Phối hợp các thiết bị bảo vệ trên lưới điện phân phối thành phố đà nẵng

TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG BẢO VỆ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

Lưới điện phân phối

1.1.1 Khái niệm lưới phân phối

Lưới phân phối làm nhiệm vụ phân phối điện năng từ các trạm trung gian (hoặc Trạm khu vực hoặc thanh cái nhà máy điện) cho các phụ tải.

Lưới điện phân phối gồm 2 phần:

Lưới phân phối trung áp cung cấp điện năng với các cấp điện áp 6 kV, 10 kV, 15 kV, 22 kV và 35 kV, phục vụ cho các trạm phân phối trung áp/hạ áp cũng như các phụ tải trung áp.

+ Lưới hạ áp cấp điện cho các phụ tải hạ áp 380/220 V.

Lưới phân phối điện có chiều dài ngắn, thường dưới 60 km, kết nối từ thanh cái thứ cấp của trạm biến áp đến các hộ tiêu thụ như công nghiệp, nông nghiệp và đô thị Các trạm biến áp hạ áp 22 - 35/0,4 kV có công suất nhỏ, từ hàng trăm đến hàng ngàn kVA, chủ yếu phục vụ cho khu dân cư hoặc làm trạm biến áp phân xưởng Trong hệ thống điện quốc gia, lưới điện phân phối chiếm tỉ trọng lớn, với số lượng máy biến áp phân phối gấp 2.5 đến 3 lần so với máy biến áp truyền tải và chiều dài tổng cộng của lưới phân phối gấp 3 đến 4 lần chiều dài đường dây truyền tải Ngoài ra, lưới phân phối còn bao gồm nhiều thiết bị như máy cắt, dao cách ly, chống sét, và các thiết bị bảo vệ và đo đếm.

1.1.2 Đặc điểm của lưới phân phối Đặc điểm chính của hệ thống lưới phân phối là cung cấp điện trực tiếp đến người sử dụng Trong công cuộc phát triển đất nước hiện nay, việc cung cấp điện năng là một trong những ngành quan tâm hàng đầu của Chính Phủ nói chung và của Thành Phố nói riêng Vì vậy để đảm bảo chất lượng điện năng thì việc nghiên cứu, thiết kế hệ thống lưới điện phân phối là hết sức quan trọng.

Hệ thống phân phối điện năng cần được thiết kế và lắp đặt để nhận điện từ nhiều nguồn cung cấp, đảm bảo cung cấp điện liên tục cho các hộ tiêu thụ Để giảm thiểu khả năng mất điện, cần áp dụng các biện pháp như sử dụng nhiều nguồn cung cấp, thiết lập đường dây dự phòng và có nguồn thay thế như máy phát điện.

Lưới điện phân phối hoạt động linh hoạt, phù hợp với sự phát triển của hệ thống điện trong tương lai, đồng thời đảm bảo chất lượng điện năng cao với ổn định tần số và điện áp Độ biến thiên điện áp cho phép là ± 5% Uđm, giúp duy trì hiệu suất hoạt động tối ưu Hơn nữa, chi phí bảo trì và bảo dưỡng của lưới điện này được giữ ở mức tối thiểu.

Hình 1.1 Lưới điện phân phối 22kV

Hệ thống điện là tập hợp các thiết bị điện được kết nối theo nguyên tắc chặt chẽ, tạo nên một cơ cấu đồng bộ và hoàn chỉnh Việc lựa chọn đúng thiết bị điện là cần thiết để đảm bảo chức năng trong sơ đồ cấp điện, đồng thời giúp hệ thống cung cấp điện vận hành hiệu quả, đáp ứng các tiêu chí kỹ thuật, kinh tế và an toàn.

Thiết bị điện đóng vai trò quan trọng trong việc đóng cắt, điều khiển, điều chỉnh, bảo vệ, chuyển đổi, khống chế và kiểm tra hoạt động của hệ thống lưới điện và các loại máy điện Ngoài ra, chúng còn được sử dụng để kiểm tra, điều chỉnh và biến đổi đo lường nhiều quá trình không điện khác.

Thiết bị điện bảo vệ đóng vai trò quan trọng trong việc bảo vệ động cơ, máy phát điện và lưới điện khỏi các sự cố như quá tải, ngắn mạch và sụt áp Các thiết bị này bao gồm rơle và cầu chì, giúp đảm bảo an toàn và ổn định cho hệ thống điện.

Các thiết bị bảo vệ chính trong lưới điện phân phối

1.2.1 Những yêu cầu đối với thiết bị bảo vệ trong hệ thống điện a Tin cậy

Là tính năng đảm bảo cho thiết bị bảo vệ làm việc đúng, chắc chắn. b Chọn lọc

Khả năng của hệ thống bảo vệ trong việc phát hiện và loại trừ chính xác các phần tử gặp sự cố là rất quan trọng Đối với những hệ thống điện có cấu hình phức tạp, việc đảm bảo tính chọn lọc của bảo vệ trở nên khó khăn hơn Do đó, tác động nhanh chóng của hệ thống bảo vệ là cần thiết để duy trì sự ổn định và an toàn cho toàn bộ hệ thống.

Bảo vệ hệ thống cần phát hiện và cách ly sự cố một cách nhanh chóng, tuy nhiên, để đáp ứng yêu cầu tác động nhanh, thường phải sử dụng các thiết bị bảo vệ phức tạp và đắt tiền Độ nhạy của rơle hoặc hệ thống bảo vệ được xác định bởi khả năng "cảm nhận" sự cố, được biểu thị qua hệ số độ nhạy, tức là tỷ lệ giữa giá trị đại lượng vật lý khi có sự cố và ngưỡng tác động của rơle Sự khác biệt lớn giữa giá trị đại lượng vật lý và ngưỡng khởi động giúp rơle dễ dàng nhận diện sự cố hơn, tức là rơle sẽ có độ nhạy cao hơn Tính kinh tế cũng là một yếu tố quan trọng cần xem xét trong việc lựa chọn thiết bị bảo vệ.

Các thiết bị bảo vệ trong hệ thống điện không hoạt động thường xuyên mà luôn sẵn sàng ứng phó với các sự cố bất thường Chúng đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo an toàn cho các trang thiết bị điện cao áp và siêu cao áp Mặc dù chi phí mua sắm và lắp đặt thiết bị bảo vệ chỉ chiếm một phần nhỏ trong tổng giá trị công trình, nhưng việc lựa chọn thiết bị phải dựa trên bốn yêu cầu kỹ thuật quan trọng Nếu không đáp ứng được các yêu cầu này, hệ thống điện có thể gặp phải những hậu quả nghiêm trọng.

FCO (Fuse-Cut-Out) là cầu dao kết hợp cầu chì, được thiết kế để bảo vệ thiết bị trên lưới điện trung thế khỏi tình trạng quá tải và ngắn mạch Khi xảy ra sự cố, dây chì sẽ chảy và đứt, khiến đầu cầu chì tự động nhả chốt hãm, làm ống cầu chì rơi xuống Điều này tạo ra khoảng cách ly tương tự như khi mở cầu dao, giúp người vận hành dễ dàng kiểm tra tình trạng đóng cắt của đường dây và cảm thấy an toàn hơn trong quá trình làm việc.

Dây chảy là một thiết bị quan trọng, được chế tạo từ nhiều loại vật liệu và kích cỡ khác nhau để tạo ra các đặc tính thời gian - dòng điện đa dạng Nó thường được kết hợp với dây chịu lực nối song song để chịu lực kéo Một đầu của dây chảy có dạng nút, trong khi đầu còn lại rời, cho phép lắp đặt dễ dàng trong các cầu chì tự rơi và thiết bị khác Phần tử chảy được bao quanh bởi một ống phụ trợ sinh khí, giúp dập tắt các dòng sự cố nhỏ Ngoài ra, một số dây chảy đặc biệt sử dụng hai phần tử chảy để kiểm soát dòng điện, giúp bảo vệ quá dòng hiệu quả mà không làm giảm khả năng chịu đựng các dòng điện ngắn hạn.

Mỗi loại dây chảy được sản xuất theo tiêu chuẩn riêng, bao gồm các loại dây chảy thông thường như sau: Dây chảy định mức “N” cho phép tải liên tục 100% dòng điện định mức và có khả năng chảy ở ít nhất 230% dòng định mức trong 5 phút Bên cạnh đó, dây chảy loại “K” và “T” được phân loại theo tốc độ chảy, với dây chảy “K” có tỉ số tốc độ từ 6-8, trong khi dây chảy “T” có tỉ số từ 10-13.

Tỉ số tốc độ của dây chảy là tỉ số của dòng điện làm cho dây chảy đứt ở 0,1 giây và

300 giây hoặc 600 giây (300 giây ứng với dây chảy có dòng định mức đến 100 A và

600 giây ứng với dây chảy có dòng định mức lớn hơn 100A) c Dây chảy Edison được phân loại theo bảng dưới đây

Cầu chì được phân loại theo cấu tạo và nguyên lý hoạt động hay cách thức dập hồ quang Các loại cầu chì thường dùng bao gồm:

- Cầu chì giới hạn dòng

Hình 1.2 Cầu chì tự rơi 35kV-22kV 1.2.3 Máy cắt tự động đóng lại Automatic Circuit Reclosers (Gọi tắt là Reclosers)

Recloser là thiết bị cắt điện trung thế tự động có khả năng tự đóng lại sau khi phát hiện sự cố Khi xảy ra sự cố lần đầu, recloser sẽ cắt điện bằng cách mở các tiếp điểm Sau khoảng thời gian được cài đặt bởi người vận hành, recloser sẽ tự động đóng lại Nếu sự cố là tạm thời, như trường hợp một con rắn gây ra sự cố nhưng sau đó rơi xuống đất, hệ thống sẽ hoạt động bình thường trở lại Ngược lại, nếu sự cố là vĩnh viễn, chẳng hạn như đứt dây, recloser sẽ thực hiện cắt điện lần thứ hai, với số lần tự đóng lại được xác định bởi người vận hành.

Máy cắt tự động đóng lại (Recloser) điều khiển điện tử là thiết bị bảo vệ quá dòng đáng tin cậy cho lưới điện phân phối lên đến 38kV Với thiết kế gọn nhẹ, thiết bị dễ dàng lắp đặt trên trụ hoặc trong các trạm Các máy cắt này thể hiện độ tin cậy và tuổi thọ cao qua thực tế sử dụng Nhờ vào bộ phận điều khiển tự động, máy cắt tự động đóng lại có khả năng phối hợp tốt với các thiết bị rơ le bảo vệ khác trong hệ thống.

Các loại máy cắt tự động đóng lặp lại trên đường dây 476-E14 lưới điện phân phối 22kV Đà nẵng:

 Recloser của hãng COOPER và tủ điều khiển FXD.

 Recloser của hãng NOJA-OSM27 và tủ điều khiển RC10-ES.

 Recloser của hãng NU-LEC và tủ điều khiển ADVC 2-A45-27.01.

Các recloser này có dải thông số định mức đa dạng, phù hợp với nhiều nhu cầu khác nhau của hệ thống điện Hơn nữa, các phụ kiện điều khiển đi kèm giúp tối ưu hóa chương trình bảo vệ, mang lại tính linh động cao trong quá trình vận hành hệ thống.

Một bộ máy cắt tự động đóng lặp lại điều khiển điện tử gồm các phần sau:

 Máy cắt tự động đóng lại và phụ kiện.

 Bộ điều khiển điện tử và phụ kiện.

 Cáp nối mạch điều khiển.

 Phụ kiện treo máy cắt tự động đóng lại (theo yêu cầu).

Hình 1.3 Recloser (a) và lắp đặt Recloser trên lưới (b)

Ba biến dòng chân sứ lắp bên trong tủ điều khiển của Recloser sẽ cảm nhận dòng điện qua từng pha Khi dòng điện vượt quá giá trị cắt nhỏ nhất đã được lập trình, tủ điều khiển sẽ khởi động trình tự cắt đã được thiết lập Nếu sự cố là tạm thời, tủ sẽ ngưng điều khiển recloser sau khi đóng lại thành công và reset về trình tự hoạt động ban đầu sau thời gian trì hoãn Ngược lại, nếu sự cố là vĩnh viễn, tủ sẽ thực hiện trình tự đã lập trình và khóa recloser khi đang mở Để mở lại recloser, tủ điều khiển cần được reset về điểm xuất phát của trình tự hoạt động.

