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

Tính toán chỉnh định, phối hợp các thiết bị bảo vệ trên 1 xuất tuyến 22kV mà sinh viên đang nghiên cứu trên lưới điện Phân phối Đà Nẵng.. Mục tiêu đề tài nguyên cứu Mục tiêu chính của đề

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT

KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

Đại diện Doanh nghiệp: KS Hoàng Đăng Nam

TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT

KHOA ĐIỆN – ĐIỆN TỬ

Đại diện Doanh nghiệp: KS Hoàng Đăng Nam

Đà Nẵng, 06/2022

KHOA ĐIỆN-ĐIỆN TỬ Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆPGiảng viên hướng dẫn: TS Trương Thị Hoa

Đại điện Doanh nghiệp: KS Hoàng Đăng Nam, Trưởng Phòng Điều Độ Công ty

2 Các số liệu, tài liệu ban đầu:

- Các sơ đồ lưới điện phân phối liên quan (Sơ đồ tổng thể, sơ đồ 1 sợi của 1 đường

dây 22kV, sơ đồ 1 TBA phụ tải liên quan

- Các số liệu liên quan sơ đồ nghiên cứu tính toán (loại dây dẫn, loại MBA, thông sốMBA…)

- Các phiếu chỉnh định rơle liên quan đang được chỉnh định

- Các thông số FCO, APT đang chỉnh định hiện hữu

- Các số liệu tổng trở hệ thống qui đổi, điện áp hệ thống qui đổi (thông số mới nhất)

- Các tài liệu về các Recloser hiện hữu đang sử dụng trên lưới điện nghiên cứu

- Các số liệu liên quan xuất tuyến cần tính toán cụ thể

3 Nội dung chính của đồ án:

3.1 Lời mở đầu

3.2 Tổng quan về hệ thống bảo vệ trên lưới điện phân phối

3.3 Các bước tính toán, phối hợp bảo vệ trên lưới điện phân phối

3.4 Giới thiệu tổng quan về lưới điện phân Phối TP Đà Nẵng

3.5 Giới thiệu xuất tuyến đang nghiên cứu

3.6 Giới thiệu các thiết bị bảo vệ đang được sử dụng trên xuất tuyến mà sinh viên

đang nghiên cứu

i

3.8 Tính toán chỉnh định, phối hợp các thiết bị bảo vệ trên 1 xuất tuyến 22kV mà sinh viên đang nghiên cứu trên lưới điện Phân phối Đà Nẵng

3.9 Đề xuất các giải pháp để phối hợp tốt các thiết bị bảo vệ trên lưới điện phân phối

3.10 Đánh giá tính khả thi các giải pháp đề ra

3.11 Kết luận

3.12 Tài liệu tham khảo

4 Các sản phẩm dự kiến

4.1 Các phiếu chỉnh định rơle các thiết bị phân đoạn

4.2 Bảng lựa chọn dây chảy các FCO phân đoạn, đầu tuyến, MBA phụ tải trên lưới điện phân phối Thành Phố Đà Nẵng

4.3 Các bảng kết quả phối hợp các thiết bị bảo vệ trên từng xuất tuyến

4.4 Các kiến nghị thay đổi trị số chỉnh định hiện hữu, các chủng loại Aptomat hiện hữu

Tên đề tài: PHỐI HỢP CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐITHÀNH PHỐ ĐÀ NẴNG

Sinh viên thực hiện: Phùng Thái Duy

Mã SV: 1811505120112 Lớp: 18D1

Đồ án này sẽ tìm hiểu về hệ thống bảo vệ trên lưới điện phân phối nói chung

và ở đây ta sẽ tìm hiểu các xuất tuyến 22kV trên lưới điện phân phối Thành Phố ĐàNẵng nói riêng

Tính toán ngắn mạch, sau đó tính toán chỉnh định và phối hợp được các thiết bịbảo vệ trên xuất tuyến 22kV đang nghiên cứu

Nghiên cứu đến sự phối hợp tác động giữa các thiết bị bảo vệ, nhằm mục đíchnâng cao độ tin cậy cung cấp điện và giảm đến mức thấp nhất khu vực bị mất điệncho lưới điện phân phối Thành Phố Đà Nẵng

Từ đó, đề xuất các giải pháp để phối hợp tốt các thiết bị bảo vệ trên lưới phânphối Cùng với đó, sẽ đánh giá tính khả thi mà các giải pháp đề ra sau khi hoànthành đồ án

iii

Với mục đích trong kì đồ án tốt nghiệp là tính toán, học hỏi, tìm hiểu thì chúng

em đã may mắn được sự hướng dẫn của Công ty TNHH MTV điện lực Đà Nẵng, làmột công ty sản xuất, truyền tải, phân phối điện năng hàng đầu Việt Nam Bên cạnh đónền kinh tế nước ta đang có tốc độ phát triển mạnh mẽ, mức sống của người dân ngàymột nâng cao, nhu cầu sử dụng điện không ngừng tăng lên trong các ngành côngnghiệp, nông nghiệp và dịch vụ cũng như trong cuộc sống hàng ngày Đây là bước đầu

để chúng em làm quen với thực tế, tiếp xúc với nhiều kiến thức thực tế bổ ích chocông việc trong tương lai

Với lưới điện phân phối thường có các cấp điện áp là: 6kV; 10kV; 22kV; 35kVphân phối cho các trạm phân phối trung áp, hạ áp và phụ tải trung áp Các hộ tiêu thụnhận điện trực tiếp thông qua các trạm biến áp phân phối nên khi xảy ra bất kì sự cốnào trong lưới điện và trạm biến áp phân phối đều ảnh hưởng trực tiếp đến các hộ tiêuthụ Đây là cơ hội nhưng cũng là thử thách cho ngành điện với việc phối hợp phát triểnđiện năng, phục vụ nhu cầu của xã hội Một yêu cầu thiết yếu đặt ra đó chính là việccung cấp điện một cách liên tục, hạn chế sự cố mất điện xảy ra những khu vực khôngcần thiết Để thực hiện được việc này, yêu cầu đặt ra là phải đưa ra các thiết bị bảo vệtrên lưới điện phân phối một cách hợp lí và hiệu quả

Đó cũng là việc chúng em đang nghiên cứu với đề tài:

“PHỐI HỢP CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI THÀNH

PHỐ ĐÀ NẴNG”

Qua đó chúng em xin gửi lời cảm ơn chân thành đến cô TS Trương Thị Hoa và anh

KS Hoàng Đăng Nam, Trưởng phòng điều độ Công ty TNHH MTV Điện lực ĐàNẵng, đã tận tình hướng dẫn, chỉ bảo chúng em trong suốt quá trình thực hiện đồ án tốtnghiệp này Với khả năng còn hạn chế và đề tài hoàn toàn mới nên chắc chắn rằng sẽcòn rất nhiều sai sót, em rất mong nhận được ý kiến đóng góp

Xin chân thành cảm ơn

Đà nẵng, ngày tháng 3 năm 2022

iv

Chúng em xin cam đoan rằng đồ án tốt nghiệp là công trình nghiên cứu của Nhómchúng em Những phần có sử dụng tài liệu tham khảo có trong đồ án đã được liệt kê vànêu rõ ra tại phần tài liệu tham khảo Đồng thời những số liệu hay kết quả trình bàytrong đồ án đều mang tính chất trung thực.

