Nghiên cứu mô phỏng tự động hóa mạch vòng cho lưới phân phối dạng phân tán sử dụng phần mềm Matlab/ Simulink

Tạp chí Phát triển Khoa học và Công nghệ – Kĩ thuật và Công nghệ, 4(2):955-967
Open Access Full Text Article Bài nghiên cứu
Khoa Điện – Điện tử, Trường Đại học
Bách KhoaThành phố Hồ Chí Minh,
268 Lý Thường Kiệt, P.14, Q.10,
TP.HCM, Việt Nam
Liên hệ
Nguyễn Thị Bích Tuyền, Khoa Điện – Điện
tử, Trường Đại học Bách Khoa Thành phố Hồ
Chí Minh, 268 Lý Thường Kiệt, P.14, Q.10,
TP.HCM, Việt Nam
Email: ntbtuyen.sdh19@hcmut.edu.vn
Lịch sử
 Ngày nhận: 16-3-2021
 Ngày chấp nhận: 10-5-2021
 Ngày đăng: 25-5-2021
DOI : 10.32508/stdjet.v4i2.818
Bản quyền
© ĐHQG Tp.HCM. Đây là bài báo công bố
mở được phát hành theo các điều khoản của
the Creative Commons Attribution 4.0
International license.
Nghiên cứumô phỏng tự động hóamạch vòng cho lưới phân phối
dạng phân tán sử dụng phầnmềmMATLAB/ SIMULINK
Nguyễn Thị Bích Tuyền*, Lê Thị TịnhMinh, Huỳnh Tiến Đạt
Use your smartphone to scan this
QR code and download this article
TÓM TẮT
Ngày nay, công nghệ đang phát triển như vũ bão, tự động hóa đi vào từng ngóc ngách của cuộc
sống. Đối với ngành điện, để đáp ứng yêu cầu ngày càng cao về độ tin cậy, các công nghệ và giải
pháp tự động hóa dần được áp dụng và trở nên phổ biến. Trước đây, khi sự cố xảy ra trên lưới phân
phối, công việc định vị sự cố, cô lập và chuyển tải để phục hồi lưới điện được thực hiện thủ công
dẫn đến mất điện thời gian dài cho phần lớn khách hàng không nằm trong vùng sự cố. Để khắc
phục điều đó, hệ thống tự động hóa lưới phân phối ra đời. Hiện tại, với sự phát triển của công nghệ
thông tin, tự động hóa lưới phân phối dạng phân tán được tiến hành bằng truyền thông giữa các
thiết bị bảo vệ trong lưới điện. Giao tiếp giữa các thiết bị có thể được thực hiện bằng cách sử dụng
các luật điều khiển theo thời gian, theo dạng tin nhắn GOOSE, wifi hay theo giao thức IEC 61850.
Ngoài ra, các thiết bị bảo vệ còn có thể kết nối với trung tâmđiều khiển tạo thành giải pháp tự động
hóa tập trung trong lưới phân phối. Bài báo xét giải pháp tự động hóa lưới phân phối theo các luật
logic cho lưới điện đơn giản. Các mô hình luật điều khiển và kết quả mô phỏng được thực hiện
trên phần mềm MATLAB/SIMULINK. Bài báo xây dựng một giao diện người dùng cho giải pháp tự
động hóamạch vòng với nhiều trường hợp sự cố khác nhau, đặc biệt có xét đến việc phối hợp bảo
vệ khi có sự cố xếp chồng. Kết quả bài báo cho thấy các luật điều khiển tự động hóa mạch vòng
có thể cô lập sự cốmột cách tự động và tái lập cung cấp điện cho các khách hàng tiêu thụ với thời
gian ngắn, cũng như có thể được phát triển sử dụng làm mô phỏng thí nghiệm về giải pháp này
trong tương lai.
Từ khoá: Tự động hóa mạch vòng, lưới phân phối, dạng phân tán, recloser, cô lập sự cố
ĐẶT VẤNĐỀ
Lưới điện phân phối của Việt Nam hiện nay đang
được xây dựng theo dạngmạch vòng nhưng vận hành
hở1. Hai yêu cầu quan trọng đối với hệ thống bảo vệ
cho lưới phân phối đó là:
• Tác động chọn lọc khi có sự cố xảy ra2: Khi có
sự cố xảy ra, các thiết bị bảo vệ (máy cắt, re-
closer...) gần vị trí sự cố nhất phải tác động để
phạm vi mất điện là nhỏ nhất. Yêu cầu này được
đặt ra đối với việc phối hợp các thiết bị bảo vệ
với chức năng bảo vệ quá dòng (50/51) cho các
xuất tuyến. Các dạng phối hợp thường gặp là
phối hợp theo đặc tuyến thời gian độc lập (Def-
inite time) và phối hợp theo đặc tuyến thời gian
phụ thuộc (Inverse Definite Minimum Time).
• Cô lập được sự cố nhanh nhất, đảm bảo thời
gian cắt điện ngắn nhất đối với vùng không bị
ảnh hưởng bởi sự cố 2 : Khi có sự cố xảy ra,
cần nhanh chóng cô lập phần tử sự cố ra khỏi
lưới, tránh gây nên các thiệt hại lớn, đặc biệt
là rã lưới. Đồng thời sau khi cô lập phần tử
sự cố, cần nhanh chóng tìm ra và khắc phục sự
cố đó, đảm bảo chất lượng điện cung cấp cho
khách hàng cũng như khôi phục cấp điện cho
các khách hàng nằmngoài vùng sự cố trong thời
gian ngắn nhất.
Đối với lưới phân phối, cấu trúc lưới điện thường có
dạngmạch vòng nhưng được vận hành hở, thông qua
các thiết bị liên lạc như trên Hình 1. Khi sự cố xảy ra
trên một trong 3 xuất tuyến chính, máy cắt (MC) đầu
xuất tuyến hoặc thiết bị bảo vệ như recloser gần vị trí
sự cố sẽ tác động, người vận hành sẽ tìm vị trí sự cố,
tiến hành cô lập sự cố bằng cách mở các thiết bị phân
đoạn (dao cách ly, dao cắt có phụ tải, recloser,), cuối
cùng, đóng các thiết bị liên lạc nối giữa các xuất tuyến
để tái lập cung cấp điện. Mục đích chính của quá trình
này là phục hồi nhanh chóng một phần lưới bị mất
điện không nằm trong vùng sự cố.
Như vậy, đối với cách vận hành này, vấn đề chính đã
không được giải quyết, thời gian phục hồi một phần
lưới quá lớn. Để khắc phục, giải pháp tự động hóa
mạch vòng lưới phân phối được đưa ra. Giải pháp
này có các dạng như:
- Dạng tập trung (Centralized): Dựa vào các tín hiệu
từ thiết bị đầu cuối (Remote Terminal Unit) gửi về
Trích dẫn bài báo này: Tuyền N T B, Minh L T T, Đạt H T.Nghiên cứumôphỏng tự động hóamạch vòng
cho lưới phân phối dạng phân tán sử dụng phần mềm MATLAB/ SIMULINK. Sci. Tech. Dev ... ẽ gồm các trường
hợp:
• Các sự cố xảy ra cùng lúc.
• Sự cố sau xảy ra khi sự cố trước chưa được cô
lập hoàn toàn.
• Sự cố sau xảy ra khi sự cố trước đã được cô lập
hoàn toàn.
Bài báo sẽ đưa kết quả mô phỏng cho 01 sự cố đơn
(kịch bản 3) và 02 sự cố xếp chồng. Trong đó, sự cố
xếp chồng xét trên cùng 01 xuất tuyến (kịch bản 12)
và sự cố xếp chồng trên 02 xuất tuyến khác nhau (kịch
bản 15).
