THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN 110KV

Chương 1  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT A PHẦN 1: THIẾT KẾ MẠNG ĐIỆN 110KV CHƯƠNG I: CÂN BẰNG CÔNG SUẤT TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN 1.1 Cân công suất tác dụng : U Cân công suất tác dụng cân công suất cần thiết để giữ tần số hệ thống biểu diễn biểu thức sau: ∑PF = m ∑ p pt + B B B B ∑ Δp md + ∑ p td + ∑ p dt B B B B B B với: ∑ p f : tổng công suất tác dụng phát máy phát điện B B ∑ p pt : tổng phụ tải tác dụng cực đại B B ∑ p td : tổng công suất tự dùng nhà máy điện B B ∑ p dt : tổng công suất dự trữ B B ∑ p md : tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây trạm biến áp B B m : hệ số đồng thời ( giả thiết chọn 0.8 ) Cân công suất tác dụng cân công suất cần thiết để giữ tần số hệ thống biểu diễn biểu thức sau: ∑PF = m ∑ p pt + B B B B ∑ Δp md + ∑ p td + ∑ p dt B B B B B B với: ∑ p f : tổng công suất tác dụng phát máy phát điện B B ∑ p pt : tổng phụ tải tác dụng cực đại B B ∑ p td : tổng công suất tự dùng nhà máy điện B B ∑ p dt : tổng công suất dự trữ B B ∑ p md : tổng tổn thất công suất tác dụng đường dây trạm biến áp B B SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  Trang 1 Chương 1  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT m : hệ số đồng thời ( giả thiết chọn 0.8 ) Tổng phụ tải U U ∑ p pt = ppt1 + ppt2 +ppt3 +ppt4 + ppt5 + ppt6 B B B B B B B B B B B B B B ∑ p pt = 25+20+15+18+12 = 90 ( MW ) B B Tổn thất công suất tác dụng đường dây máy biến áp : U U ∑ Δp md = 10%*m* ∑ p pt B B B ∑ Δp md = 0.1*0.8*90 = 7.2 (MW ) B B Trong thiết kế môn học giả thiết nguồn điện đủ cung cấp hồn tồn cho nhu cầu cơng suất tác dụng cân từ cao áp trạm biến áp nhà máy điện Nên tính cân công suất tác dụng theo biểu thức sau : ∑PF = m ∑ p pt + B ∑PF ∑ Δp md+10%dự trữ B B B B B = 0.8*90+7.2 +9= 88.2 (MW ) B B 1.2 Cân công suất phản kháng U U Cân công suất phản kháng nhằm giữ điện áp bình thường hệ thống điện biểu diễn biểu thức : ∑ Q F + Qbu ∑ B = m ∑ Q pt + B ∑ ΔQ B + ∑ ΔQ L - ∑ ΔQ c + ∑ ΔQ td + ∑ ΔQ dt B B B B B B B B B B B B B B với : ∑ Q F : tổng công suất phát máy phát điện B B ∑Q F = ∑ P F B B B * tg ϕ F = 88.2*0.75 = 66.15(MVar) B B B m ∑ Q pt : tổng phụ tải phản kháng mạng đ iện có xét đến hệ số đồng thời B R R B cos ϕ = 0.75 => tg ϕ F = 0.88 B B cos ϕ = 0.8 => tg ϕ F = 0.75 B B cos ϕ = 0.85 => tg ϕ F = 0.62 B B ∑ Q pt = BR ( ppt1 * tg ϕ F )+ +( ppt 6* tg ϕ F ) R B BR R R B B B R B B R B R R B R B B ∑ Q pt=(25*0.75)+(20*0.88)+(15*0.62)+(18*0.88)+(12*0.75) = 70.49 (MVar) B B SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  Trang 2 Chương 1  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT ∑ ΔQ B : tổng tổn thất cơng suất phản kháng máy biến áp ước lượng B R B ∑ ΔQ B = 10% * ∑ S pt = 10% * B R BR R B R ∑P R B pt + ∑ Q pt = 0.1 90 + 70.49 = 11.43 (MVar) R R ∑ ΔQ L: tổng tổn thất công suất kháng đoạn đường dây mạng điện Với B BR mạng điện 110KV tính tốn sơ coi tổn thất cơng suất phản kháng cảm kháng đường dây công suất phản kháng điện dung đường dây cao áp sinh ∑ ΔQ td : tổng công suất tự dùng nhà máy điện hệ thống BR B R R ∑ ΔQ td = ∑ p td* tg ϕ td B R B R B BR BR BR Qdt : công suất phản kháng dự trữ hệ thống R B B Qdt = (5- 10%) * ∑ Q pt R B B R B BR Do thiết kế môn học , cân từ cao áp nhà máy điện nên R bỏ qua Qtd Qdt B B B B ∑ Q F + Qbu∑= m ∑ Q pt + ∑ ΔQ B B B B R B BR RU R B BR R BR Lượng công suất kháng cần bù Qbu∑ = m ∑ Q pt + ∑ ΔQ B B BR R BR R BR B ⇒ R B ∑ Q F = 0.8*70.49 + 1 43 – 66.15 BR R R R R R R R B Qbu∑ = 1.672 (MVar) B BR R R Do Qbu ∑ dương có nghĩa hệ thống cần đặt thêm thiết bị bù đề cân công R B R BR suất kháng Công suất bù sơ cho phụ tải thứ j tính sau : R R Qbuj = Pj *( tgj – tg’j ) B Sao cho : R B R B B B B P PB B R ∑ Q buj = Qbu ∑ B B R BR SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  Trang 3 Chương 1  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT 1.3 Tính tốn bù sơ cơng suất kháng ¾ Ta có bang số liệu trước bù: STT P(MW) Q(MVAr) 18.75 17.6 9.3 15.84 25 20 15 18 12 cosφ 0.8 0.75 0.85 0.75 0.8 ¾ Tinh tốn bù sơ cơng suất kháng theo nguyên tắc: bù ưu tiên cho phụ tải xa, cosφ thấp ta bù sơ cho phụ tải sau: Phụ tải Qbù (MVAR) B B ¾ Phụ tải R R 1.672 Ta có bảng số liệu phụ tải sau bù sơ : R P (MW) 25 20 15 18 12 R R R R Q (MVar) 18.75 17.6 9.3 15.84 R COS ϕ R R Qbu (MVar) R R B B R 0.8 0.75 0.85 0.75 0.8 1.672 0 Q-Qbu (MVar) 18.75 15.928 9.3 15.84 R B B R S’ (MVA) 31.25 25.56 17.65 24 15 R P PR COS ϕ ’ P R PR 0.8 0.78 0.85 0.75 0.8 Số liệu phụ tải sau bù sơ dùng phần so sánh phương pháp chọn dây chọn công suất máy biến áp Nếu sau tính xác lại phân bố thiết bị bù mà phụ tải không bù lại bù sơ ban đầuu phải kiểm tra lại tiết diện dây cơng suất máy biến áp chọn SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  Trang 4 Chương 2  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT CH ƯƠNG : R R R DỰ KIẾN CÁC PHƯƠNG ÁN VỀ MẶT KỸ THUẬT Những vấn đề cần giải mặt kỹ thuật lựa chon sơ đồ nối dây cho mang điện, lựa chọn điện áp tải điện cho phù hợp với phụ tải, tinh liên tục chúng Sau tinh toán phương án dự kiến chọn phương án đạt mặt kỹ thuật làm sở để so sánh tiếp mặt kinh tế đề phương án tối ưu 2.1 Lựa chọn cấp điện áp tải điện N1 N2 Cấp điện áp tải điện phụ thuộc vào cơng suất khoảng cách truyền tải Ngồi cịn phụ thuộc nhiều yếu tố khác ngồi P L , cơng thức sơ gần Dựa vào công thức STILL để tìm điện áp tải điện U(kV) U = 4.34 l + 0.016 * P Trong : P : công suất truyền tải (kW) L : khoảng cách truyền tải (kM) Tính cho phụ tải ta : R R R R R R R R SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  R Trang 5 Chương 2  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT Bảng điện áp: R R Phụ tải Công suất tác dụng P*103(KW) 25 20 15 18 12 Khoảng cách từ nguồn tới tải (KM) N-1 N1-2 N1-3 N2-4 4-5 N2-3 51 90.5 53.85 67 44.72 51 92.17 87.93 74.4 81.77 74.23 74 P P U = 4.34 l + 0.016 * P R R Từ số liệu ta chọn cấp điện áp : Uđm = 110(kV) R B B R 2.2 Lựa chọn sơ đồ nối dây mạng điện Sơ đồ nối dây mạng điện phụ thuộc vào nhiều yếu tố : sản lượng phụ tải , R vị trí phụ tải, mức độ liên tục cung cấp điện, công tác vạch tiến, phát triển