Tính toán bảo vệ dòng điện cắt nhanh, bảo vệ dòng điện cực đại và bảo vệ dòng điện thứ tự không cho đường dây cung cấp điện l1 và l2 trong sơ đồ lưới điện

ĐỀ BÀI: Với số thứ tự n = 43, thuộc nhóm Tính toán bảo vệ dòng điện cắt nhanh, bảo vệ dòng điện cực đại bảo vệ dòng điện thứ tự không cho đường dây cung cấp điện L1 L2 sơ đồ lưới điện đây: X0HT/X1HT = 1,1 Với thông số : Hệ thống: SNmax = 1900MVA; SNmin = 1700MVA Máy biến áp: SBđm = 25MVA; U1/U2 = 115/24kV; UN% = 10,5% Đường dây L1: l1 = 10+43 = 53Km; loại dây AC-120; có: Z0 = 0,25+ j0,36(Ω/km); Đường dây L2: l2 = 5+43 = 48Km; loại dây AC-95; có: Z0 = 0,31+ j0,37(Ω/km); Phụ tải : P1 = 3+0,1x43 = 7.3MW; cosφ1 = 0,9; tpt1 = 1,5s Phụ tải : P1 = 4+0,1x43 = 8.3MW; cosφ2 = 0,85; tpt2 = 1,25s Chọn đặc tính thời gian tác động: t= Phần Phần lý thuyết: 80 I * −1 Tp - Nhiệm vụ yêu cầu bảo vệ Rơ le - Các nguyên lý bảo vệ học - Lựa chọn phương thức bảo bệ cho máy biến áp đường dây L1 L2 Phần Phần tính toán: - Chọn BI - Tính toán ngắn mạch Biết đường dây, X0D = 3X1D - - Tính toán thông số bảo vệ bảo vệ dòng cắt nhanh, dòng cực đại dòng thứ tự không cho đoạn đường dây L1 L2 Tính toán thời gian tác động bảo vệ dòng cực đại với đặc tính thời gian phụ thuộc với I* = IN/Ikđ Tp số thời gian, độ lệch thời gian Δt = 0,5s Xác định vùng bảo vệ bảo vệ cắt nhanh kiểm tra độ nhạy bảo vệ LỜI MỞ ĐẦU Trong trình vận hành hệ thống điện tránh khỏi cố, chế độ làm việc không bình thường mạng điện thiết bị điện, phần lớn cố dẫn tới việc làm tăng dòng điện giảm điện áp Khi dòng điện tăng sinh lực điện động nhiệt lượng lớn mức làm hỏng thiết bị điện vị trí xảy cố thiết bị tham gia vào trình sản xuất, truyền tải điện có dòng cố chạy qua Điện áp giảm xuống mức phá huỷ làm việc bình thường hệ thống, hộ tiêu thụ ổn định máy phát điện, máy biến áp làm việc song song Các chế độ làm việc không bình thường điện áp tần số giảm xuống ảnh hưởng tới chế độ làm việc bình thường thiết bị điện, có nguy làm ổn định hệ thống lượng, chế độ làm việc không bình thường dòng áp tăng lên làm hỏng thiết bị điện, hậu nguy hiểm khắc phục được, có thiết bị theo dõi phát kịp thời cố chế độ làm việc không bình thường để có biện pháp phòng ngừa, ngăn chặn nhanh chóng Để thực nhiệm vụ người ta thường sử dụng thiết bị điện cầu chì, áp tô mát, rơ le, tự động hóa…, bảo vệ rơ le phần quan trọng thiếu Bảo vệ rơ le dạng tự động hoá Bảo vệ rơ le thực việc kiểm tra, giám sát liên tục trạng thái, chế độ làm việc tất phần tử hệ thống điện, để xảy vấn đề để có phản ứng thích hợp Khi xuất cố, chế độ làm việc không bình thường, bảo vệ rơ le tác động lên phần tử tự động để loại trừ cách nhanh chóng phần tử bị cố khỏi mạng điện Khi xuất chế độ làm việc không bình thường tùy theo mức độ mà bảo vệ rơ le tiến hành tác động cần thiết, để phục hồi chế độ làm việc bình thường báo tín hiệu cho người vận hành biết Trong trình thực đồ án em xin chân thành cảm ơn thầy,cô giáo khoa Hệ Thống Điện, đặc biệt cô giáo Th.S.Nguyễn Thị Thanh Loan giúp em hoàn thành đồ án Do kiến thức hạn chế, em mong góp ý thầy cô bạn bè để đồ án em hoàn thiện Em xin chân thành cảm ơn! CHƯƠNG I PHẦN LÝ THUYẾT 1.1 Nhiệm vụ yêu cầu bảo vệ rơ le 1.1.1 Nhiệm vụ Khi thiết kế vận hành hệ thống điện cần phải kể đến khả phát sinh hư hỏng tình trạng làm việc không bình thường hệ thống điện Ngắn mạch loại cố xảy nguy hiểm hệ thống điện Hậu ngắn mạch là: - Tụt thấp điện áp phần lớn hệ thống điện - Phá hủy phần tử bị cố tia lửa điện - Phá hủy phần tử có dòng ngắn mạch chạy qua tác động nhiệt - Phá hủy ổn định hệ thống điện Ngoài loại hư hỏng, hệ thống điện có tình trạng làm việc không bình thường Một tình trạng việc không bình thường tải Dòng điện tải làm tăng nhiệt độ phần dẫn điện giới hạn cho phép làm