Các sự cố ngẫu nhiên N 1 xảy ra trong hệ thống điện như các sự cố đối với máy phát đường dây máy biến áp làm ảnh hưởng đến tần số điện áp độ tin cậy cung cấp điện Lưới điện truyền tải hiện đang vận hành căng thẳng và dự báo còn khó khăn hơn trong tương lai gần đặc biệt khi phụ tải đạt cực đại Hơn nữa khả năng của lưới điện truyền tải hiện nay không đáp ứng được công suất nguồn điện Nghiên cứu này được đề xuất nhằm thực hiện việc tính toán phân tích an toàn đối với các sự cố ngẫu nhiên trên lưới truyền tải điện khu vực miền Trung Dựa vào kết quả phân tích mức độ nguy hiểm của các sự cố tác giả đề xuất mạch chống quá tải nhằm khắc phục hiện tượng quá tải đối với các sự cố N 1 Việc ứng dụng điển hình được thực hiện đối với mạch chống quá tải tại trạm biến áp 220kV Nha Trang Tác giả đã tóm tắt các kết quả đã đạt được và đưa ra các hướng phát triển tiếp theo
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA TRƢƠNG QUANG SANH H N T CH SỰ C V X Y ỰNG ẠCH CH NG QU TẢI CH ƢỚI TRUY N TẢI ĐIỆN HU VỰC I N TRUNG UẬN VĂN THẠC SĨ THUẬT ĐIỆN Đ N g – Năm 2017 ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC B CH H A TRƢƠNG QUANG SANH H N T CH SỰ C V X Y ỰNG ẠCH CH NG QU TẢI CH ƢỚI TRUY N TẢI ĐIỆN HU VỰC I N TRUNG Chuyên ngành: s thuật Điệ : 60.52.02.02 UẬN VĂN THẠC S Ngƣời hƣớng dẫn khoa học: GS.TS Đ N ng - Năm 2017 I H NG LỜI CA Đ AN Tơi xin cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng Các số liệu, kết nêu luận văn trung thực chưa cơng bố cơng trình khác Tác giả luận văn Trương Quang Sanh C C Trang Trang phụ bìa Lời cam đoa Mục lục Danh mục ký hiệu, chữ viết tắt Danh mục bảng a h mục c c h h v T m tắt Ở ĐẦU 1 LÝ DO CHỌN ĐỀ TÀI MỤC TIÊU NGHIÊN CỨU ĐỐI TƢỢNG VÀ PHẠM VI NGHIÊN CỨU PHƢƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU Ý NGHĨA KHOA HỌC VÀ TÍNH THỰC TIỄN CỦA ĐỀ TÀI NỘI UNG CỦA ĐỀ TÀI CHƢƠNG HIỆN TRẠNG HỆ TH NG ĐIỆN VIỆT NA V ƢỚI TRUY N TẢI ĐIỆN KHU VỰC MI N TRUNG T NG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM 1.1.1 Quá trình hình thành phát triển 1.1.2 Hiện trạng lƣới truyền tải Đánh giá độ tin cậy an toàn cung cấp điện 1.2 T NG QUAN VỀ LƢỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN KHU VỰC MIỀN TRUNG 1.2.1 Phụ tải 1.2.2 Nguồn lƣới Hệ thống điện miền Trung 1.2.3 Kết lƣới kết lƣới đặc biệt khác 10 K T LU N CHƢƠNG 12 CHƢƠNG C C HƢƠNG H H N T CH AN T N ƢỚI ĐIỆN 13 T NG QUAN VỀ CÁC PHƢƠNG PHÁP PH N T CH AN TOÀN LƢỚI ĐIỆN 13 Các phƣơng pháp xếp 14 Các phƣơng pháp đánh giá trạng thái 16 2.2 CÁC PHẦN MỀM TÍNH TỐN CH ĐỘ XÁC L P 21 Đặt vấn đề 21 2.2.2 Phần mềm PSS/ADEPT 22 2.2.3 Phần mềm PSS/E 23 2.2.4 Phần mềm CONUS 24 2.2.5 Phần mềm POWERWORLD SIMULATOR 25 2.2.6 Phân tích lựa chọn chƣơng trình tính tốn 25 2.3 K T LU N CHƢƠNG 26 CHƢƠNG T NH T N V H N T CH C C SỰ C TRÊN LUỚI TRUY N TẢI HU VỰC I N TRUNG 27 X Y ỰNG LIỆU T NH TOÁN HỆ THỐNG ĐIỆN CHO PHẦN MỀM PSS/E 27 3.1.1 Thu thập số liệu hệ thống điện 27 3.1.2 Tính tốn mơ phần tử hệ thống điện theo PSS/E 27 3.2 X Y ỰNG CÁC IL SU IL MON IL CON CHO LƢỚI TRUYỀN TẢI MIỀN TRUNG 32 3.2.1 File liệu mô tả hệ thống *.sub 35 3.2.2 File liệu phần tử cần giám sát *.mon 36 3.2.3 File liệu mô tả cố ngẫu nhiên *.con 36 3.3 ỨNG ỤNG PHẦN MỀM PSS ĐỂ PH N T CH CÁC SỰ CỐ NLƢỚI TRUYỀN TẢI ĐIỆN KHU VỰC MIỀN TRUNG 37 3.3.1 Tạo file hệ số phân phối dfx 37 3.3.2 Tạo file kiểm tra tải acc 38 3.3.3 Kiểm tra tải cố ngẫu nhiên lƣới truyền tải miền Trung…………………… 39 3.4 PH N T CH CÁC SỰ CỐ N- G Y QUÁ TẢI CÁC PHẦN T TRÊN LƢỚI TRUYỀN TẢI KHU VỰC MIỀN TRUNG 40 3.5 K T LU N CHƢƠNG 44 CHƢƠNG X Y ỰNG ẠCH CH NG QU TẢI CH C C TRẠ I N TR N ƢỚI TRUY N TẢI ĐIỆN HU VỰC I N TRUNG 46 4.1 ĐẶT VẤN ĐỀ 46 THU T TOÁN SA THẢI PHỤ TẢI KHI QUÁ TẢI 47 4.3 NGUYÊN LÝ LÀM VIỆC CỦA MẠCH CHỐNG QUÁ TẢI 50 4.4 ỨNG ỤNG MẠCH CHỐNG QUÁ TẢI CHO TRẠM KV NHA TRANG 52 4.4 T ng qu n Trạm kV Nh Tr ng 52 4.4 Ứng dụng mạch chống tải cho Trạm kV Nh Tr ng 57 4.4.3 Nguyên l truyền tín hiệu s thải phụ tải 59 4.5 K T LU N CHƢƠNG 61 K T LUẬN V I N NGH 63 TÀI LIỆU THAM KHẢO 65 H C 66 H N T CH SỰ C V X Y ỰNG ƢỚI TRUY N TẢI ĐIỆN ẠCH CH NG QU TẢI CH HU VỰC I N TRUNG Học viên: Trƣơng Qu ng S nh Chuyên ngành: K thuật Điện M số: 60520202 Kh : K3 5-2017) T m tắt - Các cố ngẫu nhiên N- xảy r hệ thống điện nhƣ cố máy phát đƣờng dây máy biến áp làm ảnh hƣởng đến tần số điện áp độ tin cậy cung cấp điện Lƣới điện truyền tải đ ng vận hành c ng th ng dự báo c n kh kh n tƣơng l i gần đặc biệt phụ tải đạt cực đại Hơn nữ khả n ng củ lƣới điện truyền tải n y không đáp ứng đƣợc công suất nguồn điện Nghiên cứu đƣợc đề xuất nh m thực việc tính tốn phân tích n tồn cố ngẫu nhiên lƣới truyền tải điện khu vực miền Trung ự vào kết phân tích mức độ nguy hiểm củ cố tác giả đề xuất mạch chống tải nh m khắc phục tƣợng tải cố N-1 Việc ứng dụng điển hình đƣợc thực mạch chống tải trạm biến áp kV Nh Tr ng Tác giả đ t m tắt kết đ đạt đƣợc đƣ r hƣớng phát triển Từ kh a Phân tích cố cố ngẫu nhiên, phân tích n tồn q tải mạch chống q tải ANALYZING THE INCIDENT AND BUILDING THE OVERLOAD PROTECTION CIRCUIT FOR THE CENTRAL ELECTRIC TRANSMISSION SYSTEM Abstract: - The random incidents N-1 occur in electrical systems such as faults for transmitters, lines, transformers, etc., which affect the frequency, voltage, and power supply reliability Electric transmission system are currently operating under stress and forecasting is more difficult in the near future especially when the load is at its peak Moreover, the ability of the current transmission system doesn’t response the power requirements The objective of this research is to analyzing the random incidents of the Central electric transmission system Based on that study, we can put forward awareness; analyze the dangerous level of the incidents On that analysis, Authors proposes an overload protection circuit in order to overcome the overload incident for N-1 Finally, the application of overload protection circuit at 220 KV substations in Nha Trang The achieved results are summarized and perspective of the work is provided Key words: Analyzing incidents, the random incidents, contingency analysis, overload, the overload protection circuit DANH M C CÁC CHỮ VI T TẮT Đ Đƣờng dây HTĐ Hệ thống điện LTTMT Lƣới truyền tải miền Trung MBA Máy biến áp MC Máy cắt NMĐ Nhà máy điện PI Ch số nghiêm trọng TĐ Tự động đ ng nguồn dự trữ TC Thanh TU Máy biến điện áp TI Máy biến d ng điện XT Xuất tuyến đƣờng dây DANH M C CÁC BẢNG S hiệu bảng Tên bảng Trang 1.1 Thống kê phụ tải t nh thành phố n m 6Nguồn: Trung tâm điều độ hệ thống điện miền Trung 1.2 Phân bố công suất nguồn cấp khu vực nhận điện củ HTĐ miền Trung-Nguồn Trung tâm điều độ Hệ thống điện miền Trung 11 3.1 Các bƣớc thực quy trình phân tích cố kiểm tr tải 32 4.1 Phiếu ch nh đ nh rơ le Trạm 56 4.2 Thông số bảo vệ rơle M A AT Trạm biến áp Trang 4.3 Cấp sa thải phụ tải trạm máy biến áp 220 kV Nha Trang 57 4.4 Các suất tuyến cấp 110kV 58 KV Nh Tr ng kV Nh kV 35kV tƣơng ứng với trạm 57 DANH M C CÁC HÌNH VẼ S hiệu hình v Tên hình v M A5 Trang 1.1 Sơ đồ kết lƣới cố Nẵng kV trạm KV Đà 2.1 Quá trình phân tích an tồn thời gian thực 13 2.2 Thuật tốn phân tích cố theo ch số PI 15 2.3 Thuật tốn phân tích cố theo phƣơng pháp tính phân bbố cơng suất phần 17 2.4 Thuật tốn phân tích cố theo phƣơng pháp hệ số chuyển tải 19 2.5 Thuật tốn phân tích cố theo phƣơng pháp mở rộng vùng 21 3.1 Mô hình củ đƣờng dây chƣơng trình PSS 28 3.2 Mơ máy biến áp chƣơng trình PSS/E 29 3.3 Quy trình thực việc phân tích cố kiểm