Đánh giá tính chọn lọc của thiết bị bảo vệ trên lưới điện 220KV miền Mắc bằng phần mềm Aspen Oneliner

Đánh giá tính chọn lọc của thiết bị bảo vệ trên lưới điện 220KV miền Mắc bằng phần mềm Aspen Oneliner Đánh giá tính chọn lọc của thiết bị bảo vệ trên lưới điện 220KV miền Mắc bằng phần mềm Aspen Oneliner luận văn tốt nghiệp thạc sĩ

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC ĐÁNH GIÁ TÍNH CHỌN LỌC CỦA THIẾT BỊ BẢO VỆ TRÊN LƯỚI ĐIỆN 220 KV MIỀN BẮC BẰNG PHẦN MỀM ASPEN ONELINER NGÀNH: MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN MÃ SỐ: PHẠM QUỲNH Người hướng dẫn khoa học: VS.GS.TSKH TRẦN ĐÌNH LONG HÀ NỘI 2008 i MỤC LỤC Trang Lời cam đoan Mục lục Danh mục ký hiệu, chữ viết tắt Danh mục bảng biểu Danh mục hình vẽ Lời tựa Chương Vài nét HTĐ miền Bắc hệ thống rơle bảo vệ trang bị HTĐ 220 kV miền Bắc 1.1 Tổng quan nhu cầu tiêu thụ điện năng, tốc độ tăng trưởng HTĐ miền Bắc 1.2 Kết dây HTĐ miền Bắc 1.3 Các phương thức bảo vệ HTĐ 220 kV miền Bắc loại rơle thường dùng 1.4 Những thuận lợi khó khăn việc tính tốn chỉnh định rơle bảo vệ HTĐ miền Bắc Chương Cơ sở lý thuyết mô phần tử HTĐ chương trình ASPEN Oneliner 2.1 Đặt vấn đề 2.2 Cơ sở lý thuyết mô phần tử HTĐ 2.2.1 Những giả thiết 2.2.2 Mơ hình phần tử HTĐ 2.2.2.1 Nhánh chuẩn 2.2.2.2 Lưới chuẩn 2.2.2.3 Mơ hình phần tử HTĐ chế độ xác lập 2.2.2.4 Mơ hình phần tử HTĐ chế độ cố 2.2.2.5 Các sơ đồ tổng hợp thứ tự thuận, thứ tự nghịch, thứ tự không HTD i iv v vi 1 10 10 10 10 11 11 12 12 16 20 ii 2.3 Mô phần tử thiết bị rơle bảo vệ HTĐ chương trình ASPEN Oneliner 2.3.1 Phương pháp tính tốn áp dụng chương trình ASPEN Oneliner 2.3.2 Mơ HTĐ chương trình ASPEN Oneliner 2.3.3 Mô thiết bị bảo vệ chương trình ASPEN Oneliner 2.3.3.1 Mục đích mơ thiết bị bảo vệ 2.3.3.2 Các thiết bị bảo vệ sử dụng HTĐ 220 kV miền Bắc khả mơ chúng chương trình ASPEN Oneliner 2.3.3.3 Mô thiết bị bảo vệ HTĐ 220 kV miền Bắc 2.4 Các ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner 2.4.1 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner tính tốn dòng điện ngắn mạch HTĐ 2.4.2 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner kiểm tra tính chọn lọc thiết bị bảo vệ 2.4.3 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner phân tích cố Chương Tính tốn kiểm tra tính chọn lọc thiết bị bảo vệ 3.1 Nguyên lý làm việc bảo vệ dòng, khoảng cách 3.1.1 Nguyên lý làm việc bảo vệ dịng yếu tố ảnh hưởng đến tính chọn lọc bảo vệ 3.1.2 Nguyên lý làm việc bảo vệ khoảng cách, yếu tố ảnh hưởng cách khắc phục 3.1.3 Phương pháp đo khoảng cách (FL) rơle kỹ thuật số 3.2 Cách thức tính tốn, phối hợp (điển hình) để đảm bảo tính chọn lọc bảo vệ dòng, khoảng cách HTĐ 220 kV miền Bắc 21 21 24 36 36 37 52 53 53 54 55 57 57 57 62 74 78 iii 3.2.1 Bảo vệ dòng 3.2.1.1 Xác định chiều tác động thời gian tác động sở 3.2.1.2 Tính tốn chỉnh định 3.2.2 Bảo vệ khoảng cách 3.3 Đánh giá việc kiểm tra tính chọn lọc thiết bị bảo vệ phương pháp thủ công nhu cầu sử dụng chương trình phần mềm Chương Áp dụng chương trình ASPEN Oneliner vào thực tế 4.1 Kiểm tra tính chọn lọc thiết bị bảo vệ trang bị HTĐ 220 kV miền Bắc 4.1.1 Đặt vấn đề 4.1.2 Áp dụng cho mạch vòng thực tế 4.2 Ảnh hưởng hệ số phân bố dòng điện đến bảo vệ khoảng cách 4.3 Xem xét khả thay bảo vệ dòng có đặc tính thời gian độc lập đặc tính thời gian phụ thuộc 4.3.1 Ưu, nhược điểm bảo vệ q dịng có đặc tính thời