Mô hình V đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng Autorerclauser (M

6. Kết cấu của luận văn

3.5.5. Mô hình V đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng Autorerclauser (M

tìm kiếm phân đoạn sự cố T ≈ 0. Kỳ vọng thiếu hụt điện năng khi hư hỏng trên trục chủ yếu phụ thuộc vào thời gian sửa chữa sự cố τ.

∆ET = λLIτ    I M i i P + λLIIτ    II M i i P + ... + λLMτ M i i P = λτ(LI    I M i i P + LII    II M i i P + ... + LM M i i P ) (3.29) - Hỏng hóc trên nhánh i, phân đoạn X:

Kỳ vọng thiếu hụt điện năng do hư hỏng trên một nhánh: λliτPi + λliT    X M i i P

Thiếu hụt điện năng

do hư hỏng trên các nhánh của phân đoạn X: ∆EN(X) = λ( X i liτPi +  X i liT    X M i i P ) (3.30) - Tổng thiếu hụt điện năng:

∆E = ∆ET + ∆EN = λ[τ(LI

   I M i i P + LII    II M i i P + ... + LM M i i P ) +     I M X (τ X i liPi + T X i li    X M i i P )] (3.31)

3.5.5. Mô hình V - đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng Autorerclauser (M phân đoạn) phân đoạn)

Hình 3.14: Đường dây hai nguồn, phân đoạn bằng DAS

- Hỏng hóc trên trục: ∆ET = λLIτ I i i P + λLIIτ II i i P + … + λLMτ M i i P

= λτ(LI I i i P + LII II i i P + … + LM M i i P ) (3.32) - Hỏng hóc trên nhánh: ∆EN = λ     I M X (T X i li X i Pi + τ X i liPi) (3.33) - Tổng thiếu hụt điện năng:

∆E = ∆ET + ∆EN = λ[τ(LI

I i i P + LII II i i P + ... + LM M i i P ) +     I M X (T X i li X i Pi + τ X i liPi)] (3.34) 3.6. Kết luận chương 3

Trong chương này trình bày tóm tắt lý thuyết về độ tin cậy trong lưới phân phối điện làm cơ sở tính toán áp dụng. Phân tích các mô hình tính toán độ tin cậy và hiệu quả kinh tế của lưới điện điển hình để từ đó áp dụng cho lưới điện phân phối thành phố Hạ Long, mà sẽ được giới thiệu trong chương tiếp theo.

Chương 4

ÁP DỤNG HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG PHÂN PHỐI ĐIỆN CHO LƯỚI ĐIỆN TP HẠ LONG

Trong chương này luận văn sẽ đi vào các vấn đề:

- Nghiên cứu áp dụng hệ thống tự động phân phối điện cho lưới điện thành phố Hạ Long - tỉnh Quảng Ninh. Tính toán cụ thể cho lưới điện phân phối của thành phố Hạ Long - sau trạm 110kV Giếng Đáy (E54), khu vực này tập trung các phụ tải quan trọng phục vụ cho công nghiệp, cảng biển và du lịch. Đã được quy hoạch cải tạo tổng thể hạ tầng lưới điện nhằm đáp ứng được việc giảm thời gian mất điện và phạm vi mất điện của các phụ tải.

- Ứng dụng chương trình PSS/ADEPT để tính toán độ tin cậy của lưới điện trước và sau khi áp dụng DAS đối với đường dây trong lưới phân phối đã chọn. (Do thời gian và điều kiện hạn chế nên trong luận văn này tác giả chỉ phân tích, đề cập đến hiệu quả khi lắp đặt Autorecloser, các đường dây khác được tính toán tương tự.

4.1. Hệ thống tự động phân phối cho các đường dây nổi

4.1.1. Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động PVS

* Các PVS đặt trên đường trục chính:

- Phân vùng giữa 2 PVS trên đường trục sẽ có khoảng 3 đến 5 trạm phân phối nằm trên các nhánh rẽ.

- Lắp cạnh các dao liên lạc giữa các lộ để tạo sự liên kết hỗ trợ tự động. *Các PVS đặt trên đường nhánh:

- Bố trí ở đầu các nhánh rẽ có số trạm phân phối từ 3-5 trạm.

- Bố trí ở đầu các nhánh rẽ có số trạm phân phối từ 2-3 trạm nhưng có đường nhánh dài từ > 500m.

- Bố trí ở đầu các nhánh rẽ vào các trạm có công suất đặc biệt lớn có ảnh hưởng đáng kể đến trào lưu công suất trên một lộ.

- Bố trí trên các nhánh đã có lắp thiết bị tự động đóng lại Recloser ở đầu nhánh để phối hợp phân vùng sự cố.

