+K.*3*IR0_pre; IRC1_pre=IRC_pre+K.*3*IR0_pre; IRA_sup=IRA1+ISA1-IRA1_pre; IRB_sup=IRB1+ISB1-IRB1_pre; IRC_sup=IRC1+ISC1-IRC1_pre; % Dong dien tien su co pha A % Dong dien tien su co pha B % Dong dien tien su co pha C % Dong dien tien su co xep chong pha A % Dong dien tien su co xep chong pha B % Dong dien tien su co xep chong pha C ZS1=0; ZR1=0; % -% PHUONG PHAP TONG TRO DON GIAN: m_A1=round(abs(imag(VSA./ISA1)/imag(ZL1))/10,4)/A; m_B1=round(abs(imag(VSB./ISB1)/imag(ZL1))/10,4)/B; m_C1=round(abs(imag(VSC./ISC1)/imag(ZL1))/10,4)/C; m_AB1=round(abs(imag(VSAB./ISAB)/imag(3*ZL1))/10,4)/AB; m_BC1=round(abs(imag(VSBC./ISBC)/imag(3*ZL1))/10,4)/BC; m_CA1=round(abs(imag(VSCA./ISCA)/imag(3*ZL1))/10,4)/CA; disp('One- Ended: Phuong phap Tong tro don gian: Vi tri su co (km):'), disp(' A B C'); m_pha=[ m_A1 m_B1 m_C1], disp(' AB BC CA'); m_day=[ m_AB1 m_BC1 m_CA1], % -% THUAT TOAN TAGAKI: m_A2=round(abs(imag(VSA.*conj(ISA_sup))./imag(ZL1.*ISA1.*conj(ISA_sup)))/10 ,4)/A; m_B2=round(abs(imag(VSB.*conj(ISB_sup))./imag(ZL1.*ISB1.*conj(ISB_sup)))/10 ,4)/B; m_C2=round(abs(imag(VSC.*conj(ISC_sup))./imag(ZL1.*ISC1.*conj(ISC_sup)))/10 ,4)/C; m_AB2=round(abs(imag(VSAB.*conj(ISAB_sup))./imag(3*ZL1.*ISAB.*conj(ISAB_sup )))/10,4)/AB; m_BC2=round(abs(imag(VSBC.*conj(ISBC_sup))./imag(3*ZL1.*ISBC.*conj(ISBC_sup )))/10,4)/BC; m_CA2=round(abs(imag(VSCA.*conj(ISCA_sup))./imag(3*ZL1.*ISCA.*conj(ISCA_sup )))/10,4)/CA; disp('One- Ended: Thuat toan TAGAKI: Vi tri su co (km):'), disp(' A B C'); m_pha=[ m_A2 m_B2 m_C2], disp(' AB BC CA'); m_day=[ m_AB2 m_BC2 m_CA2], % -% THUAT TOAN TAGAKI CAI TIEN: % Pha A: KA=angle(ISA1/IS0); m_A3=round(abs(imag(VSA.*conj(3*IS0)*exp(1*i*KA))./imag(ZL1*ISA1.*conj(3*IS0)*exp(-1*i*KA)))/10,4)/A; % Pha B: KB=angle(ISB1/IS0); m_B3=round(abs(imag(VSB.*conj(3*IS0)*exp(1*i*KB))./imag(ZL1*ISB1.*conj(3*IS0)*exp(-1*i*KB)))/10,4)/B; % Pha C; KC=angle(ISC1/IS0); m_C3=round(abs(imag(VSC.*conj(3*IS0)*exp(1*i*KC))./imag(ZL1*ISC1.*conj(3*IS0)*exp(-1*i*KC)))/10,4)/C; % Pha AB: KAB=angle(ISAB/IS0); m_AB3=round(abs(imag(VSAB.*conj(3*IS0)*exp(1*i*KAB))./imag(3*ZL1*ISAB.*conj(3*IS0)*exp(-1*i*KAB)))/10,4)/AB; % Pha BC: KBC=angle(ISBC/IS0); m_BC3=round(abs(imag(VSBC.*conj(3*IS0)*exp(1*i*KBC))./imag(3*ZL1*ISBC.*conj(3*IS0)*exp(-1*i*KBC)))/10,4)/BC; % Pha CA: KCA=angle(ISCA/IS0); m_CA3=round(abs(imag(VSCA.*conj(3*IS0)*exp(1*i*KCA))./imag(3*ZL1*ISCA.