Tính toán thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho các phần tử chính của trạm biến áp 220kv

Tính toán thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho các phần tử chính của trạm biến áp 220kv

Đồ án tốt nghiệp HTĐ LỜI MỞ ĐẦU Trạm biến áp khâu quan trọng hệ thống điện, đầu mối liên kết hệ thống điện với nhau, liên kết đường dây truyền tải đường dây phân phối điện đến phụ tải Các thiết bị lắp đặt trạm biến áp đắt tiền, so với đường dây tải điện xác suất xảy cố trạm biến áp thấp hơn, nhiên cố trạm gây lên hậu nghiêm trọng không loại trừ cách nhanh chóng xác Vì cần phải có hệ thống bảo vệ cho trạm biến áp có độ tin cậy cao, hoạt động xác, kịp thời cách ly thiết bị bị cố đảm bảo an toàn cho trạm biến áp Đề tài tốt nghiệp em giao có tên: “Tính tốn thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho phần tử trạm biến áp 220kV ” Trong thời gian làm đồ án, hướng dẫn tận tình TS Nguyễn Xuân Hoàng Việt, em hoàn thành đồ án Do kiến thức cịn hạn chế nên khơng tránh khỏi sai sót làm đồ án, mong nhận góp ý thầy môn Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội Sinh viên thực Page | PHẦN I: TÍNH TỐN NGẮN MẠCH 1.1 Mơ tả đối tượng bảo vệ Đối tượng bảo vệ trạm biến áp 220kV gồm máy biến áp tự ngẫu giống nhau, cấp điện từ hai hệ thống Cuộn cao 230kV, cuộn hạ 38,5kV, cuộn trung 121kV Các thơng số máy biến áp sau: Công suất máy biến áp: Điện áp cao: Điện áp trung: Điện áp hạ: 125 MVA 230kV 121kV 38,5kV Điện áp ngắn mạch % cuộn cao-trung: Điện áp ngắn mạch % cuộn cao-hạ: U NC −T % = 11% U NC − H % = 35% Điện áp ngắn mạch % cuộn trung-hạ: U NT − H % = 22% Tổ đấu dây: YoTN/Δ-11 1.2 Tính điện kháng phần tử Chọn đơn vị Công suất bản: chọn công suất danh định MBA: S cb = 125MVA Điện áp bản: chọn điện áp danh định cấp: U cb = U dđ Dòng điện bản: dịng điện tính tốn cho cấp điện áp tương ứng Phía điện áp 220kV U cb (220) có U dđ (220) = = Scb 3.U cb (220) I cb (220) = Phía điện áp 110kV = U cb (110) có = Scb I cb (110) 3.U cb (110) = 125 = 2,510kA 3.230 U dđ (110) = = 230kV 115kV 125 = 5, 020kA 3.115 Page | Phía điện áp U cb( 35) 35kV có = U dđ (35) 37kV = Scb 3.U cb (35) I cb (35) = 125 = 15, 604kA 3.37 = 1.2.1 Điện kháng hệ thống điện Các thơng số hệ thống điện phía cao áp: • Công suất ngắn mạch chế độ cực đại cực tiểu: S NC max = 2680 MVA; S NC = 2268MVA Điện kháng thứ tự không: X H = 1,83 X 1H Các thông số hệ thống điện phía trung áp: • Cơng suất ngắn mạch chế độ cực đại cực tiểu: S NT max = 1880MVA; S NT = 1468MVA Điện kháng thứ tự không: X H = 1,53 X 1H • Hệ thống (xét hai hệ thống phía cao áp trung áp) Áp dụng công thức:  XH = Trong chế độ cực đại: S cb SN S NC max = 2680MVA; S NT max = 1880MVA Điện kháng thứ tự thuận thứ tự nghịch: X C 1H max X = C H max = Scb S NC max = Scb X T 1H max X T H max = Điện kháng thứ tự không: X 0CH max X  T H max = = S NT max 1,83 X 1CH max 1,53 X = Trong chế độ cực tiểu: T 1H max = 125 2680 125 1880 0,373 = 0,532 = 1,83.0,373 = 0, 683 = 1,53.0,532 = 0,814 = S NC = 1880 MVA; S NT = 1468MVA Page | Điện kháng thứ tự thuận thứ tự nghịch: X X C H X = T 1H X C H T H = Điện kháng thứ tự không: X 0CH X = T H Scb S NC = = Scb S NT = = 125 