Biến dòng chân sứ được lắp bên trong tủ điều khiển, với mỗi biến dòng trên mỗi pha, giúp cảm nhận dòng điện qua recloser Khi dòng điện hoặc dòng pha thứ tự không vượt quá giá trị cắt tối thiểu đã được lập trình, tủ điều khiển sẽ kích hoạt trình tự cắt cho recloser Nếu sự cố là tạm thời, tủ sẽ ngưng điều khiển recloser sau khi đóng lại thành công và trở về trình tự hoạt động ban đầu sau thời gian trì hoãn đã định Ngược lại, nếu sự cố là vĩnh viễn, tủ điều khiển sẽ thực hiện trình tự đã lập trình và khóa recloser trong trạng thái mở Sau khi khóa, tủ cần được reset về điểm xuất phát của trình tự hoạt động và đồng thời đóng recloser lại.

1.2.4.1 Giới thiệu chung Đường dây tải điện là một phần tử quan trọng trong hệ thống điện, nhiệm vụ là truyền tải điện năng đến cho các hộ tiêu thụ điện Ngày nay với sự phát triển không ngừng thì việc đảm bảo độ tin cậy cung cấp đến hộ tiêu thụ ngày càng cao Chính vì thế việc đảm bảo cho đường dây không bị các sự cố là vấn đề rất quan trọng Những sự cố thường gặp đối với đường dây tải điện như: ngắn mạch (một pha hay nhiều pha), chạm đất một pha, quá điện áp, đứt dây và quá tải.

Rơle là thiết bị quan trọng trong việc nhận biết sự cố, định thời gian và điều khiển hoạt động của máy cắt, vì máy cắt không thể tự cảm nhận sự cố Có nhiều loại rơle khác nhau như rơle quá dòng, rơle quá áp, rơle so lệch, rơle tổng trở, rơle thứ tự pha và rơle tự đóng lại, đáp ứng nhu cầu của các hệ thống khác nhau Trong lưới phân phối, rơle quá dòng và rơle đóng lại thường được sử dụng phổ biến, thậm chí có loại tích hợp cả hai chức năng này Để bảo vệ đường dây trung áp khỏi ngắn mạch, các loại bảo vệ chuyên dụng được áp dụng.

 Quá dòng cắt nhanh hoặc có thời gian với đặc tính thời gian độc lập hoặc phụ thuộc 50/51.

 Bảo vệ chống chạm đất nhạy SEF.

 Bảo vệ đóng lặp lại F79.

 Bảo vệ chống chạm đất 50/51N.

 Bảo vệ thứ tự nghịch I2.

Hình 1.4 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50)

Hình 1.5 Mặt trước rơle SEL 751 Hình 1.6 Role kỹ thuật số ABB

Hình 1.7 Cấu trúc điểm hình của rơ le kỹ thuật số 1.2.4.2 Khái niệm rơ le kỹ thuật số

Rơ le kỹ thuật số hoạt động dựa trên nguyên tắc đo lường số, với các đại lượng như dòng điện và điện áp được nhận từ máy biến dòng (TI) và máy biến điện áp (TU) và sau đó được số hoá Những dữ liệu này được xử lý bởi một hoặc nhiều bộ vi xử lý, từ đó đưa ra các quyết định dựa trên chương trình đã được cài đặt sẵn trong rơ le Có thể coi hợp bộ bảo vệ rơ le số như một chiếc máy tính hoàn chỉnh, hoạt động trong thời gian thực.

1.2.4.3Cấu trúc điển hình của rơ le kỹ thuật số ABB Điện áp đầu vào hoặc dòng điện đầu vào của rơ le được lấy qua các BU và Bi từ đối tượng bảo vệ., Lưu ý tín hiệu tương tự chỉ chuyển sang tín hiệu số đối với điện áp nên đối với các tín hiệu dòng điện thì trước tiên phải biến đổi nó sang điện áp theo nhiều cách

1.2.4.4 Những ưu điểm của rơ le kỹ thuật số ABB

Phối hợp giữa cầu chì với cầu chì

Trong phối hợp giữa các cầu chì, một nguyên tắc quan trọng là thời gian cắt lớn nhất của cầu chì bảo vệ phía sau không được vượt quá 75% thời gian chảy nhỏ nhất của cầu chì bảo vệ phía trước, nhằm đảm bảo hiệu quả bảo vệ dự trữ.

Ba phương pháp được sử dụng trong việc phối hợp cầu chì:

 Phương pháp dùng đường đặc tuyến TCC.

Khi phối hợp, cần đảm bảo thời gian giải trừ sự cố của cầu chì phía sau không vượt quá 75% thời gian chảy nhỏ nhất của cầu chì phía trước để đảm bảo an toàn Nếu cầu chì được sử dụng làm thiết bị bảo vệ dự phòng, cần chú ý rằng dây chảy không bị hư hỏng trong vùng bảo vệ của thiết bị phía tải Đặc tuyến TCC được thiết lập ở 25°C, và thời gian chảy nhỏ nhất của dây chảy có thể thay đổi tùy thuộc vào nhiệt độ môi trường Nhiệt độ cao do dòng tải trước đó có thể làm giảm thời gian chảy nhỏ nhất, trong khi sự thay đổi môi trường cũng gây khó khăn trong việc đánh giá đặc tuyến Thêm vào đó, sự suy giảm tuổi thọ của dây chảy theo thời gian cũng làm giảm thời gian giải trừ sự cố và thời gian chảy của cầu chì Để khắc phục tình trạng này, nên chọn dây chảy có khả năng chịu đựng dòng trong phạm vi 90% trên đường cong thời gian chảy nhỏ nhất.

Hình 2.1 Phối hợp bảo vệ giữa các cầu chì 2.1.2 Phương pháp tra bảng

Trong một số trường hợp, việc phối hợp giữa các cầu chì lặp đi lặp lại và các đặc tuyến TCC chồng lên nhau có thể gặp khó khăn Nếu các cầu chì có cùng hệ số nhân và có thể xác định dòng sự cố, việc sử dụng bảng tra để phối hợp sẽ trở nên dễ dàng hơn Tuy nhiên, phương pháp này có độ chính xác thấp hơn so với việc phối hợp dựa trên đặc tuyến TCC.

Sự lựa chọn cầu chì như trên đảm bảo thoả mản tỉ số thời gian cắt cực đại/thời gian chảy nhỏ nhất bé hơn 75%.

Thông số được cho như bảng 2.1 và 2.2

2.1.3 Phương pháp phối hợp theo kinh nghiệm

Phối hợp theo kinh nghiệm thường dùng để phối hợp các cầu chì dây chảy cùng loại và cùng cấp.

Dây chảy loại K cho phép kết hợp linh hoạt giữa các định mức kề cận trong cùng một nhóm, với khả năng đạt giá trị dòng lên đến 13 lần định mức của dây chảy bảo vệ.

Dây chảy loại T cho phép kết hợp linh hoạt giữa các định mức kề cận trong cùng một nhóm, đạt giá trị dòng lên đến 24 lần định mức dây chảy bảo vệ Ứng dụng này mang lại hệ số an toàn cao, lên đến 75% hoặc hơn.

Các dây chảy loại T thông dụng là : 6T, 10T, 15T, 25T, 40T, 65T, 100T, 140T, 200T.

Bảng 2.1: Dây chảy loại K EEI-NEMA

Maximun Fault – Current Protection Provided by Protecting Link –

Bảng 2.2: Dây chảy loại T EEI-NEMA

Phối hợp giữa RECLOSER với cầu chì

Recloser là thiết bị bảo vệ quá dòng phổ biến, giúp chuyển đổi các sự cố thành sự cố thoáng qua Để sử dụng recloser hiệu quả, cần chú ý đến một số vấn đề quan trọng.

- Thiết bị bảo vệ phía tải phải cắt được sự cố trước khi thiết bị phía nguồn tác động cắt.

- Tình trạng cắt điện do sự cố vĩnh cửu phải được cô lập trong phạm vi nhỏ nhất có thể trong hệ thống.

Các nguyên tắc này quyết định lựa chọn đặc tuyến bảo vệ, thứ tự hoạt động của thiết bị nguồn và tải, cũng như vị trí lắp đặt của chúng trên lưới phân phối Để xác định vị trí và số lượng thiết bị cần thiết nhằm cô lập sự cố trong phạm vi nhỏ nhất, mỗi công ty sẽ dựa vào quan điểm thiết kế riêng của mình.

Hình 2.2 Phối hợp đặc tính giữa Recloser và cầu chì.

Phương pháp gần đúng kiểm tra sự phối hợp giữa Recloser và cầu chì không cần phân tích quá trình phát nhiệt và tản nhiệt của cầu chì Cụ thể, đường cong hư hỏng của cầu chì được xác định bằng 75% đường cong thời gian nóng chảy Đường cong 75% này được so sánh với đường cong A’=2xA Tương tự, điểm a’ được xác định từ đường cong B’, giúp cải thiện độ chính xác của sự phối hợp nhờ vào việc cộng thêm thời gian tác động của Recloser.

Giới hạn dòng Đường cong đứt tổng cầu chì C

Giới hạn dòng cực đại

Giới hạn dòng cực tiểu

2.2.1 Phối hợp Recloser phía tải cầu chì phía nguồn

Phối hợp giữa recloser và cầu chì dựa trên đường đặc tuyến TCC đã được hiệu chỉnh bởi một hệ số nhân.

Cầu chì phía nguồn bảo vệ MBA được lựa chọn dựa trên đặc tuyến của recloser và loại recloser, kết hợp với đặc tuyến TCC của recloser đã được xác định trước Sau khi xác định cầu chì phía nguồn, cầu chì phía tải sẽ được chọn để phối hợp hiệu quả với recloser.

Recloser được lựa chọn kết hợp với cầu chì phía nguồn để đảm bảo cầu chì không ngắt mạch trong bất kỳ trường hợp dòng điện sự cố nào phía tải của recloser Nhiệt độ sinh ra từ hoạt động của recloser cần phải được kiểm soát để không làm chảy cầu chì Để đạt được điều này, một hệ số nhân (K) được sử dụng để điều chỉnh đặc tuyến TCC tại điểm phá hỏng của cầu chì Đặc tuyến tác động trễ của recloser phải nằm dưới đặc tuyến nóng chảy tối thiểu của cầu chì phía nguồn.

Để so sánh đặc tuyến TCC của cầu chì và Recloser, cần phải dịch chuyển các đặc tuyến về cùng cấp điện áp do chúng được lắp đặt ở hai cấp điện áp khác nhau Cầu chì thường được xác định theo dung lượng máy biến áp, vì vậy cần dịch chuyển đặc tuyến TCC của cầu chì theo phương ngang (trục dòng điện) một đoạn tỉ lệ với tỉ số biến áp Kn Sau khi thực hiện dịch chuyển, các đặc tuyến này sẽ được so sánh với đặc tuyến của Recloser để chọn ra Recloser phù hợp.

Hình 2.3 minh họa sơ đồ phối hợp giữa Recloser và cầu chì phía nguồn Đối với máy biến áp có tổ đấu dây Δ/Y, tỉ số dòng ngắn mạch giữa sơ cấp và thứ cấp sẽ khác nhau tùy thuộc vào dạng ngắn mạch Bảng 2.3 cung cấp các hệ số chuyển đường cong cầu chì về thứ cấp của máy biến áp.

Bảng 2.3 Giá trị của hệ số K khi phối hợp Recloser với cầu chì phía nguồn [1]

Hệ số nhân K t đóng lại (s) 2 nhanh 2 chậm 1 nhanh 3 chậm 4 lần chậm

Bảng 2.4 Các hệ số chuyển đường cong cầu chì về thứ cấp máy biến áp

Dạng ngắn mạch Hệ số chuyển đổi

Với Kn là tỉ số biến áp

Hình 2.4 Phối hợp Recloser với cầu chì phía nguồn 2.2.2 Phối hợp Recloser với cầu chì phía tải

Khi phối hợp Recloser với cầu chì phía tải cần cài Recloser làm việc ở hai lần cắt nhanh và hai lần cắt chậm.

Theo thống kê, khoảng 70% sự cố thoáng qua được loại trừ khi Recloser hoạt động lần đầu, và 10% còn lại được xử lý ở lần thứ hai Nếu sự cố vẫn chưa được giải quyết, cầu chì sẽ cắt sự cố khi Recloser hoạt động lần ba và lần bốn.