Kết quảmô phỏng
Trên thực tế, xác suất xảy ra sự cố ngắn mạch một
pha chạm đất N(1) là nhiều nhất (chiếm 70% 8), do đó
nhóm tác giả thực hiệnmôphỏng sự cốmột pha chạm
đất để thể hiện sát hơn với thực tiễn. Trước khi xảy ra
sự cố, trạng thái vận hành bình thường của lưới là:
- Các thiết bị trên mỗi xuất tuyến gồmMC, Feeder và
Mid-point ở trạng thái thường đóng.
-Thiết bị liên lạc giữa hai xuất tuyến là Tie ở trạng thái
thường mở.
Sau đây sẽ xét trình tự hoạt động của các thiết bị bảo
vệ khi sự cố xảy ra thông qua mô phỏng một số kịch
bản như sau:
• Kịch bản một sự cố (Kịch bản 3): Ngắn mạch ở
vị trí 3, giữa Mid-point Rec_I và Tie Rec
Hình 11: Giả lập sự cố tại vị trí 3
) Kết quả mô phỏng như Hình 12:
Hình 12: Sự phối hợp bảo vệ giữa các thiết bị khi sự
cố tại vị trí 3
Khi sự cố xảy ra ở vị trí 3 trên Hình 11, theo giản
đồ Hình 12 thì MR_I trước và gần sự cố nhất sẽ tác
động trước tiên; tiếp đó, TR sẽ đóng lại do nhận thấy
mất nguồn phía xuất tuyến I, cấp nguồn lại cho toàn
bộ tải phía sau điểm sự cố; sau đó TR tác động cắt
theo nhóm B do nó gần sự cố nhất; sự cố được cô lập
bởi MR_I và TR. Sau đó chức năng tự động hóa mạch
vòng tắt đi.
Phân tích đồ thị dòng điện Hình 13, khi xảy ra sự cố
tại vị trí 3, các thiết bị trước điểm sự cố trên xuất tuyến
I đều chịumột dòng ngắnmạch như nhau, chỉ đến khi
thiết bị gần nhất tác động cắt điểm sự cố thì dòng qua
các thiết bị đó mới trở lại bình thường. Sau khi MR_I
cắt điện (~0.9s), TR nhận thấy mất điện một phía nên
961
Tạp chí Phát triển Khoa học và Công nghệ – Kĩ thuật và Công nghệ, 4(2):955-967
Bảng 5: Một số kịch bản giả lập sự cố
Kịch bản Vị trí 1 Vị trí 2 Vị trí 3 Vị trí 4 Vị trí 5 Vị trí 6
(Giữa MC_I
và FR_I)
(Giữa FR_I
và MR_I)
(Giữa MR_I
và TR)
(Giữa MR_II
và TR)
(Giữa FR_II
và MR_II)
(Giữa MC_II và
FR_II)
1 1
2 1
3 1
4 1
5 1
6 1
7 1 2
8 1 2
9 1 2
10 1 2
11 1 2
12 1 2
13 1 2
14 1 2
15 1 2
16 1 2
17 1 2
18 1 2
19 2 1
20 2 1
21 2 1
22 2 1
23 2 1
24 2 1
25 2 1
26 2 1
27 2 1
28 2 1
29 2 1
30 2 1
962
Tạp chí Phát triển Khoa học và Công nghệ – Kĩ thuật và Công nghệ, 4(2):955-967
Hình 13: Dòng điện chạy qua các thiết bị khi sự cố
tại vị trí 3
đóng lại sau đó để cấp nguồn cho các tải không bị sự
cố, nhưng do điểm sự cố chưa được cô lập hai đầu nên
các thiết bị trước điểm sự cố trên xuất tuyến II cũng
phải chịu một dòng ngắn mạch đến khi sự cố được cô
lập hoàn toànmới trở về trạng thái dòng bình thường.
Với thời điểm bắt đầu gặp sự cố là 0.2s thì thời điểm
tác động của các thiết bị được ghi lại ở Bảng 6, trước
khi các thiết bị tác động cô lập điểm sự cố thì các thiết
bị phải chịu đựng dòng ngắn mạch trong khoảng thời
gian thể hiện trong bảng, với thời gian đó thì các thiết
bị có thể chịu được mà không bị hư hỏng.