1454 0, 441 = 0,681 = 1,83.0, 441 = 0,807 1,83 X 1CH 1,53 X = 125 2854 = T 1H 1,53.0, 681 = 1, 042 = 1.2.2 Điện kháng cuộn dây máy biến áp Điện áp ngắn mạch cuộn dây máy biến áp: U NC −T % = 11% U NC − H % = 35% U NT − H % = 22% ; ; U NC % = C −T U N % + U NC %− H − U NT −%H ) = ( 11 + 35 − 22 ) = 12 ( 2 U NT % = C −T U N % + U NT −%H − U NC %− H ) = ( 11 + 22 − 35) = −1 ( 2 U NH% = C −H U N % + U NT −%H − U NC %−T ) = ( 35 + 22 − 11) = 23 ( 2 Điện kháng cuộn dây:  Cuộn cao: XC  12 125 = 0,96 100 125 = Cuộn trung: XT  = U NC % S cb 100 S ddB = U TC% S cb 100 S ddB = −1 125 = −0, 08 100 125 Cuộn hạ: XH = U HC % S cb 100 S ddB = 23 125 = 1,84 100 125 1.3 Chế độ làm việc hệ thống • Chế độ làm việc: Công suất ngắn mạch lớn ( S N ngắn mạch bé ( S N max ) cơng suất ) • Cấu hình lưới điện: đặc trưng số phần tử làm việc song song Page | S N max : Hai hệ thống điện chế độ công suất cực đại, máy biến áp vận hành hai máy biến áp làm việc song song S N : Hai hệ thống điện chế độ công suất cực tiểu, máy biến áp vận hành hai máy biến áp làm việc song song • Vị trí điểm ngắn mạch: Phía 220kV: Vị trí điểm ngắn mạch Phía 110kV: Vị trí điểm ngắn mạch Phía 35kV: Vị trí điểm ngắn mạch 220kV N1 ' BI1 N N 1' , N N 2' , N N 3' , BI0 N2' 110kV BI2 N2 N1 AT1 HTÐ HTÐ N3' AT2 BI3 35kV N3 • Dạng ngắn mạch: I NM max  Để xác định dòng điện ngắn mạch cực đại ( ) ta xét dạng ngắn mạch ba pha đối xứng, ngắn mạch pha, ngắn mạch hai pha chạm đất I NM  Để xác định dòng điện ngắn mạch cực tiểu ( ) ta xét dạng ngắn mạch hai pha, hai pha chạm đất ngắn mạch pha Sơ đồ 1: S N max ,2 MBA làm việc Page | Từ ta có sơ đồ tính tốn sau: Sơ đồ 2: Sơ đồ 3: Sơ đồ 4: S N max S N S N ,1 MBA làm việc ,2 MBA làm việc ,1 MBA làm việc 1.3.1 Tính ngắn mạch sơ đồ (Hai hệ thống điện chế độ công suất cực đại, hai máy biến áp làm việc song song.) 1.3.1.1 Ngắn mạch phía 220kV (điểm N1 N1’) • Sơ đồ thứ tự thuận thứ tự nghịch ( E=0) XC XT BI1 0,120 -0,010 BI2 N'1 C E X1Hmax 0,047 XT1Hmax 0,066 N1 E XC XT 0,120 -0,010 C E XT1Hmax 0,066 XC/2 XT /2 0,060 -0,005 X1Hmax 0,047 N1 C E X1Hmax X1 0,047 0,121 N1 E E E X1Σ 0,034 N1 Điện kháng thứ tự thuận thứ tự nghịch: X X X = C + T + X 1TH max = 0,060 + (−0,005) + 0, 066 = 0,121 2 X C X 0,047.0,121 X 1∑ = X ∑ = C1H max = = 0,034 X 1H max + X 0,047 + 0,121 • Sơ đồ thứ tự khơng: Điện kháng thứ tự không: Page |  XT  X + X 0TH max ÷ H  X  = 0, 060 + (−0, 005 + 0,102).0,115 = 0,113 X2 = C +  XT X −0, 005 + 0,102 + 0,115 + X 0TH max + H 2 C X X 0,113.0, 085 X ∑ = HC max = = 0, 049 X + X H max 0,113 + 0, 085 BI1 XC 0,120 XT -0,010 XC 0,120 XT -0,010 XC /2 0,060 XT /2 -0,005 BI2 N'1 C E X1Hmax 0,047 C E X1Hmax 0,047 E T X1Hmax 0,066 E N1 C E T X1Hmax 0,066 N1 X1Hmax 0,047 X1 0,121 N1 E E X1Σ 0,034 N1 a Ngắn mạch ba pha Dòng ngắn mạch ba pha tổng điểm ngắn mạch: E = = 29,671 I1∑ X 1∑ 0,034 I N(3) = = Dòng ngắn mạch ba pha từ phía cao áp: 1 I1CH = C = = 21, 440 X 1H max 0,047 Dịng ngắn mạch ba pha từ phía trung áp: 1 I1TH = = = 8, 231 X 0,121 Phân bố dịng điện qua BI •  Ngắn mạch N1 Dòng điện chạy qua BI là: Page | I1T∑ 8, 231 = = 4,116 2 =0 I BI = I BI = I BI = I BI  Ngắn mạch N1’ Dòng điện chạy qua BI là: I BI = I1C∑ + I1T∑ 8, 231 = 21, 440 + = 25,556 2 I1T∑ I BI = = 4,116 I BI = I BI = b Ngắn mạch hai pha chạm đất Điện kháng phụ: X∆ = • X 2∑ X 0∑ 0, 034.0, 049 = = 0,159 X ∑ + X ∑ 0, 034 + 0, 049 Các thành phần dòng điện: I1∑ = E = = 18, 659 X 1∑ + X ∆ 0, 034 + 0, 020 I ∑ = − I 1∑ X 0∑ 0, 049 = −18, 659 = −11, 012 X 2∑ + X 0∑ 0, 034 + 0, 049 I ∑ = − I1∑ X 2∑ 0, 034 = −18, 659 = −7, 646 X 2∑ + X 0∑ 0, 034 + 0, 049 Dòng điện thứ tự thuận phía cao áp: I1CH = I1∑ X1 0,121 = 18, 659 = 13, 483 C X + X 1H max 0,121 + 0, 047 Dòng điện thứ tự thuận từ phía trung áp: I1TH = I1∑ X 1CH max 0, 047 = 18, 659 = 5,176 C X + X 1H max 0,121 + 0, 047 Dịng điện thứ tự nghịch từ phía cao áp: I 2CH = I ∑ X1 0,121 = −11, 012 = −7, 646 C X + X 1H max 0,121 + 0, 047 Dòng điện thứ tự nghịch từ phía trung áp: Page | I 2TH = I ∑ X 1CH max 0, 047 = −11, 012 = −3, 055 C X + X 1H max 0,121 + 0, 047 Điện áp thứ tự không: U N = − I ∑ X ∑ = −(−7, 646).0, 049 = 0,371 Dịng thứ tự khơng phía cao áp: I 0CH = −U N −0,371 = = −4,348 C X H max 0, 085 Dịng thứ tự khơng tổng phía trung áp từ cuộn tam giác máy biến áp: I 0TH∆ = −3, 298 Dịng thứ tự khơng phía trung áp: I T 0H T∆ 0H =I XH XT X + X 0TH max + H 2 = −3, 298 0,115 = −1, 791 −0, 005 + 0,102 + 0,115 Dịng thứ tự khơng chạy qua cuộn cao cuộn trung máy biến áp: I 0TH∆ = −1, 649 IT = H = −0,896 I 0C = I 0T Phân bố dịng điện qua BI • Khi ngắn mạch N1  o Phân bố dòng điện qua BI1 Các thành phần dòng điện qua BI1: I1TH = 2,588 IT I BI = H = −1,527 I T∆ I BI = H = −1, 649 I1BI = Page | Dòng điện tổng qua BI1: 3 I BI = a I1BI + a.I BI + I BI = (− − j ).2,588 + ( − + j ).(−1,527) + (−1, 649) 2 2 = −2,179 − j 3,564 = 4, 246 Để tránh tác động nhầm, rơ le tự tính tốn loại bỏ thành phần thứ tự khơng Dịng đem so sánh dịng điện pha loại trừ thành phần thứ tự khơng • • If I0 If(-0) = | - | • • IfBI1 I0BI1 = −2,179 − j 3,564 + 1, 649 = 3, 603 | IfBI1(-0) = | o Phân bố dòng điện qua BI2 Các thành phần dòng điện qua BI2: I1TH = 2,588 IT = H = −1,527 IT = H = −0,896 I1BI = I BI I BI Dòng điện tổng qua BI2: 3 I BI = a I1BI + aI BI + I BI = (− − j ).2,588 + ( − + j ).(−1,527) + (−0,896) 2 2 = −1, 426 − j3,564 = 3,903 Dòng điện pha loại trừ thành phần thứ tự không: • • IfBI2 I0BI2 = −1, 426 − j 3,564 + 0,896 = 3,603 | IfBI2(-0) = | o Phân bố dịng điện qua BI4: Dịng thứ tự khơng qua cuộn chung máy biến áp là: (110) (220) I 0ch = I 0T I cb − I 0C I cb = (−0,112).5, 249 − (−0, 206).2, 624 = −0, 047 kA Dòng điện tổng qua BI4: Page | 10 3.2.2 Chức bảo vệ so lệch có hãm i SL 12 11 10 Vùng tác động Vïng h·m Vïng h·m bæ xung SLOPE1= 0,25 1 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 iH SLOPE1= 0,5 0,245 rad 0,450 rad Hình 3.1: Đặc tính làm việc Rơle 7UT613 • Đoạn đặc tính a: Dịng ng ngng thp IDIFF>=0,2ữ0,5 Chn IDIFF>=0,3 ã on c tính b: Đoạn đặc tính qua gốc với độ dốc α1 Chọn KHb=SLOPE1=tgα1 =0,25 (KHb hệ số hãm đoạn b) Vậy α1=14,040 Ngưỡng thay đổi hệ số hãm thứ nhất: IS1 = IDIFF> 0,3 = = 1,2 K Hb 0,25 • Đoạn đặc tính c: Đoạn thẳng có độ dốc α2, qua điểm IHCS2 (dòng điện hãm sở 2) Độ dốc α2: tgα2 = SLOPE2 = 0,25÷0,95 Ta chọn tgα2 = 0,5, suy α2 = 26,570 IHCS2 = 2ữ2,5 Ta chn IHCS2 = 2,5 ã on