gian độc lập so với đặc tính thời gian phụ thuộc 4.3.2 Tính tốn bảo vệ q dịng với đặc tính thời gian phụ thuộc Kết luận kiến nghị Tài liệu tham khảo Phụ lục 78 78 79 86 90 93 93 93 94 99 105 105 106 112 TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SỸ Tên luận văn “Đánh giá tính chọn lọc thiết bị bảo vệ lưới điện 220 kV miền Bắc phần mềm Aspen Oneliner” Mục đích chủ yếu đề tài là: Giới thiệu chương trình Aspen Oneliner phương pháp mô HTĐ tính ưu việt (những vấn đề đạt được) ứng dụng chương trình Aspen Oneliner vào thực tiễn Nội dung luận văn bao gồm phần: Chương 1: Giới thiệu tổng quan HTĐ miền Bắc hệ thống rơle bảo vệ trang bị lưới điện 220 kV miền Bắc bao gồm: cấu nguồn, nhu cầu phụ tải, kết dây bản, thực trạng hệ thống rơle bảo vệ HTĐ miền Bắc thuận lợi, khó khăn cơng tác vận hành, tính toán rơle bảo vệ HTĐ miền Bắc Chương 2: Giới thiệu sở lý thuyết mô phần tử HTĐ cách thức thực chương trình ASPEN Oneliner, bên cạnh đề cập đến cách thức mô thiết bị rơle bảo vệ ASPEN Oneliner khả mô rơle bảo vệ HTĐ 220 kV miền Bắc Chương 3: Tính tốn kiểm tra tính chọn lọc hệ thống rơle bảo vệ, nguyên lý làm việc loại bảo vệ có tính chọn lọc tương đối bảo vệ dòng, bảo vệ khoảng cách cách thức phối hợp điển hình để đảm bảo tính chọn lọc cho hệ thống rơle bảo vệ áp dụng HTĐ 220 kV miền Bắc Chương 4: Áp dụng chương trình ASPEN Oneliner vào thực tế tính tốn kiểm tra tính chọn lọc hệ thống rơle bảo vệ mạch vịng điển hình, xét ảnh hưởng hệ số phân bố dịng áp dụng tính tốn bảo vệ dòng phụ thuộc Kết luận kiến nghị TỪ KHOÁ: CHỌN LỌC CỦA BẢO VỆ ABSTRACT Name of the thesis: “Estimate the selectivity of the relay protection on 220 kV grid of North region by Aspen Oneliner” The main purpose of this master thesis: Introducing the ASPEN Oneliner program and the method to simulate the power system and point out some preeminent things when apply the ASPEN Onliner to the reality The content of this thesis is following: Chapter 1: Introduction of north power system and relay protection system equipping on 220 kV grid including: power plants, load demand, normal operating network, actual situation of relay protection system on north power and convenient, difficult things in operating and calculating the relay protection on north power Chapter 2: Introduction the basic theory to simulate the power system and the way to it on ASPEN Oneliner program Learning the method to simulate the relay protection on ASPEN Oneliner and evaluating the realization in simulating the relay protection system of north power Chapter 3: Caculating and checking the selectivity of relay protection system, the operating principle of non-unit protection such as overcurrent, distance protections and the typical coordination way to ensure the selectivity of the relay protection system on north power Chương 4: Application the ASPEN Oneliner program to reality Calculating and checking the selectivity of relay protection system on a typical ring , evaluating the effect of current distribution factor and calculating the overcurrent protection with Inverse time Conclusion and petition KEY WORD: SELECTIVITY OF THE RELAY Chương VÀI NÉT VỀ HTĐ MIỀN BẮC VÀ HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ TRANG BỊ TRÊN HTĐ 220 KV MIỀN BẮC 1.1 TỔNG QUAN VỀ NHU CẦU TIÊU THỤ ĐIỆN NĂNG, TỐC ĐỘ TĂNG TRƯỞNG CỦA HTĐ MIỀN BẮC HTĐ miền Bắc phận