Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut i
lời cảm ơn Em xin chân thành cảm ơn TSKH. Trần Hoài Linh
TSKH. Trần Hoài LinhTSKH. Trần Hoài Linh
TSKH. Trần Hoài Linh

Ngời thầy giáo mẫu mực, tâm huyết với nghề, với sự nghiệp phát
triển giáo dục cũng nh công nghiệp của đất nớc. Em xin gửi đến thầy lời cảm ơn với lòng kính trọng và biết ơn của em.

Học trò
Hồ Long Phi
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut ii

Học trò
Hồ Long Phi
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut iii Lời cam đoan

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi.
Các số liệu và kết quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và cha đợc

Hồ Long Phi
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut iv
Danh mục các hình vẽ

Hình 1.1. Đồ thị tăng trởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại
Hình 2.1(a). Lới hình tia không phân đoạn
Hình 2.1(b). Lới hình tia phân đoạn
Hình 3.1. Buồng cắt chân không
Hình 3.2. Recloser 3 pha OVR 15 38 kV
Hình 3.3. Recloser 27kV - VR 3S
Hình 3.4. Hợp bộ Recloser của hng Nuclec
Hình 3.5. Khối điều khiển và bảo vệ của Recloser 27kV- VR 3S
Hình 3.6. Tủ điều khiển và bảo vệ của Recloser OVR 15 38 kV
Hình 3.7. Thiết bị DAS treo trên cột của NULEC
Hình 3.8. Các thiết bị cơ bản của hệ thống DAS ở giai đoạn 1
Hình 3.9. Nguyên lý cấu tạo của hợp bộ DPĐTĐ
Hình 3.10. Sơ đồ phối hợp thời gian cài đặt của FDR
Hình 3.11. Nguyên tắc hoạt động ở lới điện hình tia
Hình 3.12. Nguyên tắc tác động ở lới điện có nguồn ở hai phía
Hình 3.13. Giản đồ thời gian tác động với 2 nguồn cung cấp
Hình 3.14. Cấu hình hệ thống DAS giai đoạn 2

Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut vi
mục lục

Lời cam đoan.
.iii

phầnmở đầu. 6

1. Đặt vấn đề 6
2. Lý do lựa chọn đề tài 6

3. Đối tợng và phạm vi nghiên cứu 7

4. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu 7

5. Nội dung luận văn 8

Chơng 1: Hiện trạng lới điện phân phối trung áp 8

1.1. Quá trình phát triển của lới điện phân phối trung áp.8

1.2. lịch sử phát triển và những tồn tại của lới điện phân phối trung áp 8

1.3. Xu thế phát triển của lới phân phói trung áp .8

Chơng 2. Hiện trạng bảo vệ Rơle và tự động hoá lới
điện trung áp Nghệ An 18

2.4.3. Lới phân phối kín vận hành hở 32

Chơng 3. Giới thiệu về DAS (distribution automaTIon
system) và ứng dụng trong tự động hoá phân vùng sự cố
lới điện trung áp. 34

3.1. Giới thiệu chung về hệ thống DAS 34

3.1.1. Giai đoạn 1 34

3.1.2. Giai đoạn 2 34

Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut vii
3.1.3. Giai đoạn 3 34

3.2. Các thiết bị chính trong hệ thống DAS 35

3.2.1. Recloser .35

3.2.2. Các thiết bị chính theo từng giai đoạn 44

Chơng IV: ứng dụng công nghệ DAS cho lới phân phối
khu công nghiệp Bắc Vinh tỉnh nghệ an 59

