Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO

TRƯờNG ĐạI HọC BáCH KHOA Hà NộI
[\

HONG THUYấN

NGHIấN CU P DNG LOOP AUTOMATION VO
LI IN 22KV QUN GIA LM

LUậN VĂN THạC Sĩ KHOA HọC
MNG V H THNG IN

Hà Nội 2010


LỜI CẢM ƠN
Trong quá trình thực hiện luận văn, cùng với sự nỗ lực của bản thân, tôi rất
cám ơn sự giúp đỡ của các thầy, cô, bạn bè đồng nghiệp đã tạo điều kiện cho tôi
hoàn thành luận văn này.
Xin chân thành cảm ơn thầy giáo hướng dẫn, TS. Nguyễn Xuân Hoàng
Việt, bộ môn Hệ thống điện – trường Đại học Bách khoa Hà Nội.
Tôi cũng xin cảm ơn Trung tâm đào tạo sau đại học – Đại học Bách khoa
Hà Nội vì đã giúp đỡ và tạo điều kiện trong suốt khóa học này.
Cuối cùng, tôi rất mong nhận được sự góp ý của các thầy cô và các bạn bè
đồng nghiệp về nội dung luận văn của tôi.

1


LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi các số
liệu, kết quả trong luận văn là trung thực và chưa được ai công bố
Tác giả luận văn
Hoàng Thuyên


MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ ............................................................................................................. 3
DANH MỤC CÁC BẢNG ................................................................................................................... 4
MỞ ĐẦU .............................................................................................................................................. 5
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN
1.1.

ĐỘNG LỰC THỰC THÚC ĐẨY TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI PHÂN PHỐI..................................1

1.1.1. Các lợi ích từ việc tự động hóa lưới điện phân phối .....................................................................................1
1.1.2. Sự phát triển của các thiết bị tự động hóa trong lưới điện phân phối.........................................................2

1.2.

THỰC TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM ................................................................3

1.2.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối....................................................................................................................3
1.2.2. Các vấn đề trong vận hành lưới điện phân phối ............................................................................................7

1.3. MỘT SỐ THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT ĐANG ĐƯỢC SỬ DỤNG TRÊN LƯỚI TRUNG ÁP
VIỆT NAM ....................................................................................................................................................7
1.3.2 Cầu chì tự rơi (FCO) ........................................................................................................................................9
1.3.3. Cầu dao phụ tải LBS (Load Breaker Switch/Sectionaliser) ......................................................................10

1.3.4. Máy cắt tự đóng lại Recloser ........................................................................................................................11

CHƯƠNG 2
TÌM HIỂU VỀ LOOP AUTOMATION TRONG TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI ĐIỆN
2.1. TÌM HIỂU CHUNG VỀ LOOP AUTOMATION ............................................................................20
2.1.1. Các dạng Recloser cài đặt trong sơ đồ Loop Automation ......................................................................22
2.1.2. Nguyên lý làm việc của Recloser trong logic Loop Automation ............................................................23
2.1.3 Sự làm việc của Recloser trong sơ đồ Loop Automation ............................................................................27

2.2.

THIẾT LẬP LOGIC LOOP AUTOMATION CHO CÁC RECLOSER ...................................43

2.2.1. Các thông số trong logic Loop Automation .................................................................................................43
2.2.2. Các thủ tục thiết lập logic LA cho Recloser.................................................................................................52

CHƯƠNG 3
ÁP DỤNG LOOP AUTOMTION VÀO LƯỚI ĐIỆN 22 kV GIA LÂM
3.1.
ĐẶC ĐIỂM LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 22 Kv GIA LÂM .........................................................54
3.2. ĐỀ XUẤT PHƯƠNG ÁN ....................................................................................................................55
3.3. THIẾT LẬP LOOP AUTOMATION CHO ĐƯỜNG DÂY 472-475.E15 .....................................56
3.3.1. Mô tả đường dây 472-475.E15........................................................................................................................56
3.3.2. Xác định cấu hình sơ đồ LA và định vị các Recloser trong lưới ...............................................................57
3.3.3. Tính toán cài đặt cho bảo vệ rơle của các Recloser ....................................................................................58
3.3.4. Tính toán cài đặt các thông số cho logic LA ................................................................................................61
3.3.5 Kiểm tra sự làm việc của LA sử dụng cho đương dây 472-475.E15 ..........................................................64
3.3.6. Đánh giá việc sử dụng LA qua việc áp dụng cho đường dây 481-482.E15 ..............................................86

2



DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ
Hình 1.1. Lưới phân phối hình tia không phân đoạn............................................................................ 4
Hình 1.2. Lưới phân phối hình tia có phân đoạn .................................................................................. 5
Hình 1.3. Lưới kín vận hành hở được cấp điện từ một nguồn.............................................................. 6
Hình 1.4. Lưới kín vận hành hở được cấp nguồn từ 2 khác nhau ........................................................ 6
Hình 1.5. LBS đặt trên cột.................................................................................................................. 10
Hình 1.6. Sơ đồ khối hệ thống điều khiển của Recloser .................................................................... 12
Hình 1.7. Sơ đồ phối hợp phân đoạn sự cố giữa recloser và LBS...................................................... 16
Hình 1.8. Sự cố giữa phân đoạn LBS 1 và LBS 2 khi có SCADA ................................................... 18
Hình 2.1. Sự cố trên phân đoạn giữu BC1 và FR1 ............................................................................. 27
Hình 2.2. Sự cố trên phân đoạn giữa FR1 và MR1 ............................................................................ 29
Hình 2.3. Sự cố trên phân đoạn giữa MR1 và MR2 ........................................................................... 30
Hình2.4. Sự cố trên phân đoạn giữa MR2 và TR ............................................................................... 31
Hình 2.5. Sự cố trên phân đoạngiữa MR3 và TR ............................................................................... 32
Hình 2.6. Sự cố trên phân đoạn giữa FR2 và MR2 ............................................................................ 33
Hình 2.7. Sự cố trên phân đoạn giữaCB2 và FR2 .............................................................................. 35
Hình 2.8. Sự cố mất nguồn cùng trạm................................................................................................ 36
Hình 2.9. Sự cố trên phân đoạn A ...................................................................................................... 37
Hình 2.10. Sự cố trên phân đoạn giữa và FR..................................................................................... 38
Hình 2.11. Sự cố mất nguồn tại trạm.................................................................................................. 39
Hình 2.12. Sự cố trên phân đoạn giữa TR và MR .............................................................................. 40
Hình 2.13. Sự cố trên phân đoạn giữa MR và TR .............................................................................. 41
Hình 2.14. Sự cố mất nguồn tại trạm.................................................................................................. 42
Hình 3.1. Sơ đồ LA cho lộ 472-475.E.15........................................................................................... 57
Hình 3.2. Vị trí các điểm tính toán ngắn mạch theo hướng nguồn qua CB1 ..................................... 59
Hình 3.3. Vị trí các điểm tính toán ngắn mạch theo hướng nguồn qua CB2 ..................................... 59
Hình 3.4. Sự cố tại điểm N1 ............................................................................................................... 64
Hình 3.5. FR1 mở ra để cách ly sự cố ................................................................................................ 64