tr tải 32 3.4 Xây dựng file PTAT.sub Notepad 35 3.5 Xây dựng file PTAT.mon Notepad 36 3.6 Xây dựng file PTAT.con Notepad 36 3.7 Xây dựng file hệ số phân phối (*.dfx) từ menu Power Flow 37 3.8 Tạo file *.dfx với phần mềm PSS/E 37 3.9 Xây dựng file kiểm tra tải (*.acc) từ menu Power Flow 38 3.10 Tạo file *.dfx với phần mềm PSS/E 38 3.11 Kiểm tra tải với PSS/E 39 3.12 Nơi lƣu file cc 39 3.13 Báo cáo cố gây tải 40 3.14 Báo cáo kết kiểm tra tải tƣơng ứng với cố hình 3.31 40 3.15 Trạm kV Đà Nẵng b tải b cố 41 3.16 Trạm kV ốc Sỏi b tải cố 41 3.17 Sơ đồ Trạm kV Đà Nẵng b tải cố 42 11 3.18 Sơ đồ Trạm kV ốc Sỏi b tải cố 3.19 Sơ đồ xuất tuyến Ph M – M Thành M Thành – Ph Cát Ph Cát – An Nhơn Quy Nhơn – An Nhơn b tải cố 43 3.20 Sơ đồ xuất tuyến M V ng – Đồng Đế Nh Tr ng – Đồng Đế b tải cố 43 3.21 Sơ đồ Trạm 44 4.1 Sơ đồ đấu nối Trạm biến áp c h i máy biến áp 47 4.2 Sơ đồ thuật toán s thải phụ tải x y r tải máy biến áp 48 4.3 Sơ đồ bảo vệ chống tải s thải phụ tải 51 4.4 Mạch chống tải Trạm biến áp 52 4.5 Sơ đồ mô Trạm 52 4.6 Dùng lệnh Switch cách ly MBA AT2 trạm 220kV Nha Trang 53 4.7 Chạy lại dòng công suất sau cách ly MBA AT2 54 4.8 Hộp thoại Loadflow solutions 54 4.9 MBA AT1 tải sau cách ly MBA AT2 khỏi hệ thống 55 4.10 Dùng lệnh Switch nối đƣờng dây từ nhà máy Đ Nhim cấp cho trạm kV C m R nh trƣớc đ trạm 220kV Nha Trang cấp) 55 4.11 MBA AT1 khơng cịn q tải s u th y đ i kết lƣới 56 4.12 Sơ đồ lắp đặt mạch chống tải Trạm 59 4.13 Nguyên l điều khiển máy cắt từ x thông qua RTU kV Nh Tr ng b tải cố kV khu vực N m miền Trung kV Nh Tr ng 42 60 54 Bư Hình 4.7 Chạy lại dịng cơng suất sau cách ly MBA AT2 Xuất hộp thoại Loadflow solutions Solve Close Hình 4.8 Hộp thoại Loadflow solutions Bư S u đ chúng t c thể xem phần tr m tải b ng cách kích chọn biểu tƣợng Current loadings cơng cụ Khi đ cửa s PSS/E xuất nhƣ sau: 55 Phần tr m mang tải MBA MBA AT1 tải MBA AT2 gặp cố Phần tr m mang tải đƣờng dây Hình 4.9 MBA AT1 tải sau cách ly MBA AT2 khỏi hệ thống Bư Kích vào đƣờng dây nhà máy Đ Nhim cấp cho trạm 110kV Kích chuột trái Switch Chạy lại dịng cơng suất Vào Menu Power Plow Solution Solve (NSOL/FNSL/FDNS/MSLV) Hình 4.10 Dùng lệnh Switch nối đường dây từ nhà máy Đa Nhim cấp cho trạm 110kV Cam Ranh (trước đ o trạm 220kV Nha Trang cấp) Bư Xuất hộp thoại Loadflow solutions Solve Close Bư S u đ chúng t c thể xem phần tr m tải s u th y đ i kết lƣới b ng cách kích chọn biểu tƣợng Current loadings công cụ Khi đ cửa s PSS/E xuất nhƣ s u: 56 Hình 4.11 MBA AT1 khơng cịn q tải sau hi thay đổi kết lưới Tính tốn ch nh đ nh rơle Trạm 220kV Nha Trang bảo vệ MBA AT1 (225/115/24kV- 125/125/32 MVA) - Rơle: 7SJ6 - T số TI (A) phía 220kV 400/1 V trí MC 231 Bảng hiếu chỉnh định rơ le Trạm 220KV Nha Trang Chức ă g Địa Thông s Trị s h định Ghi F50/51 1201 FCT 50/51 ON Cắt MC 231, 131(100), 431 F49 1202 50-2 PICKUP 3.0 A 1203 50-2 DELAY 0.3 sec 1204 50-1 PICKUP 1.225A 1205 50-1 DELAY 3.20 sec 1213 MANUAL CLOSE*) 50-2 instantaneously 4201 FCT 49 Alarm Only 4202 49 KFACTOR 0.87 4203 TIME CONSTANT 10.0 Báo tín hiệu 57 4204 49 ALARM 95 % 4205 I ALARM 0.87 A Dự vào phiếu ch nh đ nh rơle t tính đƣợc: - ng điện đ nh mức MBA AT1 IđmMBA1 = 320 (A) - ng báo tín hiệu tải: Iqt = 95%.0,87.400 = 330 (A) - ng khởi động bảo vệ : IF51 = 1,225.400 = 490 (A), thời gi n cắt tcắt = - ng khởi động bảo vệ : IF50 = 3,0.400 = 1200 (A), thời gi n cắt tcắt= 0.3s 3.2s ự vào tính tốn t c thông số rơle bảo vệ MBA AT1 220 kV Nha Trang đƣợc cho bảng sau: Bảng 4.2 Thông số bảo vệ rơle MBA AT1 Trạm biến áp 220 V Nha Trang Các bảo vệ MBA AT1 F49 - Bảo vệ q nhiệt F51 - Bảo vệ q dịng có thời gian F50- Bảo vệ dòng cắt nhanh IđmV (A) /t (s) 330/600 490/3,2 1200/0,3 Nếu nhƣ MBA AT1 tải nặng (dòng qua MBA AT vƣợt 