mạng điện R Dựa vào sơ đồ vị trí nguồn phụ tải gồm nguồn (N) phụ tải Ta có R phương án sau : R R R R R R R R Phương án : N1 N2 SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  Trang 6 Chương 2  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT Phương án : N1 N2 Phương án : N1 N2 SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  Trang 7 Chương 2  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT Phương án : N1 N2 ‐ T phương án ta thấy phương án 3,4 có khoảng cách mạch vịng N2-4-5 R R 212.22km khoảng cách N2-4-5 lộ kép liên thơng phương án 1,2 111.72km chi phí số lượng trụ điện phương án 3,4 nhiềui nhiều ‐ Tóm lại ta chọn phương án 1,2 để tính 2.2.1 So sánh phương án mặt kỹ thuật : Đối với mạng truyền tải cao áp chọn dây theo mật độ dòng kinh tế (A/mm2) P P Tiết diện chọn dung hòa mâu thuẩn, bên vốn đầu tư dây dẫn, bên tổn thất điện (Tham khảo thêm sách : thiết kế hệ thống điện – chương II – NXB ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM) − Nhận xét : phụ tải có Tmax tb B Tmax tb = B B B ΣPiTmax 25 * 5200 + 20 * 5000 + 15 * 5200 + 18 * 5000 + 12 * 5000 = =5089 ΣPi 25 + 20 + 15 + 18 + 12 − Ở điện áp 110 kV, Tmax = 50 89 Tra bảng 2.3 chương II – sách thiết kế hệ R B B R R R thống điện – NXB ĐẠI HỌC QUỐC GIA ta dòng kinh tế Jkt = 1A/ mm2 R B B P P − Lựa chọn dây dẫn kiểm tra cố : SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  Trang 8 Chương 2  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT Đối với đường dây truyền tải cao áp không, điều kiện hạn chế tổn hao vầng quang, qui định đường kính dây tối thiểu với cấp điện áp : − Với điện áp 110kv, d>9.9mm dây AC tối thiểu AC-70 − Với điện áp 220kv, d>21.5mm dây AC tối thiểu AC-240 − Theo bảng 2.4 chương II – sách thiết kế mạng điện – NXB ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP.HCM có khoảng cách trung binh hinh học sau: + Điện áp 110kv, Dm = (m) B B + Điện áp 230kv, Dm = 10.2 (m) B B Ph ương án : R R N1 N2 Các khoảng cách : Đường dây N1-1 N1-2 N1-3 N2-3 N2-4 4-5 Chiều dài (km) 51 90.5 53.85 51 67 44.72 B B B B B B B B B B − Tính tốn dịng chạy day dẫn: S max Imax = 10 k 3U = 10 dm B B P P 2 Pmax + Qmax P SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  k 3U dm (A) P Trang 9 Chương 2  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT Smax : cơng suất cực đại đường dây (MVA) B B Qmax : công suất phản kháng đường dây (MVA) B B Pmax : công suất tác dụng đường dây (MVA) B B K=1 lộ đơn, K=2 lộ kép 25 + 18.75 = 82 (A) * *110 IN1-1 = 103 B B P P 20 + 15.12 = 65.76 (A) * *110 IN1-2 = 103 B B P P 15 + 9.32 = 92.64 (A) *110 IN1-3 = 103 B B P P 12 + I4-5 = 10 = 39.36 (A) * *110 B B P P (18 + 12) + (15.84 + 9) IN2-4 = 10 B B P P * *110 − Tính tiết diện kinh tế : (vì Jkt=1 ⇒ Fkt= B B B B Ij = 102.2 (A) =Ij (mm2) J kt B B P P F1kt = IN1-1 = 82(mm2) ⇒chọn dây AC-95 B B B B P P F2kt = IN1-2 = 65.76 (mm2) ⇒chọn dây AC-70 B B B P B P F3kt = IN1-3 = 92.64 (mm2) ⇒chọn dây AC-95 B B B B P P F4kt = IN2-4 = 102.2 (mm2) ⇒chọn dây AC-120 B B B B P P F5kt = I4-5 = 39.36 (mm2) ⇒chọn dây AC-70 B B B B P P Vì dịng cơng suất