Hình 3.6. TR đóng vào để cấp nguồn trở lại ...................................................................................... 65
Hình 3.7. Sự cố tại điểm N2 ............................................................................................................... 67
Hình 3.8. TR đóng vào để cấp nguồn trở lại ...................................................................................... 68
Hình 3.9. MR1 mở ra để cách ly sư cố............................................................................................... 68
Hình 3.10. Sự cố tại điểm N4 ............................................................................................................. 71
Hình 3.11. TR đóng vào để cấp nguồn trở lại .................................................................................... 71
Hình 3.12. TR mở ra để cách ly sự cố ................................................................................................ 72
Hình 3.13. Sự cố mất nguồn tại trạm.................................................................................................. 74
Hình 3.14. Sự cố tại điểm N6 ............................................................................................................. 76
Hình 3.15. TR đóng vào để cấp nguồn trở lại .................................................................................... 76
Hình 3.16. TR mở ra để cách ly sự cố ................................................................................................ 76
Hình 3.17. Sự cố tại điểm N2 ............................................................................................................. 79
Hình 3.18. TR đóng vào để cấp nguồn trở lại .................................................................................... 79
Hình 3.19. MR1 mở ra để cách ly sự cố ............................................................................................. 80
Hình 3.20. Sự cố tại điểm N1 ............................................................................................................. 83
Hình 3.21. FR2 mở ra để cách ly sự cố .............................................................................................. 83
Hình 3.22. TR đóng vào để cấp nguồn trở lại .................................................................................... 83

3


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 2.1. Chi tiết hoạt động của Feeder Recloser.............................................................................. 25
Bảng 2.2. Chi tiết hoạt động của Mid-Point Recloser ........................................................................ 25
Bảng 2.3. Chi tiết hoạt động của Tie Recloser ................................................................................... 26
Bảng 3.1. Thông số kĩ thuật của Recloser dùng cho sơ đồ LA của lộ 472-475.E25.......................... 58
Bảng 3.2. Đặc tính thời gian của rơle bảo vệ theo hướng nguồn chảy qua FR1 ................................ 60
Bảng 3.3. Đặc tính thời gian của rơle bảo vệ theo hướng nguồn chảy qua FR2 ................................ 61
Bảng 3.4. Các thông số cài đặt cho các Recloser trên đường dây 472-475.E15 ................................ 63
Bảng 3.5. Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch trên phân đoạn giữa CB1 và FR1 - “Auto Restore ON” ... 65

Bảng 3.6. Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch trên phân đoạn giữa CB1 và FR1 - “Auto-Restore OFF” .. 66
Bảng 3.7. Thời gian tác động BV rơle của FR1 và MR1 ................................................................... 67
Bảng 3.8. Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N2 – “Auto-Restore ON” .................................... 69
Bảng 3.9. Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N2 – “Auto-Restore OFF ” ................................. 70
Bảng 3.11. Thời gian tác động BV rơle của MR1 và TR ................................................................... 71
Bảng 3.12. Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N4 – “Auto-Restore ON” ................................... 72
Bảng 3.13. Chuỗi sự kiện khi ngắn mạch tại điểm N4 – “Auto-Restore OFF” ................................. 73
Bảng 3.14. Chuỗi sự kiện khi nguồn ở trạm – “Auto-Restore ON”................................................... 74
Bảng 3.15. Chuỗi sự kiện khi mất nguồn ở trạm – “Auto-Restore OFF” .......................................... 75
Bảng 3.16. Thời gian tác động BV rơle của MR2 và TR ................................................................... 75
Bảng 3.17. Chuỗi sự kiện ngắn mạch tại điểm N6 – “Auto-Restore ON” ......................................... 77
Bảng 3.18. Chuỗi sự khi ngắn mạch tại điểm N6 – “Auto-Restore OFF” ........................................ 78
Bảng 3.19. Thời gian tác động BV rơle của FR2 và MR2 ................................................................. 79
Bảng 3.20. Chuỗi sự kiện ngắn mạch tại điểm N8 – “Auto-Restore ON” ......................................... 81
Bảng 3.21. Chuỗi sự kiện ngắn mạch tại điểm N8 – “Auto-Restore OFF ”....................................... 82
Bảng 3.23. Chuỗi sự kiện khi sự cố trên phân đoạn giữa CB2 và FR2 – “Auto Restore ON” .......... 84
Bảng 3.24. Chuỗi sự kiện khi sự cố trên phân đoạn giữa CB2 và FR2 – “Auto Restore OFF”......... 85

4


MỞ ĐẦU
1. Đặt vấn đề
Lưới điện trung áp là cầu nối quan trọng trong hệ thống cung cấp điện. Chính vì
vậy cấu trúc, chế độ vận hành, các thiết bị bảo vệ trên lưới và mức độ tự động hoá
của lưới điện trung áp có ảnh hưởng rất lớn đến các chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật và
chất lượng điện năng cung ứng cho các hộ dùng điện. Một trong các yếu tố có
nhiều ảnh hưởng tới chất lượng điện năng của các hộ dùng điện đó là vấn đề bảo
vệ chống sự cố, khôi phục cấp điện sau sự cố để giảm thời gian mất điện. Tự động
hoá trên lưới điện trung áp là giải pháp để giảm thiểu thời gian mất điện của các

phụ tải.
Hiện nay trên lưới điện phân phối, việc phân đoạn tìm điểm sự cố còn thực hiện
thủ công. Khi có sự cố trên đường dây máy cắt đầu nguồn cắt, nhân viên quản lý
vận hành bắt đầu đi cắt các thiết bị phân đoạn từ xa đến gần để xác định và cách ly
phân đoạn bị sự cố. Đối với lưới mạch vòng, sau khi cách ly phân đoạn bị sự cố
mới tiến hành xem xét đóng các thiết bị phân đoạn để cung cấp điện cho các phân
đoạn không bị sự cố. Thời gian để xử lý cách ly sự cố theo quy trình này thường
phụ thuộc rất nhiều vào trình độ xử lý sự cố của điều độ viên cũng như thời gian
triển khai lực lượng đi thao tác tại các thiết bị phân đoạn, khoảng cách và địa hình
giữa điểm trực thao tác và các thiết bị cần phân vùng sự cố.
Việc nâng cao độ tin cậy của lưới điện phân phối là một yêu cầu cấp thiết nhằm
phục vụ cho việc phát triển kinh tế - xã hội. Có nhiều phương pháp nâng cao độ tin
cậy của lưới điện phân phối như: SCADA, Loop Automation.
Hệ thống SCADA (Supervisory Ccontrol and Data Acquisition) được sử
dụng để giám sát và điều khiển toàn bộ quá trình vận hành trong lưới điện trung áp.
Việc thực hiện đưa SCADA vào lưới điện phân phối không chỉ nâng cao độ tin cây
cấp điện mà còn mang lại nhiều lợi ích như: nâng cao chất lượng điện năng, nâng
cao hiệu quả quản lý, giảm nhân lực…Tuy nhiên hệ thống SCADA đòi hỏi vốn
đầu tư lớn nên rất khó thực hiện trong điều kiện kinh tế nước ta hiện nay. Trên
thực tế khi cân nhắc giữa vốn đầu tư/các lợi ích thu được/mức độ đáp yêu cầu chất
5


lượng điện năng cho khách hàng thì ở nước ta cũng chưa sử dụng SCADA trong
lưới điện phân phối.
Một giải pháp phù hợp với điều kiện kinh tế-xã hội của chúng ta hiện nay
hơn SCADA là áp dụng mạch vòng tự động “Loop Automation - LA” để nâng cao
độ tin cậy cấp điện. LA có thể giải quyết vấn đề quan trong nhất trong lưới điện
phân phối của chúng ta hiện nay, đó là nâng cao độ tin cậy cấp điện. Vốn đầu tư để
sử dụng LA trong lưới điện cũng không quá cao và có thể đầu tư cho lưới điện có