HTĐ Quốc gia, cấu thành từ NMĐ (Bảng 1.1), ngồi HTĐ miền Bắc cịn kết nối với HTĐ Quốc gia thông qua trạm 500 kV Thường Tín, Hồ Bình, Nho Quan Hà Tĩnh Trong cấu nguồn HTĐ miền Bắc thuỷ điện chiếm tỷ trọng lớn khoảng 55%, phương thức huy động nguồn phụ thuộc vào yếu tố mùa Bảng 1.1: Các NMĐ HTĐ miền Bắc (đến quý III, 2008) Công suất đặt No Tên nhà máy Loại nhà máy Số tổ máy Hồ Bình Thuỷ điện 08 1920 Phả Lại I Nhiệt điện 04 400 Phả Lại II Nhiệt điện 02 600 Thác Bà Thuỷ điện 03 120 Tuyên Quang Thuỷ điện 02 228 Uông Bí Nhiệt điện 02 110 ng Bí MR Nhiệt điện 01 300 Ninh Bình Nhiệt điện 04 100 Na Dương Nhiệt điện 02 110 Cao Ngạn Nhiệt điện 02 115 (MW) Tính đến thời điểm q III năm 2008 sản lượng trung bình ngày phụ tải HTĐ miền Bắc đạt khoảng 75 triệu kWh tổng công suất cực đại đạt 4000 MW ÷ 4400 MW công suất cực tiểu vào khoảng 2000 MW ÷ 2200 MW, với tốc độ tăng trưởng cơng suất cực đại trung bình hàng năm 10% 12%, tốc độ tăng trưởng trung bình sản lượng hàng năm 13% - 17% Hiện phụ tải HTĐ miền Bắc có cao điểm bao gồm cao điểm sáng xảy vào khoảng thời gian từ 10 30’ đến 11 hàng ngày, cao điểm tối rơi vào khoảng từ 18 mùa đông 19 mùa hè hàng ngày, tỷ lệ thấp điểm cao điểm 0,51- 0,60 Tháng tiêu thụ điện lớn tháng mùa hè từ tháng đến tháng hàng năm tháng tháng HTĐ miền Bắc có sản lượng cao nhất, tháng tiêu thụ điện thấp tháng tháng hàng năm Cơ cấu phụ tải HTĐ miền Bắc: phụ tải công nghiệp chiếm 40%, phụ tải sinh hoạt chiếm 38%, phụ tải nơng nghiệp chiếm 14% cịn lại phụ tải khác Biểu đồ phụ tải có xu hướng ngày đầy với đặc điểm : o Tốc độ tăng trưởng điện vào ban ngày (từ 8¸ 17 giờ) nhanh tốc độ tăng trưởng điện vào cao điểm Tính thời điểm 11h trưa, tốc độ tăng trung bình ÷ 2,3%/năm o Cực đại cao điểm tối vào mùa hè có xu hướng chuyển từ 19h đến 20h năm 2001 o Tỷ lệ Pmin/Pmax hệ thống tăng dần o Phụ tải đỉnh ban ngày (11h sáng) có xu hướng tăng nhanh có ngày cao phụ tải đỉnh tối, chênh lệch cao điểm tối cao điểm ngày có xu hướng giảm dần Nhu cầu tiêu thụ điện vào ban ngày tăng nhanh rõ rệt nguyên nhân sau: tỷ trọng điện tiêu thụ cho nghành công nghiệp tổng điện thương phẩm ngày tăng biểu đồ ngày có xu hướng chuyển dịch cao điểm sang ban ngày năm tới Với nhu cầu tiêu thụ điện ngày tăng, cấu nguồn không đáp ứng đủ công suất đỉnh phụ tải, NMĐ xây dựng không vào vận hành kịp tiến độ dẫn đến tình trạng thiếu điện năm gần cho phụ tải nước nói chung phụ tải miền Bắc nói riêng đồng thời kết dây không đồng bộ, phân bố nguồn phụ tải không đồng đều, phụ tải tập trung thành phố lớn hay khu công nghiệp Hà Nội, Hải Phòng, Bắc Ninh, Quảng Ninh, Thái Nguyên gây nên tải cục số đường dây, MBA HTĐ miền Bắc Do đó, vào cao điểm phải tiến hành hạn chế phụ tải cách cắt điện luân phiên, nhu cầu mua điện từ nước để đáp ứng nhanh kịp thời nhu cầu phụ tải biện pháp chống tải cho đường dây, MBA vốn vận hành tình trạng tải cao tải dự án mua điện 220 kV Trung Quốc qua hướng Lào Cai Hà Giang Công suất (MW) Biểu đồ phụ tải ngày HTĐ miền Bắc 4000.0 HTĐ miền Bắc 3500.0 Cty Điện lực 3000.0 Cty Điện Lực Hà Nội Cty Điện lực Hải Phòng 2500.0 Cty Điện lực Hải Dương Cty Điện lực Ninh Bình 2000.0 1500.0 1000.0 500.0 0.0 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Giờ Hình 1.1: Biểu đồ phụ tải ngày HTĐ miền Bắc (ngày 28/07/2008) 1.2 KẾT DÂY TRÊN HTĐ MIỀN BẮC Hiện nay, việc cấp điện cho phụ tải miền Bắc thực việc truyền