49 A) rơle bảo vệ q dịng có thời gian F51 hiểu nhầm cố nên đƣ tín hiệu cắt MC bảo vệ MBA AT1 sau 3,2 s, lúc phần khu vực Khánh Hòa điện trạm 220kV Nha Trang cấp Nếu nhƣ d ng qu MBA AT vƣợt 1200 A, bảo vệ đƣ tín hiệu cắt MC bảo vệ MBA AT1 sau 0,3 s 4.4.2 Ứ g dụ g mạch ch g qu tải cho Trạm 220 kV Nha Tra g Sơ đồ chống tải c số lƣợng cấp s thải đến cấp t ng công suất sa thải phụ tải 110 (MW) trạm 110kV Ninh Hòa, Cam Ranh, Mã Vòng, Diên Khánh Đồng Đế, Vạn Giã, Nha Trang, Suối Dầu, Bình Tân Các cấp không ƣu tiên UBN t nh Khánh H phê duyệt gửi cho công ty điện lực Khánh H công v n số 129/CV-ĐLKH-P8 ngày 21/01/2009 Bảng 4.3 Cấp sa thải phụ tải trạm máy biến áp 220 kV Nha Trang Trong cấp phụ tải không ƣu tiên b o gồm nhiều xuất tuyến 35kV nhận điện từ trạm kV kV 58 Bảng 4.4 Các xuất tuyến cấp 22 V 35 V tương ứng với trạm 110 V Cấp khô g ƣu ti Cấp Cấp Cấp Cấp Cấp Cấp Cấp Cấp Cấp 472 5.5 474 Ninh Hòa 476 3.5 478 1.5 471 1.5 473 475 Cam 477 Ranh 372 373 10 374 471 472 473 474 Mã Vòng 475 476 477 478 471 Diên 473 Khánh 475 1.5 477 472 Đồng 474 476 Đế 478 2.5 871 3.5 Vạn 872 2.5 873 3.5 Giã 874 474 Nha 475 1.5 476 Trang 477 471 473 Suối ầu 475 3.5 477 Bình 471 2.5 477 Tân Tổng 110 8 8.5 18 25 17.5 % 64.7 4.7 4.7 4.7 5.0 4.7 5.3 10.6 14.7 10.3 59 Hình 12 đ l p đ t mạch chống tải Trạm 220 V Nha Trang 4.4.3 Ngu ý tru tí hiệu sa thải phụ tải Khi F51, F27 có tín hiệu (sự cố thực), thông qua khối logic AND khởi động để dự trữ cho bảo vệ MBA đồng thời F51 khởi động nhƣng đ k p trở tránh s thải phụ tải MBA cịn lại khơng q tải Khi ch có F51 có tín hiệu (tức q tải), sau thời gian trễ F51, tín hiệu đƣợc xử l để cắt XT theo cấp không ƣu tiên Sơ đồ nguyên l truyền tín hiệu s thải phụ tải [10] đƣợc trình bày hình 4.13 Nhƣ t đ biết, hệ thống Giám sát Điều khiển Thu thập liệu (Supervisory Control and Data Acquisition - SCA A) đ đ ng đƣợc sử dụng rộng rãi ngành điều độ hệ thống điện Tại trạm biến áp đƣợc lắp đặt thiết b đầu cuối - điều khiển từ xa (Remote Terminal Unit - RTU) Các RTU đƣợc kết nối với trung tâm điều khiển (Control Center - CC) thông qua mạng liên lạc viễn thông Các RTU nhận thông tin điều khiển đồng thời gian từ CC, thực chúng gửi kết CC Khi đ RTU thực lệnh điều khiển đ ng - mở máy cắt Trong hoạt động, RTU luôn quét hỏi trạng thái đ ng mở theo chu kỳ 10 - 20 ms Mỗi có tiếp điểm máy cắt trạm điện chuyển trạng thái từ CLOSE sang OPEN ngƣợc lại, b INVALID tín hiệu đƣợc nhận biết tin báo “Ch nge of st te” kèm theo đ a ch thiết b , trạng thái thời điểm xảy r đƣợc gửi qu MO M đến trung tâm điều khiển CC 60 Trên hình console củ điều độ viên máy in tin báo dạng: “8S57 OP N” sơ đồ thứ hình console, ký hoạ v trí tƣơng ứng máy cắt chuyển sang trạng thái “mở” RTU hậ u cầu u khiể xa từ CC C ch m cắt ết th c u khiể xa N g s hô g s o v CC RTU Y RTU trả ời CC N iểm tra trạ g th i Open/Close h cô g Y RTU o v CC Đ th h cô g hô g th iểm tra kh a Local/Remote N RTU đọc ại trạ g th i thiết ị N iểm tra c c i đ h o Thực hiệ Đ ? Y RTU trả ời CC s s g RTU hậ đƣ c mệ h ệ h u khiể xa từ CC RTU thực hiệ việc đo xa v đ i trễ Hình 4.13 Nguyên l điều hiển máy c t từ xa thông qua RT Khi nhận đƣợc yêu cầu điều khiển xa từ máy tính chủ củ Trung tâm điều khiển (CC- Control Center), RTU trả lời CC r ng có chấp nhận hay không sau thực số bƣớc kiểm tr độ sẵn sàng trạng thái sau: + Trạng thái thiết b phải VALI đ ng OP N muốn điều khiển CLOSE) phải CLOSE (nếu muốn điều khiển OPEN) + Trạng thái LOCAL/REMOTE (của khóa tủ RTU) phải v trí REMOTE + Trong hệ thống khơng đƣợc xuất cảnh báo nghiêm trọng Nếu có điều kiện kể không thỏ m n nhƣ: + Trạng thái thiết b đ ng b INVALID; 61 + Lệnh điều khiển mâu thuẫn với trạng thái thiết b ( ví dụ máy cắt đ ng mở mà lại lệnh OPEN đ ng đ ng mà