• Kịch bản 12: Ngắn mạch ở hai vị trí 2 và 3, sự cố
đầu tiên giữa Feeder Rec_I và Mid-pont Rec_I,
khi sự cố chưa được cô lập thì tiếp tục ngắn mạch
giữa Mid-point Rec_I và Tie Rec (Hình 14)
Hình 14: Giả lập sự cố tại vị trí 2 và 3
) Kết quả mô phỏng như Hình 15:
Khi sự cố thứ nhất xảy ra tại 2 trên Hình 14, theo giản
đồHình 15 các thiết bị tác động phù hợp với lý thuyết.
Thiết bị gần sự cố nhất là FR_I sẽ tác động trước tiên,
đến TR đóng lại khi nhận thấy mất nguồn một phía.
Khi MR_I chưa kịp tác động theo nhóm B để cô lập
thì sự cố tiếp theo xảy ra tại 3, lúc này TR sẽ tác động
theo nhómbảo vệ của nó theo nhómB, hai sự cố được
cô lập bởi FR_I và TR.
Hình 15: Kết quả mô phỏng khi sự cố tại 2 và 3
Với đồ thị dòng điện như Hình 16, khi xảy ra sự cố
thứ nhất tại 2, các thiết bị trước điểm sự cố trên xuất
tuyến I sẽ chịu một dòng ngắn mạch, cụ thể ở đây là
MC_I và FR_I, sau khi FR_I cắt điện thì dòng trên
xuất tuyến giảm về 0, cho đến khi TR đóng lại, các tải
được cấp nguồn từ nguồn 2, nhưng sự cố chưa được
giải trừ thì sự cố thứ hai xảy ra tại 3, khi đó các thiết
bị trước điểm sự cố theo nhóm B chịu một dòng ngắn
mạch cho đến khi TR cắt cô lập sự cố thì dòng điện
mới trở về trạng thái bình thường.
Hình 16: Dòng điện chạy qua các thiết bị khi sự cố
tại 2 và 3
Thời điểm tác động của các thiết bị bảo vệ được ghi lại
trong Bảng 7 khi xảy ra sự cố xếp chồng tại 2 lúc 0.2s
và tại 3 lúc 1.5s, với thời gian chịu đựng dòng ngắn
mạch được ghi lại trong bảng thì các thiết bị vẫn có
thể hoạt động bình thường.
• Kịch bản 15: Ngắn mạch ở hai vị trí 2 và 6, sự cố
đầu tiên giữa Feeder Rec_I và Mid-point Rec_I,
sau khi sự cố được cô lập, tiếp tục ngắnmạch giữa
MC_II và Feeder Rec_II (Hình 17)
) Kết quả mô phỏng như Hình 18:
Với sự cố xếp chồng xảy ra trên hai xuất tuyến khác
nhau như Hình 17, giản đồ Hình 18 thể hiện trình tự
tác động của các thiết bị được lập trình theo lý thuyết.
Sự cố thứ nhất xảy ra ở vị trí 2 thì FR_I sẽ tác động
trước; tiếp đếnTR sẽ đóng lại do nhận thấymất nguồn
phía xuất tuyến I, cấp nguồn lại cho toàn bộ tải phía
963
Tạp chí Phát triển Khoa học và Công nghệ – Kĩ thuật và Công nghệ, 4(2):955-967
Bảng 6: Thời điểm tác động bảo vệ của các recloser khi sự cố tại 3
Sự cố MC_I Feeder
Rec_I
Mid-
point
Rec_I
Tie Rec MC_II Feeder
Rec_II
Mid-
point
Rec_II
Thời điểm tác động (s) 0.2 0.882 1.082 Đóng
1.752 Mở
Thời gian chịu dòng (s) 0.682 0.682 0.682 0.67 0.67 0.67 0.67
Bảng 7: Thời điểm tác động bảo vệ của các recloser khi sự cố tại 2 và 3
Sự
cố
MC_I Feeder
Rec_I
Mid-
point
Rec_I
Tie Rec MC_
II
Feeder
Rec_II
Mid-
point
Rec_II
Thời điểm tác động (s) 0.2 1.015 1.215 Đóng
1.5 2.102 Mở
Thời gian chịu dòng (s) 0.815 0.815 0.887 0.887 0.887 0.887 0.887
Hình 17: Giả lập sự cố tại 2 và 6
Hình 18: Kết quả mô phỏng khi sự cố tại 2 và 6
sau điểm sự cố. Sự cố được cô lập bởi FR_I và MR_I
tác động theo nhóm B. Sau đó chức năng tự động hóa
mạch vòng được tắt đi. Sự cố thứ 2 xảy ra ở gần nguồn
trên xuất tuyến II, MC_II sẽ tác động cắt đoạn sự cố
ra khỏi lưới.