4.1.2. Khối lượng áp dụng DAS cho các đường dây trên không

Căn cứ vào quy hoạch cải tạo và phát triển lưới điện thành phố Hạ Long giai đoạn 2010-2020 có xét đến 2030 của Công ty điện lực Quảng Ninh - Tổng công ty điện lực Miền Bắc.

Theo quy hoạch, toàn bộ lưới điện trung thế thành phố Hạ Long đến năm 2015 vận hành ở một cấp điện áp 22kV. Các đường dây trung thế được thiết kế dùng cáp ngầm, mạch vòng, vận hành hở tại các điểm đã xác định trước. Các khu vực hiện tại đang sử dụng đường dây trên không đều được cải tạo về cáp ngầm 22kV XLPE.

Do vậy hệ thống tự động phân phối cho đường dây nổi trong giai đoạn này (2010-2015) sẽ hạn chế áp dụng vào lưới ĐDK 6, 35kV của Điện lực thành phố Hạ Long, chỉ tính toán lắp đặt cho một số đường dây cấp điện cho các phụ tải quan trọng. Lưu ý sau thời điểm năm 2015 khi toàn bộ lưới điện khu vực được hạ ngầm, các thiết bị DAS của đường dây nổi không phù hợp này sẽ được thu hồi và điều chuyển cho các Điện lực hiện đang tồn tại đường dây trên không. Các thiết bị đóng cắt đều thiết kế có thể dùng ở cấp điện áp 22kV.

Do vậy chỉ tính toán thí điểm lắp đặt PVS cho 03 lộ ĐDK thuộc trạm 110kV Hà Tu (E5.10). Cụ thể như sau:

- Lộ 471 + 473 E5.10: Lộ này cấp điện cho khu vực các phường Trần Hưng Đạo, Hồng Hải là nơi có nhiều phụ tải quan trọng như Bệnh viện Tỉnh, Trường Cao đẳng y tế Quảng Ninh, Trường văn hóa nghệ thuật, các trường trung học, các trung tâm đào tạo huấn luyện của Tỉnh, khu vực này chưa có kế hoạch hạ ngầm và nâng điện áp. Do vậy, việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ thực hiện trên 8 vị trí.

- Lộ 475 E5.10: Lộ này cấp điện cho khu vực các phường Hồng Hà, Hà Tu, liên thông cấp điện với lộ 473E5.10 là nguồn dự phòng cho các phụ tải quan trọng như Trung tâm chính trị hành chính của Tỉnh, các Sở ban ngành, Bệnh viện Y học cổ truyền dân tộc. Do vậy, việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ thực hiện trên 6 vị trí.

Tổng số lộ ĐDK lắp đặt DAS: 03 lộ.

4.2. Hệ thống tự động phân phối cho đường cáp ngầm

Việc lắp đặt hệ thống DAS cho lưới trung thế ngầm 22kV được thực hiện chủ yếu trong khu vực các lộ 22kV sau trạm 110kV Giếng Đáy (E54).

4.2.1. Nguyên tắc phân bố các thiết bị đóng cắt phân phối tự động RMS

Lắp tại các trạm phân phối xây trong nhà thay thế cho các thiết bị đóng cắt cũ của từng trạm. Khoảng cách giữa các trạm lắp đặt tủ RMS tự động là tối thiểu là từ 3 trạm trở lên. Đối với một số khu vực đặc biệt quan trọng, khoảng cách giữa các trạm lắp RMS tự động có thể là 2 trạm.

Trong tương lai, phân vùng giữa 2 trạm lắp RMS tự động sẽ trong khoảng 3 đến 5 trạm phân phối. Để làm được việc này, sẽ tiến hành từng bước thay thế các trạm treo trong lưới cáp ngầm đã trở lên không phù hợp trong thành phố, bằng các dạng trạm mới như trạm xây trong nhà, trạm compact, trạm 1 cột. Đây là các dạng trạm có thể lắp đặt được các RMS tự động.

4.2.2. Khối lượng áp dụng DAS trong hệ thống cáp ngầm

1- Các lộ 22kV sau trạm Giếng Đáy (E54)

Các lộ này chủ yếu đã được hạ ngầm và nâng điện áp 22kV và là nơi có nhiều các phụ tải quan trọng. Do vậy, việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ thực hiện trên 06 lộ 22kV sau trạm Trung gian Giếng Đáy - E54. Cụ thể như sau:

- Lộ 472 E54: Cấp điện cho phường Bãi Cháy.

- Lộ 474 E54: Cấp điện cho khu vực Bãi Cháy, khu vực Cảng Cái Lân. - Lộ 476 E54: Cấp điện cho phường Hùng Thắng, khu vực Cái Dăm. - Lộ 480 E54: Cấp điện cho phường Tuần Châu.

- Lộ 482 E54: Cấp điện cho phường Đại Yên. - Lộ 484 E54: Cấp điện cho phường Giếng Đáy.