nhiều phụ tải, công suất phụ tải lớn, yêu cầu độ tin cậy cấp điện cao.
Xuất phát từ thực tế nói trên, trong nội dung luận văn này sẽ trình bày giải pháp
nâng cao độ tin cậy cấp điện bằng LA. Đưa ra giải pháp áp dụng LA cho lưới điện
phân phối 22kV Gia lâm, thiết kế chi tiết mạch vòng tự động cho đường dây không
472-475.E15.
1. Mục đích chọn đề tài
Nghiên cứu ứng dụng hệ thống thiết bị tự động hóa lưới điện phân phối nhằm mục
đích thay thế cách xử lý truyền thống nêu trên, nhằm giảm thời gian mất điện
khách hàng, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện. Áp dụng các kết quả nghiên cứu để
tự động hóa lưới điện phân phối.
2. Bố cục của luận văn
Luận văn được trình bày trong 3 chương, phần mở đầu, phần kết luận.
Chương 1: Gồm có 3 nội dung được trình bày. Một là đưa ra đánh giá tổng quan
lý do cần tự động hóa LĐPP. Hai là nhìn nhận về thực trạng chung lưới điện phân
phối Việt Nam hiện nay. Đây cũng là những lý do thúc đẩy thực hiện tự động hóa
lưới điện phân phối. Cuối cùng tìm hiểu một số thiết bị đóng cắt thông dụng trong
lưới điện phân phối hiện nay.
Chương 2: Tìm hiểu về logic mạch vòng tự động LA được thiết lập cho các bộ
Recoser. Nguyên lý “logic mạch vòng” tự động điều khiển hoạt động các máy cắt
tự đóng lại. Các bước thiết lập LA cho một lưới điện.
Chương 3: Áp dụng logic mạch vòng tự động vào lưới điện Gia Lâm. Thiết kế chi
tiết sơ đồ mạch vòng tự động cho đường dây 472-475.E15.
6


CHƯƠNG 1

TỔNG QUAN
1.1.


ĐỘNG LỰC THỰC THÚC ĐẨY TỰ ĐỘNG HÓA LƯỚI PHÂN PHỐI

1.1.1. Các lợi ích từ việc tự động hóa lưới điện phân phối
Tự động hóa trong lưới điện phân phối (LĐPP) có thể được quan tâm ở các mức độ
khác nhau và không phổ biến, do hạn chế của tỷ số lợi nhuận/chi phí trong quá
khứ. Việc kế thừa kiến thức quản lý khiến người ta không cần đến một phương
pháp hiệu quả hơn để vận hành LĐPP, cũng không cần đầu tư thêm. Tuy nhiên
điều này đang dần thay đổi, do việc áp dụng công nghệ mới trong vận LĐPP ở một
số nơi đã mang lại hiệu quả trông thấy. Lợi ích đã được chứng minh khi tự động
hóa các trạm biến áp, trạm phân phối, bây giờ được mở rộng trên LĐPP. Các công
ty điện lực thực hiện tự động hóa trong phân phối điện năng đang nhận được nhiều
lợi ích ở nhiều mặt như: cải thiện độ tin cậy, nâng cao hiệu quả quản lý vận hành,
làm tăng tuổi thọ của các thiết bị:
Chi phí vận hành và bảo dưỡng được giảm: Các thông tin chung trong toàn
lưới điện được quản lý một cách hiệu bằng hệ thống quản lý phân phối (DSM). Tại
các trạm và đường dây phân phối, việc xác định nhanh vùng sự cố đã giảm thời
gian định vị sự cố. Tự động hóa LĐPP có thể làm giảm tổn thất bằng cách thường
xuyên thay đổi từ xa các tiếp điểm thường mở và điều khiển điện áp.
Giám sát tình trạng của các phần tử trong hệ thống qua việc truy cập dữ liệu thời
gian thực kết hợp với hệ thống quản lý thiết bị. Điều này cho phép việc bảo dưỡng
được thực hiện trước một bước để đảm bảo tình trạng làm việc tốt và độ tin cậy
cao. Việc ngừng cấp điện do bảo dưỡng có thể lên kế hoạch một cách tối ưu đảm
bảo lợi ích người tiêu dùng.
Nâng cao độ tin cậy: Độ tin cậy là một tiêu chí về chất lượng điện năng. Nó
thường được xem xét riêng rẽ bởi thống kê về gián đoạn cung cấp điện, thời gian
mất điện được coi là thước đo đánh giá độ tin cậy. Các thiết bị đóng/cắt có thể điều
khiển từ xa từ trong phòng điều khiển đã khiến việc quản lý ngừng cấp điện tốt
hơn, giảm cả thời gian và tần xuất ngừng cấp điện. Yêu cầu từ phía khách hàng và
áp lực từ những quy định (hoặc là trực tiếp hoặc là gián tiếp) đòi hỏi cần thiết phải
1



cải thiện độ tin cậy của LĐPP. Tự động hóa LĐPP là cách tốt nhất giảm thời gian
ngừng cấp điện. Thực tế tự động hóa giúp chúng ta giảm thiểu thời gian mất điện
do sự cố, giảm 20-30% thời gian ngừng cấp điện bằng cách bảo dưỡng tốt các
đường dây cấp điện trong 1 năm, giảm số lần ngừng cấp điện
Nâng cao chất lượng điện năng: Ngoài chỉ tiêu về độ tin cậy chất lượng điện
năng còn bao gồm các chỉ tiêu về điều chỉnh điện áp, sự không đối xứng pha, sự
lên xuống của điện áp, song hài…
Những chỉ tiêu này ngày càng được xem xét, yêu cầu cao do sự tăng lên của tải là
các thiết bị điện tử (thiết bị điện tử muốn làm việc tốt cần phải có chất lượng điện
năng cao). Trong tự động hóa LĐPP, người ta ngày càng dùng nhiều thiết bị ghi
dao động (của dòng, áp…) trong các thiết bị thông minh, điều này cho phép giám
sát chặt chẽ chất lượng điện. Hệ thống tự động hóa LĐPP còn cho phép kiểm soát
điều chỉnh động điện áp thông qua điều khiển từ xa các tụ điện và các máy điều
chỉnh điện áp.
Phục vụ khách hàng kiểu mới: Hệ thống tự động hóa LĐPP thực hiện việc
đọc đồng hồ đo điện năng từ xa, cho phép công ty bán điện có thể cung cấp cho
người dùng điện bảng giá linh động hơn, có thể kiểm soát việc sử dụng điện. Việc
kiểm soát với đối tượng người sử dụng (đươc xem là lớp kiểm soát mức thấp nhất)
nên phối hợp chặt chẽ với hệ thống thông tin khách hàng ở cấp quản lý cao nhất để
có hiệu quả tốt hơn. [10]

1.1.2. Sự phát triển của các thiết bị tự động hóa trong lưới điện phân phối

Sự phát triển của khoa học kỹ thuật cho ra đời nhiều thiết bị điện mới với những
tính năng thông minh hơn, hoạt động tin cậy hiệu quả hơn. Giá thành của các thiết
bị này ngày càng có nhiều khách hàng có thể tiếp cận và chấp nhận.
Trong hệ thống tự động hóa LĐPP các thiết bị đóng/cắt dập hồ quang bằng
chân không hoặc khí SF6 có nhiều tính năng vượt trội, thời gian cắt ngắn mạch nhỏ

(thời gian trung bình toàn bộ chu trình khoảng 60ms), đảm bảo tốc độ tác động
nhanh và tin cậy với số chu trình thao tác lớn. Ngoài ra hiện nay các thiết bị này
ngày nay còn có thể được tích hợp thêm các bộ phận điện tử, phần mềm điều khiển
khiển thông minh và linh hoạt trong việc thay đổi chế độ làm việc.