4.1. Không phân đoạn: 60

4.2. Phân đoạn dùng dao cách ly thông thờng 61

4.3. Phân đoạn dùng Recloser 67


2. Lý do lựa chọn đề tài
Hiện nay, ở hầu hết các nớc có nền kinh tế phát triển, vấn đề chất lợng
điện năng không chỉ thể hiện ở các chỉ tiêu điện áp, tần số, suất sự cố mà còn một
chỉ tiêu rất quan trọng đó là tổng số giờ mất điện bình quân của khách hàng trong
một năm. Đối với lới điện phân phối trung áp Việt Nam hiện nay, khi có sự cố
vĩnh cửu thì toàn bộ phụ tải trên tuyến sự cố sẽ bị mất điện sau khi máy cắt đầu
nguồn tự đóng lại không thành công. Nhiều phụ tải ngoài vùng sự cố sẽ bị ngừng
cung cấp điện một cách không cần thiết. Nếu trên tuyến có các Dao cách ly (DCL)
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 7
phân đoạn, việc phân vùng sự cố sẽ đợc thực hiện thủ công làm kéo dài thời gian
mất điện của khách hàng.
Mục tiêu của đề tài nhằm nghiên cứu ứng dụng công nghệ DAS vào lới điện
phân phối trung áp là cô lập nhanh và chính xác điểm sự cố để cấp điện lại cho các
khu vực góp phần giảm thiểu thời gian và phạm vi mất điện của khách hàng.

3. Đối tợng và phạm vi nghiên cứu
Đối tợng nghiên cứu của đề tài là tìm hiểu khả năng áp dụng một số thành
tựu mới trong lĩnh vực bảo vệ rơle tự động hoá, lĩnh vực thông tin liên lạc để cải
thiện chất lợng vận hành lới điện phân phối trung áp Việt Nam. Phạm vi nghiên
cứu gồm các phần: tự động hoá phân vùng sự cố lới điện trung áp 35 - 23 - 15 - 10
- 6 kV có dạng hình tia và mạch vòng kín vận hành hở. Đây là nội dung nghiên cứu
trọng tâm của đề tài.
4. Mục tiêu và nhiệm vụ nghiên cứu
Đề tài đi sâu vào việc nghiên cứu so sánh lựa chọn công nghệ, thiết bị và đa
ra giải pháp bảo vệ và tự động hoá phù hợp với đặc điểm của lới điện phân phối
trung áp Việt Nam. Do đó đề tài đặt ra các mục tiêu và nhiệm vụ chính sau đây:
1. Tự động phân vùng sự cố lới phân phối: Nghiên cứu đặc điểm sự cố lới phân
phối và hiện trạng tự động hoá lới phân phối trung áp Việt Nam. Lựa chọn và đề
xuất giải pháp tự động phân vùng sự cố lới phân phối DAS phù hợp với lới điện
phân phối hiện có. Phân tích đặc tính làm việc của các thiết bị tham gia hệ thống

4.2. Tính toán với trờng hợp phân đoạn bằng dao cách ly thờng (DCL)
Trường ðại học Nông nghiệp Hà Nội – Luận văn thạc sỹ kỹ thuật ………………………………………………… 9
4.3. TÝnh to¸n víi tr−êng hîp ph©n ®o¹n b»ng Reclose
4.4. TÝnh to¸n víi tr−êng hîp ph©n ®o¹n b»ng DAS
Ch−¬ng 5: KÕt luËn vµ ®Ò xuÊt


6675
6932
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Công suất lắp đặt Phụ tải cực đại

Hình 1.1. Đồ thị tăng trởng công suất lắp đạt và phụ tải cực đại
Các nguồn điện trong hệ thống điện Việt Nam gồm có: Thuỷ điện, Nhiệt điện
than, Nhiệt điện dầu, Tua bin khí, Diezel và Thuỷ điện nhỏ với công suất và sản
lợng điện năng nh trong bảng 1.1 tính đến năm 2005. MW

Năm

Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 11
Bảng 1.1. Các nguồn điện trong Hệ thống điện Việt Nam
STT

Loại nguồn Công suất lắp đặt (MW)

Tỷ lệ %
1 Thuỷ điện 4165 36%

nhanh chóng và hiện đ bao phủ 61 tỉnh của cả nớc. Khối lợng thống kê lới
truyền tải cho ở bảng 1.3.
Bảng 1.3. Khối lợng lới truyền tải
Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2005 của EVN
Lới điện 500kV, 220kV và một số đờng dây 110kV quan trọng khác do
bốn công ty truyền tải điện 1, 2, 3, 4 quản lý vận hành, hầu hết lới 110kV do các
công ty điện lực tự quản lý trên địa bàn của mình.
1.1.3. Lới điện phân phối trung áp
*. Đặc điểm chung của lới phân phối trung áp
Lới phân phối gồm lới phân phối trung áp và lới phân phối hạ áp. Lới
phân phối trung áp có điện áp từ 6 - 35kV, lấy điện từ các trạm trung gian rồi cấp
cho các trạm phân phối trung hạ áp. Lới phân phối hạ áp có cấp điện áp 380/220V
Năm 1990 Năm 1995 Năm 2001 Năm 2005
Hạng
mục

