Xác định vị trí sự cố trong hệ thống phân phối hình tia

Nội dung text: Xác định vị trí sự cố trong hệ thống phân phối hình tia

1. XÁC ĐỊNH VỊ TRÍ SỰ CỐ TRONG HỆ THỐNG PHÂN PHỐI HÌNH TIA Quyền Huy Ánh(1), Lê Thị Thùy Trang(2) Khoa Điện – Điện Tử, Trường Đại Học Sư Phạm Kỹ Thuật Thành Phố Hồ Chí Minh tranglektd85@gmail.com Tóm tắt– Xác định nhanh chóng và chính xác vị trí sự cố trong các hệ thống phân phối là vấn đề luôn được quan tâm. Nó là một nhiệm vụ đầy thách thức do tính chất phức tạp của nó như có nhiều phân nhánh rẽ, các đường dây không đối xứng, vận hành không cân bằng, và thời gian tải khác nhau. Đã có nhiều phương pháp xác định vị trí sự cố được đề xuất. Các phương pháp này có nhược điểm là sai số lớn (khoảng 5%), hay cần nhiều thiết bị thu thập số liệu đo. Bài báo đề xuất phương pháp phân tích sóng quá độ (TW) trong miền phương thức sử dụng phép biến đổi Clark để xác định vị trí sự cố trong mạng phân phối.Phương pháp này chỉ yêu cầu sử dụng một thiết bị ghi dạng sóng đặt tại trạm biến áp. Phân tích dạng sóng quá độ sau khi xuất hiện sự cố trong miền thời gian cho phép phân loại sự cố (3 pha, 2 pha, 2 pha chạm nhau chạm đất, 1 pha chạm đất).Các mô phỏng được thực hiện bằng cách sử dụng phần mềm MATLAB. Kết quả mô phỏng của các loại sự cố trên hệ thống phân phối điển hình chứng minh hiệu quả cao và độ chính xác của phương pháp được đề xuất Abstract - Specify quickly and accurately the short circuit location in the distribution system is the problem always was interested. It is a challenging task due to the complex nature of it as there are many ramifications turn, asymmetrical lines, unbalanced operation, and different loading time. There have been many methods to locate the short circuit location are proposed. The drawback of these methods are the large error (approximately 5%), or to multiple devices to collect data to measure. This article thesis proposes (TW) transient wave analysis method in the domain, based on the Clark transformation to specify the short circuit location in distribution networks. This method only requires the use of a waveform recording device located at the substation. Analysis of transient waveforms after the incident occurs in the time domain allows sorting the short circuits (3-phase, 2-phase, 2-phase touching to ground, phase to ground). The simulations are carried out using processed by MATLAB software. Simulation results of various types of faults on a typical distribution system demonstrate high efficiency and accuracy of the proposed method. I. GIỚI THIỆU Mạng điện phân phối có tầm quan trọng rất lớn về độ tin cậy trong vấn đề cung cấp điện.Đặc điểm của mạng phân phối là trải trên một diện tích rộng, nhiều nhánh và cấp điện trực tiếp cho các trạm biến áp phân phối. Việc phát hiện nhanh chóng vị trí sự cố sẽ tạo điều kiện sớm cô lập hay sửa chữa, khắc phục sự cố và tái lập cấp điện. Tuy nhiên, đây là nhiệm vụ đầy thách thức do tính chất phức tạp của mạng phân phối như: có nhiều phân nhánh, đường dây không đối xứng, vận hành lưới không cân bằng, thời gian cắt tải khác nhau.Trong bài báo này, trình bày phương pháp phân tích sóng trong miền phương thức để xác định vị trí sự cố trong mạng phân phối. Trong phương pháp này sử dụng biến đổi Clark, các tín hiệu điện áp sự cố thì được chuyển đổi từ miền pha sang miền phương thức. Sau đó, bằng cách phân tích phổ tần số của điện áp trên không (V1) và điện áp đất (V0) để xác định cả hai thành phần chính và phụ thuộc.