Nếu như sai Chúng em xin chịu hoàn toàn trách nhiệm trước người hướng dẫn vànhà trường

Sinh viên thực hiện {Chữ ký, họ và tên sinh viên}

v

NHIỆM VỤ ĐỒ ÁN TỐT NGHIỆP I TÓM TẮT III LỜI NÓI ĐẦU IV LỜI CAM ĐOAN V MỤC LỤC VI DANH MỤC CÁC BẢNG, HÌNH VẼ IX DANH SÁCH CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT IX

MỞ ĐẦU XI CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC BƯỚC TÍNH TOÁN,

PHỐI HỢP BẢO VỆ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI 1

1.1 NHỮNG KHÁI NIỆM CƠ BẢN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN 1

1.2 TỔNG QUAN VỀ LƯỚI PHÂN PHỐI 1

1.3 ĐỘ TIN CẬY CHẤT LƯỢNG LƯỚI PHÂN PHỐI 2

1.3.1 Độ tin cậy cấp điện 2

1.3.2 Chất lượng điện năng 2

1.4 TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG BẢO VỆ TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI 2

1.4.1 Các quy định về hệ thống bảo vệ trên lưới phân phối 2

1.4.2 Các thiết bị bảo vệ trên lưới phân phối 3

1.5 CÁC BƯỚC TÍNH TOÁN TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI 6

1.5.1 Tính toán ngắn mạch 6

1.5.2 Tính chỉnh định rơle bảo vệ cho lưới trung tính cách điện 9

1.5.3 Tính chỉnh định rơle bảo vệ trên đường dây trong lưới trung tính nối đất

16

1.6 PHỐI HỢP CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI [4] 20

1.6.1 Các nguyên tắc phối hợp các của thiết bị bảo vệ 20

1.6.2 Phối hợp Recloser với Recloser 20

1.6.3 Phối hợp Recloser với cầu chì 21

vi

1.6.5 Phối hợp Recloser và rơle/ Máy cắt 28

1.6.6 Phối hợp Role với Role 29

CHƯƠNG 2: GIỚI THIỆU TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI TP ĐÀ NẴNG 32

2.1 TỔNG QUAN VỀ CÔNG TY TNHH MTV ĐIỆN LỰC ĐÀ NẴNG 32

2.1.1 Giới thiệu sơ lược về công ty TNHH MTV Điện lực Đà nẵng 32

2.1.2 Cơ cấu tổ chức công ty 32

2.1.3 Khối lượng quản lí vận hành 34

2.2 LƯỚI PHÂN PHỐI ĐÀ NẴNG 35

2.3 HỆ THỐNG LƯỚI PHÂN PHỐI ĐÀ NẴNG 35

CHƯƠNG 3: GIỚI THIỆU XUẤT TUYẾN ĐANG NGHIÊN CỨU VÀ CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ ĐANG ĐƯỢC SỬ DỤNG TRÊN XUẤT TUYẾN 37

3.1 GIỚI THIỆU XUẤT TUYẾN ĐANG NGHIÊN CỨU 37

3.1.1 Tổng số khách hàng trên đường dây: 38

3.1.2 Tổng phụ tải trên đường dây: 38

3.1.3 Giới thiệu đường dây 38

3.1.4 Bảng theo dõi phụ tải 24 giờ 38

3.1.5 Sơ đồ mặt bằng đi kèm 39

3.2 CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ ĐANG ĐƯỢC SỬ DỤNG TRÊN XUẤT TUYẾN 39

CHƯƠNG 4: TÍNH TOÁN CHỈNH ĐỊNH, PHỐI HỢP CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ TRÊN XUẤT TUYẾN 480 LTR 41

4.1 TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ KHI VẬN HÀNH BÌNH THƯỜNG VÀ NGẮN MẠCH TRÊN LƯỚI PHÂN PHỐI 41

4.1.1 Tính toán các thông số 41

4.1.2 Bảng thông số đường dây 480 E11 C42 42

4.1.3 Bảng thông số máy biến áp 43

4.1.4 Tính toán ngắn mạch: 44

4.2 TÍNH TOÁN TRỊ SỐ CHỈNH ĐỊNH THIẾT BỊ BẢO VỆ TRÊN LƯỚI HIỆN TẠI 46

4.2.1 Sơ đồ rút gọn xuất tuyến 480LTR 46

vii

4.2.2.1 Bảo vệ quá dòng pha 46

4.2.2.2 Bảo vệ quá dòng chạm đất 48

4.3 TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ CỦA CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ: 49