Đờng
dây,
km
Trạm,
MVA

Đờng
dây,
km
Trạm,
MVA

Đờng
dây,


7703 11004

9820 14998
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 13
hoặc 220/110V cấp điện trực tiếp cho các hộ tiêu thụ điện. Trong đề tài chỉ khảo sát
đến lới điện phân phối trung áp.
Lợng điện năng bị mất chủ yếu do sự cố và ngừng điện kế hoạch của lới
phân phối. Lợng vốn đầu t cho lới phân phối là khá lớn: Vốn cho lới phân phối
và truyền tải thờng là 50% tổng vốn đầu t cho hệ thống điện. Tỷ lệ tổn thất điện
năng trên lới chiếm tỷ lệ lớn khoảng 40 - 50% tổn thất toàn hệ thống. Lới phân
phối gần với ngời tiêu dùng điện nên vấn đề an toàn điện rất quan trọng.
*. Phân loại lới phân phối trung áp
+ Theo đối tợng và địa bàn phục vụ gồm có:
- Lới phân phối thành phố
- Lới phân phối nông thôn
- Lới phân phối xí nghiệp
+ Theo không gian cấu trúc gồm:
- Lới phân phối trên không
- Lới phân phối cáp ngầm
+ Theo cấu trúc lới:
- Lới phân phối hình tia phân đoạn và không phân đoạn
- Lới phân phối kín vận hành hở
- Hệ thống phân phối điện
Lới hình tia phân đoạn và không phân đoạn còn đợc xếp vào loại "cấu trúc
tĩnh", là cấu trúc không thể thay đổi sơ đồ vận hành. Khi cần bảo dỡng hay bị sự
cố thì toàn bộ hay một phần lới phân phối phải ngừng cung cấp điện. Lới kín vận
hành hở còn đợc gọi là "cấu trúc động không hoàn toàn" do có thể thay đổi đợc
sơ đồ vận hành.
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 14

thấp.
* Đặc điểm lới điện phân phối Việt Nam trớc kia và hiện nay mang tính
phân miền rất rõ rệt.
+ Đặc trng chủ yếu của hệ thống lới phân phối miền Bắc là cấu trúc mạng
phân phối 6 - 10kV với hệ thống ba pha ba dây có trung tính không nối đất trực
tiếp, không phổ biến mạng phân phối một pha.
+ Đặc trng của hệ thống phân phối ở miền Nam là sử dụng nhiều cấp điện
áp 15kV với hệ thống 3 pha 4 dây có trung tính nối đất trực tiếp.
+ Tại miền Trung phát triển mạng phân phối mang cả hai đặc điểm của miền
Bắc và miền Nam.
* Tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối khác nhau đ gây nhiều hậu
quả phiền phức, khó khăn trong thiết kế, quản lý và cũng nh tiêu chuẩn hoá và sản
xuất cung cấp thiết bị. Đồng thời nhiều cấp điện áp cũng làm giảm khả năng liên
kết giữa các tuyến đờng dây nên trong hệ thống phân phối còn tồn tại nhiều mạng
hình tia, độ tin cậy thấp.
1.3. Xu thế phát triển của lới phân phối trung áp
Để khắc phục tình trạng tồn tại nhiều cấp điện áp phân phối nh hiện nay, Bộ
Năng Lợng (nay là Bộ Công nghiệp) đ ra quyết định số 1867NL/KHKT ngày
12/9/1994 về việc sử dụng cấp điện áp phân phối 22kV thống nhất trên toàn quốc.
Các cấp điện áp (6, 10, 15, 35kV) hiện nay sẽ có kế hoạch chuyển sang một cấp
điện áp 22kV ở các khu vực thành thị, đồng bằng trung du và cấp điện áp 35kV ở
miền núi. Trong năm 2005 toàn bộ lới 6kV đợc cải tạo sang 22kV mà trớc tiên
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 16
thực hiện tại các thành phố lớn nh: Hà Nội, Hải Phòng, Vinh, Đà Nẵng, Nha
Trang, Thành phố Hồ Chí Minh Giai đoạn 2006 - 2010 sẽ tiếp tục cải tạo hệ thống
10, 15, 35 sang 22kV.
Kinh nghiệm của một số nớc cho thấy, để đảm bảo cung cấp điện an toàn
tin cậy việc phát triển giữa nguồn và lới cần đợc cân đối theo tỷ lệ
50 - 50, giữa lới truyền tải và phân phối là 30 - 70 hoặc 40 - 60.
Ngoài ra, trong các giai đoạn phát triển tiếp theo, việc vận hành kinh tế hệ