Hai quy luật ràng buộc sự phối hợp và chọn lựa thứ tự hoạt động của Recloser và cầu chì:

Khi giá trị dòng sự cố đạt đến mức làm dây chảy, thời gian dây chảy cần phải lớn hơn thời gian cắt của Recloser theo đặc tuyến nhanh Quy luật này đảm bảo rằng trong trường hợp có sự cố thoáng qua, cầu chì sẽ không bị cắt hay đốt nóng Điều này có thể được biểu diễn bằng công thức: t cmin(chì) > K t A(Recloser).

Thời gian chảy xác định của cầu chì, ký hiệu là t cmin(chì), tương ứng với đặc tuyến thời gian nóng chảy tối thiểu Trong khi đó, thời gian cắt của Recloser, ký hiệu là t A, được xác định theo đặc tuyến nhanh A của thiết bị này.

K là hệ số hiệu chỉnh đặc tuyến của Recloser, được xác định dựa trên chu trình hoạt động và thời gian đóng lại của thiết bị khi phối hợp với cầu chì phụ tải.

Mục đích của việc kết hợp recloser với cầu chì phía tải là để cầu chì có thể giải quyết sự cố ngắn mạch trước khi recloser ngắt hẳn dòng điện Để đảm bảo recloser có khả năng cắt dòng điện sự cố mà không làm hư hỏng cầu chì, cần so sánh đường cong chảy nhỏ nhất của cầu chì với đường cong tác động nhanh của recloser đã được hiệu chỉnh.

Bảng 2.5 Bảng hệ số nhân K [1]

Thời gian đóng lại Hệ số hiệu chỉnh K

Recloser một lần cắt nhanh Recloser hai lần cắt nhanh

Hình 2.5 Sơ đồ phối hợp giữa recloser và cầu chì phía tải

Hình 2.6 Phối hợp đặc tuyến giữa Recloser và cầu chì phía tải.

Phối hợp giữa RECLOSER với RECLOSER

Phối hợp recloser được thực hiện bằng cách lựa chọn các giá trị dòng cắt nhỏ nhất phù hợp và dựa trên đặc tuyến TCC Để đạt được sự phối hợp tốt nhất, các recloser cần có ít nhất một lần tác động nhanh Khi thực hiện phối hợp, cần lưu ý khoảng thời gian giữa các đặc tuyến của hai recloser để tránh tình trạng tác động đồng thời khi có sự cố xảy ra.

Hình 2.7 Minh họa phối hợp đặc tuyến của các RECLOSER 2.3.2 Nguyên tắc phối hợp cơ bản của RECLOSER điện tử

Recloser điện tử được thiết kế để đáp ứng nhu cầu phối hợp cho từng hệ thống riêng biệt Khi phối hợp các recloser, cần chú ý đến dòng cắt tạm thời trong trường hợp sự cố chạm đất và chạm pha Ngoài ra, việc lựa chọn đặc tuyến TCC, thứ tự tác động, thời gian tác động và các yếu tố phụ khác cũng rất quan trọng.

Thông số chính cần quan tâm khi phối hợp là:

Recloser điều khiển điện tử trong mạng hình tia được thiết kế để cắt dòng điện một cách hiệu quả Để đảm bảo hoạt động tối ưu, giá trị dòng cắt nhỏ nhất cần được chọn dựa trên giá trị dòng tải đỉnh tại vị trí lắp đặt recloser Điều này giúp recloser có khả năng xử lý mọi dạng sự cố trong phạm vi bảo vệ, đảm bảo an toàn và ổn định cho hệ thống điện.

Recloser phía máy biến áp cần thực hiện ít nhất một lần tác động nhanh do sự cố thoáng qua thường xuyên xảy ra Để recloser phía tải phối hợp hiệu quả với recloser phía nguồn, nó cần có số lần tác động nhanh bằng hoặc lớn hơn Đường cong tác động chậm được thiết kế để recloser phía tải có khả năng cắt các sự cố vĩnh cửu mà recloser phía nguồn không thể cắt sau khi thực hiện các lần tác động nhanh Để tránh tác động cắt đồng thời, cần chọn đặc tuyến phù hợp và áp dụng recloser phối hợp tuần tự.

Phối hợp giữa RELAY với cầu chì

Phối hợp relay với cầu chì bao gồm hai phần chính:

+ Phối hợp relay với cầu chì phía nguồn.

+ Phối hợp relay với cầu chì phía tải.

Relay điều khiển máy cắt theo thời gian, đảm bảo hoạt động an toàn trong hệ thống điện Khi kết hợp với cầu chì phía nguồn, relay cần cắt trước khi cầu chì bắt đầu chảy Ngược lại, khi phối hợp với cầu chì phía tải, relay phải tác động sau khi cầu chì đã hoạt động.

2.4.1 Phối hợp Rơle với cầu chì phía nguồn

Cầu chì bảo vệ mạch phía sơ cấp MBA cùng với một máy cắt, được điều khiển bằng relay, bảo vệ mạch phía thứ cấp.

Hình 2.9 Sơ đồ phối hợp cầu chì phía sơ cấp và Rơle phía thứ cấp

2.4.2 Phối hợp Rơle với cầu chì phía tải

Rơle quá dòng có đặc tuyến đơn và được phối hợp với cầu chì phía tải nhằm đảm bảo rằng đặc tuyến của rơle chậm hơn so với đặc tuyến của cầu chì.

Cầu chì đóng vai trò quan trọng trong việc bảo vệ máy móc khỏi sự cố vĩnh viễn khi xảy ra sự cố ở cuối đường dây, giúp chỉ một phần nhỏ của đường dây bị mất điện.

Hình 2.10 Sơ đồ phối hợp Rơle với cầu chì

2.4.3 Các phương pháp phối hợp a, Phương pháp tổng thời gian tích luỹ:

Phương pháp đơn giản và cổ điển để kiểm tra cầu chì là thêm vào bộ đếm thời gian các sự cố độc lập nhỏ hơn 10 giây, nhằm làm nguội hoàn toàn và so sánh tổng thời gian này với đặc tuyến của cầu chì Để đảm bảo an toàn, thời gian dự phòng khoảng 50% của đặc tuyến thời gian chảy nhỏ nhất của cầu chì phía nguồn được cho phép mang tải trước, đồng thời cần xem xét ảnh hưởng của nhiệt độ môi trường và tính không lặp lại của đặc tính relay Ngoài ra, phương pháp hệ số nguội cũng được áp dụng trong quy trình này.

Phương pháp này cho kết quả phối hợp chính xác hơn so với phương pháp tổng thời gian tích lũy, nhờ vào việc sử dụng các hệ số làm nguội của dây chảy và đánh giá thời gian đóng lại của relay.

Công thức: Teff = TF(N) + TF(N-1) + C(N-1) x C(N) x TF(N-2) + … Với:

+ Teff: khoảng thời gian sự cố ảnh hưởng của relay.

+ TF(N): khoảng thời gian của sự cố thứ N của thiết bị đóng lại.

+ C(N): hệ số làm nguội của dây chảy trong thời gian đóng lại.

Việc sử dụng công thức trên đòi hỏi phải hiểu biết nhiều về đặc tính phục hồi của relay.

Bảng 2.6 Bảng hệ số làm nguội của dây chảy [1]

Phối hợp giữa RECLOSER với RELAY

Phối hợp giữa recloser và Relay được thực hiện tương tự như với các thiết bị bảo vệ khác, nhưng cần lưu ý đặc tính của Relay bảo vệ quá dòng Đối với Relay tĩnh, thời gian trở về nhanh chóng dẫn đến việc tích lũy thời gian khi Recloser đóng lại nhiều lần là không đáng kể, do đó việc phối hợp giữa Recloser và Relay tĩnh ở đầu nguồn tương đối đơn giản Cần chọn đặc tính của Recloser nằm dưới đặc tính của Relay bảo vệ và đảm bảo khoảng cách an toàn giữa hai đường đặc tính để Recloser luôn tác động trước Relay bảo vệ đầu nguồn Trong khi đó, đối với Relay điện cơ, thời gian tác động và thời gian trở về có quán tính thời gian, vì vậy cần cộng tất cả các khoảng thời gian tích lũy sai số cho Relay khi Recloser tác động.

Hình 2.11 Phối hợp đặc tính Relay với đặc tính Recloser WVE

Phối hợp giữa Rơle và Rơle

Hiện nay, xu hướng sử dụng rơle quá dòng phụ thuộc đang gia tăng, thay thế cho rơle độc lập, vì rơle độc lập không phù hợp với khả năng chịu dòng của thiết bị bảo vệ Rơle quá dòng phụ thuộc cắt sự cố với thời gian giống nhau, bất kể sự thay đổi lớn của dòng ngắn mạch Điều này dẫn đến tình huống rơle không kích hoạt khi dòng ngắn mạch lớn, trong khi lại cắt quá sớm khi dòng ngắn mạch nhỏ, gây gián đoạn hoạt động liên tục của thiết bị Do đó, bài viết này chỉ tập trung vào rơle quá dòng với đặc tính phụ thuộc.

2.6.1 Độ phân cấp thời gian với đặc tuyến phụ thuộc Độ phân cấp về thời gian với đặc tính phụ thuộc giữa 2 rơle liền kề được xác định như sau:

Esr là sai số thời gian tương đối của rơle quá dòng, thường dao động từ 3% đến 5% Sai số đo lường giữa hai rơle liền kề ảnh hưởng đến đặc tuyến thời gian dòng, và sai số này phụ thuộc vào mức độ của dòng tác động.

+ tMC là thời gian cắt của máy cắt cấp bảo vệ trước(về phía tải) có giá trị bằng 0,1

Thời gian cắt của các loại máy cắt khác nhau được xác định như sau: máy cắt không khí có thời gian cắt là 0,2 giây; máy cắt chân không dao động từ 0,06 đến 0,08 giây; và máy cắt khí SF6 có thời gian cắt từ 0,04 đến 0,05 giây Thời gian này phụ thuộc vào thời gian truyền tín hiệu từ rơle đến máy cắt, thời gian kích hoạt cuộn cắt và thời gian dập hồ quang.

Thời gian sai số do quán tính (tqt) là khoảng thời gian mà rơle vẫn giữ trạng thái tác động mặc dù dòng ngắn mạch đã bị cắt, thường có giá trị nhỏ hơn 0,05 giây Sai số này xảy ra khi năng lượng điện còn tồn tại trong các mạch dung kháng bên trong rơle, cho phép nó tiếp tục tác động thêm một thời gian sau khi dòng ngắn mạch đã ngừng.

Hình 2.12 Xác định độ phân cấp về thời gian

+ tdp là thời gian dự phòng.

+EBI là sai số đo lường của biến dòng.

Cần lưu ý rằng sai số của các rơle và BI là biến đổi, phụ thuộc vào dòng ngắn mạch qua rơle, tức là vị trí của điểm ngắn mạch Do đó, việc xác định độ phân cấp về thời gian sẽ phụ thuộc vào dòng ngắn mạch tại các vị trí chuyển tiếp của cấp bảo vệ.

2.6.2 Nguyên tắc phối hợp giữa 2 Rơle liền kề

Hình 2.13 Nguyên tắc phối hợp các bảo vệ quá dòng liền kề

- Để phối hợp tốt các rơle quá dòng liền kề với đặc tuyến phụ thuộc, ta cần

- phải thực hiện các nguyên tắc cơ bản sau:

- Đặc tuyến bảo vệ phải nằm dưới và có độ nghiêng càng gần với đặc tuyến

- chịu dòng an toàn của đối tượng bảo vệ càng tốt.

- Sử dụng các bảo vệ liền kề có độ dốc của đặc tuyến gần giống nhau.

- Các bảo vệ càng xa nguồn càng có giá trị đặt dòng nhỏ hơn so với các bảo vệ gần nguồn.

- Chọn thời gian đặt phải thực hiện sao cho rơle sẽ tác động với thời gian nhỏ nhất tại điểm cuối đường dây.

Khi xảy ra ngắn mạch tại các điểm chuyển tiếp giữa hai bảo vệ liền kề, thời gian tác động của hai bảo vệ này cần phải khác nhau ít nhất bằng khoảng thời gian phân cấp tối thiểu được xác định trong chế độ cực đại của hệ thống.

- Các đặc tuyến được xác định từ bảo vệ xa nguồn nhất đến bảo vệ gần nguồn nhất.

Theo đặc tuyến bảo vệ chung, thời gian tác động của bảo vệ đối với các sự cố gần nguồn có xu hướng giảm, nhưng vẫn duy trì độ phân cấp thời gian tại các điểm có khả năng xảy ra tác động nhầm.