tải điện từ NMĐ từ TBA 500 kV qua đường dây 220 kV, 110 kV Với cấu nguồn trên, HTĐ miền Bắc tách vận hành độc lập với HTĐ Quốc gia có NMĐ Hồ Bình có cơng suất lớn, giải điều chỉnh cơng suất rộng có khả đáp ứng nhanh Vào cao điểm đặc biệt mùa khô, cần phải truyền tải lượng lớn công suất đường dây 500 kV từ Nam Bắc để đáp ứng phụ tải phía Bắc Do đó, xuất cố đường dây 500 kV gây dao động lớn HTĐ miền Bắc gây tách mảng HTĐ miền Bắc HTĐ Quốc gia HTĐ miền Bắc thực việc mua điện Trung Quốc qua đường dây 220 kV đường dây 110 kV với tổng công suất mua vào khoảng 600 MW Điều làm giảm bớt áp lực nguồn với HTĐ miền Bắc với HTĐ Quốc gia Tuy nhiên, đường dây truyền tải khu vực mua điện Trung Quốc tương đối dài việc trang bị thiết bị bù chưa đồng (khu vực mua điện qua đường Mã Quan – Hà Giang) nên khả truyền tải bị giới hạn, chất lượng điện không cao Giữa hai khu vực Đông Bắc Tây Bắc liên kết với đường dây 220 kV: Thái Bình - Hải Phịng, Thường Tín - Phả Lại, Thường Tín - Phố Nối - Phả Lại; đường dây 110 kV Đông Anh – Chèm Do vậy, cố nguồn lưới dẫn đến tải đường dây Đông Anh – Chèm (dây AC 185) đường dây Thường Tín - Phả Lại, Thường Tín Phố Nối - Phả Lại (ACKII 400) Bên canh đó, phục vụ việc mua điện Trung Quốc nên phải mở vòng số điểm có việc mở dao cách ly 272-7 NMĐ Hồ Bình làm giảm tính linh hoạt HTĐ miền Bắc gây khó khăn cơng tác vận hành xử lý cố đồng thời làm giảm khả hỗ trợ nguồn Hồ Bình nguồn khu vực Đông Bắc Một số đường dây 220 kV vận hành với tải tương đối cao nên tách có cố phải thay đổi kết lưới khu vực để tránh tải đường dây Ví dụ tách đường dây 274 TBA 500 kV Nho Quan – 271 TBA 220 kV Ninh Bình đường dây Thường Tín - Phả Lại, Thường Tín - Phố Nối - Phả Lại Các MBA truyền tải 220 kV HTĐ miền Bắc mang tải tương đối cao nên tách MBA gây tải nặng MBA cịn lại TBA có MBA Hải Phịng, Ba La, Chèm, Thanh Hố, Việt Trì, Hưng Đơng, Vĩnh n, Phố Nối Trên HTĐ miền Bắc tồn số tỉnh cấp điện đường dây độc đạo Ví dụ: Sơn La, Lai Châu từ đường dây 173 NMĐ Hồ Bình; Cao Bằng, Bắc Cạn từ đường dây 174 TBA 220 kV 99 4.2 ẢNH HƯỞNG CỦA HỆ SỐ PHÂN BỐ DÒNG ĐIỆN ĐẾN BẢO VỆ KHOẢNG CÁCH Như xét đến mục 3.1.2, hệ số phân bố dòng điện yếu tố ảnh hưởng đến bảo vệ khoảng cách Phần lớn cách tiếp cận tính tốn tổng trở đặt cho vùng II vùng III bảo vệ khoảng cách tài liệu ([3], [4]) có xét đến hệ số này: Ví dụ 4.1: Xét bảo vệ khoảng cách đặt cho đường dây 271 TBA 220 kV Hải Phịng ÷ 272, 273 TBA 220 kV Vật Cách trước NMĐ Hải Phịng I (cơng suất 600 MW) vào vận hành NMĐ PHẢ LẠI 274 273 273 TBA TRÀNG BẠCH 275 274 TBA HẢI PHÒNG 276 271 272 271 276 272 273 271 272 TBA VẬT CÁCH Hình 4.6: Sơ đồ lưới điện khu vực trước NMĐ Hải Phịng vào vận hành Phương pháp tính tốn giá trị chỉnh định cho bảo vệ khoảng cách xét chương Hình 4.7, cho ta biểu đồ tổng trở đường dây đặc tính tác động bảo vệ khoảng cách đặt máy cắt 271 TBA 220 kV Hải Phòng cho đường dây 220 kV Hải Phịng ÷ Vật Cách 100 jX R Hình 4.7: Tổng trở đường dây đặc tính tác động bảo vệ khoảng cách mặt phẳng toạ độ phức Ta xét cố pha xảy 10% chiều dài đường dây 271, 272 Vật Cách ÷ 276 Tràng Bạch Hệ số phân bố dòng điện trường hợp tính theo cơng thức: KI = 5721 = 1,11 5136 (4.1) Trong đó: 5721 A dòng điện qua máy cắt 271, 272 Vật Cách; 5136 A dòng qua máy cắt 271 Hải Phòng (Hình 4.8) Khi tác động thiết bị bảo vệ mơ Hình 4.9 Ta thấy, vùng II bảo vệ khoảng cách đặt 271 Hải