20223

2312

4108

1876

2674

1306

Đờng dây hạ áp
(km)
30664

42768

14743

8969

7198

1570

2961

326
Trạm biến áp


Mô tả 2004 2005 2006
1 Đờng dây trung áp (km) 83 653 98 692 115 308
2 Đờng dây hạ áp (km) 70 686 85 980 109 199
3 Trạm biến áp trung gian (MVA) 2 676 3 523 3 663
4 Trạm biến áp phân phối (MVA) 21 428 21 807 24 941

Theo kế hoạch phát triển từ nay đến năm 2010, lới điện phân phối sẽ đợc
xây dựng thêm 282714km đờng dây trung và hạ áp, tăng 183% so với khối lợng
hiện nay và 19010 MVA công suất máy biến áp phân phối, tăng 78,9% so với hiện
nay.
Nguồn: Báo cáo tổng kết năm 2006 của EVN
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 18
Chơng 2. Hiện trạng bảo vệ Rơle và tự động hoá lới
điện trung áp Nghệ An.
2.1. Các thiết bị đóng cắt chủ yếu đang đợc sử dụng trong lới trung áp Nghệ
An
Việc quyết định sử dụng các thiết bị tự động cần phải xem xét từ nhiều khía
cạnh của hệ thống cung cấp điện, phải phối hợp, thỏa hiệp nhiều mặt nh: chọn sơ
đồ nối dây, chọn thiết bị, hình thức bảo vệ, trình độ vận hành và khai thác thiết bị tự
động v.v với chi phí đầu t tơng ứng.

điện áp và và tổn thất công suất, có thể thực hiện dễ dàng không cần phải ngừng
điện đầu nguồn, độ tin cậy cung cấp điện và ổn định hệ thống điện rất cao.
Tuy nhiên, mô hình dùng máy cắt điều khiển từ xa cha thể áp dụng vào lới
điện phân phối Nghệ An tại thời điểm này khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa
còn cha đợc đáp ứng rộng ri trong lời điện phân phối, việc lắp đặt một máy cắt
và hệ thống thông tin điều khiển ngoài trời là cha khả thi và không kinh tế so với
hiệu quả thu đợc.
Trong tơng lai, với yêu cầu tự động hóa nâng cao độ tin cậy và ổn định lới
điện phân phối, khi hệ thống thông tin điều khiển từ xa phát triển hoàn thiện hơn thì
việc lắp đặt máy cắt hoặc các thiết bị có khả năng điều khiển từ xa và khả năng
đóng cắt có tải là một xu hớng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, đảm bảo sự
liên tục cung cấp điện và ổn định hệ thống điện.
2.1.2. Dao cách ly (DCL)
Là loại thiết bị dùng là thiết bị phân đoạn phổ biến nhất hiện nay và giá thành
rẻ và phụ hợp với thực trạng lới điện phân phối Nghệ An. Dao cách ly là thiết bị
đóng cắt làm nhiệm vụ tạo khoảng cách an toàn thấy đợc để công tác trên hệ thống
điện. Dao cách ly chỉ đóng, cắt khi không tải hoặc các dòng tải nhỏ không đáng kể
(nh dòng dung các thanh cái hoặc biến áp) hoặc các dòng điện lớn hơn khi không
có điện áp đáng kể xuất hiện giữa các đầu cực dao cách ly.
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 20
2.1.3. Dao cách ly tự động (DCLTĐ)
DCLTĐ khác với DCL thờng ở chỗ có thể điều khiển từ xa, khi xảy ra sự cố
bằng thao tác đóng cắt từ xa có thể xác định và cách ly phân đoạn sự cố, u điểm
này của DCLTĐ là giảm thời gian tìm kiếm, xác định sự cố và thời gian gián đoạn
cung cấp điện.
Tuy nhiên do không đóng cắt có tải đợc nên khi chuyển tải, tái cấu hình lới
để cải thiện các thông số vận hành phải cắt nguồn cung cấp, gây ra tình trạng mất
điện không cần thiết, làm giảm độ tin cậy và ổn định của hệ thống điện. Trong lới
điện phân phối trung áp của Nghệ An DCLTĐ cha đợc sử dụng rộng ri.
2.1.4. Dao cắt có tải (DCT)