Trên đồ thị dòng điện Hình 19, với sự cố thứ nhất xảy
ra, dòng ngắn mạch qua các thiết bị trước điểm sự
cố trên xuất tuyến I. Sau khi FR_I tác động (~1s), TR
Hình 19: Dòng điện chạy qua các thiết bị khi sự cố
tại 2 và 6
nhận thấy mất điện một phía nên đóng lại sau đó để
cấp nguồn cho các tải không bị sự cố, nhưng do điểm
sự cố chưa đựợc cô lập hai đầu nên các thiết bị trước
điểm sự cố theo xuất tuyến II cũng phải chịumột dòng
ngắn mạch đến khi sự cố được cô lập hoàn toàn bởi
FR_I và MR_I, các dòng điện qua các thiết bị còn lại
mới trở về trạng thái dòng bình thường.
Sau đó, sự cố thứ hai xảy ra ở gần nguồn xuất tuyến II
và thiết bị MC_II đã tác động. Do chức năng tự động
hóa mạch vòng đã được tắt sau khi cô lập sự cố thứ
nhất nên với sự cố thứ hai chỉ cầnMC_II tác động thì
đã cô lập được cả hai sự cố, sau khi MC_II cắt thì toàn
bộ tải phía sau không được cấp điện từ bất cứ nguồn
nào nên dòng điện tiến về 0.
Thời điểm xảy ra sự cố thứ nhất tại 2 là 0.2s và sự cố
được cô lập hoàn toàn tại 1.441s, sau đó gặp sự cố tiếp
theo tại 6 lúc 1.7s, thời điểm tác động của các thiết bị
cũng như thời gian chịu đựng dòng ngắn mạch trước
khi các thiết bị tác động được ghi lại trong Bảng 8, giá
trị thời gian này đều nhỏ nên các thiết bị vẫn có thể
964
Tạp chí Phát triển Khoa học và Công nghệ – Kĩ thuật và Công nghệ, 4(2):955-967
Bảng 8: Thời điểm tác động bảo vệ của các recloser khi sự cố tại 2 và 6
Sự cố MC_I Feeder
Rec_I
Mid-
point
Rec_I
Tie Rec MC_II Feeder
Rec_II
Mid-
point
Rec_II
Thời điểm tác động (s) 0.2 1.015 1.441 1.215 1.9
1.7
Thời gian chịu dòng (s) 0.815 0.815 0.226 0.226 0.226 0.226 0.226
0.2
hoạt động bình thường.
KẾT LUẬN, THẢO LUẬN VÀ KIẾN
NGHỊ
Kết luận
Bài báo đã trình bày về các nguyên tắc phối hợp bảo
vệ rơle trong lưới phân phối, cũng như các “luật bảo
vệ” trong tự động hóa mạch vòng. Dựa trên cơ sở
lý thuyết về Tự động hóa mạch vòng dạng phân tán,
nhóm tác giả đã xây dựng mô hình mô phỏng Mat-
lab/Simulink với nhiều kịch bản giả lập. Ưu điểm lớn
nhất của bài báo đã xét đến các sự cố xếp chồng trong
phối hợp bảo vệ.