Phòng cảm nhận cố vùng làm việc khởi động (ZP2 = 0,5 s) 101 276 271, 272 271 272, 273 Hình 4.8: Dịng điện cố pha 10% chiều dài đường dây 271, 272 Vật Cách ÷ 276 Tràng Bạch (NMĐ Hải Phịng chưa vận hành) 276 271, 272 271 272, 273 Hình 4.9: Tác động rơle bảo vệ cố pha 10% chiều dài đường dây 271, 272 Vật Cách ÷ 276 Tràng Bạch (NMĐ Hải Phịng chưa vận hành) 102 Bây giờ, ta xét cố hoàn toàn tương tự sau đưa NMĐ Hải Phòng I (P = 600 MW) vào vận hành NMĐ PHẢ LẠI 274 273 273 275 TBA TRÀNG BẠCH 276 272 272 273 271 274 276 271 271 272 TBA VẬT CÁCH TBA HẢI PHỊNG NMĐ HẢI PHỊNG Hình 4.10: Sơ đồ lưới điện khu vực sau NMĐ Hải Phòng vào vận hành Hệ số phân bố dòng điện sau NMĐ Hải Phòng vào vận hành: KI = 9933 = 2,33 4254 (4.2) Trong đó: 9933 A dòng điện qua máy cắt 271, 272 Vật Cách; 4254 A dịng qua máy cắt 271 Hải Phịng (Hình 4.11) Ta thấy, việc đưa NMĐ Hải Phòng vào vận hành khơng làm tăng dịng điện qua MC 271, 272 Vật Cách mà làm giảm dòng điện qua MC 271 Hải Phịng Hình 4.12 phản ánh phản ứng bảo vệ khoảng cách 271 Hải Phòng, lúc vùng II bảo vệ khoảng cách đặt 271 Hải Phịng khơng cịn cảm nhận cố vùng làm việc mà cố rơi vào vùng III bảo vệ với thời gian tác động dài nhiều (Z3P = 2,5 s) 103 276 271, 272 272, 273 271 Hình 4.11: Dịng điện cố pha 10% chiều dài đường dây 271, 272 Vật Cách ÷ 276 Tràng Bạch (NMĐ Hải Phòng vận hành) 276 271, 272 272, 273 271 Hình 4.12: Tác động bảo vệ cố pha 10% chiều dài đường dây 271, 272 Vật Cách ÷ 276 Tràng Bạch (NMĐ Hải Phòng vận hành) 104 Hiện tượng xảy ví dụ gọi tượng hụt vùng bảo vệ, có nghĩa cố cắt vùng II lại cắt vùng III tức giới hạn vùng thực tế rơle bị giảm Trong trường hợp này, ta thấy vùng dự phòng cho vùng I bảo vệ khoảng cách đặt 271, 272 Vật Cách với thời gian cắt tcấp = 0,5 s bị thu ngắn, vùng dự phòng với thời gian cắt tcấp = 2,5 s tăng lên làm giảm hiệu tính dự phòng bảo vệ 271 Hải Phòng cho bảo vệ 271, 272 Vật Cách Vì vậy, tính tốn cho bảo vệ 271 Hải Phịng sau đưa NMĐ Hải Phòng vào làm việc ta phải đặt tổng trở vùng II tăng lên cách sử dụng hệ số phân bố dịng điện theo cơng thức (3.52) Tuy nhiên, với cách tính trường hợp NMĐ Hải Phòng ngừng vận hành (sự cố, bão dưỡng…) dễ làm cho vùng II bảo vệ khoảng cách đặt 271 Hải Phòng trùm sang vùng II bảo vệ khoảng cách đặt 271, 272 Vật Cách Như vậy, thời gian vùng II bảo vệ giống (theo cách đặt thời gian vùng II bảo vệ khoảng cách mục 3.2.2) gây tượng tác động chọn lọc Điều gây khó khăn đáng kể cho người tính tốn tính tốn chỉnh định cho vùng II, III bảo vệ khoảng cách bảo vệ q dịng có vùng làm việc lấn sang phân tử liền kề Thực tế, HTĐ 220 kV miền Bắc, hệ số phân dòng số điểm lớn dao động khoảng rộng tuỳ theo chế độ vận hành lưới lý mà thường người ta sử dụng bảo vệ khoảng cách với cấp tác động Với rơle số nay, nhớ chúng chứa nhiều tham số chỉnh định khác nên giải vấn đề cách sử dụng tham số khác cho trường hợp cài đặt vào rơle tuỳ theo kết lưới thực tế Tuy nhiên, số lý hạn chế mạch, nhầm lẫn tiến hành thao tác chuyển nhóm chỉnh định…mà phương thức chưa sử dụng nhiều nhiều trường hợp phải chấp nhận tính tốn vùng làm việc cho bảo vệ khoảng cách cho đảm bảo độ nhạy theo công thức (3.53), (3.56) Đây lý mà với lưới có cấu trúc phức tạp với nhiều mạch vòng HTĐ 220 kV miền Bắc nhu cầu sử dụng bảo vệ so lệch dọc đường dây hay bảo vệ khoảng cách có tín hiệu điều khiển cần thiết 105 4.3 XEM XÉT KHẢ NĂNG THAY