Phối hợp giữa cầu chì sơ cấp và aptomat thứ cấp máy biến áp, phối hợp giữa các

2.7.1 Phối hợp giữa cầu chì sơ cấp và Aptomat thứ cấp MBA Để tránh sự tác động của cầu chì trung thế khi có sự cố phía sau Aptomat tổng hạ thế thì đặc tính vận hành Aptomat phải nằm phía trái đường cong thời gian nóng chảy tối thiểu của cầu chì. Đặc tính của Aptomat tổng phía hạ thế:

- Giá trị chỉnh định dòng cắt ngắn mạch lớn nhất của bộ tác động từ.

- Giá trị tối đa của độ trễ đưa vào để thực hiện việc chọn lọc theo thời gian.

Hình 2.14 Phối hợp đặc tính Aptomat và cầu chì 2.7.2 Phối hợp giữa các Aptomat mắc nối tiếp

Aptomat hạn chế dòng được thiết kế để kiểm soát dòng điện của các hồ quang ngắn mạch, giúp bảo vệ hệ thống điện Để tối ưu hóa chức năng này, có thể lắp thêm các môđun hạn chế dòng riêng biệt theo kiểu mắc nối tiếp vào các Aptomat tiêu chuẩn.

Mỗi pha của môđun hạn chế dòng có một thanh tiếp điểm, thanh này sẽ nối hai tiếp điểm loại chịu công suất lớn.

Khi giá trị dòng điện tăng, lực tác động lên thanh cũng tăng theo, đồng thời điện trở của hồ quang sẽ lớn hơn khi chiều dài hồ quang kéo dài Điều này cho thấy biên độ dòng sự cố có khả năng tự điều chỉnh.

Aptomat sẽ dễ cắt ở mức dòng thấp, nhất là khi cosφ của mạch vòng sự cố tăng lên do xuất hiện điện trở hồ quang.

Khi áp dụng sơ đồ ghép tầng, các tiếp điểm chính của Aptomat sẽ hạn chế dòng điện với tác động trễ, cho phép Aptomat tốc độ nhanh phía sau cắt dòng sự cố Điều này có nghĩa là Aptomat hạn chế dòng vẫn có thể duy trì trạng thái đóng.

Thanh tiếp điểm của Aptomat hạn chế dòng sẽ trở lại trạng thái ban đầu nhờ vào các lò xo nén khi dòng sự cố chấm dứt Nếu Aptomat phía sau không hoạt động, Aptomat hạn chế dòng sẽ kích hoạt sau một khoảng thời gian trễ ngắn.

Sử dụng Aptomat hạn chế dòng giúp tối ưu hóa các thiết bị đóng cắt, cáp và các phần tử mạch phía sau, nhờ đó giảm thiểu chi phí lắp đặt và đơn giản hóa quy trình.

Aptomat hạn chế dòng có tác dụng bảo vệ các thiết bị kết nối bằng cách tăng tổng trở nguồn trong tình huống ngắn mạch Tuy nhiên, chúng không làm tăng tổng trở nguồn khi khởi động các động cơ lớn, giúp đảm bảo hiệu suất hoạt động của thiết bị.

Bảo vệ có thể được chọn lọc theo hai hình thức: tuyệt đối hoặc từng phần Quy trình này dựa trên nguyên lý mức dòng, thời gian trễ, hoặc sự phối hợp giữa cả hai, đồng thời tuân theo nguyên lý logic.

Khi xảy ra sự cố trong hệ thống, Aptomat ngay sau điểm gặp sự cố sẽ tự động ngắt để khắc phục tình huống, trong khi các Aptomat khác không bị ảnh hưởng.

Tính toán ngắn mạch

2.8.1 Phương pháp đơn vị tương đối

Xét phương trình đơn giản giữa điện áp, dòng điện và tổng trở:

E, I, Z được tính theo đơn vị Vôn, Ampe và Ohm Chia cả 2 vế của phương trình trên cho cùng một số do đó sự cân bằng không bị phá vỡ, gọi số này là điện áp cơ bản Ecb:

(2.2) Xác định dòng điện cơ bản Icb và tổng trở cơ bản Zcb phụ thuộc vào điều kiện:

Cuối cùng, các đại lượng trong đơn vị tương đối được xác định như sau:

Do đó: E đvtđ =I đvtđ Z đvtđ

Lấy phương trình biểu diễn mối quan hệ giữa công suất, điện áp và dòng điện

Và xác định công suất cơ bản Scb theo Vôn, Ampe như sau:

Từ đó, công suất trong đơn vị tương đối S được xác định như sau:

Do đó: S đvtđ =E đvtđ I đvtđ

Trong hệ thống điện một pha, việc tính toán dòng điện pha, điện áp pha và công suất mỗi pha được thực hiện theo các công thức cụ thể Tương tự, hệ thống điện ba pha cũng áp dụng những nguyên tắc tính toán này để xác định các thông số điện cần thiết.

S cb =kVA cb :Công suất cơ bản mỗi pha hoặc công suất cơ bản1pha

E cb :Điện áp pha cơ bản , điệnáp1pha ,tính bằng kV

E cb :Dòngđiện dây cơ bản tínhbằng A

S cb :Tổng trở cơ bản tính bằng Ω

- Tính toán trong hệ thống điện 3 pha:

S cb =kVA cb :Công suất cơ bản3pha kVA

E cb :Điện áp dây cơ bản , tính bằng kV

:Dòng điện pha cơ bản tínhbằng A

S cb :Tổng trở cơ bản tính bằng Ω

Tổng trở trong đơn vị tương đối của một thành phần trong mạch được tính như sau:

Giá trị cơ bản có thể được xác định thông qua điện áp pha và công suất 1 pha, hoặc điện áp dây và tổng công suất 3 pha Việc chuyển đổi tổng trở từ hệ đơn vị tương đối theo hệ cơ bản này sang hệ đơn vị tương đối theo hệ cơ bản mới là cần thiết để đảm bảo tính chính xác trong các tính toán điện.

Z đvtđ mới =Z đvtđ cũ ( U U cb mới cb cũ ) 2 ( S S cb mới cb cũ ) (2.15)

2.8.2 Tổng trở tương đương Thevenin

Hình 2.16 Mạch tương đương Thevenin

2.8.3 Sự cố không đối xứng

- Tổng trở thứ tự và mạng thay thế của đường dây.

Hình 2.17 Mạng thứ tự của đường dây

+X s : Điện kháng thứ tự thuận của đường dây

+X m : Điện kháng tương hỗ của cặp dây dẫn

- Giả sử đường dây có hoán vị:

+ Kháng trở thứ tự thuận và thứ tự nghịch bằng nhau.

+ Kháng trở thứ tự không lớn hơn so với thứ tự thuận và thứ tự nghịch.

2.8.4 Xây dựng mạng thứ tự của hệ thống điện

Mạng thứ tự của các phần tử trong hệ thống điện, như động cơ đồng bộ, máy biến áp và đường dây, được sử dụng để xây dựng mạng thứ tự một cách hiệu quả Quá trình này bắt đầu từ mạng thứ tự thuận, được hình thành dựa trên sơ đồ đơn tuyến của hệ thống Từ mạng thứ tự thuận, việc suy ra mạng thứ tự nghịch trở nên dễ dàng hơn.

Mạng thứ tự không trong hệ thống điện cho phép kết hợp các phần tử để tạo thành sơ đồ hoàn chỉnh Tổng trở nối trung tính, bao gồm máy phát và máy biến áp có trung tính, sẽ bằng ba lần giá trị của nó trong mạng thứ tự không Đặc biệt, cần chú ý đến tổ đấu dây của máy biến áp trong mạng thứ tự không để đảm bảo tính chính xác và hiệu quả của hệ thống.

Từ những mạng trên của hệ thống điện, chúng ta xây dựng ma trận tổng trở thứ tự thanh cái của mạng: [Z 1 bus ] , [Z 2 bus ], [Z bus 0 ].

- Ngắn mạch 1 pha chạm đất:

Hình 2.18 Ngắn mạch 1 pha chạm đất

Hình 2.19 Ngắn mạch 2 pha chạm nhau

2.8.5 Sự cố trên đường dây phân phối hình tia

Hình 2.20 Trạm phân phối và đường dây hình tia Bảng 2.7 Loại sự cố và dòng điện sự cố

Loại sự cố Dòng điện sự cố

+V F : Điện áp tương đương Thevenin (1÷1,1).

+Z S : Kháng trở tương đương Thevenin của nguồn.

+Z T : Kháng trở máy biến áp.

+Z L : Kháng trở đường dây phân phối.

+¿ 30÷40 (Ω) cho trường hợp sự cố cực tiểu.

+¿ 0 (Ω) cho trường hợp sự cố cực đại.

Bảng 2.8 Giá trị ước lượng của k 0

Tính toán bảo bệ relay cho đường dây

2.9.1 Tính chỉnh định rơle bảo vệ cho lưới trung tính cách điện a Trường hợp thiết bị được bảo vệ là máy biến áp trạm trung gian

- Lựa chọn dạng và điểm tính ngắn mạch

- Tính dòng ngắn mạch I (3) max tại thanh cái hạ áp sau đó quy đổi về phía cao áp của máy biến áp, trong đó:

+ Giá trị trở kháng của hệ thống: XHTmax

+ Các máy biến áp trong trạm trung gian vận hành độc lập.

Mục đích của việc tính toán dòng ngắn mạch qua từng máy biến áp là để xác định dòng khởi động cho hệ thống bảo vệ quá dòng cắt nhanh, được lắp đặt ở phía cao áp của máy biến áp.

- Tính dòng ngắn mạch I (2) min tại thanh cái hạ áp sau đó quy đổi về phía cao áp của máy biến áp, trong đó:

+ Giá trị trở kháng của hệ thống: XHTmin

+ Trong chế độ bình thường, các máy biến áp vận hành theo phương thức nào thì tính ngắn mạch ở phương thức đó.

Mục đích của việc tính toán dòng ngắn mạch qua từng máy biến áp là để quy đổi về phía cao áp, nhằm kiểm tra độ nhạy của hệ thống bảo vệ quá dòng đã được cài đặt ở phía cao áp của máy biến áp.

- Tính dòng ngắn mạch I (2) min tại cuối đường dây dài nhất xuất tuyến từ trạm trung gian, trong đó:

+ Giá trị trở kháng của hệ thống: XHTmin k 0 Các điều kiện giữa đất và dây trung tính

4 Dây nối đất cùng cỡ với dây pha4.6 Dây nối đất một cỡ nhỏ hơn dây pha

Trong trạm trung gian, các máy biến áp hoạt động độc lập và nếu hai máy biến áp có tổng trở khác nhau, thì máy biến áp có tổng trở lớn hơn sẽ được ưu tiên trong quá trình vận hành.

Mục đích của việc tính toán dòng ngắn mạch qua từng máy biến áp là để kiểm tra độ nhạy của hệ thống bảo vệ quá dòng, đặc biệt là ở phía hạ áp của máy biến áp.

- Tính chỉnh định bảo vệ quá tải

Bảo vệ quá tải đóng vai trò quan trọng trong việc báo tín hiệu hoặc ngắt kết nối khi xảy ra quá tải ở máy biến áp (MBA) Đối với MBA có hai cuộn dây, hệ thống bảo vệ quá tải thường được lắp đặt ở phía sơ cấp Trong trường hợp MBA ba cuộn dây, bảo vệ quá tải có thể được thiết lập ở hai hoặc tất cả ba cuộn dây để đảm bảo an toàn tối ưu.

Công thức tính Ikđ được xác định bởi Ikđ = kat * IđmBA / kv, trong đó kat là hệ số an toàn có giá trị từ 1,05 đến 1,4 tùy thuộc vào thời gian vận hành Hệ số kv là hệ số trở về của rơle, phụ thuộc vào loại rơle, với giá trị 0,85 cho rơle cơ và 0,95 cho rơle số.

IđmBA : Dòng điện định mức của máy biến áp tính ở phía đặt bảo vệ (A).

- Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng có thời gian

Phía nhất thứ: Ikđ = kat *kmm*IđmBA/kv (2.23) Trong đó: kat: hệ số an toàn, lấy bằng 1,2

Hệ số kat có thể điều chỉnh trong khoảng 1,1 đến 1,3 để phù hợp với tỷ số của TI, nấc đặt của role và yêu cầu độ nhạy bảo vệ Hệ số kmm, đại diện cho hệ số mở máy khi khởi động cơ, được xác định là 1 nếu không có động cơ trên đường dây và 1,3 nếu có động cơ Nếu đường dây có nhiều động cơ, hệ số kmm có thể chọn trong khoảng 1,3 đến 1,8, tuy nhiên, cần thường xuyên theo dõi và điều chỉnh để đảm bảo hoạt động hiệu quả.