cách điện chúng bị già cỗi bị phá hủy Để ngăn ngừa phát sinh cố phát triển chúng thực biện pháp để cắt nhanh phần tử bị hư hỏng khỏi mạng điện, để loại trừ tình trạng làm việc không bình thường có khả gây nguy hiểm cho thiết bị hộ dùng điện Để đảm bảo làm việc liên tục phần không hư hỏng hệ thống điện cần có thiết bị ghi nhận phát sinh hư hỏng với thời gian bé nhất, phát phần tử bị hư hỏng cắt phần tử bị hư hỏng khỏi hệ thống điện Thiết bị thực nhờ khí cụ tự động có tên gọi rơle Thiết bị bảo vệ thực nhờ rơle gọi thiết bị bảo vệ rơle (BVRL) Như nhiệm vụ thiết bị BVRL tự động cắt phần tử hư hỏng khỏi hệ thống điện Ngoài thiết bị BVRL ghi nhận phát tình trạng làm việc không bình thường phần tử hệ thống điện, tùy mức độ mà BVRL tác động báo tín hiệu cắt máy cắt Những thiết bị BVRL phản ứng với tình trạng làm việc không bình thường, thường thực tác động sau thời gian trì định (không cần phải có tính tác động nhanh thiết bị BVRL chống hư hỏng) 1.1.2 Các yêu cầu bảo vệ RơLe Trong trình vận hành, hệ thống điện (HTĐ) rơi vào tình trạng cố chế độ làm việc không bình thường như: hư hỏng cách điện, ngắn mạch vòng dây, vỏ máy biến áp bị rò rỉ, mức dầu máy biến áp giảm mức cho phép Phần lớn cố xảy thường kèm theo tượng dòng điện tăng cao điện áp giảm xuống thấp mức cho phép dẫn đến phá hủy thiết bị điện Do cố cần loại trừ nhanh chóng để đảm bảo không làm hư hỏng phần tử tốt HTĐ không gây nguy hiểm cho người vận hành Các thiết bị bảo vệ có nhiệm vụ phát loại trừ cố khỏi hệ thống nhanh tốt, nhằm ngăn chặn hạn chế tối đa hậu cố Thiết bị tự động dùng phổ biến để bảo vệ cho HTĐ rơle với tính nhiệm vụ khác Khái niệm rơle dùng tổ hợp thiết bị nhằm thực một nhóm chức bảo vệ cho phần tử cụ thể cho toàn hệ thống Các rơle bảo vệ thường phải thỏa mãn yêu cầu chung sau: tác động nhanh, tính chọn lọc, yêu cầu độ nhạy, độ tin cậy tính kinh tế - Tác động nhanh Khi phát sinh ngắn mạch, thiết bị điện phải chịu tác động lực động điện tác dụng nhiệt dòng ngắn mạch gây Vì việc phát cắt nhanh phần tử bị ngắn mạch hạn chế mức độ hư hỏng phần tử đó, nâng cao hiệu thiết bị tự động đóng lại mạng lưới điện hệ thống cái, rút ngắn thời gian sụt áp hộ tiêu thụ tăng khả giữ ổn định cho HTĐ Hiển nhiên bảo vệ phát cách ly phần tử bị cố nhanh tốt - Tính chọn lọc Đây khả phát cách ly phần tử bị cố khỏi hệ thống Cấu hình HTĐ phức tạp việc đảm bảo tính chọn lọc bảo vệ khó khăn Theo nguyên lý làm việc, bảo vệ phân thành hai loại: - Bảo vệ có độ chọn lọc tuyệt đối: bảo vệ làm việc cố xảy phạm vi hoàn toàn xác định, không làm nhiệm vụ dự phòng cho bảo vệ đặt phần tử lân cận - Bảo vệ có độ chọn lọc tương đối: nhiệm vụ bảo vệ cho đối tượng bảo vệ thực chức dự phòng cho bảo vệ đặt phần tử lân cận Để thực yêu cầu chọn lọc bảo vệ có độ chọn lọc tương đối, phải có phối hợp đặc tính làm việc bảo vệ lân cận toàn hệ thống - Yêu cầu độ nhạy Độ nhạy đặc trưng cho khả “cảm nhận” cố hệ thống bảo vệ, biểu diễn hệ số độ nhạy, tức tỷ số trị số đại lượng vật lý đặt vào rơle có cố với ngưỡng tác động Tùy theo vai trò bảo vệ mà yêu cầu độ nhạy khác Các bảo vệ thường yêu cầu phải có hệ số độ nhạy khoảng từ 1,5 đến 2, bảo vệ dự phòng từ 1,2 đến 1,5 - Độ tin cậy Là tính đảm bảo cho thiết bị bảo vệ làm việc đúng, chắn Người ta phân biệt: - Độ tin cậy tác động: khả bảo vệ làm việc có cố xảy phạm vi bảo vệ - Độ tin cậy không tác động: khả bảo vệ không tác động làm việc bình thường cố vùng bảo vệ - Tính kinh tế Đặc biệt ý lưới trung, hạ áp, số lượng phần tử bảo vệ lớn, yêu cầu bảo vệ không cao nên cần cân nhắc kinh tế cho thiết bị bảo vệ đảm bảo yêu cầu kỹ thuật với chi phí nhỏ 1.2Nguyên lý bảo vệ thông số loại bảo vệ 1.2.1 Bảo vệ so lệch có hãm Đối với MBA công suất lớn làm việc lưới cao áp, bảo vệ so lệch (87TΔI) dùng làm bảo vệ có nhiệm vụ chống ngắn mạch cuộn dây đầu MBA Bảo vệ làm việc dựa nguyên tắc so sánh trực tiếp dòng điện đầu phần tử bảo vệ Bảo vệ tác động đưa tín hiệu cắt máy cắt cố xảy vùng bảo vệ (vùng bảo vệ vùng giới hạn BI mắc vào mạch so lệch) Một đặc điểm bảo vệ so lệch MBA dòng điện từ hóa MBA tạo nên dòng điện không cân chạy qua rơle Trị số độ dòng điện không cân lớn chế độ đóng MBA không tải cắt ngắn mạch Vì vậy, để hãm bảo vệ so lệch MBA người ta sử dụng dòng điện từ hóa MBA Nguyên lý bảo vệ so lệch dòng điện cho MBA mô tả hình sau: Hình 1.1 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ so lệch cho MBA Với nguồn cung cấp từ phía 1, phụ tải phía Bỏ qua dòng điện kích từ MBA, dòng điện vào cuộn dây làm việc bằng: I LV = IT1 + IT + IT Các dòng điện hãm cộng với theo trị số tuyệt đối để tạo nên hiệu ứng hãm theo quan hệ:   I H = K H  I T1 + IT + IT ÷   Trong đó: K H hệ số hãm bảo vệ so lệch Ngoài ra, để ngăn chặn tác động sai ảnh hưởng dòng điện từ hóa đóng MBA không tải cắt ngắn mạch ngoài, bảo vệ hãm thành phần hài bậc hai Để đảm bảo tác động hãm có ngắn mạch vùng bảo vệ cần thực theo điều kiện: I H > I LV 1.2.2 Bảo vệ so lệch dòng thứ tự không Bảo vệ so lệch dòng thứ tự không (87N- ΔI0) gọi bảo vệ chống chạm đất hạn chế - Restricted Earth Fault), sử dụng để bảo vệ chống cố chạm đất cuộn dây đấu có trung tính nối đất I0' I0" N2 I 0' I0" N1 3I" ID ' 3I0 ID ∆I ISL Hình 1.2 Bảo vệ chống chạm đất hạn chế cho MBA Khi ngắn mạch vùng bảo vệ (điểm N1 ) ta có: X B = 42 0, → Bảo vệ không tác động Trong đó: '' ' I : Dòng thứ tự không chạy từ phía hệ thống MBA; I : Dòng thứ tự không chạy cuộn dây MBA; I Đ : Dòng chạy qua dây trung tính MBA Khi ngắn mạch vùng bảo vệ (điểm N ) toàn dòng chạm đất chạy qua điện trở R tạo nên điện áp đặt rơle so lệch lớn, rơle tác động 1.2.3 Bảo vệ rơle khí (BUCHHOLZ) Những hư hỏng máy biến áp có cuộn dây ngâm dầu làm cho dầu bốc chuyển động Các máy biến áp dầu có công suất lớn 5MVA bảo vệ rơle khí B , rơle hoạt động dựa vào bốc dầu MBA bị cố mức độ hạ thấp dầu mức cho phép, có hai cấp tác động: cấp báo tín hiệu, cấp cắt máy cắt nối với máy biến áp Rơle khí với cấp tác động gồm hai phao kim loại mang bầu thủy tinh có tiếp điểm thủy ngân tiếp điểm từ Trong chế độ làm việc bình thường, bình rơle đầy dầu, tiếp điểm rơle trạng thái hở Khi khí bốc yếu (chẳng hạn dầu nóng tải), khí tập trung lên phía bình rơle đẩy phao số xuống, rơle gửi tín hiệu cấp cảnh báo (Alarm circuit) Nếu khí bốc mạnh (chẳng hạn ngắn mạch bên thùng dầu), luồng dầu vận chuyển từ thùng lên bình giãn dầu xô phao số xuống gửi tín hiệu cắt máy biến áp (trip circuit) Rơle khí tác động mức dầu bình rơle giảm thấp dầu bị rò rỉ thùng biến áp bị thủng Van xả khí Cắt máy cắt Báo tín hiệu Phao Tới thùng dầu thân máy Tới bình dầu phụ Phao Hình 1.3 Nguyên lý cấu tạo rơle khí Hình 1.4 Vị trí lắp đặt rơle khí máy biến áp Rơle khí làm việc tin cậy chống lại tất cố bên thùng dầu máy biến áp, nhiên kinh nghiệm vận hành phát số trường hợp tác động sai ảnh hưởng chấn động học lên máy biến áp (như động đất, vụ nổ gần nơi đặt máy biến áp …) Đối với máy biến áp lớn, điều chỉnh điện áp tải thường đặt thùng dầu riêng người ta dùng rơle khí riêng để bảo vệ cho điều áp tải Rơle khí đặt đoạn nối từ thùng dầu đến bình dãn dầu MBA Dựa vào thành phần khối lượng sinh ta xác định tính chất mức độ cố Do rơle khí có thêm van để lấy hỗn hợp khí sinh nhằm phục vụ cho việc phân tích cố Rơle khí tác động chậm, thời gian làm việc tối thiểu 0,1s, trung bình 0,2s 1.2.4 Bảo vệ rơle nhiệt Quá tải làm cho nhiệt độ máy biến áp tăng cao mức cho phép, thời gian kéo dài làm giảm tuổi thọ máy biến áp Để bảo vệ chống tải máy biến áp công suất bé dùng loại bảo vệ dòng điện