Mô phỏng các yếu tố ảnh hưởng đến phép đo tổng trở của bảo vệ khoảng cách sử dụng phần mềm aspen oneliner

TRẦN MINH DŨNG BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC NGÀNH : KỸ THUẬT ĐIỆN KỸ THUẬT ĐIỆN MÔ PHỎNG CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN PHÉP ĐO TỔNG TRỞ CỦA BẢO VỆ KHOẢNG CÁCH SỬ DỤNG PHẦN MỀM ASPEN ONELINER TRẦN MINH DŨNG 2007-2009 Hà nội 2009 HÀ NỘI 2009 BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI - LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC MÔ PHỎNG CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN PHÉP ĐO TỔNG TRỞ CỦA BẢO VỆ KHOẢNG CÁCH SỬ DỤNG PHẦN MỀM ASPEN ONELINER NGÀNH : KỸ THUẬT ĐIỆN MÃ SỐ: TRẦN MINH DŨNG Người hướng dẫn khoa học: VS.GS.TSKH TRẦN ĐÌNH LONG HÀ NỘI 2009 LỜI CAM ĐOAN Luận văn tác giả bắt đầu thực từ thức nhận đề tài Ngồi ra, trước đăng ký nhận đề tài, tác giả có số thời gian thu thập tài liệu từ nhiều nguồn khác nhau: sách, tạp chí, Internet, tài liệu kỹ thuật đơn vị Tập đoàn Điện lực Việt nam Với kết đạt luận văn, tác giả xin cam đoan sản phẩm tác giả thực hoàn thành Tác giả i MỤC LỤC Trang Lời cam đoan Mục lục i Danh mục ký hiệu chữ viết tắt iv Danh mục bảng biểu v Danh mục hình vẽ vi MỞ ĐẦU Chương - TỔNG QUAN VỀ HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ TRÊN HTĐ MIỀN BẮC 1.1 Giới thiệu HTĐ miền Bắc 1.2 Các phương thức bảo vệ loại rơle sử dụng HTĐ miền Bắc 1.2.1 Các phương thức bảo vệ 1.2.2 Các loại rơle sử dụng HTĐ miền Bắc 1.3 Quản lý vận hành chỉnh định rơle bảo vệ HTĐ Chương - ĐẶC ĐIỂM CỦA CÁC LOẠI RƠLE KHOẢNG CÁCH ĐANG VẬN HÀNH TRÊN HTĐ MIỀN BẮC 2.1 Nguyên lý làm việc 2.2 Đặc tính làm việc 2.3 Cách thức tính tốn chỉnh định rơle bảo vệ 2.4 Các yếu tố ảnh hưởng đến làm việc bảo vệ khoảng cách 13 2.4.1 Sai số máy biến dòng máy biến điện áp 13 2.4.2 Điện trở độ Rqđ chỗ ngắn mạch 14 2.4.3 Hệ số phân bố dòng điện 15 2.4.4 Ảnh hưởng dao động điện 17 2.4.5 Ảnh hưởng tụ bù dọc đường dây 20 2.5 Các phương thức truyền tín hiệu liên động bảo vệ 23 ii khoảng cách 2.5.1 Sơ đồ truyền tín hiệu cho phép cắt 23 2.5.2 Sơ đồ truyền tín hiệu mở rộng vùng I 24 2.5.3 Sơ đồ so sánh hướng 25 2.6 Các loại rơle khoảng cách sử dụng HTĐ 27 miền Bắc 2.6.1 Rơle khoảng cách SIEMENS 28 2.6.2 Rơle khoảng cách AREVA 41 2.6.3 Rơle khoảng cách SEL 45 2.6.4 Rơle khoảng cách ABB 47 Chương - MÔ PHỎNG HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ BẰNG 49 PHẦN MỀM ASPEN ONELINER 3.1 Mục đích mơ hệ thống rơle bảo vệ 49 3.2 Giới thiệu chung phần mềm ASPEN OneLiner 50 3.3 Phương pháp tính tốn ngắn mạch ASPEN OneLiner 51 3.4 Mô phần tử HTĐ phần mềm ASPEN OneLiner 52 3.4.1 Nút (thanh cái) 52 3.4.2 Máy phát, tải shunts 52 3.4.3 Đường dây truyền tải, tụ/kháng bù dọc 54 3.4.4 Máy biến áp 55 3.4.5 Hỗ cảm thứ tự không đường dây 59 3.5 Mơ tính tốn ngắn mạch ASPEN OneLiner 60 3.6 Mô hệ thống rơle bảo vệ ASPEN OneLiner 60 3.6.1 Các rơle dòng khoảng cách có sẵn 61 phần mềm ASPEN OneLiner 3.6.2 Mơ rơle q dịng khoảng cách 61 phần mềm ASPEN OneLiner 3.6.3 Sơ đồ khối q trình mơ rơle khoảng cách 64 iii Chương - ỨNG DỤNG PHẦN MỀM ASPEN ONELINER ĐÁNH GIÁ 68 CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN PHÉP ĐO TỔNG TRỞ TRONG RƠLE KHOẢNG CÁCH 4.1 Lựa chọn lưới điện cần mô 68 4.2 Mô loại rơle khoảng cách 68 4.2.1 Rơle khoảng cách SIEMENS 68 4.2.2 Rơle khoảng cách ABB 69 4.2.3 Rơle khoảng cách AREVA 70 4.2.4 Rơle khoảng cách SEL 70 4.3 Mơ tính tốn điện trở hồ quang 4.3.1 Sơ đồ khối tính tốn điện trở hồ quang 71 4.3.2 Kết tính tốn điện trở hồ quang 73 4.3.3 Kết tính tốn tổng trở rơle đo 75 4.3.4 Ảnh hưởng điện trở cố đất đến tổng trở rơle 82 đo 4.4 Tính toán tổng trở rơle theo phương án kết lưới HTĐ 4.4.1 Các phương án kết lưới 82 4.4.2 Kết tính tốn 83 4.4.3 Nhận xét kết tính tốn 87 4.5 Kiểm tra làm việc chọn lọc bảo vệ khoảng cách 94 4.5.1 Sự cố đường dây Tràng Bạch – Hoành Bồ 94 4.5.2 Sự cố đường