Để xác nhận tính chính xác của phương pháp đề xuất, một hệ thống phân phối mẫu với một số vùng và một số phân đoạn được mô phỏng theo phần mềm MATLAB. Kết quả thu được cho thấy độ chính xác và sự chính xác của phương pháp được đề xuất trong việc xác định vùng sự cố và vị trí sự cố. II. Thuật toán xác định vị trí sự cố đối xứng trong mạng phân phối. Cho một mạng phân phối điển hình (Hình 2.1) bao gồm: phát tuyến chính và các phát tuyến rẽ với các chiều dài khác nhau. Các tín hiệu điện áp 3 pha chỉ được ghi tại trạm máy 1
2. biến áp (điểm đo).Hình 2.2trình bày phổ tần số của tín hiệu điện áp (V1), được tạo ra bởi mô phỏng sự cố trên 3 pha đối xứng trên phát tuyến chính, tại các khoảng cách 1, 3, 6 và 9km so với trạm. Tất cả các giá trị thành phần tần số của điện áp V1 trong Hình 2.2 được tạo ra bởi sự phản xạ của quá độ tần số cao giữa các vị trí sự cố và trạm biến áp (thành phần chính). Hình 2 chỉ ra rằng bằng cách tăng khoảng cách sự cố, tần số của các thành phần chính trong điện áp V1 giảm. Hình 3minh họa quan hệ giữa tần số thành phần chính (DMCF) của V1 theo khoảng cách, thu được từ mô phỏng các sự cố 3 pha với bước khoảng cách 1, 3, 6, và 9 km. Mô phỏng sự cố 3 pha tại các vị trí khác nhau tại các phát tuyến chính trong mạng phân phối điển hình ta thu được các giá trị như trong Bảng 1. Như vậy, bằng cách sử dụng cftool trong matlab tìm quan hệ L = f(DMCF) cơ sở dữ liệu trong Bảng 1, khoảng cách sự cố có thể được xác định. Cần lưu ý rằng để đạt được độ chính xác cao trong việc xác định vị trí sự cố, bước khoảng cách giữa các vị trí sự cố trong mô phỏng có thể được chọn nhỏ hơn khi cần thiết. Hình 2.1. Hệ thống phân phối hình tia (a) (b) (c) (d) Hình 2.2. Phổ tần số của điện áp trên không đầu tiên V1 tại trạm máy biến áp cho sự cố 3 pha phát tuyến chính tại các khoảng cách (a) 1, (b) 3, (c) 6 và (d) 9 km từ trạm Bảng 1. Giá trị phổ tần V1các vị trí của sự cố 3 pha trên trục chính. Khoảng cách L (km) DMC (Hz) 1 2057 2 1028 3 685 4 514 5 414 6 342 7 292 2
3. 8 257 9 228 Ngoài việc xác định vị trí của sự cố, vùng bị sự cố trong hệ thống phân phối cũng cần được xác định.Phân tích các sự cố khác nhau cho thấy rằng khi sự cố xảy ra trên nhánh rẽ, sẽ có một hoặc nhiều thành phần phụ thuộc thêm vào các thành phần chính.Như trình bày ở Hình 2.4, khi có sự cố xảy ra trên một nhánh rẽ, sự cố phát sinh sóng chuyển tiếp đi về phía trạm biến áp.Trong Hình 2.4 tất cả các thành phần của TW từ Rm1-Rm6 tập trung đến trạm biến áp, có thể tạo ra sóng phản xạ R1-R5 và gây ra các thành phần phụ thuộc trong phổ tần số của V1. Trong nghiên cứu này, các thành phần phụ thuộc đầu tiên được gọi là thành phần phụ thuộc chi phối (DSC). Hình 2.4. Sóngphản xạ Rmi và sóng lan truyền Ri Dựa trên các phân tích nêu trên, sự khác biệt giữa các tần số DSC và DMC của TW có thể được sử dụng để xác định vùng sự cố nhánh rẽ. Do đó, DF thì định nghĩa như sau: 퐹 = − 1 (2.1) Trong đó: DF là vùng sự cố; f1 là tần số của DMC; fa là tần số DSC, nếu nó tồn tại; nếu không fa được chọn là tần số của thứ hai thành phần chính. Để tìm ra vùng sự cố trên nhánh rẽ được mô phỏng trên nhánh 1-3 trong hệ thống phân phối