đoạn N2-3 nhỏ nên ta chọn tiết diện dây AC-70 Chọn tiết diện tiêu chuẩn với nhiệt độ môi trường xung quyanh thực tế 400c P P hệ số hiệu chỉnh K=0.81 Kiểm tra điều kiện phát nóng lúc cố Khi đứt dây đường dây lộ kép, dây cịn lại phải tải tồn dịng điện phụ tải gọi dòng điện cưỡng (Icb) B SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG  B Trang 10 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYN HONG VIT Tổ đấu dây Máy biến áp có điều chỉnh dới tải không khai báo điện áp danh định m khai báo điện áp Uđ theo c«ng thøc sau: U d = U max U U max + U Trong ®ã Umax ,Umin l giá trị điện áp cực đại v cực tiểu đạt đợc thay đổi đầu phân ¸p Khai b¸o th«ng sè m¸y biÕn ¸p nh− bảng 5-2 Bảng 5-2 Địa Các lựa chọn 311 0.4 ÷ 800 kV 312 0.2 ÷5000 MVA 313 Solid Earthed Isolated Ci đặt 115 kV 20 MVA Solid Earthed Nội dung Điện áp phía cao áp Công suất cuộn cao áp Trung tính nối đất trực tiếp Y 314 D Y Cuén cao ¸p nèi Z 321 0.4 ữ 800 kV Điện áp phía trung áp 322 0.2 ữ5000 MVA Công suất cuộn trung áp 323 Solid Earthed Isolated Isolated Trung tính cách đất Y 324 D Cuộn trung áp nối Z 325 ữ 11 331 0.4 ÷ 800 kV 332 0.2 ÷5000 MVA 333 334 Solid Earthed Isolated Y D SVTH: NGUYỄN HOÀI TRNG Tổ đấu dây 22 kV Điện áp phía hạ áp 20 MVA Công suất cuộn hạ áp Isolated Trung tính cách đất D Cuộn hạ áp nối tam giác Trang 149 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT Z 335 0÷ 11 11 372 ÷ 100000 A 525 A 373 ữ 100000 A 0A Dòng điện lm việc phía trung áp 374 ữ 100000 A 2624 Dòng điện lm việc phía hạ áp 15.2.2 Tổ đấu dây Dòng điện lm việc phía cao áp Chức bảo vệ so lệch có hÃm Dòng so lệch mức thấp IDIFF > l giá trị khởi động dòng so lệch đoạn a (Hình 5-1), giá trị ny biểu thị độ nhạy bảo vệ xét đến dòng không cân cố định qua rơle, chế ®é lμm viƯc b×nh th−êng th×: IDIFF > = Kat.IKCB Kat: hƯ sè an toμn; Kat=1,2 ÷ 1,3 IKCB lμ dòng điện không cân bằng, trờng hợp bình thờng, theo nguyên lí đo lờng rơle 7UT613 dòng so lệch không, nhiên thực tế đo đợc dòng không cân bao gồm thnh phần sau: IKCB= (Kđn.KKCK.fi + U).IdđB Kđn l hệ số đồng máy biến dòng, Kđn=1 KKCK l hệ số kể đến ảnh hởng thnh phần không chu kì dòng ngắn mạch trình độ, KKCK= fi : sai số tơng đối cho phép BI, fi =0,1 U l phạm vi điều chỉnh điện áp đầu phân áp, với phạm vi điều chỉnh ± × 1,78 % = 16 %, ΔU= 0,16 IdđB: dòng điện danh định máy biến áp (lấy phía 110kV lm phía bản) Do IDIFF > = (1,2 ữ 1,3)(1.1.0,1 + 0,16).IdđB IDIFF > = (0,3 ÷ 0,4) Id®B Th−êng chän IDIFF >* I DIFF> = 0,3 IddB Độ dốc đoạn đặc tính B đảm bảo cho rơle lm việc tin cậy trờng hợp không cân xảy sai số BI v thay đổi đầu phân áp máy biến áp dòng ngắn mạch không lớn Theo nh sản xuÊt, chän α1=14°, vËy KHb= tgα1= 0,25 (KHb lμ hÖ số hÃm đoạn b), SLOPE = 0,25 SVTH: NGUYN HOÀI TRỌNG Trang 150 GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT chương 15 Độ dốc đoạn đặc tính C có mức độ hÃm lớn hơn, nhằm đảm bảo cho rơle lm việc điều kiện dòng không cân lớn, BI bị bÃo ho có ngắn mạch ngoi Độ dốc ny đợc xác định theo độ lớn góc 2, nh sản xuất đà đặt sẵn rơle điểm së lμ 2,5 vμ α2=26,56°, SLOPE 2= 0,5 Ng−ìng