thông thường, với máy biến áp lớn, người ta dùng nguyên lí hình ảnh nhiệt để thực bảo vệ chống tải Bảo vệ loại phản ánh mức tăng nhiệt độ điểm kiểm tra khác máy biến áp tuỳ theo mức tăng nhiệt độ mà có nhiều cấp tác động khác nhau: cảnh báo, khởi động mức làm mát cách tăng tốc độ tuần hoàn dầu, giảm tải máy biến áp Nếu cấp tác động không mang lại hiệu quả, nhiệt độ máy biến áp vượt giới hạn cho phép kéo dài thời gian quy định cắt máy biến áp khỏi hệ thống Mức tải cho phép thường nhà sản xuất thiết bị quy định Bảo vệ tải MBA có cấp tác động: - Cấp 1: cấp cảnh báo, θ kđ = 90 C - Cấp 2: cấp tác động cắt MBA, θ kđ = 100 C 0 0 1.2.5 Bảo vệ dòng cắt nhanh Bảo vệ dòng cắt nhanh 50 tác động dòng điện qua rơle vượt trị số định trước tác động cắt máy cắt Để đảm bảo tính chọn lọc, tránh tác động sai ngắn mạch vùng bảo vệ, dòng điện khởi động chọn sau: I kđ = K at I Nng.max Trong đó: K at = 1, ÷ 1,3 : hệ số an toàn tính đến sai số tính toán dòng ngắn mạch sai số rơle I Nng.max : dòng điện ngắn mạch cực đại cuối vùng bảo vệ I kđ : dòng điện khởi động rơle Khi I N ≥ I kđ 50 tác động cắt tức thời đối tượng bảo vệ Bảo vệ dòng cắt nhanh có nhược điểm không bảo vệ toàn đối tượng, ngắn mạch cuối phần tử, bảo vệ cắt nhanh không tác động Hơn nữa, vùng bảo vệ thay đổi nhiều chế độ làm việc hệ thống dạng ngắn mạch thay đổi Do đó, 50 thực vai trò bảo vệ cho đối tượng, thường làm nhiệm vụ dự phòng khả cắt nhanh 1.2.6 Bảo vệ dòng có thời gian Rơle dòng có thời gian 51 tác động dòng điện qua rơle vượt trị số định trước sau khoảng thời gian đặt trước Rơle dòng có thời gian gồm loại bản: - Rơle dòng có thời gian với đặc tuyến thời gian độc lập - Rơle dòng có thời gian với đặc tuyến thời gian phụ thuộc Dòng điện khởi động xác định sau: Ilv max < I kđ < I NM - Ilv max < I kđ : đảm bảo rơle không tác động tải giới hạn - cho phép Thường chọn: I kđ = K.I dđ Trong đó: Idđ : dòng điện danh định đối tượng bảo vệ K : hệ số chỉnh định, thường chọn K = 1,5 ÷ 1, I kđ < I NM : Đảm bảo hệ số độ nhạy cần thiết cho bảo vệ Độ nhạy xác định sau: K n = I NM I kđ Hệ số độ nhạy phụ thuộc vào vai trò bảo vệ, bảo vệ K n = 1,5 ÷ , bảo vệ dự phòng K n = 1,2 ÷ 1,5 Thời gian làm việc bảo vệ dòng có thời gian chia làm hai loại: thời gian làm việc độc lập thời gian làm việc phụ thuộc - Thời gian làm việc độc lập: thời gian cài đặt t=const không phụ thuộc vào dòng điện - Thời gian làm việc phụ thuộc: t phụ thuộc (tỷ lệ nghịch vào dòng điện qua bảo vệ) Mức độ phụ thuộc xác định theo tiêu chuẩn bảo vệ Theo IEC: t= Trong đó: a b  I   ÷ −1  I kđ  Tđ I, I kđ : dòng điện qua bảo vệ dòng khởi động bảo vệ a, b : hệ số Tđ : trị số đặt thời gian Tùy theo a, b mà có mức độ phụ thuộc (đường cong) khác IEC phân biệt loại độ dốc đường cong t(I): - Độ dốc bình thường (Nomal Inverse) có a = 0,14 ; b = 0,02 - Rất dốc (Very Inverse) có a = 13,5 ; b = - Cực dốc (Extremely Inverse) có a = 80 ; b = nI = I Sdđ 400 = I Tdđ 2.1.3 Chọn tỷ số biến cho BI đường dây L1: + Dòng điện phụ tải 1: I pt1 = P1 3.U cos ϕ1 = 7,3.10 3.24.0,9 = 195( A) + Dòng điện làm việc lớn đường dây L1: I lv max = k qt × ( I pt + I pt1 ) = 1,4 × (195 + 235) = 602( A) + Theo tiêu chuẩn IEC ta chọn được: I Sdđ = 700 ≥ I lv max + Tỷ số biến BI1: nI = I Sdđ 700 = I Tdđ 2.2 Tính toán ngắn mạch Giả thiết trình tính toán ngắn mạch ta bỏ qua: + Bão hòa từ + Dung dẫn ký sinh đường dây, điện trở MBA đường dây + Ảnh hưởng phụ tải… 2.2.1 Tính toán xác hệ đơn vị tương đối: - Công suất bản: Scb = 100 MVA - Điện áp bản: Ucb = Utb cấp : + Ucb1 = Utb1 = 22 kV + Ucb2 = Utb2= 115 kV - EHT = - Cấp điện áp 22 kV có Utb1= 22 kV Scb 100 Icb1 = = = 2,6243(kA) 3.U cb1 3.22 - Cấp điện áp 110 kV có Utb2= 115 kV Scb 100 Icb2 = = = 0,502(kA) 3.U cb1 3.115 2.2.2 Tính