Hình 2.4 và tính toán theo biểu thức (3.4) các giá trị được trình bày trong Bảng 2. Bảng 2. Giá trị vùng sự cố (DF) các nhánh của sự cố 3 pha. Vùng giá trị xác định sự cố nhánh TT nhánh DF (Hz) Nhánh 1 퐹 = 450 ÷ 490 Nhánh 2 퐹 = 400 ÷ 420 Nhánh 3 퐹 = 250 ÷ 300 DF có thể được sử dụng như một tiêu chí để xác định nhánh bị sự cố trong hệ thống phân phối. Vì vậy, thuật toán đề xuất để xác định vùng sự cố và tính toán khoảng cách từ điểm sự cố đến điểm đo trong trạm biến áp của hệ thống phân phối có thể được tóm tắt như sau:  Bước 1: Xác định DMC và DSC (nếu có) của TW trong V1 và DF được tính theo biểu thức (2.1);  Bước 2: Sử dụng cơ sở dữ liệu đã được tạo ra bao gồm các đường đặc tuyến tần số chứa DMCF và các giá trị DF tính toán cho từng nhánh;  Bước 3: Nhánh sự cố được xác định bằng cách so sánh giá trị DF khi xuất hiện sự cố với các giá trị DF liên quan đến các nhánh được xác định trong các bước trước;  Bước 4: Khoảng cách sự cố được tính toán dựa trên DMCF bằng cách sử dụng các đặc tuyến quan hệ giữa tần số và khoảng cách liên quan đến nhánh bị sự cố. Các kết quả nêu trên được trình bày trong trường hợp xuất hiện sự cố 3 pha. Tuy nhiên, kết quả mô phỏng cho thấy các thành phần tần số trong phổ tần số của V1 khi xuất hiện sự cố bất đối xứng tại các vị trí tương tự, giống hệt nhau. Vì vậy, cần có thuật toán thích hợp để xác định vị trí sự cố bất đối xứng trong mạng phân phối. III. Thuật toán xác định vị trí sự cố bất đối xứng trong mạng phân phối. Thuật toán đề xuất trong phần trước không thể áp dụng để định vị cho các sự cố SLG. Mặc dù nối đất của các máy biến áp được đặt ở bên phía thứ cấp của máy biến áp, nhưng do đấu nối tam giác của cuộn thứ cấp, biên độ dòng điện của các sự cố SLG giảm đáng kể so với 3
4. các loại sự cố khác. Vì vậy, biên độ của sự cố SLG tạo ra TW ít hơn đáng kể so với các loại sự cố khác và phân biệt các DMC và các DSC không thể được thực hiện một cách chính xác. Điện áp pha của sự cố đo được tại trạm cho cả 3 pha và các sự cố SLG tại khoảng cách 6 km trên phát tuyến chính của Hình 3.1 được trình bày ở Hình 3.6. Mô phỏng các sự cố SLG tại các điểm khác nhau cho thấy rằng phổ tần số của chế độ áp trên không đầu tiên (V1) và chế độ điện áp đất (V0) là như nhau, nhưng biên độ của thành phần tần số của V0 là cao hơn so với V1. Vì vậy, dưới đây sẽ sử dụng phổ tần số của điện áp đất (V0) để xác định vị trí các sự cố SLG. Hình 3.1. Điện áp 3 pha khi xuất hiện sự cố 3 pha (a) và sự cố một pha trên phát tuyến chính (b) ở khoảng cách 6km. Hình 3.2 trình bày phổ tần số của V1 và V0 cho sự cố SLG tại khoảng cách 6km trên phát tuyến chính. Hình 3.2. Phổ tần số của V1 và V0 trên phát tuyến chính ở khoảng cách 6 km Kết quả mô phỏng cho thấy phổ tần số của điện áp phương thức là giống hệt nhau cho những sự cố SLG trên các nhánh và phát tuyến chính. Cần lưu ý rằng lượng giảm tần số so với khoảng cách sự cố ngày càng tăng từ trạm biến áp vẫn là một thực tế có giá trị cho tất cả các nhánh của hệ thống phân phối, nhưng tỷ lệ giảm tần số cho những sự cố trên phát tuyến nhánh là nhanh hơn so với các sự cố trên phát tuyến chính. Vì vậy, sự khác biệt tần số (DF) trong phổ tần số của V0 cũng có thể được sử dụng như một tiêu chí để xác định các vùng sự cố. Dựa trên các tiêu chí đề ra, bằng cách tăng khoảng cách giữa các nhánh bị sự cố