Nghiên cứu phương thức bảo vệ Rơle với mức dự phòng hợp lý cho trạm biến áp

Nghiên cứu phương thức bảo vệ Rơle với mức dự phòng hợp lý cho trạm biến áp Nghiên cứu phương thức bảo vệ Rơle với mức dự phòng hợp lý cho trạm biến áp Nghiên cứu phương thức bảo vệ Rơle với mức dự phòng hợp lý cho trạm biến áp luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp

PHOMMA DETHSONEDY CHUYÊN NGàNH : Hệ THốNG ĐIệN 2006-2008 Hà nội 2008 Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO TRƯờNG ĐạI HọC BáCH KHOA Hà NộI LUËN V¡N TH¹C Sü Kü THUËT CHUYÊN NGàNH : Hệ THốNG ĐIệN NGHIÊN CứU PHƯƠNG THứC BảO Vệ RƠLE VớI MứC Dự PHòNG HợP Lý CHO TRạM BIếN áP PHOMMA DETHSONEDY Hà nội -2008 Bộ GIáO DụC Và ĐàO TạO TRƯờNG ĐạI HọC BáCH KHOA Hà NéI LUậN VĂN THạC Sỹ Kỹ THUậT NGHIÊN CứU PHƯƠNG THứC BảO Vệ RƠLE VớI MứC Dự PHòNG HợP Lý CHO TRạM BIếN áP CHUYÊN NGàNH : Hệ THốNG ĐIệN Mà sè : PHOMMA DETHSONEDY NG¦êI H¦íNG DÉN KHOA HäC: VS GS TSKH TRầN ĐìNH LONG Hà nội -2008 LI CAM ĐOAN Luận văn thạc sỹ khoa học đề tài “Nghiên cứu phương thức bảo vệ rơle với mức dự phịng hợp lý cho trạm biến áp” tơi PHOMMA DETHSONEDY học viên cao học ngành Hệ thống điện khoá 2006-2008 thực hướng dẫn VS.GS TSKH Trần Đình Long Các kết qủa nêu luận văn trung thực xin chịu trách nhiệm kết qủa Tác giả PHOMMA DETHSONEDY MỤC LỤC MỞ ĐẦU. -1 CHƯƠNG CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI THIẾT BỊ BẢO VỆ VÀ PHƯƠNG PHÁP ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ RƠLE CHO TRẠM BIẾN ÁP -3 1.1 Nhữngyêu cầu thiết bị bảovệ. 1.1.1 Độ tin cậy. -3 1.1.2 Chọn lọc. 1.1.3 Tác động nhanh -5 1.1.4 Độ nhạy. -5 1.1.5 Tính kinh tế. -6 1.2 Phương pháp đánh giá độ tin cậy hệ thống bảo vệ -7 1.2.1 Độ tin cậy hệ thống đơn giản. -7 1.2.2 Độ tin cậy hệ thống hỗn hợp:song song – nối tiếp; nối tiếp – song song -8 1.2.3 Độ tin cậy hệ thống phức tạp: mạch cầu. -10 1.2.4 Phương pháp cố. 11 CHƯƠNG CÁC DẠNG HƯ HỎNG VÀ CHẾ ĐỘ LÀM VIỆC KHƠNG BÌNH THƯỜNG CỦA MÁY BIẾN ÁP VÀ PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ TRẠM BIẾN ÁP 17 2.1 Các dạng hư hỏng máy biến áp. -17 2.2 Chế độ làm việc khơng bình thừơng máy biến áp. 18 2.3 Các lọai bảo vệ đặt cho máy biến áp -19 2.3.1 Bảo vệ so lệch có hãm 19 2.3.2 Bảo vệ so lệch thứ tự không -23 2.3.3 Bảo vệ rơle khí (BUCHHOLZ) 25 2.4 Bảo vệ dự phòng cho máy biến áp -26 2.4.1 Bảo vệ dòng cắt nhanh 26 2.4.2 Bảo vệ qúa dòng cắt nhanh thứ tự không 27 2.4.3 Bảo vệ qúa dịng có thời gian 27 2.4.4 Bảo vệ qúa dịng thứ tự khơng có thời gian -28 2.4.5 Bảo vệ qúa tải theo nhiệt độ -30 2.5 Phương thức bảo vệ thừơng dùng cho máy biến áp 31 CHƯƠNG CÁC LOẠI RƠLE KỸ THUẬT SỐ SỬ DỤNG CHO BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP -37 3.1 Ưu việt rơle kỹ thuật số dùng để bảo vệ máy biến áp -37 3.1.1 Giới thiệu chung 37 3.1.2 Nguyên lý làm việc rơle số -38 3.2 Rơle hợp so lệch dùng để thực chức bảo vệ cho máy biến áp -42 3.3 Rơle hợp qúa dòng dùng để thực chức bảo vệ dự phòng cho máy biến áp -63 3.3.1 Các chức 7SJ64 64 3.3.2 Đặc điểm cấu trúc 7SJ64. 