thay ®ỉi hƯ sè h·m thø nhÊt: IS1 = I DIFF > 0,3 = = 1,2 K Hb 0, 25 Dßng so lƯch møc cao IDIFF >> lμ giíi h¹n phÝa đờng đặc tính (đoạn d), đoạn đặc tính ny phụ thuộc vo giá trị dòng ngắn mạch máy biến áp Khi ngắn mạch vùng bảo vệ, dòng so lệch lớn giá trị IDIFF >> rơle tác động không kể mức độ dòng hÃm, ngỡng ny thờng đợc chỉnh định mức ngắn mạch đầu máy biến áp v dòng cố xuất lớn lần dòng danh định máy biến áp, UN%=10,5% UN % = 9,52 Vậy ta chọn giá trị IDIFF >> = 9,52.Id®B Ta cã ng−ìng thay ®ỉi hƯ sè h·m UN % thø hai: IS2 = I H* SLOPE 2,5.0,5 = =5 SLOPE − SLOPE1 0,5 − 0, 25 IS3 = I DIFF >> + I H* = 9.52 + 2.5 = 21,54 SLOPE 0.5 I P2 = IS2 SLOPE1 = 0,25 = 1,25 Độ nghiêng đặc tính hãm sở : • Ih1 = I sl > 0.3 = =1.2 tan ϕ 0.25 Ih2 = I HCS tan ϕ2 2.5*0.5 = =5 tan ϕ2 − tan ϕ1 0.5 − 0.25 Ph¹m vi h·m bỉ sung nhằm tránh cho rơle tác động nhầm BI bÃo ho mạnh ngắn mạch ngoi lấy ã Tỷ lệ thnh phần hi bậc hai đạt đến ngỡng chỉnh định, tín hiệu cắt bị khoá, tránh cho rơle khỏi tác động nhầm (15%) SVTH: NGUYN HOI TRỌNG Trang 151 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT • Thêi gian trƠ cđa cÊp IDIFF > lμ 0s • Thêi gian trƠ cđa cÊp IDIFF >> lμ 0s 15.2.3 Bảo vệ chống chạm đất hạn chế (REF) I-REF> > kat fi% Id®B kat = 1,2 : hƯ sè an toμn fi% = 0,1 : sai sè lín máy biến dòng I-REF> >1,2.0,1.IdđB = 0,12 IdđB Chọn dòng điện khởi động : I-REF> = 0,3 IdđB Độ dốc đờng đặc tính : SLOPE = Thời gian trễ tác động : T I-REF> = s Bảng 5-3 Địa 1201 Các lựa chọn Ci đặt Nội dung OFF ON Block relay for trip ON Đặt chức bảo vệ so lệch ON H·m b»ng sãng hμi bËc hai commands 1206 OFF ON Dßng so lƯch møc thÊp 1221 0.05 2.00 I/In0 0.30 I/In0 1226A 0.00 60.00sec;∝ 0.00sec 1231 0.05 35.0 I/In0 9.52 I/In0 1236A 0.00 60.00sec;∝ 0.00sec Thêi gian trƠ cđa cấp IDIFF >> 1241A 0.10 0.50 0.25 Độ dốc đoạn đặc tính b 1242A 0.00 2.00 I/In0 0.00 I/In0 Điểm sở đoạn đặc tính b 1243A 0.25 0.95 0.50 Độ dốc đoạn đặc tính c 1244A 0.00 10.00 I/In0 2.50 I/In0 Điểm sở đoạn đặc tính c 1261A 2.00 15.00 I/In0 I/In0 1271 10 80% 15% SVTH: NGUYỄN HỒI TRỌNG IDIFF > = 0,3.Id®B Thêi gian trƠ cđa cÊp IDIFF > Dßng so lƯch møc cao IDIFF >> = 9,52.Id®B Ng−ìng cho phÐp h·m bỉ sung tác động Tỉ lệ thnh phần hi bậc hai Trang 152 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT 1301 OFF ON ON Bật chức bảo vệ chống chạm ®Êt h¹n chÕ (REF) 1311 0.05 2.00 I/In 0.3 I/In Dòng khởi động bảo vệ REF 1312A 0.00 60.00 sec;∝ 0.00 sec Thêi gian trƠ cđa b¶o vƯ REF 1313A 0.00 0.95 0.00 Độ dốc đờng đặc tính Từ thông số chỉnh định trên, ta xây dựng đợc đờng đặc tính lm việc rơle 7UT613 nh− h×nh 5-1 I DIFF IN I DIFF = 9,52 Vùng tác động Vùng khoá Vùng hÃm bổ sung I I IN P2 Hình 5-1 Đặc tính tác động b¶o vƯ so lƯch cã h·m I DIFF 15.3 I S1 bảo vệ dùng rơle 7SJ612 = chức = IS2 15.3.1 Bảo vệ dòng cắt nhanh I>>/50 I S3 = 21,54 Ik® = Kat INngmax HƯ sè an toμn Kat =1,2 Ik® = 1,2 INngmax Từ kết tính ngắn mạch chơng 2, ta có dòng ngắn mạch ngoi cực đại qua BV1 N2 (3) : I N2 = 4.5 kA Ik® I>> = 1,2 4.5 = 5,4 kA SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 153 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT Dßng khëi ®éng phÝa thø cÊp cđa BI: I kd 5.4 *1000 = = 4.5 A I ddBI 1200 / Ikđ I>> = 15.3.2 Bảo vệ dòng I> Dòng khởi động bảo vệ dòng đợc tính theo c«ng thøc sau: K at K m I lvmax Kv Ik® I> = Trong ®ã Kat hƯ sè an toμn Kat = 1,2 Km hƯ sè më m¸y Km = 1,5 KV hƯ sè trë vỊ cđa r¬le KV = 0,95 Ilvmax dòng lm việc lớn qua bảo vÖ K qtsc SddB Ilvmax1 = Ilvmax2 = → 3.U dd = 1,4.20 = 0,14 kA 3.115 1,4.20 = 0,7348 kA 3.22 Ik® I> = 1,2.1,5 I lvmax = 1,895 Ilvmax 0,95 Dựa vo công thức v dòng điện lm việc lớn nhất, tính đợc giá trị dòng điện khởi động bảo vệ dòng phía nh sau : Bảng 5-4 Thông sè BV1 BV2 Ilvmax (A) 140 734.8 Ik® I> (A) 265.3 1392.446 Id®BI (A) 200 1200 1,3265 1,16 Ik® R = I kd I> (A) I ddBI Bảo vệ dòng sử dụng đặc tính thời gian phụ thuộc, dạng ®−êng cong rÊt dèc C«ng thøc biĨu diƠn nh− sau: SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 154 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT t= 13,5 TP (s) I N / I kd − PhÝa 22 kV: IN2max = 4500A Ikđ = 1392.446 A Đờng dây có chiều di vừa phải, thời gian cắt bảo vệ đờng dây tD = sec, Δt = 0,3 sec t = tD + Δt = + 0,3 = 1,3 sec → 1,3 = → TP = VËy t= 13,5 TP = 6,05 TP 4500 /1392.446 − 1,3 6, 05 = 0,214 13,5 0, 214 sec I N /1392.446 − Khi dòng ngắn mạch nhỏ IN2min = 2590 A, thời gian cắt ngắn mạch l: t= 13,5 0, 214 = 3.35 sec 2590 /1392.446 − PhÝa 110 kV: I> N2 N2’ t1 SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG t2 t3 Trang 155 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT B¶o vệ dòng phải phối hợp thời gian với bảo vệ dòng phía 22 kV: t2 = 1,3 s t1 = t2 + Δt = 1,3 + 0,3 = 1,6 s N1 → IN1max = 1640 A Ik®1 = 265.3 A → 1,6 = → TP = VËy t= 13,5 TP = 2.6 TP 1640 / 265.3 − 1, 2.6 = 0,615 13,5 0, 615 sec I N / 265.3 − (2) Khi dòng ngắn mạch nhỏ qua BV1 I N3 = 1070 A, thời gian cắt ngắn mạch l: t= 13,5 0, 615 = 2.73 sec 1070 / 265.3 − 15.3.3 Bảo vệ dòng thứ tự không ct nhanh I0>>/50 Dòng khởi động bảo vệ dòng thứ tự không ct nhanh Ikd50=kat.3.I0Nmax Trong ú : Kat=1.2ữ1.3 chn kat=1.2 I0Nmax=4.977KA dịng ngắn mạch ngồi thứ tự khơng Ikd50=1.2*3*4.977 = 17.91KA 15.3.4 Bảo vệ dòng thứ tự không I0> Dòng khởi động bảo vệ dòng thứ tự không đợc chọn theo công thức: Ikđ = 0,3 IdđBI IdđBI dòng điện danh định phía thứ cấp cđa BI, Id®BI = 1A Ik® = 0,3 Id®BI = 0,3 A Tơng ứng với dòng sơ cấp phía 110 kV: Ikđ = 0,3 IdđBI = 0,3.200=60 A Tơng ứng với dòng sơ cấp phía 22 kV : Ikđ = 0,3 IdđBI = 0,3.1200=360 A Bảo vệ dòng thứ tự không sử dụng đặc tính thời gian độc lập Thời gian tác động bảo vệ đợc chọn t = 0,5 sec Ci đặt thông số cho rơle 7SJ612 phÝa 110 kV nh− sau: SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 156 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT B¶ng 5-5 Địa 1201 Các lựa chọn ON OFF Ci đặt Nội dung ON Bật chức dòng 1202 0.10 25.00 4.5 Dòng khởi động I>> 1203 0.00 60.00s 0.00s t-I>> thời gian tác động I>> 1207 0.10 4.00A 1,3265 Dòng khởi động I> Very Inverse Chọn ®Ỉc tÝnh thêi gian cho I> Normal Inverse 1211 Very Inverse Extremely Inverse User Character 1301 1307 4201 ON OFF 0.05 4.00A ON OFF ON Bật