từ trạm biến áp, các giá trị DF sẽ giảm tương ứng cho các vị trí sự cố với các tần số tương tự DMC. Vì vậy, thuật toán đề xuất để xác định vùng bị sự cố và tính toán các khoảng cách sự cố SLG từ trạm biến áp được tóm tắt như sau:  Bước 1: Xác định các giá trị của DF từ các phổ tần số của V0 với các vị trí sự cố SLG khác nhau;  Bước 2: Sử dụng cơ sở dữ liệu được tạo ra, xây dựng các đặc tuyến tần số chứa tần số DMC của V0 với các nhánh;  Bước 3: Từ giá trị DF khi xuất hiện sự cố, nhánh sự cố được xác định khi sử dụng dữ liệu ở Bước 2;  Bước 4: Khoảng cách sự cố được tính toán dựa trên tần số DMC được xác định và các đặc tuyến quan hệ giữa tần số và khoảng cách sự cố liên quan. 4
5. Để đánh giá độ chính xác của hệ thống thuật toán đề xuất, hệ thống phân phối của Hình 2.1 được mô phỏng sử dụng phần mềm Matlab.Kiểu tham số tần số phụ thuộc được sử dụng để mô hình hóa các đường dây.Dây dẫn phát tuyến chính là Lynx và các nhánh là Mink. Hệ thống nghiên cứu được mô phỏng dưới nhiều loại hình sự cố với các đoạn dây khác nhau và kết quả được trình bày trong các phần dưới đây. 1. Kết quả mô phỏng sự cố một pha chạm đất trên trục chính Để khảo sát việc thực hiện các thuật toán đề xuất sự cố ngắn mạch 1 pha chạm đất trên trục chính xác định vị trí sự cố như sau: - Kết quả phân tích phổ tần ở vị trí 1km trình bày Hình 3.3 Hình 3.3.Phổ tần V0 dạng bar và dạng list. Bảng 3.1.Kết quả tính toán vị trí của sự cố ngắn mạch 1 pha chạm đất trên trục chính. Khoảng cách L (km) DMC (Hz) 1 1285 2 657 3 457 4 321 5 250 6 228 7 200 8 171 9 157 - Sử dụng kết quả Bảng 3.1 tìm quan hệ tuyến tính giữa L = f(DMCF) xác định vị 1286 1286 trí sự cố bằng chương trình cftool trong Matlab: = ; 퐿 = 퐿 - Kết quả phương pháp này cho thấy độ chình xác của phương pháp (≤ 0.9%). 2. Kết quả mô phỏng sự cố một pha và hai pha chạm đất trên trục nhánh Trong thuật toán đề xuất ngoài xác định vị trí sự cố trên trục chính và trục nhánh nó còn tính giá trị DF tìm ra vùng sự cố trên các nhánh rẽ hệ thống phân phối điển hình được tính toán tương tự trên trục chính. Bảng 3.2. Giá trị vùng sự cố DF các nhánh rẽ của sự cố 1 pha chạm đất. TT nhánh Giá trị vùng sự cố nhánhDF (Hz) Nhánh 1 퐹 = 120 ÷ 150 Nhánh 2 퐹 = 250 ÷ 321 Nhánh 3 퐹 = 200 ÷ 215 Bảng 3.3. Giá trị vùng sự cố DF các nhánh rẽ của sự cố 2 pha chạm đất. TT nhánh Giá trị vùng sự cố nhánhDF (Hz) Nhánh 1 퐹 = 86 ÷ 100 Nhánh 2 퐹 = 243 ÷ 250 Nhánh 3 퐹 = 171 ÷ 200 3. Kết quả mô phỏng sự cố 2 pha chạm nhau trên trục nhánh. Bảng 3.4. Giá trị vùng sự cố (DF) các nhánh của sự cố 2 pha chạm nhau. 5
6. TT nhánh Giá trị vùng sự cố nhánh DF (Hz) Nhánh 1 퐹 = 220 ÷ 260 Nhánh 2 퐹 = 107 ÷ 264 Nhánh 3 퐹 = 220 ÷ 271 Nhận xét: Giá trị vùng sự cố DF trong Bảng 4.6 cho thấy phương pháp này không nhận dạng được sự cố hai pha chạm nhau trên đường dây phân phối nhiều nhánh rẽ dọc trục. 4. Kết quả mô phỏng và tính toán giá trị vùng sự cố DF với sự cố ngắn mạch 3 pha trên trục chính có phân nhánh được trình bày trong Bảng 3.5 Bảng 3.5. Kết quả tính toán vị trí sự cố 3 pha trên trục chính có phân nhánh Khoảng cách L (km) f1 (Hz) fa (Hz) DF 1 2050 1540 510 2 1114 1634 520 3 757 1291 534 4 514 1055 541 5 392 945 553 6 321 885 564 7 271 892 621 8 235 892 657 9 207 892 685 Giá trị vùng sự cố DF củasự cố ngắn mạch 3 pha trên trục chính có phân nhánh: 퐹 = 510 ÷ 685 