67 3.3.3 Chức bảo vệ dòng điện có thời gian 68 CHƯƠNG DỰ PHÒNG - GIẢI PHÁP HỮU HIỆU ĐỂ NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢOVỆ -70 4.1 Phân loại phương án dự phòng -70 4.2 Phương pháp tính tốn độ tin cậy hệ thống dự phòng cố định -72 4.3 Tính tốn độ tin cậy hệ thống có dự phịng cách thay (khơng mang tải trước thay thế) 74 4.4 Ảnh hưởng thiết bị đổi nối -78 4.5 Hệ số sẵn sàng hệ thống có dự phòng 79 4.6 Tính tốn độ tin cậy hệ thống bảo vệ có dự phịng -81 CHƯƠNG 5: ÁP DỤNG CHO TRẠM BIẾN ÁP PHONETHONG(LAOS) -83 5.1 Sơ đồ chung -83 5.2 Các thơng số 85 5.3 Tính điện kháng phần tử sơ đồ thay -85 5.4 Tính tốn ngắn mạch -87 5.5 Các số liệu cần thiết phục vụ tính tốn bảo vệ -103 5.6 Những chức bảo vệ dùng rơle 7UT 612 105 5.6.1 Khai báo thông số máy biến áp. -105 5.6.2 Chức bảo vệ so lệch có hãm. -107 5.6.3 Bảo vệ chống chạm đất hãn chế (REF) 109 5.7 Những chức bảo vệ dùng rơle 7SJ64 111 5.7.1 Bảo vệ dòng cắt nhanh 111 5.7.2 Bảo vệ qúa dòng 111 5.7.3 Bảo vệ qúa dịng thứ tự khơng 112 5.8 Kiểm tra làm việc bảo vệ 115 5.8.1 Bảo vệ so lệch 115 5.8.2 Bảo vệ chống chạm đất hạn chế -117 5.8.3 Bảo vệ qúa dòng -118 5.8.4 Bảo vệ q dịng thứ tự khơng -119 KẾT LUẬN CHUNG 120 TÀI LIỆU THAM KHẢO -122 PHỤ LỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO PGS.TS Trần Bách (2000),Lưới điện hệ thống điện tập II, NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2000),Tự động hóa hệ thống điện, NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội A Kalham, R Coulter, (1994),Power System Protection, Victoria University, Equity Press, Melbourne Andrews, J.D Dunnett, S.J (June 2000), “Event-tree analysis using binary decision diagrams”, IEEE Transaction on Reliability, Vol 49,No 2, pp.230238 Boudali, H Dugan, J.B (March2006),“A continuous-time Bayesian network reliability modeling, and analysis framework”,IEEE Transactions on Reliability, Vol 55, No 1,pp.86-97 C.-L Su(2006),“Effects of Communication Network on Reliability of a Wide Area Protection Scheme”, Proceeding (526) Energy and Power Systems-2006ACTC Press Carrasco, J.A Sune, V (March 1999),“An algorithm to find minimal cuts of coherent fault-tree with event-classes, using a decision tree”,IEEE Transactions on Reliability, Vol 48, No 1,pp.31-41 Dugan, J.B Sulivan, K.J Coppit, D (March 2000),“Developing a low-cost highquality software tool for dynamic fault-tree analysis”,IEEE Transactions on Reliability, Vol 49, No 1,pp.49-59 Gonzalez, L Garcia, D Galvan, B(September 2004),“An intrinsic order criterion to evaluate large, large, complex fault tree”,IEEE Transactions on Reliability, Vol 53, No 3,pp.297-305 