toán điện kháng phần tử: - Hệ thống : SNmax = 1900 MVA ; SNmin = 1700 MVA ; X0HT = 1,1 X1HT - Giá trị điện kháng thứ tự thuận Scb 100 = = 0,0526 SN max 1900 Scb 100 = = 0,0588 Chế độ cực tiểu: X1HT = SN 1700 - Giá trị điện kháng thứ tự không Chế độ hệ thống cực đại: X0HTmax = 1,1.X1HTmax= 1,1.0,0526 = 0,0579 Chế độ hệ thống cực tiểu: X0HTmin = 1,1.X1HTmin = 1,1.0,0588 = 0,0647 U N Scb 10,5 100 = = 0, 42 - Máy biến áp: X B = 100 SđmB 100 25 - Đường dây L1 : 53 km dây AC-120 Chế độ cực đại: X1HT max = + X 1L1 = x1 L1 S cb 100 = 0,36.53 = 3.942 U cb 22 + X L1 = X 1L1 = 3.3.942 = 11.826 - Đường dây L2: 48 km dây AC-95 + X 1L = x1 L2 S cb 100 = 0,37.48 = 3.669 U cb 22 + X L = X 1L = 3.3.669 = 11.007 2.2.3 Tính toán ngắn mạch - Để tính toán chế độ ngắn mạch không đối xứng ta sử dụng phương pháp thành phần đối xứng Điện áp dòng điện chia thành thành phần: thành phần thứ tự thuận, thành phần thứ tự nghịch thành phần thứ tự không Khi đó: X = 0,0526; X0HTmax = 0,0579, X = 0, 42 1HT max B - Tìm INmax với dạng ngắn mạch N(1), N(1,1), N(3) - Sơ đồ thay TTT (TTN): Do X2 = X1 nên sơ đồ TTT TTN trùng E HT max X 1HT 0,0526 XB 0,42 X 1L1 X 1L1 X 1L1 4 X 1L1 - Sơ đồ thay TTK: max X 0HT 0,0579 XB 0,42 X 0L1 - Điện kháng điểm tính theo công thức sau: XB = 0,42 + Tại điểm N1: X 1ΣN = X 1HT + X B X ΣN = X HT + X B + Tại điểm N2 đến N5: X 1ΣNi +1 = X 1ΣNi + X 1L1 X ΣNi +1 = X ΣNi + X L1 + Tại điểm N6: X 1ΣN = X 1ΣN + X 1L X ΣN = X ΣN + X 0L2 + Tại điểm N7 đến N9: X 1L X 1L X 1L X 1L X 1ΣNi+1 = X 1ΣNi + X 1L X ΣNi +1 = X ΣNi + X 0L2 - Bảng tổng hợp điện kháng điểm chế độ HT max: X1Σ-Max X2Σ-Max X0Σ-Max N1 0.473 0.473 0.478 N2 1.459 1.459 3.435 N3 2.445 2.445 6.392 N4 3.431 3.431 9.349 N5 4.417 4.417 12.306 N6 5.334 5.334 15.058 N7 6.251 6.251 17.81 N8 7.168 7.168 20.562 N9 8.085 8.085 23.314 - Với dạng ngắn mạch khác vị trí dòng ngắn mạch thứ tự thuận khác xác định theo công thức sau: I 1N (n) = X 1∑ + X ∆ ( n) - Trị số dòng điện ngắn mạch tổng pha tính theo công thức: I*N(n) = m.I1N(n) Dạng mạch ngắn n XΔ(n) m(n) N(1) X2∑ + X0∑ N(2) X2∑ N(1,1) 1,1 X2∑ // X0∑ × 1− N(3) X 2∑ × X 0∑ ( X 2∑ + X 0∑ )2 - Dòng điện ngắn mạch hệ đơn vị có tên: IN(n) = I*N(n).ICB - Dòng điện ngắn mạch thứ tự không điểm ngắn mạch phụ thuộc vào dạng ngắn mạch xác định theo bảng sau: Dạng ngắn mạch N(1) n I*0N(n) (1 I1N) N(1,1) I1(N,1) 1,1 X ΣN X 2ΣN + X ΣN - Dòng điện ngắn mạch thứ tự không hệ đơn vị có tên: I0N(n) = I*0N(n).IC - Bảng tổng hợp dòng ngắn mạch dạng điểm ngắn mạch (chế độ max): Điểm X1∑ Điện X2∑ Kháng X0∑ N1 N2 N3 N4 N5 N6 N7 N8 N9 X∆(1) 0.473 0.473 0.478 0.951 1.459 1.459 3.435 4.894 2.445 2.445 6.392 8.837 3.431 3.431 9.349 12.780 4.417 4.417 12.306 16.723 5.334 5.334 15.058 20.392 6.251 6.251 17.81 24.061 7.168 7.168 20.562 27.730 8.085 8.085 23.314 31.399 I1N(1) 0.702 0.157 0.089 0.062 0.047 0.039 0.033 0.029 0.025 m(1) I*N(1) 3.000 3.000 3.000 3.000 2.106 0.471 0.267 0.186 3.000 0.141 3.000 0.117 3.000 0.099 3.000 0.087 3.000 0.075 IN(1) 5.526 1.236 0.701 0.488 0.370 0.307 0.260 0.228 0.197 I*0N(1) 0.702 0.157 0.089 0.062 0.047 0.039 0.033 0.029 0.025 I0N(1) 1.842 0.412 0.234 0.163 0.123 0.102 0.087 0.076 0.066 0.238 1.024 1.769 2.510 3.250 3.939 4.627 5.315 6.003 1.406 0.403 0.237 0.168 1.500 1.540 1.549 1.553 0.130 1.555 0.108 1.556 0.092 1.557 0.080 1.557 0.071 1.558 2.109 0.621 0.367 0.261 0.202 0.168 0.143 0.125 0.111 I 5.534 1.630 0.963 0.685 0.530 0.441 0.375 0.328 0.291 I*0N(1,1) 0.699 0.120 0.066 0.045 0.034 0.028 0.024 0.021 0.018 1.834 0.315 0.173 0.118 0.089 0.073 0.063 0.055 0.047 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 2.114 0.685 0.409 0.291 1.000 1.000 1.000 1.000 0.226 1.000 0.187 1.000 0.160 1.000 0.140 1.000 0.124 1.000 2.114 