dây Hoành Bồ - Quảng Ninh, mạch 97 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ TÀI LIỆU THAM KHẢO PHỤ LỤC 99 iv DANH MỤC CÁC KÍ HIỆU VÀ CHỮ VIẾT TẮT ANSI American National Standards Viện tiêu chuẩn Quốc gia Hoa Kỳ Institute EVN Electricity of Vietnam Tập đoàn điện lực Việt Nam IEC International Electrotechnical Ủy ban Kỹ thuật Điện Quốc tế Commission IEEE Institut of Electrical and Viện Kỹ thuật Điện Điện tử Electronics Engineers HTĐ Hệ thống điện TBA Trạm biến áp MBA Máy biến áp MFĐ Máy phát điện NMĐ Nhà máy điện NMNĐ Nhà máy nhiệt điện NMTĐ Nhà máy thủy điện RLBV Rơle bảo vệ v DANH MỤC CÁC BẢNG BIỂU Tên bảng biểu Trang Bảng 1.1 Các loại rơle sử dụng HTĐ miền Bắc Bảng 1.2 Thống kê rơle hư hỏng hãng rơle phổ biến Bảng 1.3 Thống kê tỉ lệ rơle hư hỏng hãng rơle Bảng 2.1 Khoảng cách tính tốn theo cấp điện áp 15 Bảng 2.2 Các loại rơle khoảng cách nhà sản xuất khác 28 Bảng 2.3 Các giá trị dòng điện điện áp sử dụng 33 xác định hướng Bảng 4.1 Thông số đường dây 220kV khu vực tính tốn 69 Bảng 4.2 Thơng số tổng trở đơn vị số loại dây 69 đường dây 220kV Bảng 4.3 Các loại rơle khoảng cách trang bị cho 70 đường dây 220kV Bảng 4.4 Điện trở hồ quang với dạng cố vị trí 75 cố khác Bảng 4.5 Tổng trở rơle đo đầu Tràng Bạch với dạng 77 vị trí cố Bảng 4.6 Tổng trở rơle đo Tràng Bạch theo mạch vòng 77 cố pha đất (2LG) Bảng 4.7 Tổng trở đo đầu Tràng Bạch cố pha-pha, PA1 84 Bảng 4.8 Tổng trở đo đầu Tràng Bạch cố pha-đất, PA1 85 Bảng 4.9 Tổng trở đo đầu Tràng Bạch cố pha-pha, PA2 86 Bảng 4.10 Tổng trở đo đầu Tràng Bạch cố pha-đất, PA2 86 Bảng 4.11 Tổng trở đo đầu Tràng Bạch cố pha-pha, PA3 86 Bảng 4.12 Tổng trở đo đầu Tràng Bạch cố pha-đất, PA3 87 vi DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ Tên hình vẽ Trang Hình 2.1 Nguyên lý đo lường tổng trở Hình 2.2 Những đặc tính khởi động tổng trở thường gặp Hình 2.3 Phối hợp tổng trở khởi động thời gian vùng 10 tác động bảo vệ khoảng cách Hình 2.4 Ảnh hưởng hệ số phân bố dòng điện KI đến đo lường 16 tổng trở rơle khoảng cách Hình 2.5 Sự thay đổi tổng trở đo rơle có 18 dao động điện Hình 2.6 Phát dao động điện 19 Hình 2.7 Điện kháng đo đầu đường dây phụ thuộc dung lượng bù 21 vị trí 22 Hình 2.8 Bảo vệ khoảng cách đường dây có tụ bù dọc 22 Hình 2.9 Sơ đồ truyền tín hiệu cho phép cắt 24 Hình 2.10 Sơ đồ truyền tín hiệu mở rộng vùng I 25 Hình 2.11 Sơ đồ truyền tín hiệu khóa 26 Hình 2.12 Cấu trúc phần cứng rơle kỹ thuật số 7SA522 29 Hình 2.13 Mạch vịng ngắn mạch pha-pha A-B 30 Hình 2.14 Mạch vịng ngắn mạch pha-đất C-O 30 Hình 2.15 Đặc tính đa giác 31 Hình 2.16 Xác định hướng với điện áp vng góc 32 Hình 2.17 Đặc tính hướng mặt phẳng R-X 34 Hình 2.18 Đặc tính MHO 34 Hình 2.19 Đặc tính MHO phân cực 35 Hình 2.20 Đặc tính tác động đa giác rơle 7SA511 37 Hình 2.21 Đặc tính tác động đa giác rơle 7SA513 38 vii Hình 2.22 Đặc tính tác động đa giác rơle 7SA522 V4.2 39 Hình 2.23 Đặc tính đa giác rơle P441, P442, P444 40 Hình 2.24 Đặc tính tổng trở rơle P443, P445 42 Hình 2.25 Đặc tính đa giác rơle EPAC3000 43 Hình 2.26 Đặc tính tổng trở rơle P437 44 Hình 2.27 Đặc tính đa giác rơle SEL321 46 Hình 2.28 Đặc tính đa giác rơle REL100 47 Hình 2.29 Đặc tính đa giác rơle REL511, REL521 48 Hình 3.1 Thành phần thứ tự thuận, nghịch, không máy phát 53 Hình 3.2 Thành phần thứ tự thuận, nghịch, khơng đường dây 54 Hình 3.3 Cấu hình MBA cuộn dây 57 Hình 3.4 Cấu hình MBA cuộn dây 59 Hình 3.5 Mơ cố 60 Hình 3.6 Mơ cố đường dây 61 Hình 3.7 Lựa chọn tham số đặc tính q dịng ASPEN 63 OneLiner Hình 3.8 Sơ đồ khối mơđun thể tham số rơle 64 Hình 3.9 Sơ đồ khối mơđun tính tốn mơ hoạt động rơle 65 Hình 3.10 Sơ đồ khối mơđun vẽ đường đặc tính rơle 66 Hình 3.11 Sơ đồ khối mơđun tính tốn thể vectơ tổng trở 67 ngắn mạch Hình 4.1 Sơ đồ kết dây 220kV khu vực Tràng Bạch-Hoành Bồ 71 -Quảng Ninh 72 Hình 4.2 Sơ đồ khối tính tốn mơ điện trở hồ quang 72 Hình 4.3 Quan hệ điện trở hồ quang theo vị trí cố dạng 76 cố Hình 4.4 Tổng trở rơle theo mạch vòng đo lường với cố pha-đất 78 m, Đặc tính chuẩn dạng 7SA513 n, Đặc tính chuẩn dạng 7SA611 Phụ lục KẾT QUẢ TÍNH TỐN ĐIỆN TRỞ HỒ QUANG Bảng PL4.1 Kết tính tốn điện trở hồ quang cố pha-pha STT Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 100% 12636 0.649 0.649 0.649 12573 0.654 0.005 0.654 12572 0.654 0.000 0.654 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 90% 12009 0.697 0.697 0.697 11947 0.702 0.005 0.702 11946 0.703 0.000 0.703 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 80% 11648 0.728 0.728 0.728 11586 0.733 0.005 0.733 11585 0.733 0.000 0.733 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 70% 11501 0.741 0.741 0.741 11439 0.747 0.006 0.747 11439 0.747 0.000 0.747 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 50% 11813 0.714 0.714 0.714 11749 0.719 0.005 0.719 11749 0.719 0.000 0.719 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 20% 14282 0.547 0.547 0.547 14208 0.551 0.004 0.551 14207 0.551 0.000 0.551 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dịng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 10% 16088 0.463 0.463 0.463 16006 0.466 0.003 0.466 16005 0.466 0.000 0.466 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 1% 18583 0.378 0.378 0.378 18492 0.381 0.003 0.381 18491 0.381 0.000 0.381 Bảng PL4.2 Kết tính tốn điện trở hồ quang cố pha STT Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dịng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 100% 14789 0.313 0.313 0.313 14717 0.315 0.002 0.315 14717 0.315 0.000 0.315 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 90% 14050 0.336 0.336 0.336 13980 0.338 0.002 0.338 13980 0.338 0.000 0.338 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dịng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 80% 13626 0.351 0.351 0.351 13556 0.353 0.003 0.353 13556 0.353 0.000 0.353 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 70% 13457 0.357 0.357 0.357 13388 0.359 0.003 0.359 13387 0.359 0.000 0.359 Vị trí cố 50% k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 13837 0.343 0.343 0.343 13766 0.346 0.002 0.346 13765 0.346 0.000 0.346 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 20% 16809 0.261 0.261 0.261 16725 0.263 0.002 0.263 16725 0.263 0.000 0.263 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 10% 18994 0.220 0.220 0.220 18902 0.222 0.002 0.222 18901 0.222 0.000 0.222 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 1% 22036 0.179 0.179 0.179 21932 0.180 0.001 0.180 21931 0.180 0.000 0.180 Bảng PL4.3 Kết tính tốn điện trở hồ quang cố pha-đất STT Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dịng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 100% 14242 0.330 0.330 0.330 14115 0.334 0.004 0.334 14113 0.334 0.000 0.334 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 90% 12310 0.404 0.404 0.404 12197 0.409 0.005 0.409 12196 0.409 0.000 0.409 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) 80% 0.461 0.467 0.467 Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 11204 0.461 0.461 11099 0.467 0.006 11097 0.467 0.000 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dịng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 70% 10603 0.498 0.498 0.498 10502 0.505 0.007 0.505 10500 0.505 0.000 0.505 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 50% 10466 0.507 0.507 0.507 10365 0.514 0.007 0.514 10363 0.514 0.000 0.514 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dịng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 20% 13294 0.363 0.363 0.363 13167 0.368 0.005 0.368 13165 0.368 0.000 0.368 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 10% 15985 0.280 0.280 0.280 15832 0.284 0.004 0.284 15830 0.284 0.000 0.284 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dịng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 