THẾ CÁC BẢO VỆ Q DỊNG CĨ ĐẶC TÍNH THỜI GIAN ĐỘC LẬP BẰNG ĐẶC TÍNH THỜI GIAN PHỤ THUỘC 4.3.1 Ưu, nhược điểm bảo vệ q dịng có đặc tính thời gian độc lập so với đặc tính thời gian phụ thuộc Như đề cập chương trước, HTĐ 220 kV bảo vệ dòng chủ yếu chỉnh định làm việc theo đường đặc tính thời gian độc lâp So với bảo vệ q dịng có đặc tính thời gian phụ thuộc bảo vệ q dịng có đặc tính thời gian độc lập có: o Ưu điểm: Việc tính tốn, chỉnh định kiểm tra tính chọn lọc bảo vệ đơn giản thời gian làm việc bảo vệ khơng phụ thuộc giá trị dịng điện qua bảo vệ o Nhược điểm: - Bảo vệ dòng với đặc tuyến thời gian độc lập thường không cài đặt tương ứng với khả chịu dòng đối tượng bảo vệ có ngắn mạch vị trí khác chế độ làm việc khác HTĐ (thường đường phá huỷ thiết bị điện (damaged curve) đường cong nên dùng đặc tuyến thời gian độc lập không phù hợp); - Đối với đường dây gần nguồn, có điện áp cao HTĐ 220 kV, giá trị đặt thời gian bảo vệ cần phải nhỏ để đối tượng bảo vệ không bị phá hỏng tác động dịng cố cơng suất lớn, điều gây khó khăn cho việc phối hợp thời gian với bảo vệ xa nguồn theo nguyên tắc phân cấp theo thời gian (công thức 3.1), bảo vệ phải có thời gian tác động nhỏ nên nhiều việc thực Khi đó, cần phải áp dụng thêm nguyên tắc phân cấp theo dòng điện (đang sử dụng HTĐ 220 kV miền Bắc) khiến cho việc tính tốn bảo vệ trở nên khó khăn Với quy định EVN [6], HTĐ 220 kV bảo vệ dòng điện bảo vệ dự phòng Tuy nhiên, số trạm, số 106 đường dây trang bị bảo vệ khoảng cách bảo vệ dòng (mục 1.4) nên làm việc tin cậy, chọn lọc, tác động nhanh bảo vệ dòng quan trọng Đặc biệt, số đường dây sử dụng bảo vệ rơle có cấp bảo vệ có hướng việc chỉnh định phối hợp theo dòng gần không thực mà phải sử dụng phối hợp theo thời gian làm cho thời gian tác động bảo vệ gần nguồn tăng cao trở nên khơng hợp lý Do đó, việc sử dụng bảo vệ dòng với đặc tuyến phụ thuộc trường hợp hiệu cần thiết 4.3.2 Tính tốn bảo vệ q dịng với đặc tính thời gian phụ thuộc Xét sơ đồ cụ thể Hình 4.13 NMĐ PHẢ LẠI TBA HẢI PHỊNG N1 275 275 271 271 272 272 273 N4 272 TBA THÁI BÌNH 271 276 TBA TRÀNG BẠCH N2 N5 TBA VẬT CÁCH N3 Hình 4.13: Sơ đồ HTĐ tính tốn bảo vệ q dịng phụ thuộc Ngun tắc tính tốn bảo vệ q dịng với đặc tính thời gian phụ thuộc luận văn đề cập đến mục 3.2.1.2 b Xuất phát từ đường dây 275 Hải Phịng ÷ 272 Thái Bình Để tính thời gian chờ (Time Dial) ta giả sử thời gian tác động lớn bảo vệ 220 kV TBA Thái Bình t 107 t = max{ti} = 0,5 s (4.3) Nếu giả sử cấp chọn lọc thời gian ∆t = 0,3 s, yêu cầu thời gian bảo vệ dòng đặt 275 Hải Phịng có cố TBA Thái Bình khơng bé 0,8 s (t + ∆t = 0,5 s + 0,3 s = 0,8 s) Bảng 4.1: Thơng số dịng ngắn mạch phục vụ tính tốn TBA Dịng ngắn mạch pha (A) TBA (Điểm NM) Max Min Phả Lại (N1) 27454 20518 Tràng Bạch (N2) 20596 17680 Vật Cách (N3) 17892 15986 Hải Phịng (N4) 17641 15413 Thái Bình (N5) 8448 8000 Bảng 4.2: Thơng số đường dây phục vụ tính tốn TBA Đường dây Dịng điện làm việc lớn (Ilvmax) (A) Phả Lại ÷ Tràng Bạch Loại dây Dòng điện lớn cho phép (Icp) (A) Tỷ số biến dòng điện 680 ACSR2*330 1031 1500/5 Tràng Bạch ÷ Vật Cách 580 ACSR450 900 1200/1 Vật Cách ÷ Hải Phịng 450 ACSR450 900 1200/1 Hải Phịng ÷ Thái Bình 400 ACSR500 950 1200/5 108 Chọn đặc tuyến làm việc cho bảo vệ dòng phụ thuộc để bảo vệ cho đường dây 275 Hải Phịng ÷ 272 Thái Bình đường cong IEC- Extremely Inverse có phương trình quan hệ dịng điện thời