10 J Bechta Dugan, Yansong Ren (Sepember 1998),“Design of reliable systems using static and dynamic fault tree”, IEEE Transactions on Reliability, Vol 47, No 3, part 1,pp.234-244 11 Lu, L Jiang, J (September 2007),“Joint Failure Importance for Noncoherent Fault Trees”,IEEE Transactions on Reliability, Vol 56, No 3,pp.435-443 12 Luca Ferrarini, Leonardo Ambrosi, and E Ciapessoni (june 7-9,2006),“Safety and Reliability Analysis of protection Systems for Power Systems”,Preprints of the 2nd IFAC Conferece on Analysis and design of Hybrid Systems, Alghero, Italy 13 Meshkat, L Dugen, J.B Andrews, J.D (June 2002),“Dependability analysis of systems with on-demand and active failure modes,using dynamic fault tree”,IEEE Transactions on Reliability, Vol 51, No 2,pp.240-251 14 N.H Roberts, W.E Vesely, D.F Haasl, and F.F Goldberg(1981),Fault Tree Handbook, NUREG-0492m U.S Nuclear Regulatory Commission, Washington, DC 15 Nadji,B.;Karakache,M.;Abazisimeu,Z(September2004),“Dependability analysis of generator phase fault protection system using fault tree method”, Universities Power Engineering Conference, UPEC 2004, 39th International, Vol 2, No, pp 810-814 16 P.M Andersen (1998), Power System Protection I, II Mc Graw-Hill, IEEE Press, New York 17 P.M Anderson, B Fleming, T.J Lee, and E O Schweiter III (October 2123,1997),“Reliability Analysis of Transmission Protection Using Fault Tree Methods”, Proceeding of the 24st annual Western Protective Relay Conference,Spokane, Washington 18 Pottonen, L,; Pulkkinen, U.; Koskinen, M (5-8 April 2004),“A method for evaluating the reliability of protection”, Eighth IEE Internationnal Conference on Developments in Power System Protection, Vol 1, No,pp.299-302 19 R Savic, P Limpourg, J Petersen (2007), “Fault tree analysis in an early design stage using the Dempester- Shafer theory of evidence”, Risk, Reliability and Societal Safety-Avan and Vinnem, ISBN 978-0-415-44786-7 20 Nguyễn Đức Nghĩa, Nguyễn Tô Thành (2005), Toán rời rạc, NXB Đại học Quốc gia Hà Nội, Hà Nội 21 VS.GS.TSKH Trần Đình Long (1999), Lý thuyết hệ thống, NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội 22 VS.GS.TSKH Trần Đình Long (2005), Bảo vệ hệ thống điện, NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội 23 TS Trần Quang Khánh (2007) Bảo vệ rơle tự động hoá hệ thống điện, NXB Giáo Dục 24 Phạm Văn Chới, Bùi Tín Hữu, Nguyễn Tiến Tơn (2006), Khí cụ điện,NXB Khoa học kỹ thuật, Hà Nội Dịng xung kích danh định: 250 I dđ  Điện áp Điện áp danh định: 50 ÷ 130 V ac (theo đơn đặt hàng) Tiêu thụ danh định/pha: 24,8 mA  Giải trừ khơng: 0,000 ÷ 0,200 I DCdđ (điều chỉnh) • Các rơle đầu  Điện áp định mức: 250 V dc, 250 V ac  Dòng lâu dài: A  Khoảng thời gian ngắt dịng điện: 30 A cho 0,5s  Dung lượng đóng: 1000 W lúc L/R = 40 ms  Dung lượng ngắt: 0,2 A 220 