*conj(3*IS0)*exp(-1*i*KCA)))/10,4)/CA; disp('One- Ended: Thuat toan TAGAKI cai tien: Vi tri su co (km):'), disp(' A B C'); m_pha=[ m_A3 m_B3 m_C3], disp(' AB BC CA'); m_day=[ m_AB3 m_BC3 m_CA3], % -% THUAT TOAN SAHA: A2=(-ZL1*ZL1); %Pha A: A1_A=(ZL1+ZR1)-(-ZL1*VSA/ISA1); A0_A=ZL1*VSA/ISA1; A00_A=ZS1+ZR1+ZL1*ISA_sup/ISA1; B2_A=real(A2)*imag(A00_A)-imag(A2)*real(A00_A); B1_A=real(A1_A)*imag(A00_A)-imag(A1_A)*real(A00_A); B0_A=real(A0_A)*imag(A00_A)-imag(A0_A)*real(A00_A); m_A4=round(abs((-B1_A+sqrt(B1_A^2-4*B2_A*B0_A))/2*B2_A)*100,4)/A; % Pha B: A1_B=(ZL1+ZR1)-(-ZL1*VSB/ISB1); A0_B=ZL1*VSB/ISB1; A00_B=ZS1+ZR1+ZL1*ISB_sup/ISB1; B2_B=real(A2)*imag(A00_B)-imag(A2)*real(A00_B); B1_B=real(A1_B)*imag(A00_B)-imag(A1_B)*real(A00_B); B0_B=real(A0_B)*imag(A00_B)-imag(A0_B)*real(A00_B); m_B4=round(abs((-B1_B+sqrt(B1_B^2-4*B2_B*B0_B))/2*B2_B)*100,4)/B; % Pha C: A1_C=(ZL1+ZR1)-(-ZL1*VSC/ISC1); A0_C=ZL1*VSC/ISC1; A00_C=ZS1+ZR1+ZL1*ISC_sup/ISC1; B2_C=real(A2)*imag(A00_C)-imag(A2)*real(A00_C); B1_C=real(A1_C)*imag(A00_C)-imag(A1_C)*real(A00_C); B0_C=real(A0_C)*imag(A00_C)-imag(A0_C)*real(A00_C); m_C4=round(abs((-B1_C+sqrt(B1_C^2-4*B2_C*B0_C))/2*B2_C)*100,4)/C; %Pha AB: A1_AB=(ZL1+ZR1)-(-3*ZL1*VSAB/ISAB); A0_AB=ZL1*VSAB/ISAB; A00_AB=ZS1+ZR1+ZL1*ISAB_sup/ISAB; B2_AB=real(A2)*imag(A00_AB)-imag(A2)*real(A00_AB); B1_AB=real(A1_AB)*imag(A00_AB)-imag(A1_AB)*real(A00_AB); B0_AB=real(A0_AB)*imag(A00_AB)-imag(A0_AB)*real(A00_AB); m_AB4=round(abs((-B1_AB+sqrt(B1_AB^2-4*B2_AB*B0_AB))/2*B2_AB)*10,4)/AB; % Pha BC: A1_BC=(ZL1+ZR1)-(-3*ZL1*VSBC/ISBC); A0_BC=ZL1*VSBC/ISBC; A00_BC=ZS1+ZR1+ZL1*ISBC_sup/ISBC; B2_BC=real(A2)*imag(A00_BC)-imag(A2)*real(A00_BC); B1_BC=real(A1_BC)*imag(A00_BC)-imag(A1_BC)*real(A00_BC); B0_BC=real(A0_BC)*imag(A00_BC)-imag(A0_BC)*real(A00_BC); m_BC4=round(abs((-B1_BC+sqrt(B1_BC^2-4*B2_BC*B0_BC))/2*B2_BC)*10,4)/BC; % Pha CA: A1_CA=(ZL1+ZR1)-(-3*ZL1*VSCA/ISCA); A0_CA=ZL1*VSCA/ISCA; A00_CA=ZS1+ZR1+ZL1*ISCA_sup/ISCA; B2_CA=real(A2)*imag(A00_CA)-imag(A2)*real(A00_CA); B1_CA=real(A1_CA)*imag(A00_CA)-imag(A1_CA)*real(A00_CA); B0_CA=real(A0_CA)*imag(A00_CA)-imag(A0_CA)*real(A00_CA); m_CA4=round(abs((-B1_CA+sqrt(B1_CA^2-4*B2_CA*B0_CA))/2*B2_CA)*10,4)/CA; disp('One- Ended: Thuat toan SAHA: Vi tri su co (km):'), disp(' A B C'); m_pha=[ m_A4 m_B4 m_C4], disp(' AB BC CA'); m_day=[ m_AB4 m_BC4 m_CA4], % -% THUAT TOAN WISZIEWSKI: % Pha A: KA5=angle(ISA1/3*IS0); VspA=VSA; IspA=ISA1; ZspA=VspA/IspA; RspA=real(ZspA); XspA=imag(ZspA); aA=real(ISA_sup/ISA*exp(-1*i*KA5)); bA=imag(ISA_sup/ISA*exp(-1*i*KA5)); tan=XL1/RL1; m_A5=round(abs(imag((XspA/XL1)-((RspA/XL1)*tan-XspA/XL1)/(aA/bA)*tan1))/10,4)/A; % Pha B: KB5=angle(ISB1/3*IS0); VspB=VSB; IspB=ISB1; ZspB=VspB/IspB; RspB=real(ZspB); XspB=imag(ZspB); aB=real(ISB_sup/ISB*exp(-1*i*KB5)); bB=imag(ISB_sup/ISB*exp(-1*i*KB5)); m_B5=round(abs(imag((XspB/XL1)-((RspB/XL1)*tan-XspB/XL1)/(aB/bB)*tan1))/10,4)/B; % Pha