Kết quả mô phỏng đã cho thấy sự phối hợp trên là
đúng với trình tự phối hợp bảo vệ trên lý thuyết, tuân
thủ các yêu cầu của hệ thống bảo vệ mạng điện phân
phối mạch vòng vận hành hở đã đề cập.
Thảo luận
Với kết quả bài báo về một chương trình tự động hóa
lưới phân phối dạng phân tán, nhận thấy thời gian cô
lập sự cố và tái lập cung cấp điện là rất ngắn (~1s).
Chương trình cho phép chỉnh định kiểm nghiệm cho
nhiều giá trị tải khác nhau trên xuất tuyến mạch vòng
đơn giản. Phương pháp tự động hóa lưới phân tán
đơn giản và tiết kiệm chi phí, rất phù hợp cho khu
vực nhỏ.
Tuy nhiên, mô hình cũng có một số hạn chế như:
• Khi tăng số xuất tuyến lên, độ phức tạp của hệ
thống tăng theo cấp số nhân, cần phải lập trình
cho tất cả các kịch bản, lựa chọn nguồn tối ưu
để cung cấp cho xuất tuyến bị sự cố.
• Yêu cầu độ tin cậy của thiết bị cao, cũng như việc
chỉnh định phối hợp cần chính xác vì nếu thiết
bị tác động không chính xác, logic tự động hóa
mạch vòng sẽ thực hiện sai.
• Phương pháp phối hợp trên không phù hợp với
các đường dây ngắn, khoảng cách giữa các re-
closer nhỏ, dẫn đến dễ tác động nhầm.
Kiến nghị
Kết quả bước đầu của bài báo qua giao diện Mat-
lab/GUI có thể áp dụng kết nối với thiết bị thực tế
làm các mô hình mô phỏng thí nghiệm về tự động
hóa mạch vòng trong lưới phân phối. Bên cạnh đó,
kết quả bài báo còn có thể tiếp tục phát triển trong
việc kết nối với các phần mềm mô phỏng thời gian
thực để nghiên cứu và kiểm nghiệm chính xác hơn về
khả năng bảo vệ của tự động hóa lưới phân phối. Từ
đó, đề xuất nhiều giải pháp cải tiến hợp lý và phù hợp
với thực tế hơn.
DANHMỤC TỪ VIẾT TẮT
CT: Current Transformer –Thiết bị biến dòng điện
FR: Feeder Recloser –Thiết bị Feeder
LA: Loop Automation – Tự động hóa mạch vòng
MC: Máy cắt
MR: Mid-point Recloser –Thiết bị Mid-point
TR: Tie Recloser –Thiết bị liên lạc
XUNGĐỘT LỢI ÍCH
Nhóm tác giả xin camđoan rằng không có bất kỳ xung
đột lợi ích nào trong công bố bài báo.
ĐÓNGGÓP CỦA TÁC GIẢ
Tác giả NguyễnThị Bích Tuyền nghiên cứu lý thuyết,
xây dựng mô hình, chạy kết quả mô phỏng, phân tích
kết quả.
Tác giả LêThị TịnhMinh đưa ra ý tưởng viết bài, diễn
giải phương pháp thực hiện và kiểm tra bài viết.
Tác giả Huỳnh Tiến Đạt tìm tài liệu, đóng góp tổng
quan, phân tích và kiểm tra kết quả.
LỜI CẢMƠN
Nguyễn Thị Bích Tuyền được tài trợ bởi Tập đoàn
Vingroup – Công ty CP và hỗ trợ bởi chương
trình học bổng đào tạo thạc sĩ, tiến sĩ trong nước
của Quỹ Đổi mới sáng tạo Vingroup (VINIF),
Viện Nghiên cứu Dữ liệu lớn (VinBigdata), mã số
VINIF.2020.ThS.103.
965
Tạp chí Phát triển Khoa học và Công nghệ – Kĩ thuật và Công nghệ, 4(2):955-967
TÀI LIỆU THAMKHẢO
1. Vinh NT. Tự động hóa xuất tuyến và triển vọng ứng dụng cho
lưới điện phân phối Thành phố Hồ Chí Minh, Luận văn Thạc sĩ,
Trường ĐH Bách khoa, ĐHQG-HCM. 2014;.