đặc tính d: Dịng điện so lệch ngưỡng I DIFF>> Đoạn đặc tính phụ thuộc vào giá trị dịng điện ngắn mạch nội máy biến áp Khi ngắn mạch vùng bảo vệ, dòng điện so lệch lớn I DIFF>> rơle tác động tức thời mà không hãm, ngưỡng chỉnh định lớn chút so với dòng cố lớn ngắn mạch đầu cực máy biến áp Page | 65 Dịng cố lớn xuất đầu cực máy biến áp tính U N % theo lần dòng điện danh định máy biến áp Vậy dịng IDIFF>>có thể đặt với giá trị: IDIFF>> = 1,2 × U N % = 1,2 × = 10,91 11% Ngưỡng thay đổi hệ số hãm thứ hai: IS2 = I HCS2 × SLOPE2 2,5 × 0,5 = =5 SLOPE2 − SLOPE1 0,5 − 0,25 Dòng điện so lệch tương ứng với ngưỡng thay đổi hệ số hãm thứ hai: IP2 = IS2 × SLOPE1 = × 0,25 = 1, 25 Ngưỡng thay đổi hệ số hãm thứ ba: IS3 = I DIFF>> 10,91 + IHCS2 = + 2,5 = 24,32 SLOPE2 0,5 • Phạm vi bổ sung nhằm tránh cho rơ le tác động nhầm trường hợp BI bão hịa mạch ngắn mạch ngồi lấy • Tỷ lệ thành phần hài bậc hai đạt đến ngưỡng chỉnh định, tín hiệu cắt bị khóa, tránh cho rơle tác động nhầm (15%) • Tỷ lệ thành phần hài bậc năm hãm dòng so lệch 30% • Thời gian trễ cấp IDIFF>và IDIFF>> 0s 3.2.3 Chức bảo vệ chống chạm đất hạn chế REF (87N) Dòng khởi động bảo vệ xác định theo cơng thức: Ikđ87N = k0×IdđBI1 Trong đó: k0 hệ số chỉnh định Chọn k0 = 0,3 Vậy ta có: Ikđ87N 220kV = k0×IdđBI1 =0,3×600=120 (A) Ikđ87N 110kV = k0×IdđBI2 =0,3×800=240 (A) Góc giới hạn: φREF = 1100 Thời gian trễ: tREF = 0s Độ dốc đặc tính tác động: SLOPE= 3.2.4 Chức bảo vệ tải nhiệt (49) k= • Hệ số I max I Nobi Hệ số biểu diễn mối quan hệ dịng điện phát nóng liên tục cho phép với dòng điện danh định máy biến áp Nhà sản xuất máy biến áp Page | 66 thường đưa thơng số dịng điện liên tục cho phép Trong trường hợp khơng cho, dịng liên tục cho phép thường 1,1 lần dòng danh định Như hệ số k=1,1 • Hằng số thời gian τ Hằng số τ tính đơn vị phút Cơng thức tính sau: τ  I  = ×  1s ÷ 60  I max  Trong đó: I1s: Dịng lớn cho phép 1s Imax: Dịng liên tục cho phép Do khơng có đủ tham số nên giả thiết số thời gian tăng nhiệt độ τ =100 phút • Ngưỡng cảnh báo θalarm Cài đặt ngưỡng cảnh báo nằm ngưỡng tác động cắt máy cắt giúp tránh phải cắt máy cắt thông qua việc sớm giảm tải cho máy biến áp Ngưỡng phần trăm cài đặt lên đến độ tăng nhiệt tới hạn dòng điện lớn cho phép Hệ số k=1,1 Tín hiệu cảnh báo nên đưa độ tăng nhiệt độ đạt đến độ tăng nhiệt tới hạn dòng điện danh định máy biến áp Vậy cài đặt giá trị θalarm=82%  Phía 220kV: Dịng điện cảnh báo là: Ialam = 1,1 ×  Phía 110kV: Dịng điện cảnh báo là: Ialam = 1,1 ×  SdmBA 125 = 1,1 × = 0,345 ( kA ) × Uc × 230 Phía 35kV: Ialam = 1,1× SdmBA 125 = 1,1 × = 0,656 ( kA ) × UT × 121 Dịng điện cảnh báo là: SdmBA 63 = 1,1 × = 1,08 ( kA ) × UH × 37 3.2.5 Chức phát cố chạm đất phía 35 kV(59, 59N) Điện áp đặt cho bảo vệ: Uđat=30V Page | 67 Khi bảo vệ làm việc báo tín hiệu 3.3 Thơng số cài đặt cho bảo vệ q dịng có hướng 7SJ64 cho máy biến áp 3.3.1 Chức cắt nhanh có hướng (I >>) Bảo vệ q dịng cắt nhanh phía 220 kV INngmax= max {IN2max ; IN3max} dòng điện ngắn mạch lớn qua • BI1 ngắn mạch phía bên máy biến áp INng.max = 7,051 (tham khảo bảng 2.1 2.2) INng.max (kA)= INng.max Icb1 = 7,051 0,314 = 2,214 ( kA) Ikđ220>> = 1,2 2,214 = 2,657( kA) Quy