IđmBA là dòng điện định mức của máy biến áp được tính ở phía đặt bảo vệ, đơn vị tính là Ampe (A) Hệ số trở về của rơle (kv) phụ thuộc vào loại rơle sử dụng, với giá trị 0,85 cho rơle cơ và 0,95 cho rơle số.

Phía nhị thứ: IKđR = ksd *I kđ /nI (2.24)

Trong đó: ksd: hệ số sơ đồ, với sơ đồ sao đủ và sao thiếu ksđ = 1; sơ đồ số tám ksđ = √ 3 nI: tỷ số biến của TI

+ Độ nhạy của bảo vệ: knh = I (2) min /I kđ (2.25) Trong đó:

I (2) min : là dòng ngắn mạch hai pha nhỏ nhất khi ngắn mạch cuối vùng bảo vệ

Ikđ: là dòng chỉnh định phía nhất thứ của bảo vệ

Yêu cầu độ nhạy: knh ≥ 1,5

Thời gian chỉnh định cắt của bảo vệ được tính theo công thức t = tsau + ∆ t, trong đó t là thời gian chỉnh định, tsau là thời gian cắt lớn nhất của bảo vệ quá dòng phía sau liền kề.

∆t: cấp chọc lọc về thời gian, lấy bằng 0,5 giây đối với rơle cơ, bằng 0,3 giây đối với rơle số.

- Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng cắt nhanh

Phía nhất thứ: Ikđ = kat *I (3) max (2.26)

Trong đó: kat: hệ số an toàn, lấy bằng 1,1 ÷ 1,15 đối với rơle tĩnh hoặc rơle số; bằng 1,2 đối với rơle cảm ứng hoặc rơle điện tử.

I (3) max : dòng ngắn mạch ba pha lớn nhất trên thanh cái thứ cấp.

+ Độ nhạy của bảo vệ:

INmin : là dòng ngắn mạch hai pha nhỏ nhất khi ngắn mạch ở đầu khu bảo vệ, thường lấy bằng dòng ngắn mạch 2 pha.

Ikđ : là dòng chỉnh định phía nhất thứ của bảo vệ.

Yêu cầu độ nhạy: knh > 1,0

Nếu độ nhạy không đạt yêu cầu, cần sử dụng khóa cấp cắt nhanh hoặc chuyển sang chế độ bảo vệ cấp cắt nhanh có thời gian, phối hợp với bảo vệ cắt nhanh phía sau Dòng khởi động và thời gian sẽ được tính toán theo quy định.

Ikđ = kat*IkđCNsau*kfm = tCNsau + ∆ t (2.29)

Bảo vệ cắt nhanh là một thành phần quan trọng trong hệ thống điện, giúp ngăn chặn sự cố và đảm bảo an toàn cho thiết bị Đối với máy biến áp, bảo vệ cắt nhanh chỉ được đặt ở phía cao áp, không đặt ở phía hạ áp Trong khi đó, đối với đường dây, bảo vệ cắt nhanh được thiết kế để đáp ứng các yêu cầu cụ thể, bao gồm cả việc tính toán hệ số phân mạch (kfm) để đảm bảo sự phối hợp giữa các bảo vệ Hệ số phân mạch này được xác định bằng tỷ số giữa dòng ngắn mạch đi qua bảo vệ trước với bảo về phía sau liền kề khi xảy ra ngắn mạch lớn nhất ở cuối vùng bảo vệ của bảo vệ phía sau.

Lựa chọn dạng và điểm tính ngắn mạch:

- Tính dòng ngắn mạch I(3)ngmax tại cuối vùng bảo vệ, trong đó:

+ Giá trị trở kháng của hệ thống: XHTmax

+ Các máy biến áp đầu nguồn cấp điện cho đường dây bình thường vận hành ở phương thức nào thì tính ngắn mạch ở phương thức đó

Mục đích: để chọn dòng khởi động bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50) của máy cắt đầu đường dây.

- Tính dòng ngắn mạch I(2)min tại đầu đường dây, trong đó:

Các máy biến áp đầu nguồn cung cấp điện cho đường dây vận hành độc lập Để đảm bảo hiệu suất tối ưu, cần chọn máy biến áp có trở kháng lớn nhất cho đường dây.

Mục đích: để kiểm tra độ nhạy bảo vệ quá dòng cắt nhanh đặt tại đầu đường dây.

- Tính dòng ngắn mạch I (2) tại cuối đường dây, trong đó:

Máy biến áp đầu nguồn cung cấp điện cho các đường dây vận hành độc lập, vì vậy cần lựa chọn máy biến áp có trở kháng lớn nhất để đảm bảo hiệu suất cấp điện cho đường dây.

Mục đích: để kiểm tra độ nhạy bảo vệ quá dòng có thời gian đặt tại đầu đường dây

- Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng có thời gian

Phía thứ nhất: Ikđ ¿k at ∗k mm k v ∗I lvmax ' (2.30)

Hệ số an toàn (kat) được xác định là 1,14 đến 1,15 cho rơle tĩnh hoặc rơle số, và 1,2 cho rơle cảm ứng hoặc rơle điện từ Hệ số mở máy (kmm) khi khởi động động cơ là 1 nếu không có động cơ trên đường dây, và 1,3 nếu có động cơ.

Hệ số kmm có thể được chọn trong khoảng từ 1,3 đến 1,8 khi có nhiều động cơ trên đường dây Trong quá trình vận hành, cần thường xuyên theo dõi và điều chỉnh hệ số kmm cho phù hợp Hệ số trở về kv của rơle phụ thuộc vào loại rơle, với giá trị 0,85 cho rơle cơ và 0,95 cho rơle số.

I lvmax ' : dòng làm việc lớn nhất của đường dây

+ Độ nhạy của bảo vệ: knh = I min /I kđ (2.32) + Yêu cầu về độ nhạy: k nh ≥ 1,5

+ Thời gian chỉnh định: thời gian chỉnh định từng cấp bảo vệ tính theo công thức: t = tsau + ∆t

- Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng cắt nhanh

+ Dòng chỉnh định bảo vệ quá dòng cắt nhanh của đường dây tính theo công thức:

+ Kiểm tra độ nhạy tính theo công thức: knh = I min /I kđ (2.34)

- Tính chỉnh định bảo vệ cắt chạm đất theo điện áp 3U 0

Trong tính toán, điện áp chỉnh định của rơle điện áp 3U0 được chọn theo công thức:

Ukđ : điện áp chỉnh định của rơle. kat : hệ số an toàn, lấy trong khoảng từ 1,25 ÷ 1,3.

3U0 : giá trị điện áp TTK chọn theo điều kiện làm việc bình thường, lấy bằng 15 (V).

Ukcb: điện áp không cân bằng của bộ lọc điện áp 3U0, lấy trong khoảng từ (2 ÷

Trong thực tế, trong lưới điện 35kV trung tính cách đất thì chọn Ukđ = 60V.

Giới thiệu tổng quan về lưới điện phân phối

Giới thiệu về Công ty TNHH MTV Điện Lực Đà Nẵng

Công ty TNHH MTV Điện lực Đà Nẵng (DNPC) là doanh nghiệp thuộc Tổng Công ty Điện lực miền Trung, sở hữu 100% vốn điều lệ DNPC có tư cách pháp nhân, con dấu riêng và được phép mở tài khoản tại Ngân hàng và Kho bạc Nhà nước theo quy định pháp luật, hoạt động theo luật Doanh nghiệp.

Tên gọi : Công Ty TNHH MTV Điện Lực Đà Nẵng

Tên quốc tế: Da Nang Power Company, LTD Địa chỉ: 35 Phan Đình Phùng, quận Hải Châu, thành phố Đà Nẵng

Các đơn vị thành viên của DNPC

+ Đội quản lý cao thế: 110 kV, 22/0,4 kV.

+ Đội thí nghiệm: trước khi đưa lên lưới phải được thí nghiệm.

+ Đội Hotline: thực hiện sửa chữa, bảo trì, bảo dưỡng,

- Xí nghiệp điện cơ: làm gia công, cơ khí, phục vụ xây dựng.

+ Văn phòng: Lễ tân, trang bị văn phòng phẩm, đưa khách,

+ Kế hoạch vật tư: Tham mưu giám đốc, xây dựng kế hoạch sản xuất ngắn hạn và dài hạn, các công trình điện,

+ Phòng tổ chức nhân sự: Quản lý các kì thi nâng bậc,

+ Phòng kỹ thuật : Điều hành công tác quản lý kỹ thuật sản xuất, vận hành, sửa chữa nguồn điện và lưới điện.

+ Tài chính kế toán: Quản lý tài chính kế toán trong công ty.

+ Phòng an toàn: Quản lý toàn bộ chính sách an toàn cho chế độ lao động và hướng dẫn an toàn điện cho các nhân viên trong công ty.

+ Phòng kinh doanh: Hệ thống mua điện, bán điện, hóa đơn tiền điên,

Phòng thanh tra và pháp chế bảo vệ có nhiệm vụ rà soát các phòng ban, thực hiện nghiêm túc các quy định của nhà nước nhằm đảm bảo tính minh bạch trong công tác điều hành.

Phòng điều độ đóng vai trò quan trọng trong việc chỉ huy và vận hành hệ thống điện, đảm bảo tính tin cậy tối ưu Nơi đây quản lý các trạm biến áp không người trực thông qua hệ thống SCADA và EMS, giúp xử lý và điều phối hiệu quả nguồn điện.

+ Phòng Công nghệ thông tin: Quản lý các mảng công nghệ thông tin của công ty, hệ thống LAN, WAN của hệ thống.

+ Phòng quản lý đầu tư: Phân tích các dự án có ổn hay không?

+ Phòng quản lý đấu thầu: Minh bạch, rõ ràng, chống tham nhũng, có lợi cho công ty, nhà nước.

+ Ban quản lý dự án: Quản lý các dự án dưới 15 tỷ.

Công ty gồm có 886 người trong đó nhân viên văn phòng xấp xỉ 210 người Kỹ sư, cử nhân, thạc sĩ chiếm 3,3%.

3.2.1 Khối lượng quản lý vận hành (Tính đến 31/12/2021)

- Một số thông số cơ bản của Công ty Điện Lực Đà Nẵng:

+ Tổng công suất cực đại tác dụng lên lưới: 534 MW

+ Lượng điện tiêu thụ trung bình ngày: 11,0 triệu kWh/ngày.

+ Tổn thất các thành phần (110 kV, Trung Áp, Hạ Áp): 2,07%.

 Đối với đường dây 110 kV:

TP Đà Nẵng nhận điện qua 13 TBA 110kV với tổng dung lượng 1.182 MVA,trong đó:+ PC Đà Nẵng quản lý 10 trạm Công suất đặt: 847 MVA; 78 xuất tuyến, 22 kV.

+ Công ty truyền tải điện 2 quản lý 02 trạm;

+ Tài sản khách hàng: 01 trạm 110kV cấp điện Hầm Hải Vân.

+ Tổng chiều dài đường dây 110kv 186 km.

 Đối với đường dây 22 kV:

Hiện có tổng 4.626 trạm biến áp, tổng dung lượng: 1.970 MVA:

+ Ngành điện: 2.163 TBA với 963km

+ Khách hàng: 2.463 TBA với 233km

+ 1.096 Km đường dây (trong đó: 244 km cáp ngầm)

 Đối với đường dây 0,4 kV:

+ 1974.7 Km đường dây (trong đó 143,7 km cáp ngầm).

+ Ngành điện: 935 km (105,95 km cáp ngầm).

Hình 3.1: Sơ đồ lưới điện 110kV TP Đà Nẵng

Hình 3.2: Sơ đồ lưới điện 22kV TP Đà Nẵng

Thành phố Đà Nẵng nhận điện từ Trạm biến áp 500kV Đà Nẵng (E51) thông qua 12 Trạm biến áp 110, 220kV, bao gồm Hòa Khánh 220, Hòa Khánh 110, Liên Chiểu, Xuân Hà, Liên Trì, Cầu Đỏ, An Đồn, Hòa Liên, Hòa Xuân, Hầm Hải Vân, Ngũ Hành Sơn 110kV và Ngũ Hành Sơn 220kV Tổng công suất đặt của hệ thống là 1182 MVA, với 93 xuất tuyến 22kV phân bố đồng đều trên toàn thành phố.