2- Các lộ 10kV sau trạm Giáp Khẩu (E52)

Lộ 971 và lộ 972 E11: Lộ này cấp điện cho 03 trạm biến áp đó là: Mỏ than Thành Công; Công ty than Hạ Long và Đài phát thanh truyền hình Tỉnh.

Tổng số lộ cáp ngầm 22kV lắp đặt DAS: 08 lộ. Tổng số trạm phân phối xây lắp đặt DAS: 38 trạm. Tổng số tủ RMU cũ sẽ thanh thế là: 26 tủ.

4.3. Xây dựng phương án lắp đặt thử nghiệm hệ thống tự động phân phối cho lộ 476 E54 lộ 476 E54

4.3.1. Mô tả hệ thống hiện tại

Đường trục 476-E54 vận hành cấp điện áp 22kV gồm có 56 trạm. Lộ này được liên lạc với lộ 480 E54 qua trạm Bãi Cháy 32, và lộ 482 E54 qua trạm Hùng Thắng 1. Đường trục là cáp ngầm loại XLPE-24kV-3x240mm2. Các trạm xây đều được lắp các tủ RMU của Siemens-Đức và Merin Gerin -Pháp, cách điện SF6, 24kV-600A. Các trạm treo đều có lắp dao cắt tải loại SBC-24kV-630A của Mesa Tây ban Nha. Các tuyến cáp liên thông giữa các TBA sử dụng cáp CU/XLPE 3x240mm2-24kV.

Hệ thống điều khiển đóng cắt trên trên đường trục hiện tại được thực hiện tại từng vị trí TBA và thao tác bằng tay. Khi có sự cố trên đường trục, máy cắt E54 cắt ra, toàn bộ đường trục sẽ bị mất điện. Việc xác định, cô lập khu vực sự cố và chuyển đổi phương thức phải thực hiện bằng tay và tại từng trạm. Khi xác định điểm sự cố thường mất nhiều thời gian vì thiết bị xác định sự cố được sử dụng hiện nay là thiết bị xách tay và phải phối hợp thực hiện bởi các đơn vị khác nhau như Điều độ, vận hành, thí nghiệm .. Thông thường việc xác định điểm hỏng có thể hết khoảng 3 giờ đến 4 giờ đồng hồ, tùy thuộc điểm sự cố.

Việc lắp đặt hệ thống DAS sẽ khắc phục điều bất tiện này, toàn bộ các thao tác đóng cắt và cô lập điểm sự cố để cấp điện trở lại cho các phụ tải khác được thực hiện từ trung tâm.

4.3.2. Phương án lắp đặt thí điểm

Hình 4.2 trình bày cấu hình của hệ thống thử nghiệm DAS, ở đây là hệ thống mạch vòng hở. Thiết bị điều khiển từ xa (RTU) được lắp đặt trong tủ cùng với máy cắt hợp bộ (RMS) tự động và được nối với cáp thông tin với máy cắt chủ điều khiển thông tin (TCM) tại trạm phân phối trung tâm (CDS). Đồng thời một hệ thống máy tính cá nhân cũng được đặt ở trạm phân phối trung tâm (CDS).

Hình 4-2: Sơ đồ nguyên lý DAS thử nghiệm

Phương pháp phát hiện sự cố:

Trường hợp khi có sự cố xảy ra tại điểm A trong hình 4.2

1)Khi có sự cố tại điểm A, rơle bảo vệ tại trạm trung tâm phát hiện ra và phát hiện cắt tới FCB (1). Trong trường hợp này, dòng điện sự cố chạy qua VS (1) và VS (2) nhưng lại không qua VS (3) và VS (4).

2)RTU sẽ tự dò xem dòng điện sự cố có đi qua hay không. Và thông tin này sau đó sẽ được gửi bằng đường thông tin từ RTU tới Trạm trung tâm (CDS) qua

TCM. Nhân viên trực tại CDS có thể xét lệnh cắt của FCB dựa vào thông tin cảnh báo của PC, sau đó nhân viên gửi lệnh tới RTU và xem xét nội dung sự cố.

3)Nhân viên trực tại Trung tâm xác định phần sự cố dựa trên thông tin dòng sự cố và họ sẽ phát lệnh cắt tới RTU (2), RTU (3) mà chính là VS (2) và VS (3).

4)Theo lệnh từ Máy tính tại trung tâm gửi tới cho VS (5) tại điểm mạch vòng thì VS (5) vẫn tiếp tục có điện.

5)Khi phần tử sự cố được cách ly trong một thời gian ngắn nhờ có điều khiển từ xa, thì các phần tử không có sự cố đồng thời sẽ có điện trở lại.