đổi hệ đơn vị tương đối so với dòng định mức BI I kd220>> 2,657 103 * I kd>> = = =6,643 IdmBI1 400 • Bảo vệ q dịng cắt nhanh phía 110 kV INngmax= max {IN1max ; IN3max} dòng điện ngắn mạch lớn qua BI2 ngắn mạch phía bên máy biến áp INng.max = 3,724 (tham khảo bảng 2.1 2.2) INng.max (kA)= INng.max Icb2= 3,724 0,628 = 2,339( kA) Ikđ110>> = 1,2 2,339 = 2,806( kA) Quy đổi hệ đơn vị tương đối so với dòng định mức BI I 2,806 103 I*kd>> = kd110>> = = 3,508 IdmBI2 800 3.3.2 Bảo vệ dịng cắt nhanh thứ tự khơng (I0>>) Thời gian làm việc: giây I 0kđ = K at × 3I0 Nng.max Dịng khởi động bảo vệ: Trong đó: Kat: Hệ số an tồn, Kat=1,2 I0Nng.max: Dịng ngắn mạch ngồi thứ tự khơng lớn qua bảo vệ Dịng khởi động phía thứ cấp BI xác định theo điều kiện: I I0kđ >> = kđ × 103 nI Bảo vệ q dịng TTK phía 220kV: I0Nng.max=max (I0N2) qua BI1=2,304 Từ ta tính được: • Page | 68 I0Nng.max (kA)= I0Nng.max Icb1 I0kd 220>> =1, × × 2,304 × 0,314 = 2,604(kA) Qui đổi hệ đơn vị tương đối so với dòng định mức BI I*kd220>> 2,604 103 I kd>> = = = 6,51 IdmBI1 400 * Bảo vệ q dịng TTK phía 110kV: I0Nng.max=max (I0N1) qua BI2=0,416 Từ ta tính được: • I0kd110>> =1, × × 0, 416 × 0,628 = 0,941(kA) Qui đổi hệ đơn vị tương đối so với dòng định mức BI I*kd110>> 0,941 103 * I kd>> = = =1,176 IdmBI2 800 3.3.3 Bảo vệ q dịng có hướng có thời gian (I>) HT 220 kV HT2 110 kV 110 kV BI1 I BI2 I 220 BI11 I 110 110 BI12 I 110 BV Thanh gop BI3 + t I + t 35 + t 35 kV HT 220 kV HT2 110 kV 110 kV BI1 I BI2 I 220 BV Thanh gop 110 BI11 I 110 BI12 I 110 + t BI3 + t I 35 + t 35 kV Hình 5.2: Hình minh họa mối quan hệ thời gian cấp bảo vệ Hai thông số cần chọn là: Ikđ t (chọn đặc tính thời gian độc lập) Ikđ=K×Ilvmax Page | 69 Trong đó: K: Hệ số chỉnh định, lấy K=1,6 (đã bao gồm mức tải cho phép) Ilvmax: Dịng điện làm việc lớn MBA • Bảo vệ q dịng đặt phía 220kV: Ikđ220>=1,6 313,8 = 502,08(A) Dịng khởi động phía thứ cấp BI xác định theo điều kiện: (Qui đổi hệ đơn vị tương đối so với dòng định mức BI) 502,08 I*kđ > = = 1, 255 400 • Bảo vệ q dịng đặt phía 110kV: Ikđ110>=1,6 627,6 = 1004,2 (A) Dịng khởi động phía thứ cấp BI xác định theo điều kiện: (Qui đổi hệ đơn vị tương đối so với dòng định mức BI) 1004, I*kđ > = = 1, 255 800 • Bảo vệ q dịng đặt phía 35kV: Ikđ35>=1,6 996,522 = 1594,435(A) Dịng khởi động phía thứ cấp BI xác định theo điều kiện: (Qui đổi hệ đơn vị tương đối so với dòng định mức BI) I*kđ > = 1594, 435 = 1,329 1200 Bảo vệ dòng sử dụng đặc tính thời gian q dịng độc lập: Phía 35 kV: Phía 35 kV có thời gian cắt bảo vệ đường dây 1s, Δt=0,5s t35=tdd+ Δt=1+0,5=1,5s • Phía 110kV: Phía 110kV có thời gian cắt bảo vệ góp 220kV 1s, Δt=0,5s t110=max{tBVTG 220; t35} + Δt =1,5+0,5=2s • Phía 220kV: Phía 220kV có thời gian cắt bảo vệ đường dây t BV11=tHT2+ Δt , • Δt=0,5s tHT2=1(s) ; tBV11=1+ 0,5=1,5 (s) t220=max{t110BV11; t35 }+Δt= 1,5+0,5=2s 3.3.4 Bảo vệ dòng TTK (I0>) Dòng điện khởi động bảo vệ chọn theo điều kiện sau: I0kđ=(0,2÷0,3)IdđBI Trong đó: IdđBI dịng danh định BI Bảo vệ đặt cho phía 220kV 110kV Ikđ220>=0,2 400=80 (A) Ikđ110>=0,2 800=160 (A) Page | 70 Bảo vệ dòng TTK sử dụng đặc tính thời gian độc lập Thời gian làm việc phối hợp với bảo vệ phía