Các trạm biến áp 220-110kV như 220 kV Hòa Khánh, 110kV Hòa Khánh, 110kV Liên Chiểu và 110kV Hòa Liên cung cấp điện cho khu vực quận Liên Chiểu, huyện Hòa Vang, cũng như các khu công nghiệp Hòa Khánh, Hòa Khánh mở rộng, khu công nghệ cao và các khu du lịch nổi tiếng như Bà Nà, Xuân Thiều.

Trạm biến áp 110kV Xuân Hà (E10) và Liên Trì (E11) cung cấp điện cho khu vực trung tâm thành phố Đà Nẵng, bao gồm quận Hải Châu và Thanh Khê Hai trạm này hỗ trợ nguồn điện cho các bệnh viện lớn như Bệnh viện Đà Nẵng, bệnh viện C, C17, Hoàn Mỹ, cũng như các trung tâm hành chính, sự nghiệp và sở ban ngành của thành phố.

Trạm biến áp 110kV Cầu Đỏ (E12) cung cấp điện cho khu vực huyện Hòa Vang, quận Cẩm Lệ, khu công nghiệp Hòa Cầm, các nhà máy nước Cầu Đỏ, sân bay và hệ thống bơm phòng mặn An Trạch.

Các trạm biến áp Ngũ Hành Sơn 220kV, 110kV An Đồn, Ngũ Hành Sơn 110kV và 110kV Tiên Sa cung cấp điện cho khu vực quận Ngũ Hành Sơn, Sơn Trà, các khu du lịch dọc đường Hoàng Sa - Trường Sa, bán đảo Sơn Trà, cảng Tiên Sa, cũng như các khu công nghiệp An Đồn và dịch vụ thủy sản Thọ Quang.

Tốc độ tăng trưởng phụ tải khoảng 12%/ năm Do dịch covid-19, tốc độ tăng trưởng phụ tải hiện nay âm (2%)

Giá bán điện bình quân hiện nay xấp xỉ: 2190 đồng/kWh.

Tổng quan về Xuất tuyến 485/LTR

3.3.1 Đường dây 485/LTR (Liên Trì) a Tổng số khách hàng trên đường dây: 1.866 Khách hàng b Tổng phụ tải trên đường dây: 1,6 MW c Mô tả (giới thiệu) đường dây: Đường dây 485/LTR nhận điện từ thanh cái 22kV C41 thuộc TBA 110kV Liên Trì, đi cáp ngầm từ đầu ra máy cắt 485/LTR đến vị trí trụ số 01 (ngã ba Trưng Nữ Vương – Trưng Nhị) đường dây đi nổi trên đường Trưng Nhị  Tiểu La  Nguyễn Hữu Dật  Ỷ Lan Nguyên Phi. Đường dây cấp điện khu vực Tiểu La, Nguyễn Hữu Dật, KDC Nguyễn Tri Phương T2, 3, 4.

Bảng 3.1 Bảng theo dõi phụ tải 24 giờ:

Xuất tuyến Dây dẫn trục chính

Hình 3.3 Sơ đồ mặt bằng đi kèm

3.3.2 Phương thức vận hành bình thường : Ở chế độ vận hành bình thường Xuất tuyến 485/LTR được cung cấp nguồn từ thanh cái 22kV C41 thuộc trạm biến áp 110kV Liên Trì.

Xuất tuyến có thể liên lạc với đường dây: 472-C42, đến trạm biến áp chiếu sáng Liên Trì T2

3.3.3 Phương thức vận hành sự cố:

Khi có sự cố xảy ra trên xuất tuyến 485/LTR(C41) thì toàn bộ xuất tuyến

485/LTR sẽ được cấp nguồn từ thanh cái 22kV C42 thuộc trạm biến áp 110kV Liên Trì.

3.3.4 Các thiết bị bảo vệ trên xuất tuyến 485 C41:

-Đường dây được bảo vệ tại trạm 22kV C41 bằng máy cắt 485 E11 có thiết bị bảo vệ quá dòng dùng loại rơle số SEL -751

- Máy cắt ở đầu xuất tuyến trên là loại hợp bộ cấp điện áp 24KV có buồng dập hồ quang bằng chân không.

- TĐL trên xuất tuyến là loại TĐL 3 pha điều khiển bằng điện tử, có bộ điều khiển nằm bên ngoài nên dễ điều chỉnh, dễ vận hành.

- Cầu chì được sử dụng để bảo vệ cho các MBA trên xuất tuyến và thường được dùng là FCO loại K kèm theo các chống sét van.

Hiện nay, các rơle đang sử dụng có đặc tuyến độc lập, dẫn đến tính chọn lọc và phối hợp không cao Để đảm bảo tính chọn lọc và linh hoạt trong vận hành, cần lắp đặt thêm các thiết bị như TĐL, SEC và rơle kỹ thuật số với đường đặc tính TC phụ thuộc.

Hình 3.4 Sơ đồ Xuất tuyến 485 C41

CHƯƠNG4: TÍNH TOÁN CHỈNH ĐỊNH, PHỐI HỢP CÁC THIẾT BỊ

BẢO VỆ TRÊN XUẤT TUYẾN(Xuất tuyến 485LTR thuộc Thanh cái C41 trạm 110kV Liên Trì)

Tính Toán Các Thông Số Khi Vận Hành Bình Thường Và Ngắn Mạch Trên Lưới Phân Phối

4.1.1 Tính toán các thông số:

Các thông số của đường dây và trạm biến áp trên xuất tuyến được tính toán dựa trên các giả thiết ban đầu sau đây:

- Các thông số của hệ thống tính đến thanh cái 22kV C41 thuộc TBA 110kV Liên Trì

- Các giá trị phụ tải được cung cấp từ Phòng Điều độ Điện Lực Đà Nẵng.

- Các thông số của hệ thống được tính đến thanh cái 22KV bao gồm:

U HT , R 1HT , X 1 HT , R 0 HT , X 0 HT

+ Đối với máy biến áp:

Hầu hết các MBA sử dụng trong lưới phân phối tại Đà Nẵng là loại 3 pha 2 dây quấn nối (∆/Yo) Đối với loại MBA này, tổng trở thứ tự không chính bằng tổng trở thứ tự thuận, điều này cần được lưu ý khi thiết kế và vận hành hệ thống điện.

∆ P N : tổn thất đồng trong 3 pha MBA

U N %: điện áp ngắn mạch phần trăm

- Với lưới phân phối, đường dây trên không không có dây chống sét đi kèm nên ta có:

Trong đó: R 1 , X 1 là điện trở và điện kháng thứ tự thuận

R 0 , X 0 là điện trở và điện kháng thứ tự không

L là chiều dài đường dây

Bảng 4.1 Bảng thông số điện trở dây dẫn

4.1.2 Bảng thông số đường dây 485 C41 (cấp điện 485 C41)

* Bảng 4.2 Thông số thứ tự thuận (nghịch)

STT Kiểu Nhánh Nút 1 Nút 2 R1 X1

* Bảng 4.3 Thông số thứ tự không

STT Kiểu Nhánh Nút 1 Nút 2 R0 X0

Hình 4.1 Sơ đồ xuất tuyến 485/LTR

Hình 4.2 Sơ đồ rút gọn của Xuất Tuyến 485

*Bảng 4.5 kết quả tính toán ngắn mạch đường dây 485 C41

+ Khi phụ tải cực đại: Điểm NM I (3 ) NMmax (kA) I (1) NMmax (kA)

+ Khi phụ tải cực tiểu: Điểm NM I (3) NMmin (kA) I (1) NMmin (kA)

Tính Toán Trị Số Chỉnh Định Thiết Bị Bảo Vệ Trên Lưới Hiện Tại

4.2.1Các công thức tính toán

4.2.1.1 Chức năng bảo vệ quá dòng chạm đất 50/51N

Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian - F51N.

I kđ =k at ∗k kck ∗k đn ∗f i ∗I Nngmax =0.06∗I Nngmax (4.7) Trong đó:

 k at : hệ số an toàn, k at =1.2.

 k kck : hệ số không chu kỳ; k kck =1.

 k đn : hệ số đồng nhất giữa các biến dòng,k đn =0.5÷1, chọn k đn =0.5.

 f i : hệ số sai số của các biến dòng, f i =0.05÷0.1, chọn f i =0.1.

 I Nngmax : là dòng ngắn mạch chạm đất ngoài lớn nhất.

I kđ (4.8) Trong đó: 3 I 0 min là dòng ngắn mạch nhỏ nhất cuối vùng bảo vệ.

 Bảo vệ quá dòng chạm đất cắt nhanh - F50N.

I kđ =k at ∗3I 0 max (4.9) Trong đó:

 k at : hệ số an toàn, k at =1.2.

 3 I 0 max : dòng ngắn mạch chạm đất lớn nhất cuối vùng bảo vệ.

 Đối với đặt tính thời gian phụ thuộc.

Thời gian tác động của bảo vệ phụ thuộc vào dòng ngắn mạch, với dòng ngắn mạch lớn hơn thì thời gian tác động sẽ nhỏ hơn Đối với rơ le cơ, bậc chọn lọc được tính là t = tcMC + tlvR + tdt = 0.1 + 0.15 + 0.15 = 0.4 giây, trong khi đối với rơ le số, bậc chọn lọc là t = tcMC + tlvR + tdt = 0.08 + 0.02 + 0.1 = 0.2 giây Ưu điểm của hệ thống bảo vệ có đặc tính thời gian phụ thuộc là khả năng phối hợp thời gian giữa các bảo vệ gần nhau, giúp giảm thời gian cắt ngắn mạch cho các thiết bị gần nguồn và tăng độ nhạy khi chọn dòng khởi động Tuy nhiên, nhược điểm là sự phối hợp giữa các đặc tính có thể phức tạp, và thời gian cắt ngắn mạch sẽ lớn hơn khi dòng sự cố gần bằng dòng khởi động.

 t là thời gian tác động.

 T là hệ số nhân thời gian

 K là hệ số phụ thuộc đường cong.

 L là hằng số ANSI/IEEE.

 I là giá trị dòng sự cố hoặc dòng đo được.

 I set là dòng cài đặt khởi động cho rơ le.

4.2.1.2 Chức năng bảo vệ quá dòng cực đại (51) và bảo vệ cắt nhanh (50)

Bảo vệ quá dòng cực đại (51).

Dòng khởi động của bảo vệ:

I kđ =k at ∗k mm k tv ∗I lvmax 1.5.

 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50).

Dòng khởi động của bảo vệ:

 I Nngmax : là dòng ngắn mạch lớn nhất khi ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ

 k at : hệ số an toàn, k at =1.2÷1.3. Độ nhạy của bảo vệ: k nh =I Nmin

 I Nmin : dòng ngắn mạch cực tiểu đi qua bảo vệ đảm bảo cho rơle còn khởi động được.

Tính chọn các thiết bị bảo vệ quá dòng

Chọn biến dòng cho các rơle quá dòng trên đường dây xuất tuyến 485 Liên Trì.

 Chọn biến dòng cho rơle 3: (MC 485E11)

I lvmax 485E11 Q0A chọn biến dòng CT ICT = 600 A

 Chọn biến dòng cho recloser 472LTR/C9 Trung Nhi:

I lvmax 472LTR / C 9Trung Nhi D0A chọn biến dòng CT ICT = 500 A Đề xuất lắp thêm Recloser REC 25 tại Bus 25:

 Chọn biến dòng cho recloser Rec 25:

I lvma x REC25 !5A chọn biến dòng CT ICT = 300 A

Hình 4.3 Bảng tra dòng định mức chọn máy biến dòng

4.3.1 Tính chọn các thông số của các thiết bị bảo vệ

Tính chọn cầu chì tự rơi (fuse) a, Tính toán chọn FCO bảo vệ cho MBA:

Cầu chì đóng vai trò quan trọng trong việc bảo vệ máy biến áp (MBA) khỏi hiện tượng ngắn mạch và quá tải Để đảm bảo hiệu quả bảo vệ, dây chảy sử dụng cho MBA thường là dây chảy nhanh (loại K), phù hợp với các đặc điểm kỹ thuật của thiết bị này.

Dòng điện định mức phía sơ cấp MBA:

Dòng định mức dây chảy cầu chì:

- Hệ số an toàn 1,4 tính đến ảnh hưởng của sự mang tải trước cảu dây chảy và ảnh hưởng của dòng xung kích MBA.