0.685 0.409 0.291 0.226 0.187 0.160 0.140 0.124 5.547 1.797 1.073 0.764 0.593 0.491 0.420 0.367 0.325 2.624 N(1) (1,1) ∆ X (1,1) 1N I (1,1) N(1,1) m I*N(1,1) (1,1) N (1,1) 0N I (3) ∆ X (3) 1N I N (3) (3) m I*N(3) (3) N I INmax I0Nmax 3I0Nmax Tổng Hợp 5.547 1.797 1.073 0.764 1.842 0.412 0.234 0.163 5.526 1.236 0.702 0.489 0.593 0.123 0.369 0.491 0.102 0.306 0.420 0.087 0.261 0.367 0.076 0.228 0.325 0.066 0.198 2.2.4 Hệ thống chế độ tải cực tiểu: Tìm INmin với dạng ngắn mạch N(1), N(1,1), N(2), N(3) - Tính toán tương tự chế độ cực đại với thông số chế độ cực tiểu ta có: 2.624 N2 N3 N4 N5 N6 N7 N8 N9 0.479 1.465 2.451 3.437 4.423 5.340 6.257 7.174 8.091 X2∑ 0.479 1.465 2.451 3.437 4.423 5.340 6.257 7.174 8.091 X0∑ 0.485 3.442 6.399 9.356 12.313 15.065 0.964 4.907 8.850 16.736 20.405 I1N(1) 0.693 0.157 0.088 12.79 0.062 0.047 0.039 17.81 24.07 0.033 20.56 27.74 0.029 23.321 X∆(1) m(1) 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 3.000 I*N(1) 2.079 0.471 0.264 0.186 0.141 0.117 0.099 0.087 0.075 IN(1) 5.455 1.236 0.693 0.488 0.370 0.307 0.260 0.228 0.197 I*0N(1) N(1) N1 X1∑ Điện Kháng Điểm 0.693 0.157 0.088 0.062 0.047 0.039 0.033 0.029 0.025 1.818 0.412 0.231 0.163 0.123 0.102 0.087 0.076 0.066 0.241 1.028 1.772 2.514 3.254 3.943 4.631 5.319 6.007 1.389 0.401 0.237 0.168 0.130 0.108 0.092 0.080 0.071 1.500 1.540 1.549 1.553 1.555 1.556 1.557 1.557 1.558 2.084 0.618 0.367 0.261 0.202 0.168 0.143 0.125 0.111 5.468 1.622 0.963 0.685 0.530 0.441 0.375 0.328 0.291 0.690 0.120 0.066 0.045 0.034 0.028 0.024 0.021 0.018 1.811 0.315 0.173 0.118 0.089 0.073 0.063 0.055 0.047 0.479 1.465 2.451 3.437 4.423 5.340 6.257 7.174 8.091 1.044 0.341 0.204 0.145 0.113 0.094 0.080 0.070 0.062 1.732 1.732 1.732 1.732 1.732 1.732 1.732 1.732 1.732 1.808 0.591 0.353 0.251 0.196 0.163 0.139 0.121 0.107 4.744 0.000 1.551 0.000 0.926 0.000 0.659 0.000 0.514 0.000 0.428 0.000 0.365 0.000 0.318 0.000 0.281 0.000 I0N(1) X∆(1,1) I1N(1,1) m(1,1) N (1,1) I*N(1,1) IN(1,1) I*0N(1,1) I0N(1,1) X∆(2) I1N(2) N (2) m(2) I*N(2) IN(2) N(3) X∆(3) 31.412 0.025 I1N(3) 2.088 IN(3) 0.408 0.291 0.226 0.187 0.160 0.139 0.124 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 2.088 I*N(3) 0.683 1.000 m(3) 0.683 0.408 0.291 0.226 0.187 0.160 0.139 0.124 1.792 1.071 0.764 0.593 0.491 0.420 0.365 0.325 4.744 1.236 0.693 0.488 0.370 0.307 0.260 0.228 0.197 I0Nmin 1.811 0.315 0.173 0.118 0.089 0.073 0.063 0.055 0.047 3I0Nmin Tổng Hợp 5.479 INmin 5.433 0.945 0.519 0.354 0.267 0.219 0.189 0.165 0.141 - Đồ thị quan hệ dòng INmax ; INmin chiều dài đường dây: Điểm N1 N2 N3 N4 N5 N6 N7 I Nmax I N N8 N9 5.547 1.797 1.073 0.764 0.593 0.491 0.420 0.367 0.325 4.744 1.236 0.693 0.488 0.370 0.307 0.260 0.228 0.197 I I Nmax Nmin N1 N2 N3 N4 N5 N6 N7 N8 L(km) N9 - Đồ thị quan hệ dòng 3.I0max ; 3.I0 chiều dài đường dây: Điểm N1 N2 N3 N4 N5 N6 N7 N8 N9 3.I0max 5.526 1.236 0.702 0.489 0.369 0.306 0.261 0.228 0.198 3.I0 5.433 0.945 0.519 0.354 0.267 0.219 0.189 0.165 0.141 3.I 3.I N0max N0min N1 N2 N3 N4 N5 N6 N7 N8 N9 L(km) 2.3 Tính toán thông số bảo vệ 2.3.1 Bảo vệ dòng cắt nhanh: - Trị số dòng điện khởi động bảo vệ dòng cắt nhanh lựa chọn theo công thức : Ikđ = kat.INngmax Trong :kat- Hệ số an toàn Chọn kat = 1,2 INngmax - dòng ngắn mạch lớn Đối với đường dây L1 có: INngmax= IN5max = 0,593 kA Đối với đường dây L2 có: INngmax= IN9max = 0,325 kA Dòng khởi động cho bảo vệ dòng cắt nhanh đoạn đường dây L2 là: Ikđ50-2 = 1,2.0,325 = 0,39 kA Dòng khởi động cho bảo vệ dòng cắt nhanh đoạn đường dây L1 là: Ikđ50-1 = 1,2.0,593 = 0,712 kA 2.3.2 Bảo vệ dòng thứ tự không cắt nhanh , Chọn dòng điện khởi động Ikđ_50N = kat 3.I0Nng max Với: kat :hệ số an toàn Lấy kat = 1,2 I0Nng max: dòng ngắn mạch TTK cực đại