4.3.1 Chọn máy biến dòng 49

4.3.2 Tính chọn cầu chì tự rơi (fuse) 50

4.3.3 Tính chọn recloser 51

4.4 KIỂM TRA PHỐI HỢP BẢO VỆ: 60

4.5 MÔ PHỎNG PHỐI HỢP BẢO VỆ KHI CÓ SỰ CỐ 66

4.6 LẬP PHIẾU CHỈ ĐỊNH 70

CHƯƠNG 5: ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP PHỐI HỢP BẢO VỆ VÀ ĐÁNH GIÁ TÍNH KHẢ THI CỦA ĐỀ TÀI 77

5.1 ĐỀ XUẤT 77

5.1.1 Kiến nghị 77

5.1.2 Các giải pháp 77

5.2 ĐÁNH GIÁ 77

KẾT LUẬN 78

TÀI LIỆU THAM KHẢO 79

PHỤ LỤC 80

viii

Danh mục bản

Bảng 1.2 Các thông số cơ bản áp dụng tính toán ngắn mạch 19

Bảng 1.3 Điện kháng đơn vị đường dây 19

Bảng 1.4 Hệ số thay đổi sức điện động nguồn © 19

Bảng 1.5 Bảng tra X ∆ và m(n) ứng với dạng ngắn mạch (n) 19

Bảng 1.6 Giá trị của hệ số K khi phối hợp Recloser với cầu chi phía nguồn 22

Bảng 1.7 Các hệ số chuyển đường cong cầu chì về thứ cấp máy biến áp 23

Bảng 1.8 Hệ số điều chỉnh đặc tuyến Recloser khi phối hợp cầu chì phía tải 24

Bảng 1.9 Dây chảy loại K EEI-NEMA 27

Bảng 1.10 Dây chảy loại T EEI-NEMA 27

Bảng 4.1 Thông số máy biến áp 43

Bảng 4.3.1 Bảng chọn dây chảy cho cầu chì bảo vệ MBA 50

Bảng 4.3.2 Thông số cầu chì tự rơi cho cầu chì phân đoạn đường dây 51

Bảng 4.7.1 Phiếu chỉnh định MC 480LTR 70

Bảng 4.7.2 Phiếu chỉnh định Recloser TRƯNG NỮ VƯƠNG 71

Bảng 4.7.3 Phiếu chỉnh định Recloser 47 NGUYỄN HỮU THỌ 73

Bảng 4.7.4 Phiếu chỉnh định Recloser LBS 480-7LTR/22 NR BHXH 75

Danh mục hình Hình 1 1 Đặc tính thời gian- dòng điện của dây chảy 5

Hình 1 2 Sơ đồ phối hợp recloser điều khiển điện tử ở mạng điện hình tia 21

Hình 1.3 Phối hợp đặc tính giữa Recloser với cầu chì 21

Hình 1 4 Phối hợp đặc tính recloser với cầu chì phía nguồn 23

Hình 1 5 Phối hợp đặc tính recloser với cầu chì phía nguồn 23

Hình 1.6 Phối hợp Recloser với cầu chì phía tải 25

Hình 2.1 Trụ sở chính của Công ty TNHH MTV Điện Lực Đà Nẵng 32

Hình 2 2 Cơ cấu công ty và các phòng ban 33

Hình 2 3 Sơ đồ lưới điện 110kV thành phố Đà Nẵng 34

Hình 2 4 Sơ đồ lưới điện 22kV thành phố Đà Nẵng 35

ix

Hình 3.2 Sơ đồ mặt bằng 39

Hình 4.2 Sơ đồ rút gọn XT480/LTR 46

Hình 4.3 Đường cong phối hợp giữa Recloser với cầu chì 62

Hình 4.4 Mô phỏng ngắn mạch tại N1 trong ETAP 66

Hình 4.5 Mô phỏng ngắn mạch tại N3 trong ETAP 67

Hình 4.6 Mô phỏng ngắn mạch tại N6 trong ETAP 68

Hình 4.7 Mô phỏng ngắn mạch tại N9 trong ETAP 69

Hình 4.8 Trang Rating của biến dòng 80

Hình 4.9 Trang cài đặt chức năng 50/51 và 50/51N của rơle quá dòng 80

Hình 4.10 Trang cài đặt Rating của Recloser 81

Hình 4.11 Trang cài đặt Controller của Recloer 82

Hình 4.12 Trang cài đặt Rating của FCO 82

DANH SÁCH CÁC KÝ HIỆU, CHỮ VIẾT TẮT

TBA: Trạm biến áp

MBA: Máy biến áp

NM: Ngắn mạch

TĐL: Tự động đóng lại

TTK, TTT, TTN: Thứ tự không, thuận, nghịch

TCC (Time Curent curve): Đặc tính thời gian – dòng điện

BI: Biến dòng

LTR: Liên Trì

LPP: Lưới phân phối

x

1 Mục đích thực hiện đề tài.

Điện năng là nhu cầu thiết yếu trong mọi hoạt động sản xuất kinh doanh của toàn

xã hội Sự phát triển công nhiệp, dịch vụ, du lịch… yêu cầu hệ thống điện phải đượcvận hành an toàn, tin cậy và hiệu quả Sự vận hành an toàn của hệ thống điện phụthuộc rất nhiều vào chất lượng vận hành của các phần tử thiết bị trong hệ thống điện.Chất lượng vận hành của thiết bị lại được quyết định bởi chất lượng, các đặc tính cơ,điện, nhiệt, hóa và tuổi thọ của các vật liệu sử dụng làm kết cấu cách điện của thiết bịđiện Đảm bảo cho mục tiêu trên thìcác thiết bị bảo vệ và tự động trên đường dây phảitácđộng được khi có ngắn mạch từ điểm sử dụng đến nguồn điện

Tuy nhiên, các giải pháp trên chưa đủ để đảm bảo an toàn cách điện theo yêucầu Trong quá trình sản xuất và sử dụng hàng loạt, trang thiết bị điện áp cao khótránh khỏi xuất hiện những khuyết tật trong cách điện, với một xác suất nhất định nào

đó, do những sai sót trong chế tạo, vận chuyển, lắp ráp hoặc trong thời gian vậnhành cũng như do những tác nhân bên ngoài chưa lường trước được

Để giải quyết được các vấn đề nêu trên, thì việc nghiên cứu đề tài "Phối hợptác động giữa thiết bị bảo vệ và tự động trong hệ thống điện" là một việc làm rấtcần thiết và có ý nghĩa thực tiễn

2 Mục tiêu đề tài nguyên cứu

Mục tiêu chính của đề tài là:

- Nắm bắt về hệ thống bảo vệ trên lưới điện phân phối thành phố Đà Nẵng

- Nắm bắt được các bước tính toán ngắn mạch xuất tuyến nguyên cứu

- Tính toán chỉnh định đưa ra các kiến nghị thay đổi thay đổi 1 số thiết bị phùhợp với số liệu tính toán bạn

- Lập được các phiếu chỉnh định rơle các thiết bị phân đoạn

- Đề ra các giải pháp phối hợp tốt các thiết bị bảo vệ trên lưới điện đảm bảocắt có tính chọn lọc, cô lập nhanh sự cố tránh hư hỏng làm sụp đổ cả hệthống

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Tìm hiểu tính toán và phối hợp bảo vệ các thiết bị trên lưới điện phân phối thành phố Đà Nẵng

4 Phương pháp nghiên cứu

xi

- Sơ đồ tổng thể hệ thống điện thành phố Đà Nẵng, sơ đồ 1 sợi lưới 22kV.

- Các tài liệu tính toán ngắn mạch, phối hợp các thiết bị bảo vệ, giới thiệu 1

số relay, recloser

- Đọc và tìm hiểu xuât tuyến đang nghiên cứu (loại dây dẫn, MBA, thông sốMBA )

- Áp dụng tính toán ngắn mạch và bảo vệ rơle

- Tìm hiểu các phiếu chỉnh định rơle liên quan và đưa ra phiếu chỉnh đỉnhrơle cho xuất tuyến nghiên cứu

- Mô phỏng phối hợp bảo vệ các thiết bị bảo vệ trên xuất tuyến nguyên cứu

- So sánh và đưa ra phương pháp phối hợp bảo vệ tối ưu nhất

- Kết luận và đưa ra các kiến nghị giúp áp dụng vào thực tiễn

5 Cấu trúc của đồ án tốt nghiệp.

Mở Đầu

Chương 1: Tổng quan về hệ thống bảo vệ trên lưới điện phân phối

Chương 2: Giới thiệu tổng quan về lưới điện phân phối Thành Phố Đà Nẵng

Chương 3: Giới về xuất tuyến đang nghiên cứu

Chương 4: Tính toán chỉnh định, phối hợp các thiết bị bảo vệ trên xuất tuyến

Chương 5: Đề xuất các giải pháp phối hợp bảo vệ và Đánh giá tính khả thi các giải pháp đề ra

xii

CHƯƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ CÁC BƯỚC TÍNH TOÁN, PHỐI HỢP BẢO VỆ TRÊN LƯỚI ĐIỆN PHÂN PHỐI

1.1 Những khái niệm cơ bản về hệ thống điện

- Lưới điện là hệ thống truyền tải và phân phối điện năng từ nơi sản xuất đến nơitiêu thụ