2


Nhiều thiết bị tự động, điều khiển thông minh xuất hiện cho chúng ta nhiều giải
pháp công nghệ trong tự động hóa LĐPP như: SCADA, Loop Automation …
1.2. THỰC TRẠNG LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI VIỆT NAM
1.2.1 Đặc điểm của lưới điện phân phối

Việt Nam các cấp điện áp trung áp là 6, 10, 15, 22 và 35kV. Lưới 6kV là lưới điện
tồn tại lâu đời nhất ở Việt Nam (từ thời Pháp) và được phát triển chủ yếu ở miền
Bắc cùng với một số địa phương của miền Nam. Sự phát triển của lưới điện này
trong thời kỳ chiến tranh chống Mỹ gần như không theo quy hoạch và có tính chắp
vá, đối phó nên lưới điện không được đồng bộ, sự phát triển nhanh chóng về phụ
tải và sự già cỗi của lưới điện này đã khiến nó trở thành lạc hậu, không đáp ứng
được yêu cầu truyền tải năng lượng phục vụ việc công nghiệp hoá, hiện đại hoá
của đất nước.
Lưới điện 10kV bắt đầu xuất hiện ở Việt Nam vào thập niên 70 của thế kỷ 20 dưới
sự trợ giúp của Liên Xô cũ với mục đích thay thế dần cấp điện áp 6kV, nhất là ở
các thành phố lớn. Sự phát triển lưới điện bắt đầu thực hiện theo quy hoạch nên
chất lượng lưới điện có tốt hơn 6kV. Tuy nhiên quy hoạch lập ra vào đầu thập niên
80 đã không tính được các biến cố lớn về chính trị trên thế giới và sự phát triển
nhanh chóng về kinh tế của Việt Nam như hiện nay cho nên ngay từ các năm đầu
thập niên 90 nó đã có các biểu hiện không khả thi cho sự phát triển của lưới điện
trong tương lai, khiến cho các nhà khoa học phải nghiên cứu đề ra quy hoạch và
định hướng mới cho sự phát triển lưới điện trung áp. Trong khi lưới 6kV, 10kV

chủ yếu dùng để phân phối điện cho các phụ tải, cấp điện cho các trạm biến áp
phân phối, lưới điện 35kV dùng cho cả mục đích cấp điện cho các MBA phân phối
ở những vùng có bán kính cấp điện rộng như lưới điện nông nghiệp chẳng hạn và
đồng thời cũng dùng để tải điện cấp cho các trạm trung gian 35/6kV và 35/10kV
được xây dựng ở các khu vực xa trạm 110kV. Kết cấu lưới 35kV chủ yếu là đường
dây trên không, lượng điện năng chuyên tải lớn, thậm chí ở một số khu vực lưới
35kV đóng vai trò cấp nguồn chủ đạo, do vậy lưới điện 35kV đã được đầu tư sửa
chữa, cải tạo thường xuyên cho nên chất lượng lưới điện tuy vẫn chưa hoàn toàn
tốt nhưng vẫn có thể chấp nhận để vận hành tiếp trong một thời kỳ quá độ dài hạn
nếu được tiếp tục đầu tư cải tạo nâng cao chất lượng lưới điện lên thêm nữa.
3


Li in 15kV c dựng nhiu min Nam v min Trung vi quy trỡnh vn
hnh, bo dng thit b theo mụ hỡnh v tiờu chun ca M. Li in thng
c b trớ theo s 4 dõy (cú kộo dõy trung tớnh v ni t lp li). Cng ging
nh li in 35kV, li in 15kV trong nhng nm qua ó c u t sa
cha, ci to nờn cht lng li in cú th chp nhn vn hnh tip trong mt
thi k quỏ di hn trong tng lai.
Li in 22kV bt u xut hin vo nm 1994 sau khi B Nng Lng cú quyt
nh l cp in ỏp 22kV s l cp in ỏp chớnh thc cho li phõn phi ca Vit
Nam v s l li cú trung tớnh trc tip ni t. Tuy nhiờn cú hay khụng kộo dõy
trung tớnh cng cha cú quy nh thng nht gia cỏc vựng lónh th, trong mt s
khu vc cng ó thớ im ỏp dng cỏc bin phỏp ni t khỏc nh qua in tr nh
(Hu) hoc qua MBA to trung tớnh.
Tu theo mt ph ti, vo yờu cu v tin cy cung cp in, vo trỡnh
qun lý, vo kh nng kinh t, k thut ca mi nc m li trung ỏp (li phõn
phi) cú th cú cỏc cu trỳc, s khỏc nhau. Cú th chia thnh cỏc loi nh sau:
- Li phõn phi hỡnh tia: Phõn on, khụng phõn on
- Li phõn phi kớn vn hnh h.

1. Li phõn phi hỡnh tia
a. Li phõn phi hỡnh tia khụng phõn on

Li hỡnh tia cú c im n gin, r tin nhng tin cy kộm, khụng ỏp ng
c nhu cu ca ph ti in. i vi li phõn phi ny, hng húc bt k ch
no cng gõy mt in ton LPP. Khi ngng in cụng tỏc bo dng nh k cng
vy, ton b li cú th coi nh mt phn t. Thi gian mt in trung bỡnh ca
mt ph ti tng i ln.
đd trục chính
thanh cái máy cắt
TBA nguồn đầu nguồn

đd rẽ nhánh

phụ tải

phụ tải

phụ tải

phụ tải

phụ tải

Hỡnh 1.1. Li phõn phi hỡnh tia khụng phõn on
4


b. Li phõn phi hỡnh tia cú phõn on


nõng cao tin cy, LPP hỡnh tia c chia thnh nhiu phõn on vi cỏc thit
b úng ct. Chỳng cú th l dao cỏch ly hoc mỏy ct.
Trong trng hp phõn on bng dao cỏch ly, nu xy ra s c mt phõn on
no ú, mỏy ct u ngun s ct, tm thi ct ton b LPP. Dao cỏch ly phõn
on c ct ra, cụ lp phn t b s c vi ngun. Sau ú ngun c úng li.
Tip tc cp in cho cỏc phõn on nm trc phõn on s c v phớa ngun.
đd trục chính
thanh cái máy cắt
TBA nguồn đầu nguồn

đd rẽ nhánh

phụ tải

phụ tải

dao
cách ly

phụ tải

phụ tải

phụ tải

Hỡnh 1.2. Li phõn phi hỡnh tia cú phõn on

Nh vy, khi xy ra s c phõn on no ú thỡ ph ti ca phõn on s c v
cỏc phõn on c cp in thụng qua phõn on s c (tc l nm sau nú tớnh t
ngun) s b mt in trong sut thi gian sa cha phõn on s c. Cũn ph ti

ca cỏc phõn on nm trc phõn on s c v phớa ngun thỡ ch b mt in
trong thi gian thao tỏc cụ lp phn t s c. Trong trng hp phõn on bng
mỏy ct, khi mt phn t b s c, mỏy ct phõn on u phn t b s c s ct
v cụ lp phn t s c.
1. Li phõn phi kớn vn hnh h

LPP kớn vn hnh h bao gm nhiu ngun v nhiu ng dõy phõn on to
thnh li kớn. Khi vn hnh, mt s dao hoc mỏy ct phõn on c ct ra
to thnh li h. Khi mt on li ngng cp in thỡ ch ph ti on li ú
mt in, cũn cỏc on khỏc ch tm ngng cp in trong thi gian ngn thao
tỏc, sau ú li c cp in bỡnh thng (nu kh nng ti ca li ). LPP kớn
vn hnh h cú tin cy c nõng cao rt nhiu, c bit l khi thao tỏc cỏc thit
b úng ct c iu khin t xa hoc t ng.