2. Việt NH. Bảo vệ rơle và tự động hóa trong hệ thống điện, Nhà
xuất bản Đại học Quốc gia thành phố Hồ Chí Minh. 2014;.
3. Zhou X, et al. An overview on distribution automation system.
In 2016 Chinese Control andDecision Conference (CCDC). IEEE.
2016;p. 3667–3671. PMID: 27244195. Available from: https:
//doi.org/10.1109/CCDC.2016.7531620.
4. Electric S. Loop Automation - Technical Manual for the ADVC
Controller Range;.
5. Uluski RW. Using Distribution Automation for a self-healing
grid. 2012;Available from: https://doi.org/10.1109/TDC.2012.
6281582.
6. IEC 61850-8-1 standard consolidated version. 2020;.
7. T. t. 28/2014/TT-BCT. Quy định quy trình xử lý sự cố trong hệ
thống điện quốc gia. 2014;.
8. Khanh DT. Thiết kế bảo vệ mạng điện phân phối có ứng dụng
phầnmềm Etap. Nhà xuất bản Đại học Quốc gia thành phố Hồ
Chí Minh. 2017;.
966
Science & Technology Development Journal – Engineering and Technology, 4(2):955-967
Open Access Full Text Article Research Article
Electrical and Electronic Engineering,
Ho Chi Minh University of Technology,
268 Ly Thuong Kiet Street, Ward 14,
District 10, Ho Chi Minh City, Vietnam
Correspondence
Nguyen Thi Bich Tuyen, Electrical and
Electronic Engineering, Ho Chi Minh
University of Technology, 268 Ly Thuong
Kiet Street, Ward 14, District 10, Ho Chi
Minh City, Vietnam
Email: ntbtuyen.sdh19@hcmut.edu.vn
History
 Received: 16-3-2021 
 Accepted: 10-5-2021 
 Published: 25-5-2021
DOI : 10.32508/stdjet.v4i2.818 
Copyright
© VNU-HCM Press. This is an open-
access article distributed under the
terms of the Creative Commons
Attribution 4.0 International license.
Research of decentralized loop automation simulation in
distribution network usingMATLAB/SIMULINK
Nguyen Thi Bich Tuyen*, Le Thi TinhMinh, Huynh Tien Dat
Use your smartphone to scan this
QR code and download this article
ABSTRACT
Nowadays, technologies are rapidly developing, automation is omnipresent in our life. In the power
system, automation technology solutions have been applied gradually and widely to meet the re-
quirements of reliability. Before, when a fault occurs on the distribution network, the fault locating,
isolating and grid restoring are still being done manually, so a large number of customers that are
not in the fault zone still suffer outage for a long time. Distribution Automation System was de-
veloped to solve this problem. Currently, with the development of information technology, the
Decentralized Loop Automation (DLA) in the distribution network is carried out by communication
between the protective devices in the grid. Communication between devices can be done using
time-control rules, using GOOSEmessages, wifi or according to protocol IEC 61850. In addition, the
protective devices can be connected to the control center to create a Centralized Loop Automa-
tion (CLA) in the distribution network. The paper considers the DLA solution with the time-control
rules for a simple grid. Time-control rules models and simulation results were performed on MAT-
LAB/SIMULINK software. The paper proposed a user interface for DLA solution with many different
failure cases, especially considering the protection coordination in case of doubles failure. The re-
sults of the paper show that DLA can isolate faults automatically and restore the grid in a short time,
and these results can be developed as an experimental simulation in the future.
Key words: Loop Automation, distribution network, decentralized, recloser, isolate fault
Cite this article : Tuyen N T B, Minh L T T, Dat H T. Research of decentralized loop automation simula-
tion in distribution network using MATLAB/SIMULINK. Sci. Tech. Dev. J. – Engineering and 
Technology; 4(2):955-967.
967