- Sau khi tính toán cho các MBA có trong xuất tuyến 472LTR ta được bảng dây chảy cho các cầu chì tự rơi bảo vệ MBA

Bảng 4.6 Bảng chọn dây chảy cho cầu chì bảo vệ MBA

(A) 3,67 5,88 6,6 9,2 11,774 14,741 20,594 23,31 Dây chảy 6K 6K 8K 10K 12K 15K 25K 25K b, Tính toán chọn FCO bảo vệ cho đường dây

Dòng điện làm việc lớn nhất được tính theo công thức:

Sau khi tính toán dòng làm việc lớn nhất trên dây dẫn ta được bảng chọn dây chảy của FCO bảo vệ đường dây như sau:

Bảng4.7 Thông số cầu chì tự rơi cho cầu chì phân đoạn đường dây

FCO FCO1 FCO2 FCO3 FCO4 FCO5 FCO6 FCO7 FCO8 FCO9 FCO10 FCO11

(A) 21,25 33,06 4,72 14,69 14,69 8,397 10,49 10,49 17,05 27,03 16,53 Dây chảy 25K 40K 6K 15K 15K 10K 12K 12K 20K 30K 20K b Tính chọn recloser REC25:

 Bảo vệ dòng điện cắt nhanh (chức năng 50)-I >> :

Giả sử PS của recloser rec25 là 100%:

Trong đó: PMS: bội số dòng sự cố/dòng cài đặt rơle

PS: hệ số phần trăm giữa các rơle.

CT: tỉ số biến dòng

- Các thông số lấy để tính toán là: I Nngmax =I (3) N u19(A), k at =1.2,

Vì vậy để thỏa mãn độ nhạy lớn hơn hoặc bằng 1.5 thì ta phải điều chỉnh dòng khởi động để đảm bảo độ nhạy

1.5 H08.67(A) Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ H10¿

 Bảo vệ quá dòng (chức năng 51)- I > :

Tại nhánh Ngô Tất Tố của XT 485LTR đang sử dụng cáp AV70 có giá trị dòng định mức I đm !5A

 Dòng điện khởi động sơ cấp:

- Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ 40(A)

 Dòng điện khởi động thứ cấp- I > :

 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chạm đất (50N)- I N ≫ :

Các thông số lấy để tính toán là: I Nngmax =3I 0max =I N ( 1,1 ) v76 (A), k at =1.2, 3I 0min =I (1) N u34(A).

Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ H10(A).

 Dòng điện khởi động thứ cấp- I N ≫ :

 Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian duy trì (51N)- I N >¿¿ :

Các thông số lấy để tính toán là: I Nngmax =3I 0max =I (1,1) N v76(A), k at =1.2,

I kđ =k at ∗k kck ∗k đn ∗f i ∗I Nngmax ¿0.06∗I Nngmax =0.06∗7676D4.72(A) Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ E0(A)

 Dòng điện khởi động thứ cấp:

 Tính toán thời gian cài đặt cho recloser REC 25:

 Thời gian cài đặt chức năng 50 t ≫ : chọn thời gian tác động rơle đầu tiên là 0,1s t ≫ =0,1s

 Thời gian cài đặt chức năng 51 t ¿: t ¿ = 0,14

T MS : hệ số thời gian phụ thuộc của rơle Chọn T MS =0,13s.

 Thời gian cài đặt chức năng 50N t N ≫ : chọn thời gian tác động rơle đầu tiên là 0,1s. t N ≫ =0,1s

 Thời gian cài đặt chức năng 51N t N >¿¿: chọn thời gian tác động chức năng 51N bằng với chức năng 51. t N >¿=t ¿ =0,27s ¿

Để xác định độ phân cấp thời gian cho máy cắt đầu t, giá trị MC được đặt là 0,1 giây Sai số thời gian của rơle số là 4%, và sai số do quán tính cùng với dự phòng là t qt + dp = 0,1 giây Độ phân cấp giữa hai bảo vệ Rec25 và RecC9 cũng cần được xem xét kỹ lưỡng.

∆ t rec 25 =t mc +s t t rec 25 +t qt +dp =0,1+0,08×0.27+0,1=0,22s

∆ t rec 25N =t mc +s t t rec25 +t qt+dp =0,1+0,08×0.27+0,1=0,22s

 Chức năng đóng lặp lại F79:

 Điện áp: recloser phải có điện áp định mức bằng hoặc lớn hơn điện áp tại vị trí đặt. o U RCL ≥ U dm "kV

Dòng cắt của recloser được xác định dựa trên dòng sự cố cực đại, có thể được cho trước hoặc tính toán Để đảm bảo hiệu quả hoạt động, dòng cắt của recloser cần phải bằng hoặc lớn hơn giá trị này, cụ thể là I CRCL ≥ I 3 nm f s34A.

 Dòng định mức của recloser: dòng định mức của recloser phải bằng hoặc lớn hơn dòng tải định mức. o I dm ≥ I lvmax !5 A c.Tính chọn recloser 472 LTR /C 9 Trung Nhi :

Bảo vệ quá dòng (chức năng 51)-I > :

Tại nhánh C9 Trung Nhi của XT 485LTR đang sử dụng cáp AC240 có giá trị dòng định mức I đm D0A

- Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ f0(A)

 Dòng điện khởi động thứ cấp- I > :

 Bảo vệ dòng điện cắt nhanh (chức năng 50)- I ≫ :

Các thông số lấy để tính toán là: I Nngmax =I (3) N 00(A), k at =1.2,

I kđ =k at ∗I Nngmax =1.2∗8900680(A) Độ nhạy: k n =I Nmin

Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ r20(A).

 Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian duy trì (51N)- I N >¿¿ :

Các thông số lấy để tính toán là: I Nngmax =3I 0 max =I (1,1) N

I kđ =k at ∗k kck ∗k đn ∗f i ∗I Nngmax ¿0.06∗I Nngmax =0.06∗10494b9.64(A)

Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ c0(A) Độ nhạy: k n =3I 0 min

 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chạm đất (50N)- I N ≫ :

Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ r20(A).

 Tính toán thời gian cài đặt cho recloserRec472LTR/C9:

 Thời gian cài đặt chức năng 51 t ¿: t Rec 472 LTR

 Thời gian cài đặt chức năng 50 t ≫ : t Rec 472 LTR /C 9 ≫ =t Rec 25 ≫ +∆ t Rec 25 =0,1+0,22=0,32s

- Thời gian cài đặt chức năng 51N t N >¿¿: t Rec 472 LTR /C 9 N >¿=t Rec25N +∆ t Rec 25N =0,27+0,22=0,49s ¿

 Thời gian cài đặt chức năng 50N t N ≫ : t Rec 472 LTR /C 9 N ≫ =t Rec 25 N ≫ +∆ t Rec25 N =0,1+0,22=0,32s

 Chức năng đóng lặp lại F79:

 Điện áp: recloser phải có điện áp định mức bằng hoặc lớn hơn điện áp tại vị trí đặt. o U RCL ≥ U dm "kV

Dòng cắt của recloser là dòng sự cố cực đại được xác định trước hoặc tính toán Để đảm bảo hiệu suất hoạt động, dòng cắt của recloser cần phải bằng hoặc lớn hơn giá trị này, tức là I CRCL ≥ I 3 nm f.

 Dòng định mức của recloser: dòng định mức của recloser phải bằng hoặc lớn hơn dòng tải định mức. o I dm ≥ I lvmax D0A

4.3.2 Kiểm tra phối hợp bảo vệ các thiết bị bảo vệ: a Phối hợp bảo vệ recloser REC25 với cầu chì FCO NTT và cầu chì FCO T3 với FCO T21 và FCO T2 với FCO 17: Điều kiện:

- Recloser phải tác động trước cầu chì để chống sự cố thoáng qua.

- Cầu chì đứt trước lần tác động cuối của recloser để chống sự cố kéo dài.

Nguyên tắc: để thực hiện đúng 2 điều kiện trên việc phối hợp recloser và cầu chì phải thõa mãn 2 nguyên tắc:

- Thời gian chảy nhỏ nhất của cầu chì phải lớn hơn thời gian cắt nhanh của recloser một hệ số nhân k. t ccmin >k t 1 ( ACR )

Nếu dòng sự cố xảy ra trong vùng bảo vệ của cầu chì, thời gian chảy lớn nhất của cầu chì phải nhỏ hơn thời gian cắt của recloser, đảm bảo cầu chì cắt trước khi khóa bảo vệ Điều này có nghĩa là t ccmax < t 2 (ACR).

Hệ số nhân k bị giới hạn bởi khả năng chịu nhiệt của cầu chì Một số giá trị tham khảo của k được tra trong bảng:

Bảng 4.8 Hệ số k khi phối hợp recloser với cầu chì phía tải

Thời gian đóng lại Hệ số k

Mỗi lần tác động nhanh Hai lần tác động nhanh

Trong 2 quy tắc trên, quy tắc 1 sẽ xác định giới hạn trên của dòng phối hợp I phmax , và quy tắc 2 sẽ là giới hạn dưới của dòng phối hợp I phmin

- Dòng I phmax sẽ là giao điểm của đường cong T-C nhỏ nhất của cầu chì và đường cong T-C cắt nhanh của recloser sau khi nhân hệ số k.

- Dòng I phmin là giao điểm của đường cong T-C lớn nhất của cầu chì và đường cong T-C cắt trễ của recloser.

Việc phối hợp giữa cầu chì FCO 1, FCO 2 và recloser sẽ được làm rõ qua ví dụ hình 5.4 Để đảm bảo an toàn cho hệ thống, cần lựa chọn cách phối hợp phù hợp nhằm xử lý hiệu quả mọi trường hợp ngắn mạch xảy ra trên đường dây.

XT 472 Đồng Hới thì đầu tiên recloser phải cắt nhanh bằng đường cong cắt nhanh và sau đó nếu NM lâu dài thì cầu chì FCO 1, FCO 2 phải chảy.

Để đảm bảo recloser có khả năng cắt các sự cố thoáng qua mà không làm hỏng cầu chì, cần so sánh đặc tuyến chảy nhỏ nhất của cầu chì với đường cong tác động nhanh của recloser Sau khi hiệu chỉnh k = 1,35, recloser sẽ có hai lần tác động nhanh và hai lần tác động chậm, với thời gian đóng là 2 giây.

 Kiểm tra phối hợp khi ngắn mạch là lâu dài bằng cách so sánh đường cong chảy lớn nhất của cầu chì với đường cong cắt chậm của recloser.

- Đường đặc tính FCO NTT màu xanh nằm dưới recloser REC25 như hình 4.6

Hình 4.4 Phối hợp đặc tuyến giữa recloser REC25 với cầu chì FCO NTT.

Hì nh 4.5 Phối hợp đặc tuyến giữa cầu chì FCO T3 với FCO 21 và FCOT2 với FCO 17 b Phối hợp Recloser 472 LTR /C 9 Trung Nhi với Role 3

Bảo vệ quá dòng (chức năng 51)- I ¿ :

Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ w0(A)

Bảo vệ dòng điện cắt nhanh (chức năng 50)- I ≫ :

Các thông số lấy để tính toán là: I Nngmax =I (3) N 73(A), k at =1.2,

I kđ =k at ∗I Nngmax =1.2∗9373247.6(A) Độ nhạy: k n =I Nmin

Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ 20(A).

Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian duy trì (51N)- I N >¿¿ :

- Dòng điện khởi động sơ cấp:

I kđ =k at ∗k kck ∗k đn ∗f i ∗I Nngmax ¿0.06∗I Nngmax =0.06∗11677p0.62(A) k n =3I 0 min

Chọn dòng khởi động cho bảo vệ rơ le: I kđ 20(A).

Tính toán thời gian bảo vệ cho rơle 3:

Để xác định độ phân cấp thời gian cho máy cắt dầu t MC = 0,1s, với sai số thời gian của rơle số là 4% và sai số do quán tính cùng dự phòng được tính là t qt + dp = 0,1s Do đó, cấp bảo vệ của bảo vệ 472 LTR/C 9 Trung Nhi và bảo vệ 3 sẽ được xác định dựa trên các thông số này.