lại lệnh CLOSE) + Khóa LOCAL/REMOTE tủ RTU đ ng v trí LOCAL - cấm điều khiển xa; + Trƣớc thời điểm đ RTU đ ghi nhận lỗi cảnh báo nguồn 48V C nuôi rơ le trung gian RTU phục vụ việc điều khiển xa cảnh báo lỗi khác vùng thiết b máy cắt mà chƣ đƣợc giải trừ v.v Thì RTU trả lời CC r ng khơng sẵn sàng thực chế độ điều khiển từ xa máy tính chủ cách ly thiết b khỏi chế độ sẵn sàng cho phép điều khiển từ xa Nếu RTU trả lời CC r ng đ sẵn sàng lệnh điều khiển tên đ a ch ) máy cắt cần cắt trạng thái cần đạt tới OP N) trung tâm điều khiển phát lệnh điều khiển xa, gửi qua MODEM tới RTU qua Digital Output Module có xung điều khiển gửi tới rơ le trung gi n Rơle - mở) để tới máy cắt Sau thời gian trễ đ nh tƣơng ứng với thời gi n tác động máy cắt (ví dụ 300 ms), RTU thực thu thập liệu thông qua v Digital Input Module nh m kiểm tra trạng thái máy cắt Đ ng CLOS ) hay Mở (OPEN) Không xác đ nh (INVALID) sau thực lệnh điều khiển xa Nếu q trình thực thành cơng, RTU gửi tín hiệu phản hồi RS-OPEN RS-CLOSE trung tâm điều khiển để kh ng đ nh điều sơ đồ thứ củ hình đồ hoạ th y đ i ký hoạ trạng thái “mở” “đ ng”) Nếu q trình điều khiển xa khơng thực đƣợc (tín hiệu phản hồi b INVALID) có cảnh báo chấm dứt ln việc điều khiển x thiết b đ Nhƣ s u tín hiệu đƣợc truyền đến v trí máy cắt cần cắt lệnh cắt đƣợc thực thành cơng c tín hiệu báo trung tâm điều khiển Quá trình s thải cấp không ƣu tiên đƣợc thực tƣơng tự khơng c n tín hiệu gửi để s thải phụ tải tức máy biến áp không c n b tải 4.5 T UẬN CHƢƠNG Áp dụng tính tốn kiểm tra cho trạm thực tế nhận thấy với thông số đầu vào yêu cầu mức độ ƣu tiên củ phụ tải khác nhau, mạch chống tải đƣợc đề xuất đ đáp ứng đƣợc yêu cầu s thải để đảm bảo vận hành n toàn máy biến áp x y r tải Khi áp dụng mạch chống tải Trạm kV Nh Tr ng nhận thấy: - Giảm đƣợc thời gi n th o tác cần cắt khẩn cấp mức công suất đ xảy r cố trƣớc ki phải thực th o tác theo trình tự nhận lệnh từ A0 đến k sƣ vận hành miền Ax đến nhân viên th o tác c lệnh s thải b ng t y Hơn nữ th o tác cắt tải đầu nguồn xuất tuyến kV dẫn đến trƣờng 62 hợp s thải phụ tải không đảm ảo mức ƣu tiên cần thiết khơng tính đƣợc xác tải thực tế so với khả n ng đáp ứng củ nguồn - Mạch chống tải c ƣu điểm đơn giản sử dụng tín hiệu củ bảo vệ c trạm điều tiết kiệm đƣợc chi phí đầu tƣ đƣ mạch vào vận hành thực tế - Các mức không ƣu tiên thực việc s thải đ đƣợc UBN t nh tính tốn gửi cho cơng ty điện lực nên đƣ vào vận hành đảm bảo cho phụ tải qu n trọng vận hành n toàn tin cậy 63 K T LUẬN V I N NGH Luận v n đ tìm hiểu phƣơng pháp phân tích n tồn contingency n lysis) điểm qu phần mềm hỗ trợ tính tốn Từ đ đ chọn phần mềm PSS cho tính tốn Qua kết củ đề tài đ đƣ r đƣợc cách phân tích cố ngẫu nhiên N-1 lƣới truyền tải khu vực miền Trung Dựa vào kết đ đ ch r đƣợc phần tử b cố nhƣ phần tử b ảnh hƣởng cố đ Theo đ c cố nguy hiểm khu vực Đà Nẵng, Quảng Ngãi, Nha Trang Các cố đặc biệt nguy hiểm Trạm kV Đà Nẵng ảnh hƣởng hàng loạt MBA 220kV khu vực miền Trung, cố điện đƣờng dây kV Đà Nẵng – Th ng Bình làm cho máy biến áp AT1 b tải 66 6% máy biến áp S_AT _ b tải 66 6% Trạm kV ốc Sỏi cố MBA Trạm 220kV Nha Trang gây tải cho MBA lại 138,2% Từ đ tƣơng ứng với cố ngƣời vận hành đƣ phƣơng án khắc phục cho phù hợp, giúp cho việc khắc phục cố cách nhanh chóng chủ động Một vài giải pháp c thể áp dụng nhƣ: Th y đ i kết lƣới th y đ i nấc phân áp củ M A điều áp dƣới tải, thao tác sa thải phụ tải trƣờng hợp cần thiết, Luận v n qu n tâm vào giải pháp s thải phụ tải để khắc phục trƣờng hợp tải đặc biệt Trạm biến áp Trên sở đ đề xuất đƣợc mạch chống tải nh m khắc phục tƣợng rơle tác động nhầm tải cố đƣợc phân tích Áp dụng mạch chống tải Trạm 220kV Nha Trang giải đƣợc vấn đề sau: - Giảm vùng điện diện rộng rơle tác động