gian theo cơng thức T= 80 D ,s M −1 (4.4) Trong đó: - T thời gian cắt tính giây; - D số thời gian chờ (Time-dial); - M bội số dòng điện (bằng tỷ số dòng qua rơle dòng điện khởỉ động) Từ Bảng 4.2, ta có dịng điện làm việc lớn qua đường dây 275 Hải Phịng ÷ 272 Thái Bình Ilvmax = 400 A Khi đó, theo (3.38) ta có dịng điện khởi động bảo vệ dòng 275 Hải Phòng: I= k at k mm 1,2.1,2 I lv max = 400 = 606,3 A kv 0.95 (4.5) Ở đây, chọn hệ số kat = 1,2; kmm =1,2; kv = 0,95 Từ Bảng 4.1, dòng điện ngắn mạch lớn ngắn mạch 220 kV Thái Bình I(N5)max = 8448 A Thay vào (4.4), ta có: T= 80.D = 0,8 → D = 1,93 s 8448 ( ) −1 606,3 Vậy đặc tính thời gian cắt ngắn mạch là: T(Hải Phòng) = 80 I ( ) −1 606,3 1,93 , s (4.6) Khi đó, cố xảy đường dây 275 Hải Phịng ÷ 272 Thái Bình sát 220 kV Hải Phịng thời gian tác động bảo vệ: 109 - Chế độ max: T(Hải Phòng)min = 80 1,93 = 0,18 s 17641 ( ) −1 606,3 - Chế độ min: T(Hải Phòng)max = 80 1,93 = 0,24 s 15413 ( ) −1 606,3 Vậy, yêu cầu thời gian bảo vệ dòng đặt 272, 273 Vật Cách có cố TBA Hải Phịng khơng bé 0,54 s (T(Hải Phòng)max + ∆t = 0,24 s + 0,3 s = 0,54 s) Tiến hành tính tốn tương tự chọn đường cong làm việc cho tất bảo vệ dòng IEC- Extremely Inverse, ta có thời gian cắt ngắn mạch cho bảo vệ TBA sau: o Cho bảo vệ TBA Vật Cách: T(Vật Cách) = 80 I ( ) −1 682,1 4,5 , s (4.7) o Cho bảo vệ TBA Tràng Bạch: T(Tràng Bạch) = 80 I ( ) −1 879,1 4,9 , s (4.8) o Cho bảo vệ NMĐ Phả Lại: T(Phả Lại) = 80 I ( ) −1 1030 6,3 , s (4.9) Xét trường hợp sử dụng đặc tính q dịng độc lập theo ngun tắc phân cấp thời gian với ∆t = 0,3 s, ta có: T(Hải Phịng) = 0,8 s; T(Vật Cách) = 1,1 s; T(Tràng Bạch) = 1,4 s; T(Phả Lại) = 1,7 s So sánh với thời gian cắt ngắn mạch sử dụng bảo vệ q dịng với đặc tính thời gian phụ thuộc (Bảng 4.3), ta thấy thời gian cắt bảo vệ dòng làm việc theo đặc tính thời gian phụ 110 thuộc ln bé thời gian cắt bảo vệ dòng làm việc theo đặc tính độc lập, đặc biệt chế độ cực đại (chế độ dễ phát sinh cố) thời gian cắt ngắn mạch bảo vệ dòng với đặc tính phụ thuộc so với đặc tính độc lập rút ngắn nhiều Bảng 4.3: Thời gian cắt ngắn mạch bảo vệ theo đặc tính làm việc phụ thuộc độc lập Đường dây Dòng điện lớn cho phép (Icp) (A) Đặc tính thời gian phụ thuộc Đặc tính thời gian độc lập Dịng Thời gian cắt Thời gian khởi ngắn mạch (s) cắt ngắn động mạch (s) Chế độ Chế độ (A) max HTĐ HTĐ Phả Lại ÷ Tràng Bạch 1031 1030 1,27 0,71 1,7 Tràng Bạch ÷ Vật Cách 900 879,1 0,97 0,72 1,4 Vật Cách ÷ Hải Phịng 900 682,1 0,65 0,52 1,1 Hải Phịng ÷ Thái Bình 950 606,3 0,24 0,18 0,8 Sau có thơng số cài đặt, ví dụ rơle bảo vệ sử dụng bảo vệ 7SJ 512 hãng Siemens, ta mô đường cong vào ASPEN Oneliner xuất chúng đồ thị hình 4.14 Đây tính bổ ích cho người tính tốn sử dụng ASPEN Oneliner, nhờ người tính tốn có đánh giá giá trị chỉnh định hình vẽ thích trực quan Nếu tính tốn bảo vệ phương pháp thủ cơng việc vẽ đồ thị thời gian Đặc biệt 111 với ASPEN Oneliner thư viện vẽ, xem, kiểm tra đường cong thuận lợi vào Hình 4.14: Biểu diễn đường cong đặc tính bảo vệ dòng phụ thuộc ASPEN Oneliner 112 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Sản xuất truyền tải phân phối điện q trình đồng bộ, có tổ chức trải rộng phạm vi toàn lãnh thổ Sản phẩm q trình dịng điện cung cấp đến nơi tiêu thụ với đòi hỏi chất lượng ngày cao Trên thực tế, điều thực thiếu trợ giúp thiết bị hệ thống rơle bảo vệ Chúng đảm bảo cho