đường dây tương ứng giả thiết thời gian tác động tính t=1s 3.3.5 Bảo vệ chống từ chối máy cắt 50BF Chức chống máy cắt từ chối tác động sử dụng chức dòng để giám sát mạch máy cắt tác động gửi tín hiệu cắt máy cắt cấp cao máy cắt từ chối tác động Mỗi bảo vệ tác động gửi tín hiệu đến máy cắt tương ứng, đếm thời gian chức 50BF đếm thời gian.Nếu hết thời gian đặt mà dòng điện lúc máy cắt từ chối tác động chức 50BF gửi tín hiệu cắt tới máy cắt cấp lân cận Thông số cài đặt cho 50BF: • Dịng đặt: I = 0,1In • Thời gian trễ: tBF = sec 3.4 Kiểm tra độ nhạy hệ thống bảo vệ 3.4.1 Bảo vệ so lệch có hãm 87T Để kiểm tra làm việc bảo vệ máy biến áp, ta kiểm tra độ nhạy độ an toàn hãm bảo vệ đặc trưng hệ số an toàn k at hệ số nhạy knh Như ta cần tính: • Hệ số an toàn kat điểm ngắn mạch nằm vùng bảo vệ bảo vệ so lệch máy biến áp (N1, N2, N3) chế độ max • Hệ số nhạy knh điểm ngắn mạch nằm vùng bảo vệ bảo vệ so lệch máy biến áp (N’1, N’2, N’3) chế độ Để đảm bảo bảo vệ không tác động nhầm ngắn mạch bên ta phải loại thành phần thứ tự khơng dịng điện 3.4.1.1 Kiểm tra độ an tồn • Đặc tính làm việc rơ le 7UT613 Đoạn a: Dải ≤IREST ≤ 1,2 ; phương trình: IDIFF=0,3 Đoạn b: Dải 1,2 ≤ IREST ≤ ; phương trình: IDIFF=0,25× IREST Đoạn c: Dải ≤ IREST ≤ 24,32 ; phương trình: IDIFF=0, 5× (IREST - 2,5) Đoạn d: Dải IREST ≥ 24,32 ; phương trình: IDIFF=10,91 • Chế độ max máy biến áp làm việc  Xét điểm ngắn mạch N1 Dạng ngắn mạch pha N(3) Page | 71 Dạng ngắn mạch pha cho dịng điện ngắn mạch ngồi (đã loại thành phần thứ tự không) lớn nhất: I DIFF = I kcb = 0, 26 × I(3) Nng.max = 0, 26 × 5,666 = 1, 473 I REST = × I (3) Nng.max = × 5,666 = 11,332 Vì 1,25 < IDIFF < 10,91 nên dịng điện hãm xác định theo cơng thức: IDIFF=0,5× (IREST,ng2,5) I 1, 473 I REST,ng = DIFF + 2,5 = + 2,5 = 5, 446 0,5 0,5 Suy ra: k at = I REST I REST,ng = 11,332 = 2,08 5, 446 Hệ số an toàn: Đối với dạng ngắn mạch lại dạng ngắn mạch pha ngắn mạch pha chạm đất, dòng điện hãm 0,3 < IDIFF < 1,25 nên dịng điện hãm tính theo cơng thức: IDIFF=0,25× IREST,ng I × I DIFF / 0, k at = REST = = 2,5 I REST,ng IDIFF / 0, 25 Hệ số an toàn là: Tính tốn tương tự điểm ngắn mạch N2 N3 ta có bảng: Bảng 6.1: Bảng kiểm tra kết độ an toàn hãm bảo vệ so lệch 7UT633 INngmax IDIFF IREST IREST,ng kat N(3) 5,666 1,473 11,332 5,446 2,08 N(1) N(1,1) 4,953 3,161 1,287 0,821 9,907 6,322 5,075 3,287 1,95 1,92 N(3) 6,383 1,659 12,767 5,819 2,19 N(1) N(1,1) 5,624 4,198 1,462 1,091 11,249 8,397 5,424 4,366 2,07 1,92 0,930 0,241 1,860 0,3 6,20 Điểm ngắn mạch N1 N2 N3 Làm tương tự chế độ max, máy biến áp làm việc song song ta có bảng: Bảng 6.2: Bảng kiểm tra kết độ an toàn hãm bảo vệ so lệch 7UT633 INngmax IDIFF IREST IREST,ng kat N(3) 4,115 1,070 8,231 4,280 1,92 (1) 3,603 2,392 0,936 0,622 7,206 4,785 3,747 2,488 1,92 1,92 Điểm ngắn mạch N1 N N(1,1) Page | 72 N2 N(3) 4,919 1,279 9,838 5,116 1,92 (1) 4,351 3,403 1,131 0,884 8,702 6,807 4,525 3,539 1,92 1,92 1,187 0,308 2,374 1,234 1,92 N N(1,1) N3 3.4.1.2 Kiểm tra độ nhạy Bảo vệ so lệch cần tác động xảy cố vùng bảo vệ Để kiểm tra độ nhạy bảo vệ ta cần tính toán hệ số nhạy k nh điểm ngắn mạch bên vùng bảo vệ so lệch (N’1, N’2, N’3) máy biến