Trong lưới điện phân phối trung áp Việt nam, tùy theo chế độ nối đất của trung tính thường sử dụng các loại bảo vệ sau:
3.1.1. Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong lưới điện trung tính nối đất trực tiếp
- Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50/50N - Bảo vệ quá dòng có thời gian 51/51N - Bảo vệ quá dòng có hướng 67/67N - Bảo vệ chống sự cố máy cắt 50BF - Bảo vệ kém áp/ Bảo vệ quá áp 27/59 - Rơle tự động đóng lại 79.
- Rơle tần số 81
Nếu không có nguồn cấp ngược thì không cần phần tử quá dòng có hướng, lúc này hệ thống bảo vệ chỉ có các chức năng 50/51, 50N/51N, 50BF, 81, 79, 50BF, 74.
3.1.2. Hệ thống rơle bảo vệ cho ngăn máy cắt trung áp trong lưới trung tính cách ly hoặc qua trở kháng
- Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50.
- Bảo vệ quá dòng có thời gian 51.
- Bảo vệ quá dòng có hướng 67
- Bảo vệ quá dòng có hướng nhạy cao 67Ns.
- Bảo vệ chống sự cố máy cắt 50BF.
- Bảo vệ kém áp/ Bảo vệ quá áp 27/59 - Rơle tự động đóng lại 79.
- Rơle tần số 81.
Hiện nay các bảo vệ, khoảng cách, so lệch đường dây … chưa được sử dụng rộng rãi trong lưới điện phân phối trung áp của Việt nam.
Phần lớn các trang bị bảo vệ rơle cho các TBA trung gian hiện nay là rơle điện từ do Nga sản xuất, rơ le quá dòng có đặc tính thời gian phụ thuộc, ở một số trạm đã được thay thế bằng rơ le kỹ thuật số.
Các xuất tuyến trung áp tại các TBA 110kV hoặc 220kV được trang bị các rơ le kỹ thuật số do các hãng ABB, ALSTOM, SIEMENS, SEL sản xuất.
Các rơ le này ngoài chức năng bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50, quá dòng có thời gian 51 và quá dòng chạm đất có thời gian 51N còn được trang bị thêm chức năng tự động đóng lại.
3.1.3. Hiện trạng về tự động hóa trong hệ thống phân phối trung áp Việt nam
Số liệu thống kê về các sự cố trên hệ thống điện cho thấy rằng đường dây trên không có sự cố thoáng qua chiếm tới 65 70%, trong đó đường dây có - điện áp càng cao thì phần trăm xảy ra sự cố thoáng qua càng lớn. Sự cố tháng qua là loại sự cố có thể được loại trừ bằng tác động tức thời máy cắt để cô lập sự cố và sự cố sẽ không xuất hiện trở lại khi đường dây được đóng trở lại sau đó. Sét là nguyên nhân gây sự cố thoáng qua nhiều nhất, còn nhiều nguyên nhân khác thường là do sự dao động không đồng bộ của dây dẫn gây ra phóng điện và so sự va chạm của các vật bên ngoài với đường dây.
Việt nam nằm trong khu vực nhiệt đới, các điều kiện khí hậu như bão, độ ẩm, nhiễm bẩn, sấm sét, cây cối, … đều tạo điều kiện cho sự cố thoáng qua dễ xảy ra. Do vậy, việc áp dụng thiết bị tự động đóng lại máy cắt (TĐL) trên hệ thống điện sẽ nâng cao độ tin cậy cho hệ thống.
Như trên đã đề cập, 30 35% sự cố còn lại là sự cố duy trì hay “bán duy - trì”. Một sự cố bán duy trì có thể xảy ra do một vật lạ vắt qua các pha đường dây gây phóng điện. Ở đây sự cố sẽ không được loại trừ sau lần cắt đầu tiên mà vật lạ chỉ có thể bị hoàn toàn thiêu hủy trong một khoảng thời gian nào đó.
Loại sự cố này thường xảy ra trên đường dây trung áp (6-35kV) chạy qua vùng rừng núi.
Như vậy, trong phần lớn các sự cố, nếu đường dây hư hỏng được cắt ra tức thời và thời gian mất điện đủ lớn để khử ion do hồ quang sinh ra thì việc đóng lại sẽ cho phép phục hồi thành công việc cung cấp điện cho đường dây.
Để thực hiện TĐL trong hệ thống phân phối điện, hiện nay có hai biện pháp đang được sử dụng, đó là:
1. Tự động đóng trở lại bằng mạch TĐL đối với các máy cắt xuất tuyến phân phối tại các trạm nguồn.
2. Sử dụng thiết bị đóng cắt có trang bị thiết bị tự động đóng lại (Automatic Circuit Recloser – ACR) lắp đặt trên các phân đoạn lưới điện trung áp.
Lợi điểm của thiết ACR là chi phí thấp hơn so với khi sử dụng máy cắt điện kết hợp với mạch TĐL vì nó được thiết kế trọn bộ để kết hợp chức năng đóng cắt với chức năng của rơle bảo vệ và TĐL. Tuy nhiên, hạn chế của nó là khả năng cắt dòng sự cố. Vì có kết cấu phức tạp, kết hợp nhiều chức năng nên ACR khó có thể được chế tạo với khả năng cắt dòng lớn.
Thiết bị tự đóng lại có thể được chế tạo để đóng lại một hay nhiều lần.
Theo thống kê hiệu quả của TĐL trên đường dây trên không theo số lần TĐL là:
- TĐL lần 1 thành công 65% - 90 % (Giá trị lớn tương ứng với đường dây cao áp).
- TĐL lần 2 thành công 10 15%- - TĐL lần 3 thành công 3-5%.
Hiện tại lưới phân phối trung áp Việt Nam chỉ được trang bị tự động đóng lặp lại các xuất tuyến tại các TBA 110kV và các trạm biến áp trung gian. Trên một số các xuất tuyến được trang bị máy cắt tự động đóng lại để phân đoạn. Các thiết bị phân đoạn trên lưới như dao cắt tải LSB, dao cách ly, cầu chì tự rơi đều thao tác bằng tay, chưa được trang bị để có thể tự đóng cắt từ xa. Việc khoanh vùng sự cố đề thực hiện bằng phương pháp thủ công, thời gian mất điện bị kéo dài.
Vì vậy trong luận văn này nghiên cứu các phương pháp tự động hóa lưới điện phân phối cụ thể ở đây là nghiên cứu: Phối hợp làm việc giữa các thiết bị tự động đóng lại (recloser ) và dao cắt có tải (LSB), hệ thống tự động hóa lưới điện phân phối DAS để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện cho lưới phân phối trung áp của Việt Nam.