thiết bị chủ yếu MPĐ, MBA, đường dây tải điện không cáp ngầm, góp, thiết bị bù động cỡ lớn…và toàn HTĐ làm việc an toàn, phát triển liên tục bền vững Với sách đổi mở cửa, kinh tế thị trường phát triển nhanh đặt yêu cầu khắt khe chất lượng điện cung cấp cho khách hàng Điều đòi hỏi ứng dụng rộng rãi thiết bị tự động hoá ngành điện lực với trình độ cơng nghệ ngày tiên tiến hơn, cơng nghệ kỹ thuật số Nhu cầu sử dụng phần mềm mạnh chạy máy tính mơ thiết bị cấp thiết ASPEN Oneliner phần mềm đơn mô phần tử phía sơ cấp HTĐ mà cịn mơ đặc tính làm việc thiết bị rơle bảo vệ Do vậy, việc sử dụng chương trình vào thực tế vận hành khơng giúp người sử dụng có nhìn trực quan HTĐ (mơ đồ hoạ) mà cịn thư viện lưu trữ thông số rơle bảo vệ đến mức giá trị chỉnh định Đây công cụ giúp người sử dụng kiểm tra giá trị chỉnh định phạm vi tồn hệ thống, cơng việc mà tính tốn thủ cơng người làm khơng thể kiểm sốt hết được, qua nhìn nhận tổng quát toàn hệ thống rơle bảo vệ HTĐ, nâng cao độ xác tính toán giá trị chỉnh định rơle bảo vệ nhằm nâng cao độ tin cậy tính chọn lọc hệ thống rơle bảo vệ Nhìn chung, hệ thống rơle bảo vệ vận hành HTĐ 220 kV trang bị với độ dự phòng cao Tuy nhiên, số TBA sử dụng số lượng rơle q ít, khơng đảm bảo độ tin cậy hệ thống rơle bảo vệ 113 đường dây trang bị bảo vệ khoảng cách bảo vệ dòng (Phụ lục 1.1) bảo vệ q dịng có cấp có hướng Với mạch vịng có chứa đường dây theo ý kiến tác giả nên chuyển sang sử dụng bảo vệ q dịng làm việc theo đường đặc tính phụ thuộc Đối với đường dây khác, trang bị nhiều loại bảo vệ so lệch dọc, khoảng cách, q dịng bảo vệ q dịng có nhiều cấp chỉnh định nên phối hợp bảo vệ theo phương pháp phối hợp đồng thời theo thời gian giá trị tác động khả cho phép cao Việc kiểm tra thường xuyên giá trị chỉnh định đánh giá mức độ ảnh hưởng đưa cơng trình vào vận hành (đặc biệt cơng trình lớn) cho hệ thống rơle bảo vệ lân cận cần thiết Tuy nhiên, cơng việc tính tốn thủ cơng nhiều thời gian nhiều vượt tầm kiểm sốt người tính tốn, chỉnh định thiết bị bảo vệ ASPEN Oneliner giúp người tính tốn giảm đáng kể thời gian thực công việc giúp người tính tốn kiểm sốt tốt phối hợp thiết bị bảo vệ có thay đổi kết lưới HTĐ đặc biệt với bảo vệ có tính chọn lọc tương đối bảo vệ khoảng cách, bảo vệ dòng loại bảo vệ chịu ảnh hưởng hệ số phân bố dòng điện Việc chỉnh định thời gian vùng, cấp cần có nhìn tổng qt tồn HTĐ với độ phân cấp thời gian ∆t đủ lớn thống Qua giúp người tính tốn dể dàng kiểm sốt trị số hay việc phân tích cố từ phản ứng hệ thống rơle bảo vệ thuận lợi HTĐ 220 kV miền Bắc nói riêng tồn HTĐ Việt Nam nói chung sử dụng đa chủng loại thiết bị bảo vệ Là phần mềm mô hệ thống rơle bảo vệ ASPEN Oneliner, cần phải thường xuyên nâng cấp phần mềm cho phù hợp với rơle ... Oneliner a, Tính chọn lọc thiết bị bảo vệ Tính chọn lọc thiết bị bảo vệ khả bảo vệ phát loại trừ phần tử bị cố khỏi hệ thống Cấu hình HTĐ phức tạp việc đảm bảo tính chọn lọc bảo vệ khó khăn Theo... dụng phần mềm ASPEN Oneliner 2.4.1 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner tính tốn dịng điện ngắn mạch HTĐ 2.4.2 Ứng dụng phần mềm ASPEN Oneliner kiểm tra tính chọn lọc thiết bị bảo vệ 2.4.3 Ứng dụng phần. .. việc, thiết bị bảo vệ phân ra: bảo vệ có tính chọn lọc tuyệt đối bảo vệ có tính chọn lọc tương đối Bảo vệ có tính chọn lọc tuyệt đối: bảo vệ làm việc cố xảy phạm vi hồn tồn xác định, khơng làm bảo