V dc L/R = 40 ms A 230 V ac cosφ = 0,4 • Dữ liệu đầu mã BCD  Trị số max hiển thị 399  Dữ liệu đo đầu tương tự: Dải trị số: ÷ 20 mA Tải cho phép: ÷ 500 Ω Điện áp đầu là: 15 V 2) Giao diện • Bằng bảng điều khiển trước mặt rơle Đầu vào ra: phím ấn hiển thị LCD với 4x20 kí tự Tín hiệu trạng thái lỗi: 17 đèn thị (5 đèn mặc định, 12 đèn lựa chọn) • Giao diện máy tính (PC) Tốc độ truyền 300 ÷ 115200 baud (điều chỉnh tương thích) • Giao diện truyền tin  Thủ tục truyền tin: Dựa tiêu chuẩn IEC60870-5; IEC870-5-101 MODBUS DNP 3.0 (người sử dụng lựa chọn)  Dây dẫn Trên kênh chuẩn RS485 RS422, 2kV cách điện Khoảng cách kết nối: Kết nối điểm-điểm: max 1200 m Kết nối điểm, nhiều điểm: max 100 m Môđun Tốc độ truyền Thủ tục truyền A0336 426 300 ÷ 19200 baud (điều chỉnh được) IEC 60870-5-103 A9650 365 300 ÷ 64000 baud (điều chỉnh được) điều chỉnh 3) Kết nối cáp quang Plastic  Bước sóng quang học: tiêu biểu 660 nm  Đầu quang: –7,5 dBm  Độ nhạy quang: –20 dBm  Đầu vào quang: max –15 dBm  Khoảng cách kết nối: max 45 m Môđun Tốc độ truyền Thủ tục truyền A0336 107 300 ÷ 38400 baud (điều chỉnh IEC 60870-5- được) 103 300 ÷ 64000 baud (điều chỉnh điều chỉnh A9650 355 được) 4) Kết nối cáp quang sợi thuỷ tinh • Kết nối cáp quang sợi thuỷ tinh G50/125  Bước sóng quang học: tiêu biểu 820 nm  Đầu quang: –19,8 dBm  Độ nhạy quang: –24 dBm  Đầu vào quang: max –10 dBm  Khoảng cách kết nối: max 400 m Môđun A0336 107 A9650 354 Tốc độ truyền 300 ÷ 38400 baud (điều chỉnh được) 300 ÷ 64000 baud (điều chỉnh được) • Kết nối cáp quang sợi thuỷ tinh G62/125  Bước sóng quang học: tiêu biểu 820 nm  Đầu quang: –16 dBm  Độ nhạy quang: –24 dBm  Đầu vào quang: max –10 dBm  Khoảng cách kết nối: max 1400 m Thủ tục truyền IEC 60870-5-103 điều chỉnh Môđun Tốc độ truyền Thủ tục truyền A0336 107 300 ÷ 38400 baud (điều chỉnh IEC 60870-5-103 được) A9650 354 300 ÷ 64000 baud (điều chỉnh điều chỉnh được)  Các tham số khai báo • Mục chức (Main Function) Xung đầu bé cho lệnh cắt: 0,1 ÷ 10 s (điều chỉnh được) Xung đầu cho lnh úng: 0,1 ữ 10 s (iu chnh c) ã Mục bảo vệ so lệch (Differential protection) Thời gian tác động nhỏ nhất: 19 ms Mục bảo vệ dòng thời gian độc lập (DTOC) phụ thuộc (IDMT) Thời gian thao tác bao gồm rơle đầu ra: ≤ 40 ms, ≈ 30 ms Thời gian nhả: ≤ 40 ms, ≈ 30 ms Hệ số trở về: ≈ 0,95  Các sai số • Sai số giá trị bảo vệ  Bảo vệ so lệch Sai số đo lường: I diff ≥ 0,2 I ref : ±0,5% Sai số ổn định dịng từ hố: ±10%  Bảo vệ so lệch chống chạm đất hạn chế Sai số đo lường I diff ≥ 0,2 I ref : ±0,5% Bảo vệ dịng đặc tính thời gian độc lập phụ thuộc  Sai số đo lường: ±0,5%  Bảo vệ tải nhiệt: ±0,5%  Dòng DC đầu vào: ±1%  Dữ liệu đo lường đầu ra: ±1% • Sai số thời gian  Đặc tính thời gian độc lập: 1% 20 ÷ 40 ms  Đặc tính thời gian phụ thuộc: I ≥ 2I ref ±5% t 10 ữ 20 ms Các chức bảo vÖ 1) Chức bảo vệ so lệch