5


®d trôc chÝnh
dao
c¸ch ly

m¸y c¾t
®Çu nguån
thanh c¸i
TBA nguån

phô t¶i

phô t¶i
®d trôc chÝnh


m¸y c¾t
®Çu nguån

dao phô t¶i
c¸ch ly

phô t¶i

dao
c¸ch ly

®d rÏ nh¸nh

phô t¶i

phô t¶i

phô t¶i

phô t¶i

phô t¶i

Hình 1.3. Lưới kín vận hành hở được cấp điện từ một nguồn
thanh c¸i
TBA nguån 1

®d trôc chÝnh
dao

c¸ch ly

m¸y c¾t
®Çu nguån 1

phô t¶i
thanh c¸i
TBA nguån 2

phô t¶i
®d trôc chÝnh

m¸y c¾t
®Çu nguån 2

dao phô t¶i
c¸ch ly

phô t¶i

dao
c¸ch ly

®d rÏ nh¸nh

phô t¶i

phô t¶i

phô t¶i


phô t¶i

phô t¶i

Hình 1.4. Lưới kín vận hành hở được cấp nguồn từ 2 khác nhau

LPP kín vận hành hở có độ tin cậy được nâng cao rất nhiều, đặc biệt là khi thao tác
các thiết bị đóng cắt được điều khiển từ xa hoặc tự động.
Trong hệ thống phân phối điện, để có thể chọn được phương án đóng cắt, bắt buộc
phải sử dụng hệ thống đo lường và điều khiển tự động, trong đó máy tính điện tử
có thể tự chọn phương thức vận hành sau sự cố nhờ các thông số đo lường tức thời
ở các điểm quan sát trên lưới.
Đối với LPP cáp ngầm: Sự cố xảy ra ở cáp ngầm đòi hỏi thời gian sửa chữa lâu.
Do vậy lưới cáp ngầm có cấu trúc liên thông từ trạm này đến trạm kia. Khi một
đoạn cáp nào đó bị hỏng thì không xảy ra mất điện lâu dài, các trạm phân phối
được cấp điện trở lại sau khi thao tác đổi nối.
6


1.2.2. Các vấn đề trong vận hành lưới điện phân phối

Hiện nay trong lưới điện phân phối của nước ta nói chung thì vận hành chủ yếu là
theo phương thức thủ công. Nên việc phân đoạn định vị điểm sự cố còn thực hiện
thủ công. Khi có sự cố trên đường dây máy cắt đầu nguồn cắt, nhân viên quản lý
vận hành bắt đầu đi cắt các thiết bị phân đoạn từ xa đến gần để xác định và cách ly
phân đoạn bị sự cố. Đối với lưới mạch vòng, sau khi cách ly phân đoạn bị sự cố
mới tiến hành xem xét đóng các thiết bị phân đoạn để cung cấp điện cho các phân
đoạn không bị sự cố. Thời gian để xử lý cách ly sự cố theo quy trình này thường
phụ thuộc rất nhiều vào trình độ xử lý sự cố của điều độ viên cũng như thời gian

triển khai lực lượng đi thao tác tại các thiết bị phân đoạn. Ngoài ra còn phụ thuộc
vào khoảng cách và địa hình giữa điểm trực thao tác và các thiết bị phân vùng sự
cố. Vì thế mà khi xảy ra sự cố thì thời gian mất điện kéo dài để khắc phục sự cố.
Điều này ảnh hưởng nghiêm trọng đến chất lượng điện năng cung cấp cho khách
hàng của các công ty điện lực.
Do vận hành thủ công nên cần đội ngũ nhân viên vận hành đông đảo làm tăng chi
phí quản lý vận hành. Vì vậy mà hiệu quả vận hành lưới điện phân phối rất thấp.
Do yêu cầu chất lượng điện năng ngày càng cao từ phía khách hàng nên những
nhược điểm của phương thức vận hành cũ đã ảnh hưởng trực tiếp đến lợi nhuận
của các công ty điện lực. Do đó họ nhận thấy cần phải tiến hành tiếp cận, áp dụng
các phương thức quản lý vận hành hiện đại cho LĐPP để nâng cao hiệu hoạt
động. [6]

1.3.

MỘT SỐ THIẾT BỊ ĐÓNG CẮT ĐANG SỬ DỤNG TRÊN LƯỚI

TRUNG ÁP VIỆT NAM
1.3.1. Máy cắt

Hiện nay trong lưới điện phân phối nước ta máy cắt hầu như chỉ được lắp đặt tại
các biến áp trung gian 110/35/22kV hoặc các trạm cắt 22kV, 35kV. Các máy cắt có
thể là hợp bộ hoặc máy cắt ngoài trời. Máy cắt thường được sử dụng kết hợp với
bảo vệ rơle. Chủng loại máy cắt rất đa dạng như: máy cắt bằng dầu, máy cắt chân
không, máy cắt khí SF6…Tuy nhiên xu thế hiện nay chúng ta chủ yếu dùng máy
cắt khí SF6 và máy cắt chân không nhờ những ưu điểm của chúng.

7



Các máy cắt điện tốc độ cao hiện đại có thời gian thao tác từ 20 đến 60ms (từ 1 đến
3 chu kì). Máy cắt thông thường cũng có thời gian thao tác cũng không quá 100ms
(khoảng 5 chu kì) ở tần số 50Hz.
a. Máy cắt khí SF6

Khí SF6 có tính cách điện và khả năng dập hồ quang rất tốt. So với nitơ (hiệu ứng
dập hồ quang của máy cắt khí nén dựa vào khí này), độ dẫn nhiệt ở độ cao (3.000
đến 10.000oK) nhưng nhiệt độ gia tăng trong hồ quang thì thấp hơn nhiều. Vì thế
độ giảm nhiệt hướng tâm nhanh hơn, bán kính hồ quang nhỏ hơn như vậy hằng số
thời gian phóng hồ quang gần trị số không của dòng điện nhỏ hơn rất nhiều. Đối
với khí SF6 hằng số này chỉ bằng khoảng 1/100 so với khi nitơ. Vì thế độ bền điện
môi phục hồi nhanh hơn sau khi dòng điện ngừng. Mặt khác, dưới 30000K độ dẫn
nhiệt của SF6 vựơt xa của nitơ nên dễ dàng phát tán nhiệt.
b. Máy cắt chân không

Trong máy cắt chân không hồ quang bị dập tắt theo cách hoàn toàn khác hẳn so với
trong chất khí. Vì thế ở đây sẽ miêu tả chi tiết hơn về nguyên lý dập hồ quang.
Bộ phận đóng cắt của máy cắt chân không là buồng cắt chân không. Buồng này
gồm có buồng hồ quang, đặt giữa hai sứ cách điện. Các chốt đầu cực nối các tiếp
điểm với các đầu cực bên ngoài. Một tiếp điểm được gắn vào vỏ, tiếp điểm kia di
động được. Các màng xếp kim loại giúp cho tiếp điểm di động được và đấu nối kín
khí với vỏ buồng cắt. Khoảng di chuyển của tiếp điểm chỉ dài vài milimet. Áp suất
bên trong buồng cắt chân không dưới 10-7bar. Máy cắt chân không không có môi
chất dập hồ quang. Các đặc tính của vật liệu làm tiếp điểm và hình dạng tiếp điểm
quyết định đặc điểm đóng cắt và công suất đóng cắt.
Sau khi tiếp điểm rời nhau hồ quang sinh ra làm cho vật liệu làm tiếp điểm bốc ion
lên từ bề mặt tiếp điểm. Do đó dòng điện hồ quang chạy qua một plasma hơi kim
loại cho đến điểm không của dòng tiếp theo. Gần điểm không dòng hồ quang bị
dập tắt, hơi kim loại mất tính dẫn điện.
Trong vài micro giây do sự kết hợp lại của các ion mang điện tích, khe hở tiếp