1% 20538 0.197 0.197 0.197 20340 0.200 0.003 0.200 20337 0.200 0.000 0.200 Bảng PL4.4 Kết tính toán điện trở hồ quang cố pha-đất STT Pha đo lường Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Ib 100% 15703 Ic 13141 Ib Ic 0.287 0.369 15591 13060 Ib Ic 0.290 15590 0.372 13059 Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 0.287 0.287 0.369 0.369 0.290 0.003 0.372 0.003 0.290 0.000 0.372 0.000 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 90% 14141 0.333 0.333 12347 0.402 0.402 0.333 0.402 14016 12305 0.337 0.404 0.004 0.002 0.337 14014 0.337 0.000 0.404 12305 0.404 0.000 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 80% 13343 0.361 0.361 11907 0.423 0.423 0.361 0.423 13212 11880 0.366 0.425 0.005 0.001 0.366 13210 0.366 0.000 0.425 11880 0.425 0.000 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 70% 12977 0.375 0.375 11718 0.433 0.433 0.375 0.433 12842 11698 0.381 0.434 0.006 0.001 0.381 12840 0.381 0.000 0.434 11698 0.434 0.000 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 50% 13181 0.367 0.367 11992 0.419 0.419 0.367 0.419 13040 11975 0.373 0.420 0.006 0.001 0.373 13040 0.373 0.000 0.420 11976 0.420 0.000 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 20% 16319 0.272 0.272 14448 0.323 0.323 0.272 0.323 16160 14416 0.276 0.324 0.004 0.001 0.276 16158 0.276 0.000 0.324 14417 0.324 0.000 Vị trí cố k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 10% 19000 0.220 0.220 16224 0.275 0.275 0.220 0.275 18833 16171 0.223 0.276 0.003 0.001 0.223 18831 0.223 0.000 0.276 16171 0.276 0.000 Vị trí cố 1% k= Rhq i (Ohm) Dòng ngắn mạch (A) Rhq theo War (Ohm) Delta(Rhq) 23531 0.163 0.163 18557 0.228 0.228 0.163 0.228 23356 18446 0.165 0.229 0.002 0.002 0.165 23354 0.165 0.000 (Trong cố pha- đất, điện trở nối đất Rđ = 1.0 Ω) 0.229 18446 0.229 0.000 Phụ lục KẾT QUẢ TÍNH TỐN ĐIỆN TRỞ HỒ QUANG THEO ĐIỆN TRỞ NỐI ĐẤT Ω 10 Ω Bảng PL5.1 Điện trở hồ quang với dạng cố vị trí cố Vị trí cố (%) Dạng cố (Ω) 10 (Ω) 10 20 50 70 80 90 100 2LG 0.183 0.242 0.296 0.395 0.405 0.392 0.364 0.318 1LG 0.189 0.273 0.356 0.502 0.492 0.455 0.398 0.323 2LG 0.284 0.349 0.412 0.536 0.565 0.562 0.549 0.523 1LG 0.546 0.617 0.691 0.825 0.814 0.778 0.724 0.653 Bảng PL5.2 Tổng trở rơle đo đầu Tràng Bạch với dạng vị trí cố Vị trí cố (%) Dạng cố R 1LG X 10 20 50 70 80 90 100 0.13 0.35 0.59 1.34 1.83 2.07 2.31 2.54 0.15 1.47 2.94 7.36 10.29 11.76 13.22 14.68 1.0% 10.0% 20.0% 50.1% 70.0% 80.0% 90.0% 99.9% Z1 Z1 Z1 Z1 Z1 Z1 Z2 Z2 R 6.42 7.10 7.96 11.43 15.27 18.17 22.40 29.28 X 0.33 1.65 3.13 7.59 10.53 11.98 13.41 14.66 10(Ω) lr 2.2% 11.2% 21.3% 51.7% 71.7% 81.6% 91.3% 99.8% Z1 Z1 Z1 Z1 Z1 Z2 Z2 Z2 (Ω) lr Cắt 1LG Cắt Phụ lục KẾT QUẢ TÍNH TỐN PHÂN BỐ DỊNG ĐIỆN KHI SỰ CỐ TRÊN ĐƯỜNG DÂY HOÀNH BỒ - QUẢNG NINH =================================================================================================================================== Interm Fault on: 18002 HOANH_BO 220.kV - 18602 500KV_QNINH 220.kV 2L LL 50.00% Type=B-C R=0.802 FAULT CURRENT (A @ DEG) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE 6273.2@ -81.1 6273.2@ 98.9 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 10865.4@-171.1 10865.4@ 8.9 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) 1.1449+j9.89656 1.19157+j10.1001 1.4066+j11.2359 SHORT CIRCUIT MVA= 4140.3 X/R RATIO= 6.37008 R0/X1= 0.14213 X0/X1= 1.13534 BUS -18002 HOAN$2 $500K 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 64.582@ -2.2 63.799@ 2.2 0.000@ 0.0 128.285@ -0.0 68.450@-179.5 59.842@ 179.3 BRANCH CURRENT (A) TO > 18002 HOANH_BO 220 2L 3532.6@ 99.9 3509.4@ -80.1 0.0@ 0.0 23.6@ 88.4 6096.2@ 9.8 6101.0@-170.0 18602 500KV_QNINH 220 2L 2741.6@ 97.7 2764.9@ -82.4 0.0@ 0.0 23.6@ -91.6 4770.7@ 7.8 4766.9@-172.5 CURRENT TO FAULT (A) > 6273.2@ -81.1 6273.2@ 98.9 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 