Rơle số P633 thiết kế để bảo vệ MBA cuộn dây, máy phát điện động điện Với ứng dụng để bảo vệ so lệch MBA trước đưa vào so sánh phải qua bước sau • Cân sai lệch biên độ Để đảm bảo cân biên độ, đại lượng tính toán cần qui hệ đơn vị sở Với MBA cuộn dây công suất sở cơng suất MBA, cịn với MBA có từ cuộn dây trở lên cơng suất sở cơng suất danh định cuộn dây có công suất lớn Điện áp sở điện áp danh định cuộn sơ cấp MBA, dịng sở cuộn dây tính công thức I ref ,i = Sref 3U nom ,i Trong đó: S ref : cơng suất sở U nom,i : điện áp danh định cuộn dây thứ i MBA Từ rơle tính hệ số cân sai lệch biên độ K am ,i = I nom ,i I ref ,i Trong đó: Inom,i: dịng điện phía sơ cấp danh định BI thứ i Dòng điện sở cuộn dây hệ số cân sai lệch biên độ rơle tự tính tốn hiển thị rơle Hệ số cân phải thoả mãn điều kiện sau k am ,i ≤ 5; • k am ,i ,max ≤ 3; k am ,i ,lower k am ,i ,lower ≥ 0,7 Cân pha Do có lệch pha dịng điện điện áp phía cuộn dây MBA nên trước đưa vào để tính tốn so lệch rơle phải cân lệch pha dòng điện Dựa vào tham số đối tượng bảo vệ khai báo rơle mà rơle tính tốn với hệ số cân thích hợp • Phối hợp đại lượng đầu vào Mỗi nhóm véctơ dịng nhập vào, thiết bị bảo vệ tự tính tốn so sánh dịng điện theo cơng thức định trước Việc chuyển đổi dòng điện thực ma trận hệ số lập trình Ma trận mơ khác dòng điện cuộn dây MBA Bảo vệ nhận biết tất nhóm véctơ (kể thay đổi góc pha) Dạng tổng quát công thức: [I m ] = k.[K].[I n ] Trong đó: k: hệ số [I m ] ma trận dòng điện biến đổi ( I A , I B , I C ) [K] ma trận hệ số phụ thuộc vào tổ nối dây máy biến áp [I n ] ma trận cột dòng điện pha ( I L1 , I L2 , I L3 ) • So sánh đại lượng đo lường đặc tính tác động Sau dịng đầu vào thích ứng với tỉ số biến dịng, tổ đấu dây, xử lí dịng thứ tự khơng, đại lượng cần thiết cho bảo vệ so lệch tính tốn từ dịng pha I A , I B I C , vi xử lí so sánh mặt trị số theo công thức sau: Dòng điện so lệch: Dòng điện hãm: I d = I1 + I + I I R = ( I1 + I + I ) Trong đó: İ , İ , İ dòng điện chạy qua bảo vệ BI , BI , BI đặt phía cao, trung hạ MBA • Đặc tính vùng tác động bảo vệ so lệch Hình a: Đặc tính vùng tác động bảo vệ so lệch  Đặc tính vùng tác động có điểm gập Điểm gập phụ thuộc vào trị số chỉnh định bảo vệ so lệch ngưỡng thấp DIFF: I diff > Điểm gập thứ hai xác định hệ số chỉnh định dòng điện hãm DIFF: I R , m  Phương trình đặc tính cho dải so lệch Phương trình đặc tính cho dải: ≤ I R ≤ 0,5I diff > I d = I diff > Phương trình đặc tính cho dải: 0,5I diff > < I R ≤ I R,m2 I d = m I R + I diff >(1 - 0,5m ) Phương trình đặc tính cho dải: I R,m2 < I R I d = m I R + I diff >(1 - 0,5m ) + 4(m – m ) Trong đó: m : hệ số góc đặc tính dải 0,5I diff > < I R ≤ I R,m2 m : hệ số góc đặc tính dải I R,m2 < I R Ngưỡng điều chỉnh xác định DIFF: I diff > xác định theo dòng qua MBA chế độ làm việc bình thường nhằm tránh tác động