nhầm trƣờng hợp MBA AT1 tải nặng MBA AT2 b cố - Nâng cao tu i thọ MBA xãy tải thời gian lâu dài Phần mềm PSS/E cung cấp cho ta cơng cụ mạnh để tính tốn phân tích cố ngẫu nhiên hệ thống điện Trên sở phân tích tính ƣu việt mạch chống q tải trên, ta hồn tồn ứng dụng mạch chống tải tất Trạm biến áp Hệ thống điện Tuy nhiên thời gian khả n ng hạn chế nên luận v n ch nghiên cứu tính tốn đề xuất mạch chống tải nhƣng chƣ đƣ r đƣợc mơ hình nhƣ mơ kết nối làm việc hệ thống Sc d Hƣớng mở rộng hoàn thiện đề tài có thể: Xây dựng chƣơng trình thiết kế mạch chống tải để đƣ vào thực tế vận hành thử nghiệm 64 Với mong muốn hoàn ch nh nội dung củ đề tài, lần tác giả xin chân thành cảm ơn mong muốn tiếp thu ý kiến đ ng g p q thầy cơ, bạn bè đồng nghiệp, để đề tài ngày đƣợc hoàn thiện, nh m phục vụ thiết thực công tác vận hành lƣới điện 65 TÀI LIỆU THAM KHẢO Tiế g Việt [1] Bộ Cơng nghiệp 6) ui trình thao tác hệ thống điện uốc Gia [2] Bộ Công thƣơng ) ui định lưới điện truyền tải [3] Nguyễn V n Đạm 008), Mạng lưới điện – Tính chế độ xác lập mạng hệ thống điện phức tạp Nhà xuất Kho học k thuật Hà Nội [4] Lê Kim Hùng (2004), Bảo vệ phần tử HTĐ, Trƣờng đại học bách kho Đà Nẵng [5] Lê Kim H ng Đoàn Ngọc Minh Tú (1998), Bảo vệ rơle tự động h a hệ thống điện Nhà xuất Giáo dục Hà Nội [6] Lê Kim Hùng, Bài giảng c o học “ hân tích an tồn hệ thống điện” Đà Nẵng [7] L V n Út ) hân tích điều hiển ổn định hệ thống điện, Nhà xuất Kho học k thuật Hà Nội [8] Đinh Thành Việt 3) Bài giảng c o học “ hân tích tối ưu chế độ hệ thống điện” Đà Nẵng [9] Qui hoạch phát triển điện lực Quốc Gi gi i đoạn ÷ T ng sơ đồ VII [10] http://automation.info.vn/Cong-nghe-Ung-dung/Dieu-khien-maycat-tu-xa-thong-qua-RTU-cua-He-thong-SCADA.html Tiế g A h [11] Hadi Saadat (2002), Power System Analysic, McGraw-Hill, Inc, USA [12] Siemens Power Transmission & Distriution, Inc, USERS MANUAL, Novemer 2005 /E™ 30.2 66 H C K T QUẢ PH N T CH AN TOÀN LĐTT KHU VỰC MIỀN TRUNG -ACCC OVERLOAD REPORT: MONITORED BRANCHES AND INTERFACES LOADED ABOVE 100.0 % OF RATING SET A INCLUDES VOLTAGE REPORT AC CONTINGENCY RESULTS FILE: DISTRIBUTION FACTOR FILE: SUBSYSTEM DESCRIPTION FILE: MONITORED ELEMENT FILE: CONTINGENCY DESCRIPTION FILE: D:\TAILIEU\2.CAO HOC\6.LUAN D:\TAILIEU\2.CAO HOC\6.LUAN E:\Cao hoc\Mon hoc\17 Phan E:\Cao hoc\Mon hoc\17 Phan E:\Cao hoc\Mon hoc\17 Phan VAN\luanvansanh\tailieu\chay\mtrung.ACC VAN\luanvansanh\tailieu\PTAT.dfx tich an toan HTD\PTAT.SUB tich an toan HTD\PTAT.MON tich an toan HTD\PTAT.CON < MULTI-SECTION LINE > < 80914*DONGHA 82451*HO_KHANH 82452*HO_KHANH 82751*DA_NANG 82751*DA_NANG 82752*DA_NANG 82752*DA_NANG 82751*DA_NANG 82751*DA_NANG 82752*DA_NANG 82752*DA_NANG 84601*DOC_SOI 84601*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 82451*HO_KHANH 82452*HO_KHANH 82751*DA_NANG 82752*DA_NANG 84602*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 82451*HO_KHANH 82452*HO_KHANH 82751*DA_NANG 82752*DA_NANG 84602*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 84601*DOC_SOI 84601*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 84601*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 84601*DOC_SOI 84602*DOC_SOI 86201*HOA_NHON 86201*HOA_NHON 88004*NINH HOA 86201*HOA_NHON 86101*PHU MY 86151*MY_THANH 86301*PHU_CAT 86401 QUI_NHON 88004*NINH HOA 88252*NH_TRANG 88252*NH_TRANG 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88161*MA_VONG 88251 NH_TRANG 88004*NINH HOA 88161*MA_VONG 88251*NH_TRANG 88252*NH_TRANG 88251*NH_TRANG 88252*NH_TRANG 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 88004*NINH HOA 90321* BKUOP 90322*BKUOP MONITORED VOLTAGE REPORT: SYSTEM CONTINGENCY LABEL SINGLE 67 SINGLE 85 SINGLE 117 SINGLE 144 SINGLE 146 SINGLE 147 SINGLE 151 SINGLE 