điểm bị khử ion và độ bền điện môi phục hồi rất nhanh. Hơi kim loại ngưng tụ lại
trên bề mặt tiếp điểm, chỉ có một phần rất nhỏ ngưng tụ trên thành buồng hồ
8


quang. Thành buồng hồ quang có chức năng chặn hơi để ngăn ngừa sự ngưng tụ
của hơi kim loại trên cách điện.
Hồ quang ngắn, khe hở tiếp xúc nhỏ điều này làm cho tiếp điểm có tuổi thọ vận
hành dài vượt xa so với các nguyên lý dập hồ quang khác. Đây là lý do chính làm
cho máy cắt chân không ngày nay trở thành máy cắt có nhu cầu bảo dưỡng ít nhất,
chu kỳ bảo dưỡng dài và chi phí bảo dưỡng thấp.
Tuy nhiên trong vài chức năng đóng cắt đặc biệt do khả năng dập hồ quang tốt,
máy cắt chân không có khuynh hướng làm phát sinh quá áp, do hậu quả của nhiều
lần phát cháy lại nhưng có thể kiểm soát các quá áp này bằng các bộ phận bảo vệ
như dụ bộ phận hạn chế xung.
Vì máy cắt chân không hiện đại có khả năng dập hồ quang cân bằng nhất đối với
tất cả các chức năng đóng cắt nên loại máy cắt này đã trở thành máy cắt được lắp
đặt rộng rãi nhất. Hiện nay máy cắt chân không chiếm hơn 50% thị phần của máy
cắt trung áp trên thị trường thế giới.
1.3.2 Cầu chì tự rơi (FCO)

Là thiết bị bảo vệ quá dòng điện đơn giản nhất, được sử dụng phổ biến trong lưới
điện phân phối. Chức năng của cầu chì là loại trừ các hiện tượng quá dòng điện do
quá tải hoăc ngắn mạch, bảo vệ cho. Dùng để bảo vệ cho các máy biến áp công
suất dưới 3200KVA, cho các đường dây rẽ nhánh cụt và tạo ra khoảng cách an
toàn trông thấy. Cầu chì tự rơi được thiết kế cho mạng phân phối có điện áp 22kV
thường được gắn trên trụ đường dây trên không. FCO có thể thay thế từng phần
hay toàn bộ dây chì sau khi dây chì bị đứt. Dây chì được chế tạo từ thiếc, bạc hay
hợp kim để cho ra đặc tính chảy có thời gian. Dây chảy của FCO được chế tạo theo
một tiêu chuẩn nhất định, theo đặc tính dây chảy ta có các loại dây chảy thông

dụng sau:
- Dây chảy loại N: loại này cho phép tải liên tục 100% dòng điện định mức của
nó và sẽ chảy ở ít nhất 230% dòng điện định mức của nó trong khoảng thời gian 5
phút.
- Dây chảy loại K và loại T: tương ứng với loại dây chảy nhanh và chảy chậm.
Sự khác nhau giữa chúng là thời gian nóng chảy chì tương đối được đánh giá bằng
tỷ số tốc độ nóng chảy. Tỷ số tốc độ nóng chảy của dây chảy là tỷ số của dòng điện
9


làm cho dây chì chảy ở 0,1s và dòng điện làm cho dây chì chảy ở 300s hay 600s,
giá trị 300s ứng với dây chảy có dòng điện định mức đến 100A và 600s ứng với
dây chảy có dòng điện định mức lớn hớn 100A. Dây chảy loại K có tỷ số tốc độ là
6/8 và dây chảy loại T là 10/13 [2].

FCO có thể làm việc như cầu chì bảo vệ và như một dao cách ly thao tác được, cho
phép người vận hành mở mạch bằng tay. Khi cắt dòng điện tải lớn, FCO được chế
tạo bộ phận cơ đặc biệt để phân tán hồ quang tạo ra lúc ngắn mạch. Nhiều dạng
FCO được thiết kế ống giữ dây chì tự rơi khi dây chì nóng chảy ngắt mạch điều
này rất tiện cho việc quan sát vị trí, trạng thái của cầu chì và đảm bảo an toàn cho
người vận hành và sửa chữa.
1.3.3. Cầu dao phụ tải LBS (Load Breaker Switch/Sectionaliser)

LBS là thiết bị đóng cắt hiện đại được đặt ngay trên cột. Toàn bộ thiết bị LBS được
nằm trong một thùng kín làm bằng thép chống gỉ bảo vệ lâu dài. Có cách điện bằng
khí SF6. Khả năng đóng cắt được nâng cao nhờ buồng dập hồ quang sử dụng khí
SF6.

Hình 1.5. LBS đặt trên cột


LBS không có khả năng cắt dòng điện ngắn mạch nên khi làm việc thường phải kết
hợp với Recloser phía đầu nguồn của nó. LBS được trang bị Logic tự động phân
đoạn. Logic tự động phân đoạn sẽ mở vận hành LBS trong suốt thời gian chết của
Rcloser phía đầu nguồn của LBS khi mà Rcloser này đã thực hiện tác động và
đóng thử một số lần và khóa tự đóng lại do sự cố duy trì. Đặc tính phân đoạn tự
10


động có thể được kích hoạt để LBS làm việc tự động hoặc được khóa để chỉ cho
phép vận hành bằng tay.
1.3.4. Máy cắt tự đóng lại Recloser

Recloser là thiết bị phân đoạn tự động thông minh, có khả năng tự động đóng lại
và có thể được điều khiển từ xa một cách tối ưu. Recloser là một loại thiết bị trọn
bộ gồm máy cắt và mạch điều khiển. Hệ thống điều khiển điện tử được đặt trong
một tủ điện riêng bằng thép không gỉ, có khả năng chống va đập từ môi trường bên
ngoài.
Khi Recloser phát hiện ra sự cố thì bảo vệ sẽ tác động Recloser mở ra. Sau đó hệ
thống điều khiển sẽ tác động Recloser đóng lại. Nếu sự cố thoáng qua thì phụ tải
lại được cấp điện. Nếu sự cố duy trì thì bảo vệ lại tác đông Recloser mở ra và sẽ
tực hiện tự đóng lại một một số lần đã được định trước rồi mở ra trước khi khóa
chức năng tự đóng lại để cách ly sự cố. Thường sẽ để cho Recloser thực hiện tự
đóng lại khoảng 2 đến 3 lần rồi mới khóa tự đóng lại.
Để có thể nhận biết, phân biệt các loại sự cố thì bản thân Recloser có máy biến
dòng và máy biến điện áp bằng tụ điện. Tín hiệu dòng áp sẽ được đưa đến bộ biến
đổi tín hiệu tương tự thành tín hiệu số, sau đó tín hiệu số được đưa vào bộ vi xử lý
để xử lý tín hiệu để xác định chính xác sự cố và đưa ra các quyêt định điều khiển
thích hợp. Với sự tiến bộ của kỹ thuật điện tử vi xử lý và công nghệ vật liệu mới,
các Recloser có thể kết hợp rất nhiều chức năng bảo vệ, kèm theo đó là các đặc
tính hỗ trợ đắc lực cho các chức năng bảo vệ nhằm đáp ứng một cách cơ động và

nhanh chóng cho các yêu cầu của hệ thống điện.
Modun chính của hệ thống điều khiển điện tử trong Recloser là modun điều khiển
và bảo vệ (CAPM). Modun này hoạt động nhờ bộ vi xử lý có những chức năng
sau:
- Lấy mẫu tín hiệu dòng từ máy biến dòng (CT), tính toán dòng điện pha và dòng
rò chạm đất. Tất cả thực hiện ở tốc độ cao.
- Lấy mẫu tín hiệu điện áp từ máy biến điện áp, tính toán điện áp. Thực hiện ở tốc
độ cao.
- Sử dụng các thuật toán để dò tìm sự cố.
- Điều khiển động cơ một chiều tác đóng/cắt Recloser.
11


- Thay đổi từ nguồn phụ sang dùng Acqui nếu nguồn phụ quá yếu. Không tác động
khi Acqui đã cạn kiệt.
- Cho phép giám sát, điều khiển vận hành từ xa, vận hành thông qua các kênh giao
tiếp.