5. Kết quả mô phỏng và tính toán giá trị vùng sự cố DF với sự cố ngắn mạch 1 pha chạm đất trên trục chính có phân nhánh được trình bày trong Bảng 3.6 Bảng 3.6. Kết quả mô phỏng tính toán giá trị DF với sự cố ngắn mạch 1 pha chạm đất trên trục chính có phân nhánh. Khoảng cách L (km) f1 (Hz) fa (Hz) DF 1 1350 371 -979 3 507 171 -366 5 264 878 614 7 185 542 357 9 150 535 -385 Giá trị vùng sự cố DF củasự cố ngắn mạch 1 pha chạm đất trên trục chính có phân nhánh: 퐹 = −976 ÷ 614 6. Kết quả mô phỏng và tính toán giá trị vùng sự cố DF với sự cố ngắn mạch 2 pha chạm đất trên trục chính có phân nhánh được trình bày trong Bảng 3.7 Bảng 3.7. Kết quả mô phỏng tính toán giá trị DF với sự cố ngắn mạch 2 pha chạm đất trên trục chính có phân nhánh. Khoảng cách L (km) f1 (Hz) fa (Hz) DF 1 1300 1692 392 3 478 1257 779 5 242 542 300 7 171 550 379 9 135 542 407 Giá trị vùng sự cố DF củasự cố ngắn mạch 2 pha chạm đất trên trục chính có phân nhánh: 퐹 = 300 ÷ 779 7. Kết quả mô phỏng và tính toán giá trị sự cố khi trở kháng 5Ω Bảng 3.8.Kết quả vị trí sự cố khi trở kháng là 5Ω. Khoảng cách L (km) 풇푵 − Ω (퐇퐳) fN1 (Hz) ∆풇% (Hz) 2 664 657 1.05% 5 247 250 1.2% 7 203 200 1.47% 6
7. Kết quả trong sự cố môt pha chạm đất trong trên trục chính không nhánh so kết quả trở kháng 5Ω được thể hiện trong Bảng 3.8 phần trăm tối đa lổi trong những điều kiện là không quá 1.47%. IV. KẾT LUẬN Kết quả phân tích nêu trên cho thấy hiệu quả kinh tế và kỹ thuật của phương pháp xác định vị trí sự cố đề xuất so với các phương pháp xác định vị trí sự cố trước đây: chỉ lấy thông số điện áp đầu vào thông qua thiết bị ghi nhận dạng sóng điện áp và sai số lớn nhất xác định vị trí sự cố ≤ 2% (trong khi các phương pháp khác đòi hỏi lấy số liệu nhiều hơn: tín hiệu điện áp và tín hiệu dòng điện, nhưng lại có sai số lớn hơn ≤ 5% ). TÀI LIỆU THAM KHẢO [1] Mora-Florez J, Melendez J, Carrillo-Caicedo G. Comparison of impedance basedfault locations methods for power distribution systems. Electr Power Syst Res2008;78(4):657–66. [2] Filomena AD, Resener M, Salim RH, Bretas AS. Fault location for undergrounddistribution feeders: an extended impedance-based formulation withcapacitive current compensation. Int J Electric Power Energy Syst2009;31:489–96. [3] Aslan Y, Ture S. Location of faults in power distribution laterals usingsuperimposed components and programmable logic controllers. Int J ElectricPower Energy Syst 2011;33:1003–11. [4] Salim RH, Resener M, Filomena AD, Caino de Oliveira KR, Bretas AS. Extendedfault- location formulation for power distribution systems. IEEE Trans PowerDeliv 2009;24(2):508–16. 7
8. BÀI BÁO KHOA HỌC THỰC HIỆN CÔNG BỐ THEO QUY CHẾ ĐÀO TẠO THẠC SỸ Bài báo khoa học của học viên có xác nhận và đề xuất cho đăng của Giảng viên hướng dẫn Bản tiếng Việt ©, TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT TP. HỒ CHÍ MINH và TÁC GIẢ Bản quyền tác phẩm đã được bảo hộ bởi Luật xuất bản và Luật Sở hữu trí tuệ Việt Nam. Nghiêm cấm mọi hình thức xuất bản, sao chụp, phát tán nội dung khi chưa có sự đồng ý của tác giả và Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật TP. Hồ Chí Minh. ĐỂ CÓ BÀI BÁO KHOA HỌC TỐT, CẦN CHUNG TAY BẢO VỆ TÁC QUYỀN! Thực hiện theo MTCL & KHTHMTCL Năm học 2016-2017 của Thư viện Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Tp. Hồ Chí Minh.