179 SINGLE 180 SINGLE 183 SINGLE 186 SINGLE 187 SINGLE 188 SINGLE 192 SINGLE 216 SINGLE 229 SINGLE 230 SINGLE 232 SINGLE 233 SINGLE 235 SINGLE 236 SINGLE 238 SINGLE 239 SINGLE 240 LEGEND: EVENTS : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE : OPEN LINE FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM CONTINGENCY BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS 80951 81652 82451 82751 82751 82751 83451 84601 84601 86101 86151 86151 86201 86251 87301 87501 87501 88001 88001 88051 88101 88101 88141 88141 < B U S > [ D_SANH [HUE220 [HO_KHANH [DA_NANG [DA_NANG [DA_NANG [THA_BINH [DOC_SOI [DOC_SOI [PHU MY [MY_THANH [MY_THANH [HOA_NHON [DON_PHO [TUY_HOA2 [VAN GIA [VAN GIA [NINH_HOA [NINH_HOA [VINASHIN [SOI_NHTR [SOI_NHTR [D_KHANH [D_KHANH 110.00] 220.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS MONITORED BRANCH -> 35.000 3WNDTR T2 WND 110.00 3WNDTR AT2 WND 220.00 3WNDTR AT2 WND 1 110.00 3WNDTR AT3 WND 110.00 3WNDTR AT4 WND 220.00 3WNDTR AT3 WND 1 220.00 3WNDTR AT4 WND 1 110.00 3WNDTR AT3 WND 110.00 3WNDTR AT4 WND 220.00 3WNDTR AT3 WND 1 220.00 3WNDTR AT4 WND 1 110.00 3WNDTR AT1 WND 1 110.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 1 220.00 3WNDTR AT1 WND 220.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 110.00 3WNDTR AT2 WND 220.00 3WNDTR AT2 WND 1 110.00 3WNDTR AT4 WND 220.00 3WNDTR AT4 WND 1 220.00 3WNDTR AT1 WND 220.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 110.00 3WNDTR AT2 WND 220.00 3WNDTR AT2 WND 1 110.00 3WNDTR AT3 WND 220.00 3WNDTR AT3 WND 1 220.00 3WNDTR AT1 WND 220.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 110.00 3WNDTR AT1 WND 1 110.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 1 220.00 3WNDTR AT1 WND 220.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 110.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 1 220.00 3WNDTR DS_AT2_1 WND 110.00 3WNDTR AT1 WND 1 220.00 3WNDTR AT1 WND 110.00 86521 VINH_SON 110.00 110.00 3WNDTR T1 WND 1 35.000 3WNDTR T2 WND 110.00 86521 VINH_SON 110.00 110.00 86151 MY_THANH 110.00 110.00 86301 PHU_CAT 110.00 110.00 86501 AN_NHON 110.00 110.00 86501* AN_NHON 110.00 35.000 3WNDTR T2 WND 220.00 3WNDTR AT1 WND 1 220.00 3WNDTR AT2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 110.00 88351 DONG_DE 110.00 110.00 88351*DONG_DE 110.00 35.000 3WNDTR T2 WND 110.00 88251 NH_TRANG 110.00 110.00 3WNDTR AT2 WND 2 220.00 3WNDTR AT2 WND 110.00 3WNDTR AT1 WND 220.00 3WNDTR AT1 WND 1 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 35.000 3WNDTR T2 WND 110.00 3WNDTR MBA T1 WND 220.00 3WNDTR MBA T1 WND 1 80955 82452 82452 83451 82752 82752 83501 84602 84602 86151 86155 86301 86521 86401 87521 88051 87504 88051 88251 88055 88105 88104 88146 88145 V-CONT V-INIT [DIENSANH [HO_KHANH [HO_KHANH [THA_BINH [DA_NANG [DA_NANG [TAM_KY [DOC_SOI [DOC_SOI [MY_THANH [MY_THANH [PHU_CAT [VINH_SON [QUI_NHON [SON_HINH [VINASHIN [VAN GIA [VINASHIN [NH_TRANG [VANASHIN [SOI NHTR [SOI NHTR [R_D.KHAN [DIEN KHA V-MAX 22.000] 220.00] 220.00] 110.00] 220.00] 220.00] 110.00] 220.00] 220.00] 110.00] 22.000] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 22.000] 110.00] 110.00] 6.0000] 6.0000] 35.000] 110.00] 22.000] CONTINGENCY SINGLE 67 SINGLE 85 SINGLE 85 SINGLE 85 SINGLE 85 SINGLE 85 SINGLE 85 SINGLE 117 SINGLE 117 SINGLE 117 SINGLE 117 SINGLE 144 SINGLE 144 SINGLE 144 SINGLE 144 SINGLE 146 SINGLE 146 SINGLE 146 SINGLE 146 SINGLE 146 SINGLE 146 SINGLE 147 SINGLE 147 SINGLE 147 SINGLE 147 SINGLE 147 SINGLE 147 SINGLE 151 SINGLE 151 SINGLE 151 SINGLE 151 SINGLE 179 SINGLE 179 SINGLE 180 SINGLE 180 SINGLE 183 SINGLE 183 SINGLE 186 SINGLE 187 SINGLE 188 SINGLE 188 SINGLE 188 SINGLE 188 SINGLE 192 SINGLE 216 SINGLE 216 SINGLE 229 