10865.4@-171.1 10865.4@ 8.9 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) > 9.96257@ 83.4 10.1702@ 83.3 11.3236@ 82.9 BUS 18002 HOANH_BO 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 76.633@ -1.7 51.808@ 2.4 0.000@ 0.0 128.364@ -0.0 71.293@-162.5 64.111@ 160.3 BRANCH CURRENT (A) TO > 20312 SON_DONG 220 1L 1377.4@ 98.1 1345.6@ -81.8 0.0@ 0.0 31.9@ 94.0 2357.1@ 7.7 2359.4@-171.5 -18002 HOAN$2 $500K 220 2L 3534.7@ -80.2 3511.6@ 99.9 0.0@ 0.0 23.6@ -91.6 6099.9@-170.2 6104.7@ 10.0 18602 500KV_QNINH 220 1L 401.5@ -72.9 379.3@ 108.2 0.0@ 0.0 23.6@ -91.6 672.4@-163.3 680.1@ 18.6 18052 TRANG_BACH 220 2L 1882.7@ 99.6 1871.2@ -80.3 0.0@ 0.0 12.3@ 77.8 3248.7@ 9.5 3253.3@-170.3 18001 HOANH_BO 110 X 332.4@ 108.0 329.9@ -71.8 0.0@ 0.0 2.8@ 79.7 572.9@ 18.0 574.2@-161.8 18001 HOANH_BO 110 1X 351.3@ 108.9 348.7@ -70.9 0.0@ 0.0 3.0@ 80.6 605.6@ 18.9 607.0@-160.9 =================================================================================================================================== Interm Fault on: 18002 HOANH_BO 220.kV - 18602 500KV_QNINH 220.kV 2L LL 80.00% Type=B-C R=0.792 FAULT CURRENT (A @ DEG) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE 6328.9@ -81.3 6328.9@ 98.7 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 10962.0@-171.3 10962.0@ 8.7 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) 1.09376+j9.82231 1.13554+j10.0117 0.97411+j8.91529 SHORT CIRCUIT MVA= 4177.1 X/R RATIO= 6.56318 R0/X1= 0.09917 X0/X1= 0.90766 - BUS -18002 HOAN$2 $500K VOLTAGE (KV, L-G) BRANCH CURRENT (A) TO 18002 HOANH_BO 220 18602 500KV_QNINH 220 220.KV > > 2L 2L AREA 25 ZONE + SEQ 64.527@ -2.2 25 TIER - SEQ 63.769@ 2.2 2517.2@ 100.1 3813.1@ 97.7 2494.1@ -79.8 3836.4@ -82.4 (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) SEQ A PHASE 0.000@ 0.0 128.200@ -0.0 0.0@ 0.0@ 0.0 0.0 23.6@ 88.4 23.6@ -91.6 B PHASE 68.394@-179.5 C PHASE 59.813@ 179.3 4337.5@ 6626.5@ 4342.3@-169.7 6622.7@-172.4 10.0 7.8 CURRENT TO FAULT (A) > 6328.9@ -81.3 6328.9@ 98.7 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 10962.0@-171.3 10962.0@ 8.7 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) > 9.88302@ 83.6 10.0759@ 83.5 8.96835@ 83.8 BUS 18002 HOANH_BO 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 78.269@ -1.6 50.128@ 2.3 0.000@ 0.0 128.327@ -0.0 72.003@-160.2 65.302@ 158.0 BRANCH CURRENT (A) TO > 20312 SON_DONG 220 1L 1331.0@ 98.0 1300.2@ -81.9 0.0@ 0.0 30.9@ 94.0 2277.7@ 7.7 2279.9@-171.5 -18002 HOAN$2 $500K 220 2L 2520.5@ -79.9 2497.5@ 100.2 0.0@ 0.0 23.6@ -91.6 4343.3@-170.0 4348.1@ 10.3 18602 500KV_QNINH 220 1L 1255.4@ -78.4 1232.5@ 101.8 0.0@ 0.0 23.5@ -91.6 2152.0@-168.6 2157.4@ 12.0 18052 TRANG_BACH 220 2L 1818.2@ 99.5 1807.1@ -80.4 0.0@ 0.0 11.9@ 77.8 3137.4@ 9.5 3141.8@-170.3 18001 HOANH_BO 110 X 309.4@ 108.8 306.9@ -71.0 0.0@ 0.0 2.8@ 80.0 533.1@ 18.8 534.4@-161.0 18001 HOANH_BO 110 1X 327.0@ 109.7 324.4@ -70.1 0.0@ 0.0 2.9@ 80.9 563.5@ 19.7 564.9@-160.1 =================================================================================================================================== Bus Fault on: 18602 500KV_QNINH 220 kV LL Type=B-C R=0.744 FAULT CURRENT (A @ DEG) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE 6620.9@ -81.7 6620.9@ 98.3 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 11467.8@-171.7 11467.8@ 8.3 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) 1.00151+j 9.4003 1.04016+j9.58054 0.39941+j5.78722 SHORT CIRCUIT MVA= 4369.8 X/R RATIO= 6.81374 R0/X1= 0.04249 X0/X1= 0.61564 BUS 18602 500KV_QNINH 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 64.523@ -2.2 63.805@ 2.2 0.000@ 0.0 128.235@ -0.0 68.341@-179.5 59.900@ 179.4 BRANCH CURRENT (A) TO > 18652 NMD_QNINH 220 1L 1168.0@ 92.7 1190.6@ -87.4 0.0@ 0.0 22.8@ -93.3 2043.8@ 3.0 2041.5@-177.7 18152 ND_CPHA 220 2L 828.6@ 97.3 840.3@ -82.8 0.0@ 0.0 