Đối với đường dây L1 có: I0Nngmax= I0N5max = 0,369 kA Đối với đường dây L2 có: I0Nngmax= I0N9max = 0,198 kA Dòng khởi động cho bảo vệ dòng thứ tự không cắt nhanh đoạn đường dây L2 là: Ikd50N-2 = 1,2 0,198 = 0,713 kA Dòng khởi động cho bảo vệ dòng thứ tự không cắt nhanh đoạn đường dây L1 là: Ikd50N-1 = 1,2 0,369 = 1,328 kA 2.3.3 Bảo vệ dòng có thời gian 2.3.3.1 Chọn dòng khởi động Chọn dòng điện khởi động k k I kd −51 = at mm × lv max I kv đó: k mm - Hệ số mở máy phụ tải động có dòng điện chạy qua chỗ đặt bảo vệ , thường có giá trị khoảng 2÷5; Trong đồ án ta chọn kmm=2 k at - Hệ số an toàn thường 1,1 ÷ 1,2 Trong đồ án ta chọn kat = 1,1 k v Hệ số trở có giá trị 0,85÷0,95 Trong đồ án ta lấy kv =0,95 Ilv max - Dòng điện làm việc lớn chạy đoạn đường dây cần bảo vệ Đối với đường dây L2: IlvmaxL2 = 0,329 (kA) Dòng khởi động cho bảo vệ dòng L2 : Ikd51L2 = 0,762 kA Đối với đường dây L1: IlvmaxL1 = 0,602 (kA) Dòng khởi động cho bảo vệ dòng L1: Ikd51L2 = 1,394 kA 80 I Tp ,s với: I* = Ni Đặc tính thời gian rơle: t = I* −1 I kđ a Chế độ max Với đường dây L2: Xét điểm ngắn mạch N9: I N9max = 0,3580 kA I* = I N9 I kđ 2−51 = 0,3580 = 0,6642 0, 539 t = t pt + ∆t = 1, 25 + 0,5 = 1,75(s) Xét điểm ngắn mạch N8: I N8max = 0, 4032kA I 0, 4032 I* = N8 = = 0, 7481 Ikđ 2−51 0,539 80 80 t = Tp2 = ( −0,0122) = 2, 216(s) I* − 0,74812 − Vậy ta không xác định thời gian tác động bảo vệ chế độ cực đại đường dây L2 Với đường dây L1: Thời gian bảo vệ làm việc điểm N5 đường dây L1 là: t1 = max { t , t pt1} + ∆t = t pt1 + ∆t = 1,5 + 0,5 = 2(s) Xét điểm ngắn mạch N5: I N5max = 0,6491 kA I 0, 6491 I* = N5 = = 0, 6597 I kđ1−51 0, 984 t1 = 2s (I* ) − 0, 6597 − t1 = = −0, 0141(s) 80 80 Xét điểm ngắn mạch N4: I N4max = 0,8330 kA Tp1 = I N4 0,8330 = 0,8465 I kdd1−51 0,984 80 80 t1 = Tp1 = (−0, 0141) = 3,98(s) I* − 0,84652 − Vậy ta không xác định thời gian tác động bảo vệ chế độ cực đại đường dây L1 b Chế độ Tương tự chế độ cực đạita không chọn thời gian tác động bảo vệ chế độ cực tiểu đường dây L1;L2 I* = = 2.3.4 Bảo vệ dòng TTK có thời gian (51N): Chọn dòng khởi động : Ikđ_51N = k x Idđs BI Với: k= 0,2 Idđs BI: dòng sơ cấp định mức BI Ta có: Idđs BI1 = 700A Idđs BI2 = 400A - Đoạn đường dây D1 I kđ1_ 51N = k x I dđs BI1 = 0, x 700 = 140 (A) - Đoạn đường dây D2 I kđ _ 51N = k x Idđs BI2 = 0,2 x 400 = 80 (A) Thời gian làm việc bảo vệ dòng TTK có thời gian: chọn theo cấp t2 = t2pt + ∆t = 1,25 + 0,5 = 1,75(s) t1 = t2 + ∆t = 1,75 + 0,5 = 2,25(s) 2.4 Xác định phạm vi bảo vệ kiểm tra độ nhạy 2.4.1 Xác định phạm vi bảo vệ BV dòng cắt nhanh (50): Vùng bảo vệ coi độ dài đường dây bảo vệ, tính từ đầu đường dây (tính từ điểm đặt bảo vệ) tới vị trí điểm có dòng ngắn mạch dòng khởi động bảo vệ INmax INmin Ikd1-50 LCN-L1 LCN-L2=0 Ikd2-50 max LCN-L1 N1 N2 N3 max CN-L2 L N4 N5 N6 N7 N8 N9 L(km) Với đường dây L1: Từ đồ thị ta thấy điểm giới hạn bảo vệ bảo vệ chế độ max nằm N4 N5, từ ta tính gần chiều dài bảo vệ theo công thức sau: Lmax−L1 = l N + CN I N 4max − I kd50−1 (l N5 − l N4 ) I N 4max − I N5max 3 Ta có: l N4 = L1 = 48 = 36(km);l N5 = L1 = 48km 4 I N 4max = 0,8330kA;I N5max = 0, 6491kA;I kd50−1 = 0,7789kA Từ ta có: 0,833 − 0, 7789 Lmax−L1 = 36 + (48 − 36) = 39,53( km) CN 0,833 − 0, 6491 Vậy chiều dài lớn mà bảo vệ tác động đường L1là: 39,53km( chiếm 82,35% chiều dài đường dây L1) Tương tự từ đồ thị ta thấy điểm giới hạn bảo vệ bảo vệ chế độ nằm N2 N3, từ ta tính gần chiều dài bảo vệ theo công thức sau: Lmin −L1 = l N + CN I N2 − Ikd50−1 (l N3 − l N2 ) I N2 − I N3 1 2 Ta có: l N = L1 = 48 = 12(km);l N3 = L1 = 48 = 24(km) 4 4 I N = 1,3332kA;I N3 = 0, 7594kA;I kd50−1 = 0,7789kA Từ ta có: 1,3332 − 0,7789 Lmin −L1 = 12 + (24 − 12) = 23,592(km ) CN 1,3332 − 0,7594 Vậy chiều dài nhỏ mà bảo