chức dòng thứ tự không 0,3A Dòng khởi động Io> ON Bật chức tải 49 4202 0.10 4.00 1.10 HÖ sè k 4203 1.0 999.9min 100.0min H»ng sè thêi gian 4204 50 100% 82% Cảnh báo trạng thái nhiệt 7001 7005 15.4 ON OFF 0.06 60.00sec,∝ ON 0.25sec BËt chức chống máy cắt hỏng 50BF Thời gian trễ cña 50BF NHỮNG CHỨC NĂNG BẢO VỆ CỦA ROLE 7SA522 ™ Tính tốn thơng số cài đặt cho bảo vệ khoảng cách (21)  Tính tốn thơng số cài đặt cho bảo vệ khoảng cách trạm B đoạn đường dây BC hình với thông số sau: - Điện áp nguồn : 110 kV - Tỉ số biến dòng TI: 1000/5 - Tỉ số biến điện áp TU: 110000/115 - Chiều dài đường dây (DZ) cần bảo vệ: 51 km - Tổng trở thứ tự thuận DZ: Z1=0,165+j0,215 = 0,271∠52.50 Ω/km - Tổng trở thứ tự không DZ: Z0=2.Z1=2.0,271∠52.50= 0.542∠52.50 Ω/km SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 157 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HỒNG VIỆT ¾ Phần tính tốn: Giá trị tổng trở đặt vùng tính tốn theo u cầu vùng bảo vệ phải bảo vệ 80% chiều dài đoạn đường dây 110kv: 1000 / = 2.31∠52.50 Ω 110000 /115 đặt tính tốn quy phía thứ cấp Giá trị cài đặt vùng 1: 2.31∠52.50 Ω - Giá trị tổng trở đặt vùng 2 được tính tốn theo u cầu vùng bảo vệ phải bảo vệ hoàn toàn đoạn đường dây110KV khoảng 30% chiều dài đoạn đường dây MBA: U N %.U đm 10.5*1102 *10 = 64Ω ZB = *10 = 20000 S đm ZI = 0,8.51.0,271∠52.5 ZII = (0.5*51*0,271∠52.50 + 64) 1000 / = 14.3∠4.60 Ω 110000 /115 Giá trị cài đặt vùng 2: 14.3∠4.60 Ω - Giá trị tổng trở đặt vùng (bảo vệ dự trữ) tính tốn để bảo vệ tác động chắn cố đoạn đặt bảo vệ (đoạn dây 110kv) đoạn kề (đoạn MBA xuống tải) : 1000 / ZII = (51*0,271∠52.50 + 64) 1.2 = 18.38∠8.60 Ω 110000 /115 Giá trị cài đặt vùng 3: 18.38∠8.60 Ω - Hệ số ảnh hưởng bù dư cố đất: KZ0 = (Z0 - Z1)/3.Z1= 1/3 =0.33 Ω Thời gian cài đặt: - Thời gian tác động vùng 1: tI = 0,0 sec - Thời gian tác động vùng 2: tII = tI+Δt = 0,5 sec - Thời gian tác động vùng 3: Chọn tIII = tII+Δt = sec SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 158 GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT ™ chương 15  Bảo vệ dòng cắt nhanh (50) Trị số dòng khởi động bảo vệ dòng cắt nhanh lựa chọn theo cơng thức : Ikd = Kat.INngmax Trong : kat : hệ số an toàn thường chọn 1.2 INngmax =1.64KA : dòng ngắn mạch cực đại dòng ngắn mạch lớn giá trị dòng ngắn mạch cuối đường dây ⇒ Ikd = 1.2*1.64 = 1.968KA Ikd =1.968KA >INngMax=1.64kA (thỏa yêu cầu) ™ Bảo vệ q dịng có thời gian (51) − Lựa chọn trị số dòng điện khởi động bảo vệ q dịng có thời gian, áp dụng theo cơng thức sau : Ikd = K.Ilvmax Trong : K=1.6 : hệ số chỉnh định 27.65 S Ilvmax = tai1max = =240A 115 U110 ⇒ Ikd = 1.6*240 = 384A − Ikd =384A >Ilvmax=240A (thỏa yêu cầu) 15.5 Kiểm tra lm việc bảo vệ ắ Bảo vệ so lệch có hÃm: Để kiểm tra độ nhạy nh đảm bảo tính tin cậy chức so lệch, ta cần xác định dòng ISL v IH trờng hợp cụ thể ngắn mạch ngoi vùng, vùng bảo vệ chế ®é cùc ®¹i vμ cùc tiĨu cđa hƯ thèng ™ Ngắn mạch ngoi vùng bảo vệ Theo nguyên lí rơle 7UT613 ngắn mạch ngoi dòng so lệch không Tuy nhiên, thực tế bảo vệ đo đợc dòng không cân theo biểu thức sau: ISL= IKCB= (K®n.KKCK.fi + ΔU).INngmax