SINGLE 230 SINGLE 232 SINGLE 233 SINGLE 235 SINGLE 236 SINGLE 238 SINGLE 239 SINGLE 240 SINGLE 241 SINGLE 245 SINGLE 245 SINGLE 250 SINGLE 253 SINGLE 254 SINGLE 254 SINGLE 255 SINGLE 255 SINGLE 258 SINGLE 259 SINGLE 261 SINGLE 292 SINGLE 294 SINGLE 294 RATING 16.0 125.0 125.0 125.0 125.0 125.0 125.0 125.0 125.0 125.0 125.0 63.0 63.0 63.0 63.0 125.0 125.0 125.0 125.0 63.0 63.0 125.0 125.0 125.0 125.0 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0 63.0 99.0 25.0 16.8 99.0 99.0 99.0 97.2 97.2 16.8 125.0 125.0 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 99.0 99.0 16.8 171.0 125.0 125.0 125.0 125.0 16.8 16.8 16.8 16.8 63.0 63.0 V-MIN TO BUS CKT TO BUS CKT TO BUS TO BUS CKT TO BUS TO BUS CKT CKT CKT CKT CKT CKT CKT TO BUS CKT CKT CKT CKT TO BUS CKT TO BUS 80954 [DIENSANH 35.000] CKT 82453 [HO_KHANH 10.000] CKT 82753 [DA_NANG 82763 [DA_NANG 11.000] CKT 10.000] CKT 84613 [DOCSOI 84603 [DOC_SOI 10.000] CKT 10.000] CKT 87505 [VAN GIA 15.000] CKT 88115 [SOI NHTR 6.0000] CKT 88144 [DIEN KHA 35.000] CKT FLOW 16.0 125.1 131.3 130.9 131.5 138.2 138.8 142.9 143.5 151.9 152.6 81.5 81.5 105.0 105.0 126.8 133.8 162.1 175.2 63.2 63.2 127.0 134.1 161.8 174.9 63.2 63.2 66.6 66.6 70.8 70.8 94.8 107.1 94.8 107.1 75.0 25.3 16.8 76.1 65.5 80.7 106.3 136.8 16.8 129.0 129.0 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 16.8 151.3 181.6 16.8 171.6 158.1 172.8 158.1 172.8 16.8 16.8 16.8 16.8 63.7 67.5 % 100.1 100.1 105.1 104.7 105.2 110.6 111.0 114.3 114.8 121.5 122.1 129.4 129.4 166.6 166.6 101.4 107.1 129.7 140.2 100.3 100.3 101.6 107.3 129.4 139.9 100.3 100.3 105.7 105.7 112.3 112.3 150.4 170.0 150.4 170.0 102.5 101.3 100.0 116.1 105.0 112.4 132.2 157.0 100.1 103.2 103.2 100.0 100.0 100.0 100.3 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 167.1 189.9 100.0 103.5 126.5 138.2 126.5 138.2 100.0 100.0 100.0 100.0 101.2 107.2 67 SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE SINGLE 241 245 250 253 254 255 258 259 261 292 294 : : : : : : : : : : : OPEN OPEN OPEN OPEN OPEN OPEN OPEN OPEN OPEN OPEN OPEN LINE LINE LINE LINE LINE LINE LINE LINE LINE LINE LINE FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM FROM BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS 88146 88161 88201 88251 88251 88251 88301 88301 88401 90401 90451 [R_D.KHAN [MA_VONG [CAM_RANH [NH_TRANG [NH_TRANG [NH_TRANG [SUOI_DAU [SUOI_DAU [BINH TAN [CUJUT [KRONGBUK 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] 110.00] TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO TO BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS BUS 88251 88251 88214 88351 88252 88252 88304 88314 88404 90415 90452 [NH_TRANG [NH_TRANG [CAM RANH [DONG_DE [NH_TRANG [NH_TRANG [SUOI DAU [SUOI DAU [BINH TAN [CUJUT [KRONGBUK 110.00] 110.00] 35.000] 110.00] 220.00] 220.00] 22.000] 22.000] 22.000] 22.000] 220.00] CKT CKT TO BUS CKT TO BUS TO BUS TO BUS TO BUS TO BUS CKT TO BUS 88215 [CAM RANH 6.0000] CKT 88263 88253 88305 88315 88405 22.000] 22.000] 10.500] 10.500] 10.500] [NH_TRANG [NH_TRANG [SUOI DAU [SUOI DAU [BINH TAN 90463 [KRONGBUK CKT CKT CKT CKT CKT 1 20.000] CKT ... hành củ lƣới truyền tải điện khu vực miền Trung - Xây dựng mạch chống tải nh m khắc phục tƣợng tải trạm kV lƣới truyền tải điện khu vực miền Trung - Xây dựng thuật toán điều khiển cho mạch sa thải... Nam lưới truyền tải điện hu vực miền Trung Chương 2: Các phương pháp phân tích an tồn lưới điện Chương 3: Tính tốn phân tích cố lưới truyền tải điện hu vực miền Trung Chương 4: ây ựng mạch chống. .. truyền tải điện khu vực miền Trung ự vào kết phân tích mức độ nguy hiểm củ cố tác giả đề xuất mạch chống tải nh m khắc phục tƣợng tải cố N-1 Việc ứng dụng điển hình đƣợc thực mạch chống tải trạm