vệ tác động đường L1là: 23,592km( chiếm 49,15% chiều dài đường dây L1) Với đường dây L2: Từ đồ thị ta thấy điểm giới hạn bảo vệ bảo vệ chế độ max nằm N7 N8, từ ta tính gần chiều dài bảo vệ theo công thức sau: Lmax−L2 = l N7 + CN I N7max − I kd50−2 (l N8 − l N7 ) I N7max − I N8max 2 3 Ta có: l N7 = L = 43 = 21,5(km);l N8 = L = 43 = 32, 25(km) 4 4 I N7max = 0, 4615kA;I N8max = 0, 4032kA;I kd50 −2 = 0, 4296kA Từ ta có: 0, 4615 − 0, 4296 Lmax−L2 = 21,5 + (32, 25 − 21,5) = 27,382(km) CN 0, 4615 − 0, 4032 Vậy chiều dài lớn mà bảo vệ tác động đường L2 là: 27,382km( chiếm 63,68% chiều dài đường dây L2) Tương tự từ đồ thị ta thấy đường Ikđ50-L2 không cắt đường INmin Lmin −L = CN 2.4.2 Xác định phạm vi bảo vệ BV dòng cắt nhanh ttk (50N): 3.I 3.I N0max N0min Ikd1-50N LCN0-L1 CN0-L2 L max LCN0-L1 N1 N2 N3 N4 N5 Ikd2-50N max LCN0-L2 N6 N7 N8 N9 L(km) Với đường dây L1: Từ đồ thị ta thấy điểm giới hạn bảo vệ bảo vệ chế độ max nằm N4 N5, từ ta tính gần chiều dài bảo vệ theo công thức sau: Lmax −L1 = l N + CN0 3.I N04max − I kd50 N −1 (l N5 − l N ) 3.I N04max − 3.I N05max 3 Ta có: l N = L1 = 48 = 36(km);l N5 = L1 = 48km 4 3I N04max = 0,5315kA; 3I N05max = 0, 4085kA;I kd50N −1 = 0, 4902kA Từ ta có: 0,5315 − 0, 4902 Lmax −L1 = 36 + (48 − 36) = 40,03(km) CN0 0,5315 − 0, 4085 Vậy chiều dài lớn mà bảo vệ tác động đường L1là: 40,03km( chiếm 83,4% chiều dài đường dây L1) Tương tự từ đồ thị ta thấy điểm giới hạn bảo vệ bảo vệ chế độ nằm N3 N4, từ ta tính gần chiều dài bảo vệ theo công thức sau: Lmin −L1 = l N3 + CN0 3.I N3 − I kd50 N −1 (l N4 − l N3 ) 3.I N3 − 3.I N4 2 Ta có: l N3 = L1 = 48 = 24(km);l N = 36(km) 4 3.I N03 = 0,5646kA; 3.I N04 = 0,3899kA;I kd50N −1 = 0, 4902kA Từ ta có: 0,5646 − 0, 4902 Lmin −L1 = 24 + (36 − 24) = 29,11(km) CN0 0,5646 − 0,3899 Vậy chiều dài nhỏ mà bảo vệ tác động đường L1là: 29,11km( chiếm 60,65% chiều dài đường dây L1) Với đường dây L2: Từ đồ thị ta thấy điểm giới hạn bảo vệ bảo vệ chế độ max nằm N7 N8, từ ta tính gần chiều dài bảo vệ theo công thức sau: Lmax −L2 = l N7 + CN0 3.I N07max − I kd50 N −2 (l N8 − l N7 ) 3.I N07max − 3.I N08max 2 3 Ta có: l N7 = L = 43 = 21,5(km);l N8 = L = 43 = 32, 25(km) 4 4 3.I N07max = 0, 2864kA;3.I N08max = 0, 2491kA;I kd50N −2 = 0, 2646 kA Từ ta có: Lmax−L2 = 21,5 + CN 0, 2864 − 0, 2646 (32, 25 − 21,5) = 27,783(km) 0, 2864 − 0, 2491 Vậy chiều dài lớn mà bảo vệ tác động đường L2 là: 27,783km( chiếm 64,6% chiều dài đường dây L2) Từ đồ thị ta thấy điểm giới hạn bảo vệ bảo vệ chế độ nằm N5 N6, từ ta tính gần chiều dài bảo vệ theo công thức sau: Lmin −L2 = l N5 + CN0 3.I N05max − I kd50 N −2 (l N5 − l N6 ) 3.I N05max − 3.I N06max 1 Ta có: l N5 = 0(km);l N6 = L = 43 = 10,75(km) 4 3.I N05 = 0, 2978kA; 3.I N06 = 0, 2446kA;I kd50N − = 0, 2646kA Từ ta có: Lmin −L2 = CN 0, 2978 − 0, 2646 (10,75 − 0) = 6,71(km) 0, 2978 − 0, 2446 Vậy chiều dài nhỏ mà bảo vệ tác động đường L2 là: 6,71km( chiếm 15,6% chiều dài đường dây L2) 2.4.3 Kiểm tra độ nhạy cho BV dòng có thời gian (51) I N Công thức tính độ nhạy : K n = I kđ Điều kiện yêu cầu: Kn ≥ 1,5 Bảo vệ đường dây 1: I 0, 4081 K n1 = N5 = = 0, 415 < 1,5 I kđ1 0,984 Bảo vệ đường dây 2: I 0, 2203 K n = N9 = = 0, 4087 < 1,5 I kđ 0,539 Kết luận: Độ nhạy BV dòng có thời gian chọn không đảm bảo yêu cầu độ nhạy Do ta không sử dụng bảo vệ dòng có thời gian để bảo vệ cho đường dây 2.4.4 Kiểm tra độ nhạy cho BV dòng THỨ TỰ KHÔNG (51N) Độ nhạy bảo vệ xác định theo công thức: kN = 3.I0 N Điều kiện kn ≥ 1,5 I kđ 051 Đối với đường dây L1: Độ nhạy bảo vệ : 3.I0 N5min 0,2978.103 kN = = = 2,127 > 1,5 I kđ51N 140 Vậy độ nhạy thiết bị bảo vệ thỏa mãn Đối với đường dây L2: Độ nhạy bảo vệ : 3.I0 N9 0,1592.103 kN = = = 1,99 > 1,5 I kđ 51N − 80 Vậy độ nhạy thiết bị bảo vệ thỏa mãn