áp làm việc chế độ k nh = Id Id,kđ Hệ số nhạy xác định từ: Trong đó: Id: Dịng điện so lệch Id,kđ: Dòng so lệch ngưỡng, tùy thuộc vào giá trị dịng điện hãm • Xét chế độ min, máy biến áp làm việc:  Điểm ngắn mạch N’1 Dạng ngắn mạch pha N(2) I DIFF = I BI1 + I BI2 + I BI3 = 15, 713 + 4, 4437 = 20,150 Dòng điện so lệch: I REST = I BI1 + I BI2 + I BI3 = 20,150 Dòng điện hãm: Do ≤ IREST ≤ 24,32 nên dịng điện so lệch ngưỡng theo cơng thức: IDIFF,kđ = 0,5× (IREST 2,5) = 8,825 I 20,150 k nh = DIFF = = 2, 28 I DIFF,kđ 8,825 Hệ sơ nhạy: Các dạng ngắn mạch cịn lại ngắn mạch pha pha chạm đất có 5≤IREST≤24,764 Ta tính tương tự dạng ngắn mạch pha Tính tốn tương tự cho điểm ngắn mạch N’2  Điểm ngắn mạch N’3 Dạng ngắn mạch pha N(2) I DIFF = IBI1 + I BI2 + I BI3 = 10,335 Dòng điện so lệch: I REST = I BI1 + I BI2 + IBI3 = 10,335 Dòng điện hãm: Do ≤ IREST ≤ 24,32 nên dòng điện so lệch ngưỡng theo cơng thức: IDIFF,kđ = 0,5× (IREST 2,5) = 3,917 Page | 73 k nh = I DIFF I DIFF,kđ = 10,335 = 2,63 3,917 Hệ sơ nhạy: Tính tốn tương tự cho điểm ngắn mạch N’2 N’3 ta có bảng: Bảng 6.3: Bảng kiểm tra kết độ nhạy bảo vệ so lệch 7UT633 Điểm ngắn mạch knh ISL IH ISL,kđ N’1 N(2) N(1) 20,15 20,348 20,15 20,348 8,825 8,924 2,28 2,28 N’2 N(1,1) N(2) N(1) 13,081 15,415 15,699 13,08 15,415 15,699 5,290 6,457 6,599 2,47 2,38 2,37 N(1,1) 11,874 10,335 11,874 10,335 4,687 3,917 2,53 2,63 N’3 Làm tương tự chế độ min, máy biến áp làm việc song song ta có bảng: Bảng 6.4: Bảng kiểm tra kết độ nhạy bảo vệ so lệch 7UT633 Điểm ngắn mạch N’1 N’2 ISL IH ISL,kđ knh N(2) 21,89 21,892 9,696 2,25 N(1) N(1,1) 22,147 15,751 22,147 15,751 9,823 6,625 2,25 2,37 N(2) 18,035 18,035 7,767 2,32 N(1) N(1,1) 18,444 14,628 18,444 14,628 7,972 6,064 2,31 2,41 5,337 5,337 1,418 3,76 N’3 Kết luận: từ kết cho thấy bảo vệ hoạt động đủ nhạy xảy cố: N1(0,745; 7,45) N2(1,41; 14,1) N3(0,403; 4,03) N1’(21,81;21,81) N2’(6,137; 6,137) N3’(2,436; 2,436) 3.4.2 Bảo vệ chống chạm đất hạn chế (87N) Độ nhạy xác định theo biểu thức: Kn0 = × I0N I0kd Trong đó: I0Nmin: trị số dịng ngắn mạch thứ tự không tổng nhỏ chỗ ngắn mạch vùng bảo vệ Page | 74 I0kđ : trị số dịng khởi động phía sơ cấp • Điểm N’1: I0kđ 220 =120 (A ) Dịng thứ tự khơng nhỏ qua bảo vệ: (có tên) I0Nmin = 9, 694 × 0,3138 ×103 = 3042 A Độ nhạy bảo vệ : K = 3× 3042 = 120 n0 76,05 • Điểm N’2: I0kđ 110 =240(A ) Dòng thứ tự không nhỏ qua bảo vệ: I0Nmin = 7, 21 × 0,6276 × 103 = 4525 A Độ nhạy bảo vệ : Kn0 = × 4525 = 240 56,562 3.4.3 Bảo vệ q dịng có hướng Độ nhạy bảo vệ xác định theo biểu thức: I K n = N I kđ INmin: dòng ngắn mạch cực tiểu qua vị trí đặt bảo vệ có cố phía cịn lại máy biến áp Ikđ: Dòng khởi động bảo vệ 3.4.3.1 Bảo vệ q dịng đặt phía 220kV Ta có: IN1min= {IN2min , IN3min}= {4,013 ; 1,824}=1,8235 Đổi sang hệ có tên: IN1min=0,3138×1,824 =0,5722 kA Ikđ1>= 502,08 A 572, 502,08 Kn1 = =1,14 Bảo vệ q dịng có thời gian đặt phía 220kV đủ độ nhạy đảm bảo yêu cầu Page | 75 3.4.3.2 Bảo vệ q dịng đặt phía 110kV Ta có: IN2min= {IN1min , IN3min}=0.597 Đổi sang hệ có tên: IN2min=0,597×0,6276 = 0,375 kA Ikđ2>= 954,24A 375 954, 24 Kn2 = = 0,393 < Bảo vệ q dịng có thời gian đặt phía 110kV khơng đủ độ nhạy, ta đặt