nhầm dịng khơng cân sinh sai số thiết bị đo lường - Trên ngưỡng điều chỉnh DIFF: I diff >> rơle tác động khơng cần tính tốn đến hãm hài bậc cao - Trên ngưỡng điều chỉnh DIFF: I diff >>> dòng hãm phát bão hồ khơng cịn tính đến, lúc rơle tác động mà không cần quan tâm đến biến hãm phát bão hồ • Hãm bổ sung phản ứng theo thành phần sóng hài bậc hai (2f ) Khi đóng máy biến áp khơng tải hay cắt dịng điện ngắn mạch ngồi xuất dịng điện chạy qua mạch từ MBA gọi dòng điện từ hố Dịng điện có giá trị lớn gấp nhiều lần dòng điện danh định MBA Trường hợp xấu (tương ứng với dòng từ hố lớn nhất) xảy đóng máy cắt điện vào thời điểm điện áp nguồn có giá trị tức thời qua điểm Khi trình độ chấm dứt, dịng điện từ hố trở lại trị số xác lập chừng vài phần trăm dòng điện danh định Vì dịng điện từ hố chạy phía cuộn dây MBA nối với nguồn biến áp chế độ khơng tải, nên dịng điện cuộn dây bên không Bảo vệ so lệch MBA trường hợp cảm nhận việc đóng MBA khơng tải có ngắn mạch bên MBA, với nguồn cung cấp từ phía khơng có giải pháp ngăn chặn bảo vệ, bảo vệ tác động nhầm cắt MBA Để phân biệt trường hợp đóng MBA khơng tải với trường hợp ngắn mạch MBA, người ta vào tính chất dịng điện từ hố xung kích dịng điện ngắn mạch MBA Phân tích thành phần sóng hài hai dịng điện ta thấy, dịng điện từ hố xung kích có chứa phân lượng lớn hài bậc hai (khoảng 70% so với hài sở) đạt tới giá trị cực đại đến khoảng 30% trị số dòng điện cố Nếu thành phần hài bậc hai dịng điện từ hố tách đưa vào tăng cường cho dòng điện hãm bảo vệ so lệch ngăn chặn tác động nhầm đóng MBA khơng tải Rơle P633 trang bị lọc dòng điện so lệch xác định thành phần sóng hài thành phần sóng hài bậc hai Khi tỉ lệ sóng hài bậc hai sóng hài I(2f )/I(f ) vượt giá trị đặt trước pha tín hiệu khố tác động thực theo cách sau  Khoá pha  Chọn lọc cho pha Tín hiệu tác động khơng bị khố dòng so lệch vượt ngưỡng I diff >> • Bộ phát bão hoà Khi xảy ngắn mạch vùng bảo vệ, thời điểm ban đầu, dịng ngắn mạch lớn làm cho BI bị bão hồ dẫn đến dịng điện khơng cân chạy qua bảo vệ lớn, cao ngưỡng tác động, làm cho bảo vệ tác động nhầm Để loại trừ tượng tác động nhầm rơle số P633 trang bị phát hiện tượng bão hoà Mỗi dịng hãm vượt qua giá trị khơng, phát bão hồ giám sát biến thiên dịng so lệch khoảng thời gian Với cố vùng bảo vệ, dòng điện so lệch xuất sau qua khơng với dịng hãm Trong trường hợp dịng điện lớn chạy qua gây nên bão hồ BI dịng so lệch khơng xuất tượng bão hồ BI xảy Vì vậy, tín hiệu khố gửi dựa độ lớn dòng so lệch so sánh với dịng hãm Do việc tăng tính ổn định bảo vệ đảm bảo • Hãm q từ thơng Khi MBA truyền tải công suất phản kháng gây tượng điện áp gây nên kích từ xảy MBA Nếu q trình khơng ổn định bảo vệ so lệch tác động nhầm Thực tế phân tích cho thấy xuất kích từ MBA thành phần dịng điện chủ yếu sóng hài bậc (5f ) Vì vậy, rơle dựa vào