∆ t 472 LTR/ C 9Trung Nhi =t mc +s t t 472 LTR/C 9Trung Nhi +t qt+dp =0,1+0,08×0,49+0,1=0,24s

∆ t 472 LTR/ C 9Trung Nhi N =t mc +s t t 472 LTR /C 9 Trung Nhi N +t qt +dp =0,1+0.08×0,49+0,1=0,24s

 Thời gian tác động của bảo vệ 472 LTR /C 9 Trung Nhi chức năng 51 t 472 LTR /C 9Trung Nhi>¿¿ : t 3>¿=t 472LTR

 Thời gian tác động cắt nhanh của bảo vệ 3 chức năng 50 t 3≫¿ ¿ : t 3 ≫ =t 472 LTR

 Thời gian tác động của bảo vệ 3 chức năng 51N t 3 N >¿¿ : t 3 N >¿=t 472LTR

 Thời gian tác động của bảo vệ 3 chức năng 50N t 3 N ≫¿¿ : t 3 N ≫ =t 472 LTR

Mô phỏng phối hợp bảo vệ khi có sự cố

Nghiên cứu và khảo sát tình trạng làm việc của LĐPP XT485LTR được thực hiện bằng cách sử dụng module Star-Protection & Coordination của ETAP Mô phỏng thí nghiệm các sự cố khác nhau tại các vị trí trên lưới giúp đánh giá hiệu quả hoạt động và khả năng bảo vệ của hệ thống.

Ta sẽ thí nghiệm 9 điểm sự cố khác nhau trên sơ đồ, kiểm tra tác động của các thiết bị bảo vệ

4.4.1 Mô phỏng sự cố khi ngắn mạch tại nút Bus 107:

Hình 4.6 Mô phỏng ngắn mạch tại nút Bus 92 trong ETAP

Hình 4.7 Kết quả mô phỏng NM 3 pha tại nút Bus 101

Theo kết quả mô phỏng ngắn mạch tại điểm Bus 92, cầu chì của nguồn MBA 630kVA KDC NTP T4 đã hoạt động và cắt loại trừ ngắn mạch ra khỏi hệ thống sau 16.6 ms.

4.4.2 Mô phỏng sự cố khi ngắn mạch tại phía sơ cấp TBA NTT:

Giả sử sự cố ngắn mạch 3 pha trên đường dây xuất tuyến 485 tại nút Bus 92:

Hình 4.8 Mô phỏng ngắn mạch tại tại phía sơ cấp TBA NTT

Hình 4.9 Kết quả mô phỏng NM 3 pha tại phía sơ cấp TBA NTT

Theo kết quả mô phỏng ngắn mạch trong hình 4.16, khi NM xảy ra ở phía sơ cấp TBA NTT, cầu chì FCO NTT sẽ cắt ra trước Thông thường, recloser sẽ hoạt động trước cầu chì để đảm bảo cầu chì không bị cắt ra trong trường hợp sự cố thoáng qua Tuy nhiên, thực tế tại LĐPP Liên Trì chưa đạt được điều này, dẫn đến cầu chì FCO NTT và FCO 25/1 sẽ tác động sau 10ms, phối hợp với rec25 cắt sau 223ms để loại trừ sự cố như mô tả trong hình 4.16.

4.4.3 Mô phỏng sự cố khi ngắn mạch tại KDC NTP T2:

Giả sử sự cố ngắn mạch 3 pha phía thứ cấp MBA 22/0,4 kV.

Hình 4.10 Mô phỏng ngắn mạch tại KDC NTP T2 trong ETAP

Hình 4.11 Kết quả mô phỏng khi NM tại KDC NTP T2

Theo kết quả mô phỏng ngắn mạch tại điểm Bus 101, cầu chì FCO T2 của MBA 630kVA đã tác động cắt sau 16.3ms, tiếp theo là cầu chì FCO 17 tác động cắt sau 119ms, giúp loại trừ ngắn mạch khỏi hệ thống.

4.4.4 Mô phỏng sự cố khi ngắn mạch tại MC 472LTR/C9:

Giả sử sự cố ngắn mạch 3 pha trên đường dây xuất tuyến 485LTR tại nút c9.

Hình 4.12 Mô phỏng ngắn mạch tại điểm C9 trong ETAP

Hình 4.13 Kết quả mô phỏng khi NM tại MC 472LTR/C9

Nhận xét: Theo kết quả mô phỏng ngắn mạch như hình 4.20, khi sự cố ngắn mạch

Tại nút C9, Recloser 472LTR/C9 sẽ thực hiện 3 pha tác động Nếu việc đóng lặp lại không thành công, thiết bị sẽ tự động ngắt sau 346ms, giúp loại trừ ngắn mạch khỏi hệ thống và bảo vệ cho xuất tuyến 485LTR.

4.4.5 Mô phỏng sự cố khi ngắn mạch tại MC485E11:

Giả sử sự cố ngắn mạch 3 pha đầu đường dây xuất tuyến 485LTR tại nút Bus1:

Hình 4.14 Mô phỏng ngắn mạch tại Bus 148 trong ETAP

Hình 4.15 Kết quả mô phỏng khi NM tại nút Bus 148

Nhận xét: Theo kết quả mô phỏng ngắn mạch như hình 4.22, khi sự cố ngắn mạch

3 pha trên xuất tuyến 485LTR tại nút Bus 148, rơle 3 sẽ đưa tín hiệu cắt MC 485E11 sau 65ms, loại trừ ngắn mạch ra khỏi hệ thống.

Bảng 4.9: Phiếu chỉnh định rơle máy cắt 485-E11

PHIẾU CHỈNH ĐỊNH RƠLE MÁY CẮT 485-E11

Tỷ số TI: 600/1 - TI MC Tỷ số TU: 22/0.1 kV - TUC41

2 Trị số chỉnh định tóm tắt

Cấp bảo vệ Giá trị chỉnh định - Thời gian trễ Tác động

Ie> Ie> = 710 A - Đặc tính DT - Definite

3 Trị số chỉnh định chi tiết

Chức năng Địa chỉ Nội dung Giá trị Ghi chú

RID RID Mã định danh chuyển tiếp (16 characters) SEL-751

TID TID Mã định danh đầu cuối (16 characters) MC 485

CTR CTR Phase (IA,IB,IC) CT Ratio 600 `0/1

CTRN CTRN Neutral (IN) CT Ratio 600 `0/1

51 51P1P 51P1P Dòng khởi động thứ cấp cài đặt 1.27 dòng cấp 1

51P1C 51P1C TOC Kiểu đặc tuyến C1 IEC dốc chuẩn 51P1TD 51P1TD TOC Thời gian tác động 0.73

50 50P1P 50P1P Dòng khởi động thứ cấp cài đặt dòng cấp 2 tối đa 7.81

50P1D 50P1D Thời gian tác động tối đa 0.56 sec

51G1P 51G1P Dòng khởi động thứ cấp cài đặt dòng cấp 1 0.254

51G1C 51G1C TOC Kiểu đặc tuyến DT Definite

D 51G1TD TOC Thời gian tác động 0.73 sec

50N 50G1P 50G1P Dòng khởi động thứ cấp cài đặt dòng cấp 2 2.34

50G1D 50G1D Thời gian tác động 0.56 sec

Bảng 4.10: Phiếu chỉnh định rơle Recloser 472LTR/09 TRUNG NHI

PHIẾU CHỈNH ĐỊNH RƠLE RECLOSER 472LTR/09 TRUNG NHI

Loại máy cắt: S&C Electric Company

Tủ điều khiển: RC - 10ES

Tỉ số TI: 500/1 (TI MC)

Bảo vệ Nội dung chỉnh định Giá trị Ghi chú

Active Group Kích hoạt nhóm bảo vệ 1

Prot Trạng thái bảo vệ On

EF Chức năng cắt dòng sự cố đất On

NPS Chức năng thứ tự nghịch On

GROUP SETTINGS Cài đặt theo nhóm

50/51 Over Current / OC Bảo vệ quá dòng pha Cắt MC

I> OC1 Quá dòng pha cấp 1

TCC Type Kiểu đặc tuyến IEC I Dốc chuẩn Pickup current Ip, A Ngưỡng dòng khởi động 660 A

Time Multiplier TM Hệ số nhân 0.19

I>> OC2 Quá dòng pha cấp 2

TCC Type Kiểu đặc tuyến DT Definite time Pickup current Ip, A Ngưỡng dòng khởi động 7220 A

Tripping time Tt, s Thời gian tác động 0.32 s

50/51N EARTH FAULT / EF Bảo vệ quá dòng đất Cắt MC

Io> EF1 Quá dòng đất cấp 1

TCC Type Kiểu đặc tuyến

Pickup current Ip, A Ngưỡng dòng khởi động 630 A

Io>> EF2 Quá dòng đất cấp 2

Tripping time Tt, s Thời gian tác động 0.32 sec

Bảng 4.11: Phiếu chỉnh định rơle Recloser REC25

PHIẾU CHỈNH ĐỊNH RƠLE RECLOSER REC25

Loại máy cắt: S&C Electric Company

Tủ điều khiển: RC - 10ES

Tỉ số TI: 500/1 (TI MC)

Bảo vệ Nội dung chỉnh định Giá trị Ghi chú

Active Group Kích hoạt nhóm bảo vệ 1

Prot Trạng thái bảo vệ On

EF Chức năng cắt dòng sự On cố đất

NPS Chức năng thứ tự nghịch On

GROUP SETTINGS Cài đặt theo nhóm

50/51 Over Current / OC Bảo vệ quá dòng pha Cắt MC

I> OC1 Quá dòng pha cấp 1

TCC Type Kiểu đặc tuyến IEC I Dốc chuẩn Pickup current Ip, A Ngưỡng dòng khởi động 340 A

I>> OC2 Quá dòng pha cấp 2

Tripping time Tt, s Thời gian tác động 0.1 s

50/51N EARTH FAULT / EF Bảo vệ quá dòng đất Cắt MC

Io> EF1 Quá dòng đất cấp 1

TCC Type Kiểu đặc tuyến

Pickup current Ip, A Ngưỡng dòng khởi động 450 A

Io>> EF2 Quá dòng đất cấp 2

Tripping time Tt, s Thời gian tác động 0.1 sec

ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP PHỐI HỢP BẢO VỆ VÀ ĐÁNH GIÁ TÍNH KHẢ THI CỦA ĐỀ TÀI

Đánh giá

Bảng 5.1: Tổng kết giá trị cài đặt dòng điện cho rơ le.

Thời gian cắt 65 ms 45 ms 45 ms

Bảo vệ đứt dây dẫn trên xuất tuyến chỉ phát hiện khi xảy ra trên trục chính, trong khi các trường hợp đứt tại nhánh rẽ không được bảo vệ Hiện tại, Recloser chỉ có thể tác động khi sự cố xảy ra trên trục chính Để khắc phục, có thể sử dụng các Recloser hiện đại với tính năng cao hơn như nguyên lý dịch chuyển thời gian và công nghệ phát hiện dòng hồ quang Tuy nhiên, do tính phức tạp và chi phí cao của các Recloser này, việc đầu tư vào lưới điện phân phối 22kV, đặc biệt là xuất tuyến này, là không khả thi.

Việc áp dụng chức năng bảo vệ đứt dây cho xuất tuyến không chỉ giảm thiểu rủi ro khi xảy ra sự cố đứt dây mà còn nâng cao mức độ an toàn cho con người trong quá trình vận hành.

Đề xuất

Đề xuất lắp đặt thêm recloser REC 25 từ S&C Electric Company hoặc Nu-Lec tại nút Bus 25 nhằm nâng cao độ tin cậy trong bảo vệ đường dây Các loại recloser này có khả năng bảo vệ đứt dây dẫn theo tỷ lệ %I2/I1, đảm bảo hiệu quả trong việc duy trì an toàn cho hệ thống điện.

 Thay đổi loại Recloser tại nút C9 thành loại S&C Electric Company Vista(SEL Relay Curves) vì Rec cũ không có đường đặc tính bảo vệ

 Tính toán cài đặt chức năng bảo vệ chạm đất nhạy.

Lập trình hệ thống SCADA giúp cảnh báo tình trạng dòng điện không cân bằng giữa các pha, từ đó hỗ trợ điều độ viên có kế hoạch ứng phó kịp thời khi xảy ra sự cố đứt dây.

 Nên hoàn tất lắp đặt và xây dựng những TBA chưa đóng điện để Xuất Tuyến

Tiêu đề	Phối Hợp Các Thiết Bị Bảo Vệ Trên Lưới Điện Phân Phối Thành Phố Đà Nẵng
Tác giả	Nguyễn Huy Toàn
Người hướng dẫn	TS. Trương Thị Hoa
Trường học	Đại học Đà Nẵng
Chuyên ngành	Công Nghệ Kỹ Thuật Điện - Điện Tử
Thể loại	Đồ Án Tốt Nghiệp
Năm xuất bản	2022
Thành phố	Đà Nẵng

Định dạng
Số trang	121
Dung lượng	5,94 MB