thêm bảo vệ q dịng TTN (46) phía 110kV: Độ nhạy bảo vệ: K2n110 = I 2BI2 I 2kd110 Trong đó: I2BI2min: Dịng thứ tự nghịch nhỏ qua BI2 ngắn mạch phía bên máy biến áp (theo bảng 2.5) 0, 633 × 0,627 I2BI2min = = 0, 397(kA) I2kđ2 : dòng điện khởi động phía sơ cấp I2kđ110 = 0,3×800 = 240(A) = 0,24 (kA) Vậy K2n2 = 3.I 2BI2min 3.0,397 = = 4,96 > I 2kđ110 0,24 (Đạt yêu cầu) 3.4.3.3 Bảo vệ q dịng phía 35 kV IN3min=2,43×1,951=4,741 kA Ikđ3>= 1594,24 A 4,741 1549, 24 Kn3 = = 3,06 >1 (Đạt yêu cầu) 3.4.4 Bảo vệ dòng thứ tự không Độ nhạy bảo vệ xác định theo biểu thức: × I0N I0kd Kn0 = Trong đó: I0Nmin dịng TTK cực tiểu ngắn mạch góp phía bên MBA Page | 76 3.4.4.1 Phía 220kV MBA I0Nmin=0,876 K n0 = × I0N × 0,876 × 313,8 = = 10,31 I0kd 80 (Đạt yêu cầu) 3.4.4.2 Phía 110kV MBA I0Nmin=0,17 Kn0 = × I 0N × 0,17 × 627,6 = =2 I0kd 160 (Đạt yêu cầu) 3.4.5 Các bảo vệ q dịng 67 phía đường dây 3.4.5.1 Bảo vệ BV11 Dòng điện khởi động: Ikđ = 762,3 A Dòng ngắn mạch nhỏ nhất: ( tra bảng 2.7 2.11) INmin= I N = 1,571× 627 = 985( A) Độ nhạy bảo vệ BV11: knh = I N 985 = = 1, 29 < 1,5 I kd 762 Khởi động chức 46 TTN K2n110 = I2BI11min I 2kd110 I2BI11 min: Dòng thứ tự nghịch nhỏ qua BI11 (bảng 2.12 2.13) 0,666 × 0,627 I2BI11min = = 0, 41(kA) I2kđ2 : dòng điện khởi động phía sơ cấp I2kđ110 =3×800= 240(A) = 0,24(kA) Vậy K2n2 = 3.I 2BI2min 3.0, 41 = = 5.13 > 1, I 2kđ110 0.24 (Đạt yêu cầu) 3.4.5.2 Bảo vệ BV12 Dòng điện khởi động: Ikđ = 762,3 A Dòng ngắn mạch nhỏ nhất: ( tra bảng 2.7 2.11) Page | 77 INmin= I N = 2,358 × 627 = 1478 A Độ nhạy bảo vệ BV11: knh = I N 1478 = = 1,94 > 1,5 I kd 762,3 Bảo vệ đạt yêu cầu 3.4.5.3 Bảo vệ BV13 ( cài đặt thông số tương tự BV11) Dòng điện khởi động: Ikđ = 762,3 A Dòng ngắn mạch nhỏ nhất: ( tra bảng 2.7 2.11) INmin= I N = 1.631× 627 = 1022 A Độ nhạy bảo vệ BV11: knh = I N 1022 = = 1,341 < 1,5 I kd 762,3 Khởi động chức 46 TTN K2n110 = I2BI11min I 2kd110 I2BI11 min: Dòng thứ tự nghịch nhỏ qua BI11 (bảng 2.12 2.13) 0,666 × 0,627 I2BI11min = = 0, 41(kA) I2kđ2 : dịng điện khởi động phía sơ cấp I2kđ110 = 240 (A) = 0,24(kA) Vậy K2n2 = 3.I2BI2min 3.0, 41 = = 5,13 > 1, I 2kđ110 0.24 (Đạt yêu cầu) 3.4.6 Bảo vệ dịng thứ tự khơng 67N Độ nhạy bảo vệ xác định theo biểu thức: × I0N I0kd Kn0 = Trong đó: I0Nmin dịng TTK cực tiểu ngắn mạch đường dây 3.4.6.1 Bảo Vệ BV11 I0Nmin=0,223 Page | 78 Kn0 = × I0N × 0.223 × 0.637 = = 3.55 I 0kd 120 (Đạt yêu cầu) Bảo vệ BV11 đạt yêu cầu độ nhạy 3.4.6.2 Bảo vệ BV12 I0Nmin=0,32 K n0 = × I0 N × 0,32 × 627,6 = = 5.03 I0kd 120 (Đạt yêu cầu) Page | 79 ... Ngồi nhiệm vụ bảo vệ cho đối tượng bảo vệ thực chức dự phòng cho bảo vệ đặt phần tử lân cận 2.1.3 Tác động nhanh Bảo vệ phát cách ly phần tử bị cố nhanh giảm thiệt hại cho hệ thống Bảo vệ coi tác... N2 N2'' Page | 44 PHẦN II: PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ TRẠM BIẾN ÁP VÀ GIỚI THIỆU VỀ RƠLE 2.1 Những yêu cầu thiết bị bảo vệ Các thiết bị bảo vệ có nhiệm vụ phát loại trừ nhanh cố khỏi hệ thống điện, nhằm... 2.1.4 Tính kinh tế Đối với lưới trung áp, hạ áp, số lượng phần tử cần bảo vệ lớn, yêu cầu bảo vệ không cao lưới truyền tải cao áp, nên cần cân nhắc tính kinh tế cho chi phí cho thiết bị bảo vệ nhỏ