- Điện năng khi được sản xuất từ nhà máy điện sẽ được truyền tải, phân phối các

hộ tiêu thụ điện nhờ mạng lưới điện chia thành các loại như sau:

Lưới hệ thống (110kV, 220kV, 500kV) Nối các nhà máy điện với nhau và vớicác nút phụ tải khu vực Ở Việt Nam lưới hệ thống do A0 quản lý, vận hành ở mứcđiện áp 500 kV

Lưới truyền tải (35kV, 110kV, 220kV) Phần lưới từ trạm trung gian khu vựcđến thanh cái cao áp cung cấp điện cho trạm trung gian địa phương Thường từ 110-

220 kV do A1, A2, A3 quản lý

Lưới phân phối trung áp (6, 10, 15, 22, 35kV) Từ các trạm trung gian địaphương đến các trạm phụ tải (trạm phân phối) Lưới phân phối trung áp (6-35kV) do

sở điện lực tỉnh quản lý và phân phối hạ áp (220-380V)

Lưới phân phối hạ áp (0,4/0,22kV)

1.2 Tổng quan về lưới phân phối

- Lưới phân phối là một bộ phận của hệ thống làm nhiệm vụ phân phối điện năng

từ các trạm trung gian, các trạm khu vực hay thanh cái của nhà máy điện cấp điện chophụ tải

- Lưới điện phân phối gồm 2 phần: Lưới phân phối trung áp và lưới phân phối hạ

- Các hiện tượng sự cố trên lưới phân phối: Gãy cột,đứt dây vỡ sứ, phóng điện,

hồ quan điện, ngắn mạch, mạch bảo vệ không hoạt động, Khi lưới phân phối bị sự cốthì phải nhanh chóng loại trừ sự cố, ngăn ngừa sự cố phát triển làm tổn hại đến người

và thiết bị, phải nhanh chóng khôi phục điện cho khách hàng (đặc biệt là những phụ tảiquan trọng) và đảm bảo chất lượng điện năng (tần số, điện áp)

1.3 Độ tin cậy chất lượng lưới phân phối

1.3.1 Độ tin cậy cấp điện

- Mức độ đảm bảo cấp điện liên tục và đáng tin cậy thay đổi tùy thuộc vào loại và

cách sử dụng các phụ tải hay sự gia tăng cung cấp điện của hệ thống, có các loại phụtải sau:

Phụ tải loại 1: khi sự cố ngừng cấp điện sẽ gây hậu quả nghiêm trọng, hạn chếmứt thấp nhất về sự cố mất điện Thời gian mất điện thường được xem bằng thời gianđóng nguồn dự trữ

Phụ tải loại 2: khi sự cố ngừng cấp điện gây hậu quả tương đối về kinh tế Hộloại 2 cho phép ngừng cấp điện trong thời gian đóng cắt nguồn dự trữ bằng tay

Phụ tải loại 3: khi sự cố ngừng cấp điện cho phép mất điện không quá 1 ngàyđêm Đối với hộ tiêu thụ loại này có thể dùng một nguồn điện, hoặc đường dây 1 lộ

- Các phân loại như trên nhằm có sự chọn lựa hợp lí về sơ đồ và các giải pháp

cấp điện đảm bảo yêu cầu kĩ thuật, độ tin cậy cũng như chất lượng điện năng cho cácđối tượng câng cấp điện

1.3.2 Chất lượng điện năng

Chất lượng điện năng được đánh giá qua hai chỉ tiêu là tần số và điện áp Chỉtiêu tần số do cơ quan điều khiển hệ thống điện quốc gia điều chỉnh Chỉ tiêu điện áp

do các công ty điện lực điều chỉnh Nói chung, điện áp lưới trung áp và hạ áp chỉcho phép dao động quanh giá trị 5% điện áp định mức Ở những xí nghiệp, phânxưởng yêu cầu chất lượng điện áp cao như nhà máy hóa chất, cơ khí chính xác, điệntử,… điện áp chỉ cho phép dao động trong khoảng 2,5%

1.4 Tổng quan về hệ thống bảo vệ trên lưới phân phối

1.4.1 Các quy định về hệ thống bảo vệ trên lưới phân phối

- Điều 36 thông tư 39/2015/TT-BCT quy định:

Hệ thống rơ le bảo vệ của các trạm điện, đường dây cấp điện áp 110 kV và tổmáy phát điện của nhà máy điện đấu nối vào lưới điện cấp điện áp 110 kV phải tuânthủ Quy định về yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trongnhà máy điện và trạm biến áp do Cục Điều tiết điện lực ban hành

Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điệnriêng có trách nhiệm thiết kế, lắp đặt, chỉnh định, thử nghiệm và vận hành hệ thốngbảo vệ trên lưới điện trong phạm vi quản lý để đáp ứng các tiêu chuẩn và yêu cầu vềthời gian tác động, độ nhạy và tính chọn lọc khi loại trừ sự cố, đảm bảo vận hành hệthống điện phân phối an toàn, tin cậy

Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điệnriêng phải thống nhất các yêu cầu về hệ thống bảo vệ trong Thỏa thuận đấu nối Việcphối hợp trang bị, lắp đặt các thiết bị bảo vệ rơ le tại điểm đấu nối phải được thỏathuận giữa Đơn vị phân phối điện, Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối và Cấpđiều độ có quyền điều khiển trong quá trình thỏa thuận đấu nối.

Đơn vị phân phối điện phải cung cấp cho Khách hàng sử dụng lưới điện phânphối có trạm điện riêng các thông số của hệ thống rơ le bảo vệ trên lưới điện phân phốiliên quan trực tiếp đến hệ thống bảo vệ của khách hàng tại điểm đấu nối trong quátrình thỏa thuận đấu nối Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm tính toán,kiểm tra và ban hành phiếu chỉnh định rơ le bảo vệ hoặc thông qua các trị số chỉnhđịnh trên lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển theo Quy trình điều độ hệ thốngđiện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành

Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng không được tự ýlắp đặt thiết bị để hạn chế dòng điện ngắn mạch tại thanh cái đấu nối với lưới điệnphân phối, trừ trường hợp có thỏa thuận với Đơn vị phân phối điện và Cấp điều độ cóquyền điều khiển

Ngoài các yêu cầu được quy định tại các Khoản 1, 2, 3, 4 và 5 Điều này, hệthống bảo vệ của nhà máy điện và Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạmđiện riêng đấu nối vào cấp điện áp 110 kV phải đáp ứng các yêu cầu sau:

a) Các đường dây điện cấp điện áp 110 kV đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điệnquốc gia phải có 02 (hai) kênh thông tin liên lạc phục vụ cho việc truyền tín hiệu rơ lebảo vệ giữa hai đầu đường dây với thời gian truyền không lớn hơn 20 ms;

b) Khách hàng sử dụng lưới điện phân phối có trạm điện riêng đấu nối vào cấp điện áp