6)Hình 3.3 diễn giải phương pháp FDIR (phát hiện, cách ly sự cố và đóng điện trở lại).

Lắp đặt hệ thống DAS cho lộ 476 E54 được thực hiện như sau:

- Thực hiện lắp đặt các thiết bị cho hệ thống DAS tại 09 vị trí: TBA Nước khoáng Công Đoàn; TBA Bãi Cháy 15; TBA K/S Hải Yến; TBA Giếng Đáy 2; TBA TT Giải Trí, TBA Hùng Thắng 1, TBA K/S Mường Thanh; TBA Bãi Cháy 5; TBA Điều dưỡng 368. Thiết bị thay thế 05 tủ RMU cũ bằng 05 tủ RMU của hãng Toshiba có trang bị điều khiển từ xa và lắp đặt 04 bộ PVS.

- Thiết kế bổ sung Rơ le tự động đóng lại tại tủ máy cắt 476-E54;

- Thiết kế tuyến đường dây thông tin liên lạc nối từ E54 đến các trạm lắp đặt tủ điều khiển.

4.3.2.1. Hệ thống điều khiển từ xa

Mô hình này bao gồm: 1) 01 máy chủ

2) Đường truyền là đường dây thông tin 2 đôi dây 3) Các bộ ghép nối thiết bị ngoại vi (RTU, TCM) Khối điều khiển từ xa được đặt tại trạm E54 bao gồm: Phần cứng:

*) 01 máy tính PC có cấu hình tối thiểu như sau: Chíp loại Pentium 4, 512 MB RAM, 01 Ổ cứng 80GB, 01 bàn phím, 01 chuột, 01 màn hình Color SVGA 17”.

Loại máy tính FA3100A/ model 6100

Phần mềm (OS) Windows NT

Bộ nhớ 64 MB

Nguồn điện AC85~264, 50.60Hz±3Hz

Cho phép mất điện Không quá 10ms

Điện năng tiêu thụ Tối đa 250 W/400VA (không tính màn hình) Kích cỡ và trọng lượng (Server) 430 (W) x 170 (H) x 460 (D) mm; khoảng 6kG

Màn hình 15 inch

* 01 bộ điều khiển truyền tin (TCM). Trong bộ này bao gồm: 01 Modem truyền tin, Modul RS232 để nối giữa cổng COM1 của PC với Modem, cáp nối. TCM điều khiển thông tin giữa RTU và PC tại Trạm Trung tâm (CDS).

a. Cấp điện:

Điện áp định mức DC 48V ± 10%

Công suất 10W max

b.Kết nối giữa TCM và PC

Mục Chi tiết

Giao diện RS232C

Dạng đồng bộ Đồng bộ hóa khởi động - dừng

Tốc độ đường truyền 9600 kps

Phương pháp kết nối Song công hoàn toàn (giữ và nhận tín hiệu đồng thời cùng một lúc).

c. Kết nối giữa TCM và RTU

Mục Chi tiết

Giao diện RS232C

Dạng đồng bộ Đồng bộ hóa khởi động - dừng

Tốc độ đường truyền 9600 kps

Phương pháp kết nối Song công hoàn toàn (giữ và nhận tín hiệu

Phần mềm

Yêu cầu chung: Các phần mềm phải có thể chạy được trong môi trường Windows; có xử lý Y2K, có cài đặt mật khẩu an toàn.

Một bộ phần mềm thiết lập đường truyền, liên kết dữ liệu (Communication software - Data Link):

Phần mềm này giúp tạo giao diện đọc các dữ liệu từ xa thông qua đường dây thông tin, dữ liệu sẽ được kiểm tra và lưu vào trong DATABASE của máy tính. Phần mềm này phải có các yêu cầu sau:

+ Cho phép điều độ viên đọc được tất cả các thông tin cần thiết bao gồm: Vị trí, tên trạm biến thế, mật khẩu, kiểu trạm, kiểu giao tiếp, ...

+ Cho phép giao diện và truyền dữ liệu theo nhiều phương thức khác nhau như là truyền qua Modem theo đường dây điện thoại (Thiết kế theo phương án này) hay nối trực tiếp qua cổng RS232. Chương trình cũng phải cho phép người dùng kiểm tra được dữ liệu truyền như tốc độ truyền, kiểu truyền, cổng liên lạc. Việc trao đổi thông tin giữa Trung tâm ĐK tại E54 và các trạm phân phối có thể được đặt ở chế độ tự động hay theo một thời gian định trước.

+ Cho phép xuất dữ liệu thu được ra máy in hay chuyển sang dạng cơ sở dữ liệu khác (như Excel, Fox, Lotus,...).

+ Hiển thị thông báo về tình trạng làm việc của tủ RMU tại mỗi TBA. + Các phương tiện hỗ trợ điều độ viên khi vận hành hệ thống.