Hình 1.6. Sơ đồ khối hệ thống điều khiển của Recloser

- Tính toán công suất biểu kiến, công suất tác dụng, công suất phản kháng.
(Hình ảnh về Recloser cho phụ lục 1)
1. Một số đặc tính làm việc của Recloser.
Đặc tính bảo vệ: Rơle bảo vệ trong Recloser là rơle quá dòng điện có thể dùng

cho bảo vệ quá dòng cắt nhanh hoặc bảo vệ quá có thời gian. Bảo vệ quá dòng có
thời gian có thể dùng đặc tính độc lập hoặc phụ thuộc. Các đặc tuyến phụ thuộc có
dạng đặc tuyến dốc chuẩn, đặc tuyến rất dốc và đặc tuyến cực dốc. Phối hợp đặc
tuyến phụ thuộc với đặc tính cắt nhanh sẽ đưa đến thuận lợi hơn trong việc phối
hợp chọn lọc.

Đặc tính cắt nhanh: Khi dòng sự cố có giá trị lớn, đặc tính cắt nhanh sẽ mở rộng

phạm vi phối hợp của Recloser với thiết bị phía nguồn. Khi dòng sự cố vượt quá trị
số dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào đó, gọi là bội số cắt nhanh (bội số này có thể
điều chỉnh được), thì đặc tính cắt sẽ cho phép mạch điều khiển bỏ qua đặc tính tác
động phụ thuộc I-t thông thường và lập tức cắt Recloser với thời gian gần bằng 0.

12


Ta có thể cài đặt chương trình chế độ cắt nhanh ở bất cứ lần tác động nào trong
chuỗi tác động của Recloser
Đặc tính khoá tức thời: Cho phép Recloser với thiết bị phía nguồn. Khi dòng sự

cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào giảm số lần tác động của nó để tránh
bị hư hỏng khi dòng sự cố quá cao mà Recloser với thiết bị phía nguồn.
Khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào vẫn đóng lại nhiều lần.
Chế độ khoá tức thời sẽ tác động mở và khoá máy cắt khi dòng sự cố vượt quá
dòng cắt bé nhất của Recloser với thiết bị phía nguồn. Khi dòng sự cố vượt quá
dòng cắt nhỏ nhất một bội số nào một hệ số nhân, ta có thể đặt ở chế độ này để
Recloser với thiết bị phía nguồn. Khi dòng sự cố vượt quá dòng cắt nhỏ nhất một
bội số nào khoá bảo vệ sau lần cắt thứ 1, 2 hay 3.
2. Phối hợp Recloser làm việc với các thiết bị đóng cắt khác

Recloser là loại thiết bị được sử dụng để hạn chế việc ngừng cung cấp điện khi có
ngắn mạch thoáng qua. Khi đặt Recloser trong mạng điện cần lưu ý việc phối hợp
làm việc của Recloser với các bảo vệ trước cũng như sau nó. Để áp dụng thích hợp
Recloser trên một hệ thống phân phối, cần phải lưu ý các nguyên tắc cơ bản sau:
- Thiết bị bảo vệ dưới (xa nguồn) phải cắt một sự cố thoáng qua hay kéo dài trước
khi thiết bị phía nguồn tác động hay khoá hẳn.

- Việc cắt dòng sự cố kéo dài phải được tính toán cẩn thận sao cho hạn chế vùng
mất điện tới mức tối thiểu.
Những nguyên tắc này cần được xem xét khi lựa chọn các đặc tuyến và các chuỗi
tác động của cả thiết bị đầu nguồn cũng như thiết bị bảo vệ đặt tại phụ tải.
a. Phối hợp Recloser và cầu chì.

Phối hợp Recloser và cầu chì bằng phương pháp dựa trên các đặc tính I-t đã được
điều chỉnh theo hệ số đặt. Cầu chì phía nguồn bảo vệ cho MBA sẽ là phần tử cơ
bản trong việc chọn đặc tuyến của Recloser. Sau khi dung lượng và đặc tuyến của
Recloser đã được chọn để phối hợp với cầu chì đầu nguồn thì cầu chì phụ tải mới
được chọn để phối hợp với Recloser.

13


Phối hợp Recloser và cầu chì phía nguồn:

Bố trí cầu chì phía nguồn bảo vệ MBA và phối hợp với Recloser. Recloser phải
được chọn để phối hợp với cầu chì phía nguồn sao cho cầu chì sẽ không nóng chảy
với bất cứ sự cố nào trong vùng bảo vệ của Recloser. Ảnh hưởng nhiệt tích luỹ
trong quá trình làm việc của Recloser phải nhỏ hơn đường cong đặc tính chảy của
cầu chì. Trong thực tế tính toán phối hợp, để thoả mãn điều kiện này người ta dùng
hệ số chuyển đổi với đường cong I-t của Recloser để xác định điểm nguy hiểm của
cầu chì và đảm bảo rằng đường cong I-t của Recloser phải nằm dưới đường cong
nóng chảy nhỏ nhất của cầu chì phía nguồn.
Ngoài ra vì Recloser và cầu chì phía nguồn được đặt ở hai cấp điện áp khác nhau,
do đó việc so sánh đặc tuyến I-t của cầu chì và Recloser đòi hỏi rằng: Hoặc cầu
chì hoặc Recloser phải dịch chuyển đặc tuyến của nó theo phương ngang (trục
dòng điện) một đoạn tỷ lệ với tỷ số biến áp N. Thông thường do kích cỡ của cầu
chì đã được xác định bởi công suất của MBA, người ta thường dịch chuyền đặc

tuyến I-t của cầu chì. Sau đó so sánh đặc tuyến đã dịch chuyển này với đặc tuyến
của Recloser, từ đó mới chọn Recloser thích hợp.
Phối hợp Recloser với cầu chì phía tải:

Cầu chì đặt ở phía sau Recloser, việc đặt cầu chì bảo vệ phải đảm bảo sao cho phát
huy tác dụng của Recloser trong việc liên tục cung cấp điện, nghĩa là cầu chì không
được đứt khi có sự cố thoáng qua trong vùng bảo vệ của Recloser. Recloser phải
tác động trước khi dòng sự cố vượt quá giới hạn cho phép chảy của kim loại cầu
chì.
Khi có sự cố kéo dài phía tải, cầu chì phải cắt trước lần cắt cuối cùng của Recloser.
Nghĩa là cầu chì sẽ đứt ngay khi Recloser đóng lại lần cuối cùng trước khi bảo vệ
mở Recloser. Để thực hiện được điều kiện trên, việc phối hợp giữa Recloser và cầu
chì phải thoả mãn các quy tắc sau:
Với tất cả các giá trị của dòng sự cố có thể có trong vùng bảo vệ của cầu chì,
thời gian cắt lớn nhất của cầu chì không được lớn hơn thời gian cắt có thời gian
của Recloser (cầu chì phải được cắt trước khi Recloser khoá bảo vệ.
Với tất cả giá trị dòng sự cố có thể có tại chỗ đặt cầu chì, thời gian chảy nhỏ
nhất của cầu chì phải lớn hơn thời gian cắt nhanh của Recloser một hệ số đặt
14


tcmin (chì) > K.t1(Recloser). Trong đó hệ số đặt K được chọn tuỳ thuộc vào số lần và thời
gian đóng lại của Recloser. Ngoài ra, độ lớn của K còn bị giới hạn bởi khả năng
chịu nhiệt của cầu chì.
b. Phối hợp Recloser với Recloser