tượng để dùng cho mục đích ổn định Rơle P633 lọc dòng điện so lệch xác định thành phần sóng hài I(f ) hài bậc I(5f ) Nếu tỉ lệ I(5f )/I(f ) tăng vượt giá trị đặt trước bảo vệ tác động Nếu dịng hãm nhỏ 4I ref tín hiệu cắt pha bị cố bị khố cách có chọn lọc 2) Chức bảo vệ chống chạm đất hạn chế (87N) Bảo vệ chống chạm đất hạn chế chức bảo vệ so lệch dịng thứ tự không, dùng để phát cố MBA điện lực có trung tính nối đất, MBA có trung tính nối đất nhân tạo Vùng bảo vệ vùng giới hạn máy biến dòng đặt trung tính máy biến áp tổ máy biến dịng nối theo sơ đồ lọc dịng thứ tự khơng đặt đầu cuộn dây nối hình MBA Rơle P633 có nhóm chức so lệch dịng thứ tự khơng (REF_1, REF_2, REF_3) Mỗi nhóm chức bảo vệ cho đầu MBA, P633 thị cuộn dây với chức chống chạm đất hạn chế riêng Bảo vệ so lệch thứ tự không (87N) phản ứng theo thành phần sóng tần số dịng điện dây trung tính I Y dạng sóng tần số dịng điện thứ tự khơng tổng pha I N đầu cuộn dây IL1 L1 IL2 L2 IL3 IY 3I’0 = IY L3 3I”0 = IL1+IL2+IL3 Hình b:Nguyên lý bảo vệ chống chạm đất hạn chế I N = İ L1 + İ L2 + İ L3 I Y : dòng qua trung tính MBA Sau cân biên độ góc pha dịng so lệch dịng hãm tính sau I d ,N = I N + I Y I R ,N = I N Phương trình đặc tính: I d , N = I diff > , N + 1,005I R , N Trong đó: I diff > ,N dịng so lệch ngưỡng thấp, chỉnh định REF_1: I diff > Nếu dòng so lệch vượt ngưỡng chỉnh định REF_1: I diff >>> biến hãm khơng cịn tính đến nữa, P633 tác động tức mà khơng cần quan tâm đến biến hãm Hình c: Đặc tính tác động bảo vệ so lệch chống chạm đất hạn chế • Nguyên lý hoạt động Trong điều kiện làm việc bình thường khơng có dịng chạy qua dây trung tính, tổng dịng điện thứ tự khơng pha không (I d,N = 0) Khi xảy cố chạm đất vùng bảo vệ, xuất dòng điện thứ tự khơng trung tính MBA dịng điện thứ tự không tổng pha: I Y I N có độ lớn, chiều Id = IN + IY ≠ Bảo vệ tác động Ngược lại xảy ngắn mạch chạm đất vùng bảo vệ, xuất dòng điện thứ tự không I Y I N độ lớn ngược chiều Id = I N + IY = Bảo vệ không tác động Tuy nhiên có cố chạm đất ngồi vùng bảo vệ, dịng điện khơng cân tồn mức độ bão hồ máy biến dịng khơng giống nhau, dịng khơng cân gây nên tác động nhầm Để khắc phục tượng bảo vệ chạm đất hạn chế có phận khố xảy ngắn mạch ngồi vùng bảo vệ ... dự phòng hợp lý để hỗ trợ cho bảo vệ Mục tiêu luận văn Nghiên cứu mức độ dự phòng hợp lý hệ thống bảo vệ rơle cho trạm biến áp, đánh giá độ tin cậy hệ thống bảo vệ có dự phịng phía máy biến áp. .. trạm biến áp thiết bị quan trọng máy biến áp , nên phải nâng cao độ an toàn vận hành, nghiên cứu mức độ dự phòng cho hệ thống bảo vệ rơle cho trạm biến áp ,bằng cách sử dụng số lượng bảo vệ dự. .. đặt rơle khí máy biến áp 2.4: BẢO VỆ DỰ PHÒNG CHO MÁY BIẾN ÁP 2.4.1: Bảo vệ qúa dòng cắt nhanh 50 I>> Với máy biến áp có cơng suất nhỏ, bảo vệ qúa dòng cắt nhanh sử dụng làm bảo vệ Với máy biến