C: KC5=angle(ISC1/3*IS0); VspC=VSC; IspC=ISC1; ZspC=VspC/IspC; RspC=real(ZspC); XspC=imag(ZspC); aC=real(ISC_sup/ISC*exp(-1*i*KC5)); bC=imag(ISC_sup/ISC*exp(-1*i*KC5)); m_C5=round(abs(imag((XspC/XL1)-((RspC/XL1)*tan-XspC/XL1)/(aC/bC)*tan1))/10,4)/C; % Pha AB: KAB5=angle(2*ISAB/3*IS0); VspAB=VSAB; IspAB=ISAB*3; ZspAB=VspAB/IspAB; RspAB=real(ZspAB); XspAB=imag(ZspAB); aAB=real(2*ISAB_sup/2*ISAB*exp(-1*i*KAB5)); bAB=imag(2*ISAB_sup/2*ISAB*exp(-1*i*KAB5)); m_AB5=round(abs(imag((XspAB/XL1)-((RspAB/XL1)*tan-XspAB/XL1)/(aAB/bAB)*tan1))/10,4)/AB; % Pha BC: KBC5=angle(ISBC/3*IS0); VspBC=VSBC; IspBC=ISBC*3; ZspBC=VspBC/IspBC; RspBC=real(ZspBC); XspBC=imag(ZspBC); aBC=real(ISBC_sup/ISBC*exp(-1*i*KBC5)); bBC=imag(ISBC_sup/ISBC*exp(-1*i*KBC5)); m_BC5=round(abs(imag((XspBC/XL1)-((RspBC/XL1)*tan-XspBC/XL1)/(aBC/bBC)*tan1))/10,4)/BC; % Pha CA: KCA5=angle(ISCA/3*IS0); VspCA=VSCA; IspCA=ISCA*3; ZspCA=VspCA/IspCA; RspCA=real(ZspCA); XspCA=imag(ZspCA); aCA=real(ISCA_sup/ISCA*exp(-1*i*KCA5)); bCA=imag(ISCA_sup/ISCA*exp(-1*i*KCA5)); m_CA5=round(abs(imag((XspCA/XL1)-((RspCA/XL1)*tan-XspCA/XL1)/(aCA/bCA)*tan1))/10,4)/CA; disp('One- Ended: Thuat toan WISZIEWSKI: Vi tri su co (km):'), disp(' A B C'); m_pha=[ m_A5 m_B5 m_C5], disp(' AB BC CA'); m_day=[ m_AB5 m_BC5 m_CA5], % -% PHUONG PHAP PERSONAL: ISAG1=abs(ISG_RMS(T,1)); ISBG1=abs(ISG_RMS(T,2)); ISCG1=abs(ISG_RMS(T,3)); IRAG1=abs(IRG_RMS(T,1)); IRBG1=abs(IRG_RMS(T,2)); IRCG1=abs(IRG_RMS(T,3)); m_A6=(IRAG1/(ISAG1+IRAG1))*L/A; m_B6=(IRBG1/(ISBG1+IRBG1))*L/B; m_C6=(IRCG1/(ISCG1+IRCG1))*L/C; m_AB6=((IRAG1+IRBG1)/(ISAG1+ISBG1+IRAG1+IRBG1))*L/AB; m_BC6=((IRBG1+IRCG1)/(ISBG1+ISCG1+IRBG1+IRCG1))*L/BC; m_CA6=((IRCG1+IRAG1)/(ISCG1+ISAG1+IRCG1+IRAG1))*L/CA; disp('Multi- Ended: Phuong phap Personal: Vi tri su co (km):'), disp(' A B C'); m_pha=[ m_A6 m_B6 m_C6], disp(' AB BC CA'); m_day=[ m_AB6 m_BC6 m_CA6], ... chung Đối tƣợng phạm vi nghiên cứu Đối tƣợng nghiên cứu: - Đoạn Đƣờng dây cáp ngầm trung 2 - Phần mềm sử dụng luận văn: Matlab Simulink R2014b Phạm vi nghiên cứu: - Nghiên cứu số phƣơng pháp... đoạn đƣờng dây cáp ngầm trung áp - Ứng dụng phần mềm Matlab Simulink để mô số dạng cố ngắn mạch đƣờng dây cáp ngầm trung áp để tạo sở tính tốn xác định vị trí cố - Thu thập tài liệu, nghiên cứu... đƣờng dây cáp ngầm trung áp - Mơ hình hóa đoạn đƣờng dây cáp ngầm trung áp vận hành lƣới điện - So sánh vài số liệu xác định vị trí cố tính tốn so với kết Cơng ty TNHH MTV thí nghiệm điện miền Trung