Việc phối hợp Recloser với Recloser một cách cơ bản được thực hiện bằng việc
lựa chọn các cuộn cắt có giá trị định mức khác nhau đối với Recloser thuỷ lực, hay
giá trị dòng cắt bé nhất khác nhau đối với Recloser điện tử. Để đàm bảo một điều
là khi sự cố xuất hiện thì Recloser nào gần sự cố nhất sẽ tác động cắt ra. Sự lựa

chọn phối hợp được xác định sau khi nghiên cứu các đặc tính I-t của Recloser. Nếu
các Recloser có đặc tính thời gian giống nhau thì đặc tính I-t của chúng không
những giống nhau mà còn gần như song song.
Một số lưu ý quan trọng khi phối hợp Recloser với Recloser là thời gian giữa các
đặc tuyến của hai Recloser (∆t). Các loại Recloser khác nhau đòi hỏi những thời
gian tác động bé nhất khác nhau giữa các đặc tuyến để ngăn cản tác động đồng
thời.
c. Phối hợp Recloser với bảo vệ rơle

Cũng tương tự như phối hợp với các thiết bị bảo vệ khác, khi phối hợp Recloser
với rơle bảo vệ quá dòng khi ta phải biết rõ những đặc tính của rơ le bảo vệ quá
dòng.
Rơ le tĩnh có đặc điểm là thời gian trở về của nó rất nhanh, do đó thời gian luỹ tích
của rơle khi Recloser đóng lại nhiều lần có giá trị không đáng kể. Vì vậy việc phối
hợp giữa Recloser với rơ le tĩnh đặt ở đầu nguồn tương đối đơn giản. Chỉ cần đặt
chọn đặc tính của Recloser nằm dưới đặc tính của rơ le bảo vệ và bảo đảm khoảng
cách an toàn giữa hai đặc tính để bảo đảm trong mọi trường hợp Recloser sẽ tác
động trước rơ le bảo vệ.
Không như rơle tĩnh, rơle điện cơ có nhiều đặc điểm cần được xem xét khi phối
hợp với thiết bị phía sau nó. Rơle điện cơ tác động cũng như trở về có quán tính
thời gian, do đó khi phối hợp Recloser với rơle điện cơ, ta phải lưu ý cộng tất cả
các khoảng thời gian tích luỹ sai số cho rơ le khi Recloser tác động nhiều lần.

15


d. Phối hợp Recloser với cầu dao phụ tải LBS
Khi chưa có hệ thống SCADA: Áp dụng các nguyên tắc phối hợp các recloser để

tự động cô lập phân đoạn bị sự cố và tái lập trạng thái lưới điện sau sự cố, và

nguyên tắc phối hợp đếm dòng xung đóng cắt giữa recloser và dao cắt có tải cho
lưới điện phân phối gồm 2 nguồn cung cấp từ các trạm biến áp 1 và 2 (hình 1.7).
Trình tự phối hợp giữa các recloser và dao cắt có tải tự động cô lập phân đoạn sự
cố và tái cấu trúc lại lưới điện sau sự cố cụ thể như sau:
Lưới điện đang làm việc bình thường, các Recloser và dao cắt có tải phân đoạn
trên tuyến ở trạng thái đóng, trừ Recloser liên lạc TR ở trạng thái cắt. Khi có sự cố
giữa dao cắt có tải S1 và S2. Đầu tiên Recloser FR cắt ra, các dao cắt có tải S1, S2,
S3 đếm một xung đóng cắt. Recloser FR đóng lại lần 1, nếu thành công hệ thống
khôi phục tình trạng cấp điện như ban đầu. Nếu không thành công, recloser FR cắt
ra lần 2, các dao cắt có tải S1, S2, S3 đếm hai xung đóng cắt.

Hình 1.7. Sơ đồ phối hợp phân đoạn sự cố giữa recloser và LBS

Dao cắt có tải S3 mở ra sau khi đếm 2 xung đóng cắt. Recloser FR đóng lại lần
2, nếu thành công chứng tỏ sự cố sau S3, giữa dao cắt có tải S3 và recloser MR.
TBA1 tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố. Nếu không thành công,
Recloser FR cắt ra lần 3, các dao cắt có tải S1, S2 đếm ba xung đóng cắt. Dao cắt
có tải S2 mở ra sau khi đếm 3 xung đóng cắt. Recloser FR đóng lại lần 3, nếu
thành công chứng tỏ sự cố sau S2, giữa dao cắt có tải S2 và S3. TBA 1 tiếp tục cấp
16


điện cho các phân đoạn không bị sự cố. Nếu không thành công, Recloser FR cắt ra
lần 4, dao cắt có tải S1 đếm bốn xung đóng cắt và dao cắt có tải S1 mở ra sau khi
đếm 4 xung đóng cắt. Recloser FR đóng lại lần 4, nếu thành công chứng tỏ sự cố
sau S1, giữa dao cắt có tải S1 và S2. TBA 1 tiếp tục cấp điện cho các phân đoạn
không bị sự cố. Recloser MR và TR chuyển nhóm bảo vệ để nhận điện từ TBA2,
sau đó Recloser TR đóng lại một lần cấp điện cho các phân đoạn không bị sự cố.
TBA2 cấp điện đến đầu dao cắt có tải S3. Nhân viên vận hành sẽ đóng lại dao cắt
có tải S3 cấp điện cho phân đoạn S2–S3 không bị sự cố. Sau khi khắc phục xong

sự cố, đóng lại dao cắt có tải S1 và S2, Recloser TR sẽ cắt khi nhận thấy công suất
qua nó giảm (khoảng 50%) hoặc hướng công suất qua nó ngược chiều. Recloser
MR sẽ khôi phục lại nhóm bảo vệ ban đầu, hệ thống tái lập lại trạng thái làm việc
bình thường của lưới điện.
Khi sử dụng các dao cắt có tải tự động làm thiết bị phân đoạn phối hợp với các
máy cắt hoặc Recloser; khi sự cố trên phân đoạn nào, các thiết bị phân đoạn sẽ tự
động đóng/cắt theo một chu trình định sẵn để cô lập phân đoạn bị sự cố. Do máy
cắt, Recloser thường chỉ được thiết kế đóng lập lại tối đa 4 lần, do đó giữa 2 máy
cắt, Recloser chỉ nên lắp đặt tối đa 3 dao cắt có tải tự động được phối hợp làm việc
theo nguyên tắc trên.
Khi bị mất điện, các hộ sử dụng điện báo cho đơn vị quản lý vận hành. Căn cứ
vào khu vực mất điện do sự cố, đơn vị quản lý vận hành sẽ cử nhân viên đến kiểm
tra, sửa chữa nhanh chóng khôi phục lại phương thức cấp điện bình thường của hệ
thống. Đối với lưới mạch vòng hoặc các phân đoạn được cấp điện từ nhiều nguồn,
các phân đoạn không bị sự cố sau Recloser sẽ được cấp điện từ các phân đoạn khác
theo nguyên tắc phối hợp giữa các Recloser phân đoạn.
Các phân đoạn nhỏ giữa 2 Recloser phân đoạn bị sự cố, nhân viên sửa chữa của
đơn vị quản lý vận hành căn cứ vào số lần đóng lại của Recloser xác định chính
xác phân đoạn bị sự cố và cô lập phân đoạn này, đề xuất phương thức cấp điện cho
các phân đoạn không bị sự cố trong thời gian sớm nhất, trong khi chưa khắc phục
được điểm sự cố. Như ví dụ trên đóng lại dao cắt có tải S3 để cấp điện lại cho phân
đoạn S2-S3 trước khi khắc phục sự cố giữa phân đoạn S1-S2. Khi sự cố gần máy
cắt hoặc các Recloser phân đoạn, máy cắt hoặc recloser phải đóng lập lại đến 4 lần
mới cô lập được điểm sự cố, thời gian cô lập vùng bị sự cố lâu. Máy cắt hoặc
17