chuỗi sứ khi quá điện áp khí quyển, dây dẫn tiếp xúc với nhau khi đung đa hoặc
gió to, đờng dây và thanh góp bị ngắn mạch bởi những vật dẫn điện khác nhau,
đờng dây và MBA do các thiết bị cắt ra do không có tính chọn lọc v.v Vì vậy
TĐL có xác suất thành công cao, đợc sử dụng hiệu quả đối với các lới phân phối
trên không.
Với việc sử dụng TĐL các sự cố thoáng qua sẽ đợc khôi phục cung cấp điện
trong thời gian tối thiểu, do đó thiệt hại kinh tế do ngừng cung cấp điện đợc giảm
đáng kể. Ngoài ra TĐL còn tăng độ ổn định và độ tin cậy của hệ thống điện, việc
lắp đặt, thao tác và vận hành TĐL tơng đối dễ dàng nên đợc sử dụng rộng ri trên
lới phân phối trung áp trên không của Nghệ An.
2.1.6. Tự động đóng nguồn dự phòng (TĐD)
Một trong những biện pháp để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện là đặt các
phần tử dự phòng trong hệ thống cung cấp điện. Để đa các phần tử dự phòng vào
làm việc nhanh chóng và an toàn, ta thờng đặt các thiết bị tự động đóng dự phòng.
Trong các trờng hợp này khi nguồn làm việc bị cắt ra thì thiết bị TĐD sẽ đóng
nguồn cung cấp dự phòng, TĐD hoặc các thiết bị dự phòng đợc sử dụng trong
trờng hợp thiệt hại do gián đoạn cung cấp điện cao hơn tiền thiết bị TĐD.
Trng i hc Nụng nghip H Ni Lun vn thc s k thut 22
TĐD của các nguồn cung cấp và đờng dây, máy biến áp, máy phát, thanh
góp, các phân đoạn và hệ thống thanh cái, động cơ điện thờng xảy ra sau khi có
bất kỳ dạng bảo vệ nào tác động hay máy cắt điện tự cắt ra. Thời gian đóng dự
phòng thờng đợc chỉnh định trong khoảng 0,5 - 1,5s. Nếu chỉnh định thời gian
lớn hơn nữa thì thì các động cơ tự khởi động lại sẽ gặp nhiều khó khăn.
Tuy nhiên việc tự động hóa lới điện phân phối trung áp cha cao nên TĐD
thờng chỉ dùng tại các trạm truyền tải để cung cấp cho các thiết bị điều khiển,
chiếu sáng v.v Ngoài ra TĐD đợc lắp đặt để đóng nguồn dự phòng cho các
thanh cái tại các trạm biến áp khi máy biến áp hoặc một trong các lộ đờng dây cấp
tới cho máy biến áp bị mất điện. TĐD sẽ tự động đóng nguồn từ các máy biến áp
còn lại.
Đối với lới phân phối trung áp, TĐD hiện nay chỉ có thể lắp đặt tại đầu

- Bảo vệ quá dòng có thời gian 51.
- Bảo vệ quá dòng có hớng 67.
- Bảo vệ chạm đất có hớng độ nhạy cao 67Ns
- Bảo vệ chống sự cố máy cắt 50BF.
- Bảo vệ kém áp/Bảo vệ quá áp 27/59.
- Rơle tự đóng lại 79.
- Rơle tần số 81.
Hiện nay các bảo vệ, khoảng cách, so lệch đờng dây .v.v. cha đợc sử dụng
rộng ri trong lới điện phân phối trung áp của Nghệ An.

Trích đoạn Các thiết bị chính theo từng giai đoạn

---