Trong ®ã: K®n lμ hƯ sè đồng máy biến dòng, Kđn=1 KKCK l hệ số kể đến ảnh hởng thnh phần không chu kì dòng ngắn mạch trình độ, KKCK= fi : sai số tơng đối cho phép BI, fi =0,1 U l phạm vi điều chỉnh điện áp đầu phân áp, U= 0,16 INngmax: dòng điện ngắn mạch ngoi cực đại đà quy đổi phía 110 kV Xét hai trờng hợp: SVTH: NGUYN HOI TRỌNG Trang 159 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT + Khi ngắn mạch ngoi lớn phía 22 kV N2: ISL = (Kđn.KKCK.fi + U).IN2max = (1 0,1 + 0,16) 4500 = 1170 A ISL ISL* = = IddBA 1170 = 1.287 A 909 IH = I1 + I2 = 2.INngmax IH* = IH IddBA 2.4500 = 9.9 909 = IH* = 9.9 >> ISL* = 1.287 => bảo vệ khơng tác động Vì ISL2 (=5) > ISL* < ISL>(=0,3) => đoạn b IHtt = 1.287 1.287 = =5.148 tg α 0, 25 §é an toμn h·m: KH = IH 9.9 = = 1.923 I Htt 5.148 Nh− vËy b¶o vƯ so lƯch chắn không tác động, ta có kết theo bảng sau: Bảng 5-6 Thông số Điểm ngắn mạch N2 INngoaimax (A) ISL* IH* IHtt* KH 4500 1.287 9.9 5.148 1.923 Ngắn mạch vùng bảo vệ Khi ngắn mạch vùng bảo vệ so lệch, trạm đợc cÊp ®iƯn tõ phÝa 110 kV vËy ISL trờng hợp ny l dòng qua cuộn dây phía 110 kV ISL = I1 Dòng hÃm trờng hợp tổng trị số dòng điện phía máy biến áp đà quy đổi phía 110 kV Việc tính toán giá trị dòng so lệch v dòng hÃm dựa vo đặc tính lm việc rơle 7UT613, để đảm bảo độ nhạy v độ tin cậy kiểm tra ngắn mạch vùng chế ®é nh− sau: + T¹i N1’ SVTH: NGUYỄN HỒI TRỌNG Trang 160 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT (1) ISL = I1 = I Nmin = 1.388 A IH*= ISL* = ISL IddBA = 1388 = 7,98 173.9 §é nh¹y : ISLtt = 8.tg∝1 =7.98*0.25 =2 KN = ISL 7.98 = = 3.99 ISLtt Dựa vo đặc tính lm việc rơle, ta thấy xảy ngắn mạch vùng bảo vệ rơle tác động Bảng 5-7 Thông số Điểm ngắn mạch N1 ’ INtrongmin (A) ISL* IH* ISLtt* KN 1388 7.981 7.981 3.99 SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 161 chương 15  GVHD: PGS.TS NGUYỄN HOÀNG VIỆT ISL IN N1' I DIFF = 9,52 Vùng tác động Vùng khoá Vùng hÃm bổ sung N1' I SLttN'1 = I DIFF = 0,3 IH IN I = 21,1 S3 I HttN3 = 5.148 Hình 5-2 Đặc tính tác động bảo vệ so lệch có hÃm ắ Bảo vệ dòng điện: Biểu thức xác định độ nhạy bảo vệ nh sau: Kn = I Nmin I kd Trong ®ã: Ik® trị số dòng khởi động bảo vệ INmin trị số dòng ngắn mạch nhỏ qua bảo vệ Theo kết tính toán ngắn mạch chơng 2, có ngắn mạch vùng bảo vệ điểm N2, dòng ngắn mạch nhỏ qua bảo vệ l trờng hợp ngắn mạch N(2), công (2 ) suất ngắn mạch góp min: I N m in =933 A SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 162 chng 15 GVHD: PGS.TS NGUYN HONG VIT Độ nhạy b¶o vƯ : Kn = I Nmin 933 = = 3,51 I kd 265.3 Nh l đạt yêu cầu độ nhạy ắ Bảo vệ chống chạm đất hn ch: Biểu thức xác định độ nhạy bảo vệ nh− sau: Kn = I0Nmin I kd Trong ®ã: Ik® trị số dòng khởi động bảo vệ I0Nmin trị số dòng ngắn mạch thứ tự không nhỏ qua bảo vệ Theo kết tính toán ngắn mạch chơng 2, có ngắn mạch vùng bảo vệ điểm N1, dòng ngắn mạch thứ tự không nhỏ qua bảo vệ l trờng hợp ngắn (1 ) mạch N(1), công suất ngắn mạch trªn gãp : I N m in =1388A Độ nhạy bảo vệ : Kn = I 0Nmin 1388 = = 26.6 I kd 0, 3.173.9 Nh− bảo vệ chống chạm đất có độ nhạy cao SVTH: NGUYỄN HOÀI TRỌNG Trang 163