110 kV có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt rơ le tần số thấp phục vụ tự động sa thải phụ tảitheo tính toán của Cấp điều độ có quyền điều khiển

1.4.2 Các thiết bị bảo vệ trên lưới phân phối

1.4.2.1 Bảo vệ role

- Bảo vệ role là một thiết bị ghi nhận, phát hiện và phản ứng với các dạng hư

hỏng và trình trạng làm việc không bình thường của hệ thống điện, nói cách khác dùng

để điều khiển vận hành máy cắt

- Các yêu cầu của bảo vệ role:

Tác động nhanh

Chọn lọc

Nhạy

Tin cậy

- Phân loại role bao gồm: role quá dòng, role so lệch, role tổng trở, role thứ tự

pha và role tự động đóng lại

- Lưới điện phân phối thành phố Đà nẵng thường sử dụng Rơle SEL 751

- Rơle SEL 751 là hợp bộ rơle dòng điện, điện áp kĩ thuật số, được dùng để bảo

vệ đường dây cao áp trên không hoặc cáp ngầm, bảo vệ dòng điện máy biến áp

- Rơle có các chức năng chính như sau:

Bảo vệ quá dòng điện (50/51)

Bảo vệ quá & kém điện áp (59/27)

Bảo vệ quá & kém tần số (81)

Bảo vệ hướng công suất (32)

Bảo vệ lỗi máy cắt (50BF)

Kiểm tra đồng bộ điện áp (25) & đóng lặp lại (79)

- Ngoài ra, SEL 751 còn có chức năng hiển thị đo lường (dòng điện, điện áp, tần

số, công suất, điện năng…), ghi các thông tin sự cố và các nhiễu loạn do sự cố

1.4.2.2 Cầu chì

- Cầu chì là thiết bị bảo vệ phổ biến nhất trong lưới phân phối Chức năng của

cầu chì là giải trừ các hiện tượng quá dòng điện do quá tải hoặc ngắn mạch, ngoài racầu chì còn dùng để phân đoạn đường dây

- Các loại dây chảy của cầu chì:

- Mỗi loại dây chảy của cầu chì được chế tạo theo một tiêu chuẩn nhất định, ta có

các loại dây chảy sau đây:

Loại “N”: cho phép tải liên tục 100% dòng định mức của nó và chảy út nhất230% dòng định mức trong 5 phút

Loại “K” và “T” tương ứng là lại day chảy nhanh chậm

- Tỉ số tốc độ dây chảy là tỉ số của dòng điện làm cho dây chảy đứt ở 0.1 giây và

300 giây (Iđm =100 A) hoặc 600 giây ( Iđm >100 A)

- Đặc tính thời gian – dòng điện TCC (Time Curent curve): của dây chảy biểu

thị mối liên hệ giữa giá trị của dòng điện và thời gian nóng chảy của dây.Mỗi giá trịcủa dòng điện sự cố ta xác định được thời gian nóng chảy tối thiểu và thời gian giải trừtối đa của dây chảy

Hình 1 1 Đặc tính thời gian- dòng điện của dây chảy

- Cầu chì được phân loại theo cấu tạo và nguyên lí dập hồ quang :

Cầu chì tự rơi

Cầu chì chân không

Cầu chì giới hạn dòng

1.4.2.3 Thiết bị bảo vệ RECLOSER

- RECLOSER là tổng hợp các thiết bị bao gồm máy cắt và bộ điều khiển Khi

xảy ra sự cố ngắn mạch thì Rocloser có khả năng nhận tín hiệu, chỉnh định thời giancắt đóng điện cho đường dây Nếu là sự cố thoáng qua thì rocloser sẽ đóng với thờigian người vận hành cài đặt thì hệ thống vận hành bình thường Nếu là sự cố vĩnh cửurocloser sẽ cắt lần 2, số lần đóng cắt do người vận hành cài đặt (tối thiểu 4 lần)

- Mọi sự cố có thời gian cắt đóng và cho cơ hội lặp đi lặp lại nhiều lần vì mọi sự

cố đều là sự cố thoáng qua

- Sự cố vĩnh cửu thì recloser giúp phát hiện, cắt cô lập khu vực sự cố ra khỏi hệ

thống

- Phân loại recloser:

Recloser 1 pha hay 3 pha

Recloser điều khiển thủy lực hay cơ khí

Recloser ngắt trong môi trường dầy hay môi trường chân không

- Các thông số lựa chọn recloser

Điện áp hệ thống: recloser phải có điện áp định mức lớn hơn hoặc bằng điện

áp tại vị trí lắp đặt

Dòng điện sự cố cực đại: dòng điện sự cố cực đại được cho trước hoặc được

tính trước

Dòng tải lớn nhất: dòng định mức của recloser phải bằng hoặc lớn hơn dòng

tải lớn nhất được tính trước

Dòng sự cố cực tiểu: xuất hiện khi có dòng sự cố tại đầu cuối của phân đoạn

bảo vệ, giá trị của dòng sự cố cực tiểu được người thiết kế đưa ra dựa trên một giớihạn cụ thể

Khả năng phối hợp giữa các thiết bị khác: việc lựa chọn thích hợp thời gian

trễ và chu trình đóng lại là điều kiện quyết định tính chọn lọc của thiết bị

Độ nhạy đối với sự cố chạm đất: Phần lớn các sự cố trong hệ tống điện trong

thực tế là sự cố chạm đất Những sự cố phát hiện bởi bộ phát hiện quá dòng, máy biếndòng thứ tự không Dòng I0 này là dòng sự cố pha đất cộng với dòng không cân bằngcủa đường dây 3 pha

1.5 Các bước tính toán trên lưới phân phối

1.5.1 Tính toán ngắn mạch

a Thu nhập thông số

 Đối với lưới có trung tính cách điện:

+ Sơ đồ nguyên lý của lưới điện cần tính ngắn mạch

+ Thông số của các phần tử thể hiện trong sơ đồ nguyên lý, cụ thể:

Điện kháng quy về thanh cái 22&35 kV tại các TBA 110kV E12.1, E12.2,E12.3, E12.4 – xem phụ lục IV

Thông số của máy biến áp tại TBA 110 kV, trạm trung gian bao gồm: Sđm, Uđm,Iđm, uN%

Chiều dài của đường dây: chiều dài đường trục, chiều dài đường nhánh

Xác suất xảy ra sự cố của các lộ đường dây – trong trường hợp cần tính bảo vệcắt chạm đất không chọn lọc của đường dây

 Đối với lưới có trung tính nối đất:

+ Ngoài việc yêu cầu lấy các thông số như đối với lưới trung tính tính cách điệncòn lấy thông số điện kháng của máy biến áp tạo trung tính đặt tại TBA 110 kV (nếucó)

b Lựa chọn dạng và điểm tính ngắn mạch, công thức tính ngắn mạch

 Lựa chọn dạng và điểm tính ngắn mạch:

Khi lựa chọn cần phải xem xét các vấn đề sau:

+ Thông số trở kháng max, min của hệ thống

+ Phương thức vận hành của trạm, của đường dây liên quan đến điểm ngắn mạch

+ Dạng ngắn mạch cần tính toán

 Công thức tính ngắn mạch:

+ Thành phần TTT của dòng ngắn mạch ở pha đặc biêt:

Thành phần TTT của dòng ngắn mạch ở pha đặc biệt – đối với cả lưới trung tínhcách điện và trung tính nối đất, được tính theo công thức:

IkI = m(n) IIk (kA)Trong đó:

 Đối với lưới trung tính cách điện: chỉ cần thành lập sơ đồ tính toán TTT Trong

sơ đồ này phải thể hiện đầy đủ các phần tử tính từ nguồn đến điểm ngắn mạch

d Tính trở kháng của các phần tử (trong hệ đơn vị tương đối cơ bản)

 Đối với máy biến áp hai dây quấn

Ucb : điện áp cơ bản tính ở phía cao áp của máy biến áp – tra Bảng 1

Sđm : dung lượng định mức của máy biến áp, MVA;

Uđm : điện áp định mức phía cao áp của MBA, kV

 Đối với máy biến áp ba dây quấn

+ Điện áp ngắn mạch % các cuộn dây của máy biến áp

UNC % = 0,5(UNC-T % - UNT-H % - UNC-H %)

UNT % = UNC-T % - UNC %

UNH % = UNC-H % - UNC %

Trong đó:

UNC-T %: điện áp ngắn mạch tính theo % của cặp cuộn dây cao áp – trung áp

UNC-H %: điện áp ngắn mạch tính theo % của cặp cuộn dây cao áp – hạ áp

UNT-H %: điện áp ngắn mạch tính theo % của cặp cuộn dây trung áp – hạ áp

 Trở kháng các cuộn dây của máy biến áp

XC: trở kháng của cuộn dây cao áp máy biến áp

XT: trở kháng của cuộn dây trung áp máy biến áp

XH: trở kháng của cuộn dây hạ áp máy biến áp

 Đối với dây dẫn

X1L = X2L = x Z dv L

cb

X0L = 3 X1LTrong đó:

X1L: trở kháng TTT của đường dây

X2L: trở kháng TTN của đường dây

X0L: trở kháng TTK của đường dây

L: chiều dài của đường dây, km;

z cb : tổng trở cơ bản tính ở cấp điện áp đường dây đang vận hành – tra Bảng 1 củaPhụ lục I

 Đối với máy biến áp tạo trung tính

x0 : điện kháng thứ tự không của máy biến áp tạo trung tính cho trong lý lịch củamáy biến áp, 

U cb : điện áp cơ bản tính ở cấp điện áp đặt máy biến áp tạo trung tính

1.5.2 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 củamáy 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: tính dòng ngắn mạch đi qua từng máy biến áp để chọn dòng khởi độngcủa bảo vệ quá dòng cắt nhanh đặt ở phía cao áp máy biến áp

+ Tính dòng ngắn mạch I(2) min tại thanh cái hạ áp sau đó quy đổi về phía cao áp củamáy 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 thìtính ngắn mạch ở phương thức đó

Mục đích: tính dòng ngắn mạch đi qua từng máy biến áp, sau đó quy đổi về phíacao áp để kiểm tra độ nhạy của bảo vệ quá dòng có thời gian đặt ở phía cao áp máybiến áp

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

Giá trị trở kháng của hệ thống: XHTmin

Các máy biến áp trong trạm trung gian vận hành độc lập, nếu hai máy biến áp

có tổng trở khac nhau thì tính với phương thức máy biến áp có tổng trở lớn hơn vậnhành

Mục đích: tính dòng ngắn mạch đi qua từng máy biến áp để kiểm tra độ nhạy của bảo

vệ quá dòng có thời gian đặt ở phía hạ áp máy biến áp

 Tính chỉnh định bảo vệ quá tải

+ Bảo vệ quá tải làm nhiệm vụ báo tín hiệu hoặc cắt quá tải MBA Đối với MBAhai cuộn dây bảo vệ quá tải bố trí ở phía sơ cấp Với MBA ba cuộn dây, bảo vệ quá tải

có thẻ có thể được bố trí ở hai hoặc cả ba cuộn dây

+ Dòng chỉnh định

Phía nhất thứ: Ikđ = kat*IđmBA/kv

Trong đó:

kat: hệ số an toàn, lấy bằng 1,05÷1,4 (tùy theo thời gian vận hành)

kv: hệ số trở về của rơle, phụ thuộc vào loại rơle (lấy bằng 0,85 đối với rơle cơ,bằng 0,95 đối với rơle số)

IđmBA: Dòng điện định mức của máy biến áp tính ở phía đặt bảo vệ, A Thời giantác động t = 9s

 Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng có thời gian

+ Dòng chỉnh định:

Phía nhất thứ: Ikđ = kat *kmm*IđmBA/kv (A)

Trong đó:

kat: hệ số an toàn, lấy bằng 1,2

Cho phép điều chỉnh hệ số kat trong phạm vi từ 1,1 ÷ 1,3 cho phù hợp với tỷ sốcủa TI, nấc đặt của rowle và yêu cầu về độ nhạy của bảo vệ

kmm: hệ số mở máy khi khởi động cơ, lấy bằng 1 nếu như trên đường dây không

có động cơ; bằng 1,3 nếu như trên đường dây có động cơ Hệ số kmm có thể chọn trongphạm vi từ 1,3 ÷ 1,8 nếu trên đường dây có nhiều động cơ, trong quá trình vận hànhphải thường xuyên theo dõi để hiệu chỉnh hệ số kmm cho phù hợp

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

kv: hệ số trở về của rơle, phụ thuộc vào loại rơle (lấy bằng 0,85 đối với rơle cơ,bằng 0,95 đối với rơle số)

Phía nhị thứ: IKđR = ksd *Ikđ/nI (A)

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

Yêu cầu độ nhạy: knh ≥ 1,5

+ Thời gian chỉnh định:

t = tsau + ∆t

Trong đó:

t: thời gian chỉnh định cắt của bảo vệ;

tsau: 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 đốivới rơle số

 Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng cắt nhanh

Phía nhị thứ: IKđR = ksd *Ikđ/nI (A)

+ Độ nhạy của bảo vệ

Knh = INmin /I kđ

Trong đó:

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

+ Thời gian chỉnh định: t= 0

Chú thích: Nếu độ nhạy không đạt thì khóa cấp cắt nhanh hoặc chuyển sang bảo

vệ cấp cắt nhanh có thời gian, phối hợp với bảo vệ cắt nhanh phía sau kề nó, dòng khởiđộng và thời gian được tính như sau:

Ikđ = kat*IkđCNsau*kfm = tCNsau + ∆ t

Trong đó:

IkđCNsau: dòng điện khởi động của bảo vệ cắt nhanh phía sau liền kề

tCNsau: thời gian chỉnh định của bảo vệ cắt nhanh phía sau liền kề

kfm: hệ số phân mạch là 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 vệphía sau

 Đối với máy biến áp, bảo vệ cắt nhanh chỉ đặt ở phía cao áp, không đặt ở phía

hạ áp

b) Trường hợp thiết bị được bảo vệ là đường dây:

 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 ởphương 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 cắtđầu đường dây

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

Giá trị trở kháng của hệ thống: XHTmin

Các máy biến áp đầu nguồn cấp điện cho đường dây vận hành độc lập, khi đóchọn máy biến áp có trở kháng lớn nhất là máy biến áp cấp điện cho đường dây

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

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

Giá trị trở kháng của hệ thống: XHTmin

Các máy biến áp đầu nguồn cấp điện cho đường dây vận hành độc lập, khi đóchọn máy biến áp có trở kháng lớn nhất là máy biến áp cấp điện cho đường dây

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

 Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng có thời gian

chọn trong phạm vi từ 1,3 - 1,8 nếu trên đường dây có nhiều động cơ, trong quátrình vận hành phải thường xuyên theo dõi để hiệu chỉnh hệ số kmm cho phù hợp.kv: hệ số trở về của rơle, phụ thuộc vào loại rơle (lấy bằng 0,85 đối với rơle cơ,bằng 0,95 đối với rơle số);

+ Độ nhạy của bảo vệ: knh = Imin /I kđ

+ 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:

Ikđ = kat *I(3) max (A)

+ Kiểm tra độ nhạy tính theo công thức: knh = Imin /I kđ

 Tính chỉnh định bảo vệ cắt chạm đất theo điện áp 3U0

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 15V;

Ukcb: điện áp không cân bằng của bộ lọc điện áp 3U0, lấy trong khoảng từ (2 ÷4)V

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

+ Thời gian cắt chạm đất:

Định ra thời gian cắt chạm đất của các lộ đường dây: đường dây có xác suất xảy

ra sự cố nhiều thì cho cắt trước, đường dây có xác suất xảy ra sự cố ít thì cho cắt sau

Thời gian cắt (t) của các đường dây đặt lệch nhau 0,5 giây

+ Thời gian TĐL của các đường dây:

Gọi n là số lộ đường dây có đặt bảo vệ cắt chạm đất đấu cùng thanh cái

Gọi là số thứ tự của các lộ đường dây (I = 1 - n)

Trong đó: i= 1: là đường dây có thời gian cắt chạm đất bé nhất, chọn bằng 0,5hoặc 1,0 giây.

i=n: là đường dây có thời gian cắt chạm đất lớn nhất

Chọn đường dây có thời gian cắt chạm đất lớn nhất (i = n) là đường dây TĐLđầu tiên: tTĐL = 0,5 giây

Thời gian TĐL của đường dây thứ i (với i < n) tính như sau:

tTĐL(i) = 2.tcđ(i+1)+tTĐL(i+1) - 2.tcđ(i) + 0,5 (giây)

 Tính chỉnh định bảo vệ cắt chạm đất theo dòng điện 3I0

+ Tính trị số dòng điện điện dung của một lộ đường dây

Đối với đường dây trên không:

Un: điện áp danh định của lưới mà đường dây đang vận hành, kV;

Ld: tổng chiều dài đường dây trên không của lộ cần tính dòng chạm đất, km; Lc: tổng chiều dài đường cáp của lộ cần tính dòng chạm đất, km

Nếu lộ cần tính dòng chạm đất có cả đường dây trên không và cáp ngâm thìdòng chạm đất của lộ đường dây này sẽ bằng tổng dòng chạm đất của đường dâytrên không và cáp ngầm

 Tính chỉnh định bảo vệ cắt chạm đất theo dòng 3I0 không hướng

+ Tính chọn dòng chỉnh định:

Ikđ = kat*kxk*3I0L (A)Trong đó:

kat: hệ số an toàn, lấy bằng 1,2;

kxk: hệ số xung kích nạp điện cho các bộ tụ điện trên đường dây, lấy bằng 1 nếunhư trên đường dây không có tụ điện; bằng 2 nếu như trên đường dây có tụ điện;

3I0L: là dòng điện TTK của đường dây được bảo vệ, A

Thời gian chỉnh định: t = tsau +∆ t

Trong đó:

tsau : là thời gian cát chạm đất lớn nhất của bảo vệ phía sau liền kề

Độ nhạy của bảo vệ:

I kđ : dòng chỉnh định phía nhất thứ của đường dây được bảo vệ, A.

+ Yêu cầu về độ nhạy: tối thiểu bằng 1,25 đối với đường dây cáp; 1,5 đối vớiđường dây trên không

+ Khi độ nhạy không đạt thì cho phép giảm hệ số kat trong công thức:

1.5.3 Tính chỉnh định rơle bảo vệ trên đường dây trong lưới trung tính nối đất

- Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng pha (50/51): Bảo vệ quá dòng pha của

đường dây trong lưới trung tính nối đất thực hiện giống như của đường dây vậnhành trong lưới trung tính cách điện

- Tính chỉnh định bảo vệ quá dòng thứ tự không (50N/51N)

Lựa chọn dạng và điểm tính ngắn mạch:

- Tính dòng TTK khi xảy ra ngắn mạch tại cuối đường dây được bảo vệ 3I0maxcuoi,Trong đó:

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

 Đối với bảo vệ quá dòng TTK cắt nhanh (50N).

+ Dòng chỉnh định: Phía nhất thứ: I0kd = kat*3I0maxcuoi

Phía nhị thứ: IKđR = ksd * Ikđ/nI

Trong đó:

kat : hệ số an toàn, lấy trong phạm vi 1,15 : 1,

3I0maxcuoi: dòng TTK lớn nhất khi ngắn mạch tại cuối đường dây - tính theo côngthức (3-2) hoặc (3-3) tùy theo dạng ngắn mạch là một pha hay hai pha nối đất

+ Hệ số độ nhạy của bảo vệ: knh = 3 I 0 minđau I

k kcb : hệ số không cân bằng, được chọn như sau:

+ Độ nhạy của bảo vệ: Độ nhạy của bảo vệ phải thỏa mãn cả hai điều kiện:

 Điều kiện dòng ngắn mạch nhỏ nhất cuối vùng bảo vệ:

+ Thời gian chỉnh đinh:

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

k at: hệ số an toàn, chọn trong khoảng vi từ 1,2 ÷ 1,3

I đmTu: dòng điện định mức của tụ (bộ tụ) điện, A

Bảng 1.2 Các thông số cơ bản áp dụng tính toán ngắn mạchĐiện áp danh định

(Un) của lưới điện, kV Ucb , kV Zcb , kV Icb, kV

Bảng 1.3 Điện kháng đơn vị đường dây

Đường Bảng 2 Điện kháng đơn

vị của đường dây trên không

Bảng 1.4 Hệ số thay đổi sức điện động nguồn ©

1.6 Phối hợp các thiết bị bảo vệ trên lưới phân phối [4]

1.6.1 Các nguyên tắc phối hợp các của thiết bị bảo vệ

Việc phối hợp bảo vệ phải đảm bảo các thiết bị hoạt động nhịp nhàng và hiệuquả

Tất cả các sự cố đa phần là sự cố thoáng qua nên ta thiết lập đóng cắt sao cho

sự cố không vĩnh cửu

Các sự cố vĩnh cửu nên xử lí nhanh kịp thời trong phạm vi nhỏ nhất

Tuy nhiên, tùy theo quan điểm của người thiết kế mà có thể sử dụng cácphương pháp phù hợp với tiêu chuẩn bảo vệ và vận hành riêng

1.6.2 Phối hợp Recloser với Recloser

Phối hợp giữa recloser với recloser thực hiện bằng cách lựa chọn các giá trịdòng cắt nhỏ nhất thích hợp và dựa trên đặc tính TCC

Điều chính thời gian giữa 2 recloser hợp lí sao cho khi sự cố không chúngkhông tác động đồng thời

- Phối hợp giữa các recloser điều khiển điện tử:

Cho phép đáp ứng các yêu cầu bảo vệ cho hệ thống dựa trên đặc tính TCC

Khi phối hợp với nhau ta phải xem xét đến dòng cắt nhỏ nhất

việc chọn dòng cắt cực tiểu không liên quan đến dòng duy trì của nó, khi chọndòng cắt cực tiểu của Recloser điện tử ta chỉ cần lập trình trên mạch điện tử điềukhiển

Vì mục đích của Recloser là bảo vệ sự cố thoáng qua cho đường dây từRecloser trạm đến Recloser tải Do đó Recloser trạm phải có ít nhất một lần tác độngnhanh, khi đó Recloser phía tải phải được phối hợp với chế độ cắt nhanh củaRecloser phía nguồn

- Thời gian tự đóng lại:

Thời gian giữa thao tác cắt quá dòng của một Recloser và thao tác đóng tiếptheo (không xem xét cắt hẳn) là khoảng thời gian tự đóng lại Các tiếp điểm Recloser

mở trong khoảng thời gian này từ 0,5s đến 60s

Khoảng thời gian tự đóng lại 5s dùng trong các lần thao tác cắt tải trở của Reclosertrạm biến áp để làm nguội cầu chì phía cao áp Cho phép thời gian chỉnh định tựđóng lại gần với thời gian điều chỉnh chảy nhỏ nhất

Các khoảng thời gian tự đóng lại lâu hơn (10s, 15s) được dùng khi thiết bị bảo

vệ dự trữ là máy cắt điều khiển bằng rơle

Hình 1 2 Sơ đồ phối hợp recloser điều khiển điện tử ở mạng điện hình tia

1.6.3 Phối hợp Recloser với cầu chì

Phối hợp giữa Recloser và cầu chì theo phương pháp dựa trên các đặc tính thờigian dòng điện TCC đã được hiệu chỉnh bằng các hệ số nhân

Cầu chì phía nguồn được chọn để bảo vệ MBA, từ đặc tuyến TCC của cầu chì

ta sẽ xác định Recloser nào và đặc tuyến nào của Recloser được sử dụng để đáp ứngcác yêu cầu bảo vệ hệ thống Khi Recloser đã chọn phối hợp tốt với cầu chì phíanguồn thì ta mới chọn đến cầu chì phía tải

Hình 1.3 Phối hợp đặc tính giữa Recloser với cầu chì

- Phối hợp Recloser với cầu chì phía nguồn:

Recloser phải được chọn phối hợp với cầu chì phía nguồn sao cho cầu chì sẽkhông tác động với bất kỳ sự cố nào trong vùng bảo vệ của Recloser Ảnh hưởngnhiệt tích lũy trong quá trình làm việc của Recloser phải nhỏ hơn đặc tính chảy củacầu chì

Dòng cắt nhỏ nhất 1120A Dòng cắt nhỏ nhất

400A

Để thỏa mãn điều kiện này ta dùng hệ số chuyển đổi với đường cong TCC củaRecloser để xác định điểm nguy hiểm của cầu chì và đảm bảo rằng đường cong TCCcủa Recloser phải thấp hơn đường cong thời gian nóng chảy tối thiểu của cầu chìphía nguồn.

Đặc tuyến cắt trung bình của Recloser Ctb = K C

Trong đó:

C là đặc tuyến cho bởi nhà sản xuất

K là hệ số nhân phụ thuộc với chu trình làm việc và thời gian đóng lại của Recloser.Bảng 1.6 Giá trị của hệ số K khi phối hợp Recloser với cầu chi phía nguồn

Hình 1 4 Phối hợp đặc tính recloser với cầu chì phía nguồn

Hình 1 5 Phối hợp đặc tính recloser với cầu chì phía nguồn

- Phối hợp Recloser với cầu chì phía tải:

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

Theo thống kê, khi có sự cố khoảng 70% sự cố thoáng qua được loại trừ khiRecloser hoạt động lần thứ nhất và lần thứ hai khoảng 10% Còn lại nếu chưa hết thìcầu chì cắt sự cố khi Recloser hoạt động lần 3, lần 4

Hai qui luật ràng buộc sự phối hợp và chọn lựa thứ tự hoạt động của Recloser

và cầu chì:

Với tất cả các giá trị dòng sự cố đạt đến mức làm dây chảy bắt đầu chảy, thờigian dây chảy chảy phải lớn hơn thời gian cắt của Recloser theo đặc tuyến nhanh.Quy luật này đáp ứng cho yêu cầu khi có sự cố thoáng qua cầu chì sẽ không bị cắthay bị đốt nóng

tcmin(chì) là thời gian chảy xác định tương ứng theo đặc tuyến thời gian nóngchảy tối thiểu của cầu chì.

K là hệ số hiệu chỉnh đặc tuyến Recloser khi phối hợp với cầu chì phía tải phụthuộc vào chu trình làm việc và thời gian đóng lại của Recloser

Bảng 1.8 Hệ số điều chỉnh đặc tuyến Recloser khi phối hợp cầu chì phía tải

Recloser một lần cắt nhanh Recloser hai lần cắt nhanh

Hình 1.6 Phối hợp Recloser với cầu chì phía tải

1.6.4 Phối hợp cầu chì với cầu chì

Một nguyên lý được chấp nhận đối với việc phối hợp các dây chảy là thời gianngắt lớn nhất của dây chảy bảo vệ không vượt quá 75% thời gian chảy nhỏ nhất củadây chảy dự phòng Điều này đảm bảo rằng dây chảy sẽ ngắt và xóa sự cố trước khidây chảy dự phòng bị hư hỏng bởi bất cứ lý do gì

1650

nhất

500

nhất