11.7@ -90.6 1446.1@ 7.5 1444.5@-172.9 18152 ND_CPHA 220 1L 828.6@ 97.3 840.3@ -82.8 0.0@ 0.0 11.7@ -90.6 1446.1@ 7.5 1444.5@-172.9 18002 HOANH_BO 220 2L 1902.2@ 100.5 1879.6@ -79.3 0.0@ 0.0 23.1@ 88.1 3272.6@ 10.4 3277.6@-169.2 18002 HOANH_BO 220 1L 1902.2@ 100.5 1879.6@ -79.3 0.0@ 0.0 23.1@ 88.1 3272.6@ 10.4 3277.6@-169.2 18601 QUANG_NINH 110 1X 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 18604 QUANG_NINH 22 1X AUTO NEUTRAL CURRENT = 0.0 @ -179.7 A 1600 QUANG_NINH 500 1X 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 1603 QUANG_NINH 35 1X AUTO NEUTRAL CURRENT = 0.0 @ -179.8 A CURRENT TO FAULT (A) > 6620.9@ -81.7 6620.9@ 98.3 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 11467.8@-171.7 11467.8@ 8.3 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) > 9.4535@ 83.9 9.63684@ 83.8 5.80098@ 86.1 BUS 18002 HOANH_BO 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER 9999 (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 77.505@ -1.5 50.947@ 2.2 0.000@ 0.0 128.390@ -0.0 71.398@-161.2 65.010@ 159.2 BRANCH CURRENT (A) TO > 20312 SON_DONG 220 1L 1350.5@ 97.8 1320.2@ -82.1 0.0@ 0.0 30.3@ 94.0 2311.9@ 7.5 2314.0@-171.7 18602 500KV_QNINH 220 2L 1906.3@ -79.5 1883.9@ 100.6 0.0@ 0.0 23.0@ -91.9 3279.9@-169.6 3284.9@ 10.8 18602 500KV_QNINH 220 1L 1906.3@ -79.5 1883.9@ 100.6 0.0@ 0.0 23.0@ -91.9 3279.9@-169.6 3284.9@ 10.8 18052 TRANG_BACH 220 2L 1844.0@ 99.3 1834.1@ -80.6 0.0@ 0.0 10.8@ 75.9 3183.2@ 9.3 3187.5@-170.5 18001 HOANH_BO 110 X 305.4@ 109.2 303.1@ -70.5 0.0@ 0.0 2.6@ 78.3 526.3@ 19.2 527.6@-160.5 18001 HOANH_BO 110 1X 322.8@ 110.2 320.4@ -69.6 0.0@ 0.0 2.8@ 79.2 556.2@ 20.2 557.7@-159.6 =================================================================================================================================== Interm Fault on: 18002 HOANH_BO 220.kV - 18602 500KV_QNINH 220.kV 2L 1LG 50.00% Type=A R=1.428 FAULT CURRENT (A @ DEG) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE 3937.6@ -75.6 3937.6@ -75.6 3937.6@ -75.6 11812.8@ -75.6 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) 1.1449+j9.89656 1.19157+j10.1001 1.4066+j11.2359 SHORT CIRCUIT MVA= 4501.3 X/R RATIO= 3.89037 R0/X1= 0.14213 X0/X1= 1.13534 BUS -18002 HOAN$2 $500K 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 88.275@ -3.5 40.046@-172.3 44.588@-172.7 16.869@ -75.6 130.379@-121.7 129.882@ 121.8 BRANCH CURRENT (A) TO > 18002 HOANH_BO 220 2L 2217.5@ 105.3 2202.8@ 105.4 1718.7@ 104.6 6138.9@ 105.2 495.4@ -70.5 489.1@ -73.5 18602 500KV_QNINH 220 2L 1720.8@ 103.2 1735.5@ 103.1 2218.9@ 104.2 5674.9@ 103.6 495.4@ 109.5 489.1@ 106.5 CURRENT TO FAULT (A) > 3937.6@ -75.6 3937.6@ -75.6 3937.6@ -75.6 11812.8@ -75.6 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) > 9.96257@ 83.4 10.1702@ 83.3 11.3236@ 82.9 BUS 18002 HOANH_BO 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 95.740@ -2.7 32.519@-172.1 24.003@-170.8 41.707@ -17.7 123.246@-116.7 124.379@ 116.5 BRANCH CURRENT (A) TO > 20312 SON_DONG 220 1L 865.0@ 103.6 844.6@ 103.7 428.6@ 106.5 2137.7@ 104.2 428.1@ -76.9 427.2@ -81.6 -18002 HOAN$2 $500K 220 2L 2218.8@ -74.7 2204.2@ -74.6 1719.5@ -75.4 6142.4@ -74.8 495.9@ 109.4 489.6@ 106.5 18602 500KV_QNINH 220 1L 252.1@ -67.4 238.1@ -66.3 249.6@ 102.9 248.5@ -56.6 496.0@ 109.4 489.7@ 106.5 18052 TRANG_BACH 220 2L 1182.2@ 105.0 1174.6@ 105.2 396.3@ 107.7 2752.7@ 105.5 785.3@ -75.7 780.3@ -76.7 18001 HOANH_BO 110 X 208.7@ 113.5 207.1@ 113.7 319.4@ 101.7 731.3@ 108.4 123.8@ 80.6 123.5@ 82.1 18001 HOANH_BO 110 1X 220.6@ 114.4 218.9@ 114.6 327.3@ 102.6 762.7@ 109.4 121.2@ 79.8 120.9@ 81.4 =================================================================================================================================== Interm Fault on: 18002 HOANH_BO 220.kV - 18602 500KV_QNINH 220.kV 2L 1LG 80.00% Type=A R=1.381 FAULT CURRENT (A @ DEG) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE 4279.1@ -75.7 4279.1@ -75.7 4279.1@ -75.7 12837.4@ -75.7 0.0@ 0.0 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) 1.09376+j9.82231 1.13554+j10.0117 0.97411+j8.91529 C PHASE 0.0@ 0.0 SHORT CIRCUIT MVA= 4891.7 X/R RATIO= 3.91281 R0/X1= 0.09917 X0/X1= 0.90766 BUS -18002 HOAN$2 $500K 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 85.296@ -3.9 43.116@-172.1 38.377@-171.9 17.728@ -75.7 125.080@-118.2 125.946@ 118.0 BRANCH CURRENT (A) TO > 18002 HOANH_BO 220 2L 1702.2@ 105.8 1686.3@ 105.9 1007.6@ 105.4 4396.1@ 105.7 690.0@ -72.3 683.7@ -74.6 18602 500KV_QNINH 220 2L 2577.8@ 103.4 2593.9@ 103.3 3271.7@ 104.0 8443.3@ 103.6 690.0@ 107.7 683.7@ 105.4 CURRENT TO FAULT (A) > 4279.1@ -75.7 4279.1@ -75.7 4279.1@ -75.7 12837.4@ -75.7 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) > 9.88302@ 83.6 10.0759@ 83.5 8.96835@ 83.8 BUS 18002 HOANH_BO 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 94.446@ -2.8 33.893@-172.0 19.063@-169.6 43.935@ -17.0 120.007@-114.2 122.330@ 113.7 BRANCH CURRENT (A) TO > 20312 SON_DONG 220 1L 900.2@ 103.7 879.1@ 103.8 340.4@ 107.7 2119.0@ 104.4 551.6@ -76.8 550.3@ -80.6 -18002 HOAN$2 $500K 220 2L 1704.5@ -74.2 1688.6@ -74.1 1008.8@ -74.6 4401.8@ -74.3 691.1@ 107.7 684.9@ 105.4 18602 500KV_QNINH 220 1L 849.1@ -72.8 833.3@ -72.5 153.7@ -68.9 1835.9@ -72.3 691.1@ 107.7 684.9@ 105.4 18052 TRANG_BACH 220 2L 1229.7@ 105.1 1221.8@ 105.3 314.7@ 109.0 2765.6@ 105.6 914.6@ -75.6 909.4@ -76.5 18001 HOANH_BO 110 X 209.2@ 114.4 207.5@ 114.7 251.0@ 102.8 664.4@ 110.1 64.0@ 59.4 62.5@ 62.1 18001 HOANH_BO 110 1X 221.2@ 115.3 219.4@ 115.6 257.0@ 103.7 694.1@ 111.1 61.9@ 55.0 60.1@ 57.9 =================================================================================================================================== Bus Fault on: 18602 500KV_QNINH 220 kV 1LG Type=A R=1.309 FAULT CURRENT (A @ DEG) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE 4966.7@ -75.6 4966.7@ -75.6 4966.7@ -75.6 14900.2@ -75.6 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) 1.00151+j 9.4003 1.04016+j9.58054 0.39941+j5.78722 SHORT CIRCUIT MVA= 5677.7 X/R RATIO= 3.8894 R0/X1= 0.04249 X0/X1= 0.61564 BUS 18602 500KV_QNINH 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 80.848@ -4.8 47.864@-171.8 28.812@-169.5 19.504@ -75.6 118.070@-112.3 121.042@ 111.8 BRANCH CURRENT (A) TO > 18652 NMD_QNINH 220 1L 876.2@ 98.8 893.2@ 98.7 1264.2@ 102.7 3031.7@ 100.4 391.6@ 113.8 381.9@ 109.7 18152 ND_CPHA 220 2L 621.6@ 103.4 630.3@ 103.3 523.6@ 109.2 1773.6@ 105.1 120.4@-106.9 115.5@ -99.9 18152 18002 18002 18601 18604 ND_CPHA HOANH_BO HOANH_BO QUANG_NINH QUANG_NINH 1600 QUANG_NINH 1603 QUANG_NINH 220 1L 621.6@ 103.4 630.3@ 103.3 220 2L 1426.9@ 106.6 1410.0@ 106.7 220 1L 1426.9@ 106.6 1410.0@ 106.7 110 1X 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 22 1X AUTO NEUTRAL CURRENT = 900.1 @ 100.8 A 500 1X 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 35 1X AUTO NEUTRAL CURRENT = 4065.4 @ 100.6 A 523.6@ 504.9@ 504.9@ 300.0@ 109.2 107.8 107.8 100.8 1355.1@ 100.6 1773.6@ 3341.7@ 3341.7@ 300.0@ 105.1 106.8 106.8 100.8 120.4@-106.9 916.9@ -73.0 916.9@ -73.0 300.0@ 100.8 1355.1@ 100.6 1355.1@ 100.6 115.5@ 910.7@ 910.7@ 300.0@ -99.9 -74.9 -74.9 100.8 1355.1@ 100.6 CURRENT TO FAULT (A) > 4966.7@ -75.6 4966.7@ -75.6 4966.7@ -75.6 14900.2@ -75.6 0.0@ 0.0 0.0@ 0.0 THEVENIN IMPEDANCE (OHM) > 9.4535@ 83.9 9.63684@ 83.8 5.80098@ 86.1 BUS 18002 HOANH_BO 220.KV AREA 25 ZONE 25 TIER 9999 (PREFAULT V=1.000@ 0.0 PU) + SEQ - SEQ SEQ A PHASE B PHASE C PHASE VOLTAGE (KV, L-G) > 90.388@ -3.5 38.218@-171.8 16.705@-167.9 38.834@ -21.8 116.937@-111.3 120.610@ 110.7 BRANCH CURRENT (A) TO > 20312 SON_DONG 220 1L 1013.1@ 103.9 990.4@ 104.0 298.3@ 109.4 2300.5@ 104.7 706.2@ -76.7 705.1@ -79.9 18602 500KV_QNINH 220 2L 1430.0@ -73.4 1413.2@ -73.3 506.0@ -72.2 3349.1@ -73.2 919.0@ 106.9 912.8@ 105.1 18602 500KV_QNINH 220 1L 1430.0@ -73.4 1413.2@ -73.3 506.0@ -72.2 3349.1@ -73.2 919.0@ 106.9 912.8@ 105.1 18052 TRANG_BACH 220 2L 1383.3@ 105.4 1375.9@ 105.5 275.7@ 110.7 3033.9@ 105.9 1107.9@ -75.5 1102.7@ -76.2 18001 HOANH_BO 110 X 229.1@ 115.3 227.4@ 115.6 217.0@ 104.4 670.7@ 111.9 45.9@ 4.9 42.6@ 5.8 18001 HOANH_BO 110 1X 242.1@ 116.2 240.3@ 116.5 222.0@ 105.3 701.6@ 112.9 50.4@ -2.5 46.8@ -2.3 - TÓM TẮT LUẬN VĂN THẠC SĨ Tên luận văn: Mô yếu tố ảnh hưởng đến phép đo tổng trở bảo vệ khoảng cách sử dụng phần mềm ASPEN OneLiner Học viên: Trần Minh Dũng Ngành: Kỹ thuật điện Khoá: 2007-2009 Người hướng dẫn: VS.GS.TSKH Trần Đình Long Mục đích luận văn: đánh giá trình đo lường tổng trở tính chọn lọc rơle khoảng cách có HTĐ miền Bắc với yếu tố ảnh hưởng điện trở hồ quang, tượng phân dòng Luận văn chia thành chương với nội dung sau: Chương 1- Tổng quan hệ thống rơle bảo vệ HTĐ miền Bắc : kết cấu HTĐ; phương thức bảo vệ bản; loại rơle sử dụng; công tác quản lý vận hành chỉnh định rơle Chương 2- Đặc điểm loại rơle khoảng cách vận hành HTĐ miền Bắc: nguyên lý, đặc tính làm việc, cách thức tính tốn chỉnh định rơle khoảng cách; yếu tố ảnh hưởng đến phép đo tổng trở; phương thức truyền tín hiệu; loại rơle khoảng cách HTĐ Chương 3- Mô hệ thống rơle bảo vệ phần mềm ASPEN OneLiner: giới thiệu chung phần mềm ASPEN OneLiner; phương pháp tính ngắn mạch, cách thức mơ phần tử hệ thống rơle bảo vệ Chương 4- Ứng dụng phần mềm ASPEN OneLiner đánh giá ảnh hưởng điện trở hồ quang, phân dòng, điện trở nối đất đến phép đo tổng trở tính chọn lọc rơle khoảng cách với kết lưới cụ thể khu vực Tràng Bạch – Hoành Bồ - Quảng Ninh Kết luận kiến nghị Từ khoá: bảo vệ khoảng cách, ASPEN, điện trở hồ quang, phân dòng ABSTRACT Name of thesis: “Simulating the factors that influence the measuring of impedance of distance relay using the program ASPEN OneLiner” Author: Trần Minh Dũng Branch: Kỹ thuật điện Course: 2007-2009 Examination: Academician Prof DSc Tran Đinh Long The main purpose of thesis: evaluating the measuring of impedance and selectivity of distance relay influenced by arc resistance, in-feed current in Northern region power system This thesis is composed of four chapters as following: Chapter 1- General of Northern region system power: structure of power system; basic protection principles; types of relay; managements and calculting values of relay Chapter 2- Characteristic of distance relay in Northern Region Power: principles, characteristics of operation, method of calculting values of relay; factors that influence the measuring of impedance; intertrip signal transmission methods and types of distance relay Chapter 3- Simulating the protection system by the program ASPEN OneLiner: general, method of calculation of short-circuit curren; simulating the elements and relay protection of power system Chapter 4- Application of the program ASPEN OneLiner in order to evaluating the influences of the arc resistance, in-feed current, earthing resistance to the measuring of impedance and selectivity of distance relay in a survey power subsystem (Trang Bach – Hoanh Bo - Quang Ninh region) Conclusions and Recommendation Key words: distance protection, ASPEN, arc resistance, in-feed current ... 13 2.4 CÁC YẾU TỐ ẢNH HƯỞNG ĐẾN SỰ LÀM VIỆC CỦA BẢO VỆ KHOẢNG CÁCH Có nhiều yếu tố ảnh hưởng đến việc đo lường tổng trở cố bảo vệ khoảng cách như: sai số máy biến dòng, biến điện áp, điện trở độ... trình tính tốn Vì vậy, tác giả lựa chọn nghiên cứu đề tài ? ?Mô yếu tố ảnh hưởng đến phép đo tổng trở bảo vệ khoảng cách sử dụng phần mềm ASPEN OneLiner? ?? nhằm đánh giá làm việc rơle khoảng cách có... lệch bảo vệ khoảng cách - Một bảo vệ so lệch, bảo vệ khoảng cách bảo vệ q dịng có hướng Các phương thức từ thứ hai trở chủ yếu sử dụng bảo vệ cho đường dây 220kV, phương thức sử dụng - bảo vệ so