Nghiên cứu ứng dụng rơ le kỹ thuật số bảo vệ các trạm biến áp 35

1 Bộ giáo dục đào tạo trờng đại học mỏ - Địa chất -o0o Đoàn Thị Nh Quỳnh Nghiên cứu ứng dụng rơle kỹ thuật số bảo vệ trạm biến áp 35/6kV xí nghiệp mỏ vùng Hòn Gai, Quảng Ninh Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Hà nội - 2012 Bộ giáo dục đào tạo trờng đại học mỏ - Địa chất -o0o Đoàn Thị Nh Quỳnh Nghiên cứu ứng dụng rơle kỹ thuật số bảo vệ trạm biến ¸p 35/6kV cđa c¸c xÝ nghiƯp má vïng Hßn Gai, Quảng Ninh Chuyên ngành : Điện khí hoá mỏ M số : 60.52.52 Luận văn thạc sĩ kỹ thuật Ngời h−íng dÉn khoa häc pgs.ts ngun anh nghÜa Hµ néi - 2012 Lời cam đoan Tôi xin cam đoan công trình riêng Các số liệu, kết nêu luận văn trung thực cha đợc công bố công trình khác Hà nội, ngày 14 tháng 02 năm 2012 Tác giả luận văn Đoàn Thị Nh Quỳnh Mục lơc Trang phơ b×a Lêi cam ®oan Môc lôc Danh môc bảng Danh mục hình vẽ, đồ thị Mở đầu Chơng 1: đánh giá tổng quan trạm biến áp 35/6kv xí nghiệp mỏ vùng gai, quảng ninh .3 1.1 Giới thiệu sơ đồ nguyên lý trạm biến áp 35/6kV cđa c¸c xÝ nghiƯp má 1.1.1 Sơ đồ cung cấp điện trạm biến áp 35/6kV Công ty cổ phần than Hà Tu 1.1.2 Sơ đồ cung cấp điện trạm biến áp 35/6kV Công ty than Hà Lầm 10 1.1.3 Sơ đồ cung cấp điện trạm biến áp 35/6kV Công ty cổ phần than Núi Béo 14 1.2 Đánh giá trạng làm việc trạm biến áp 35/6 kV 18 1.2.1 Đánh giá trạng mang tải máy biến áp trạm biến áp 35/6kV Công ty cổ phần than Hà Tu 18 1.2.2 Đánh giá trạng mang tải máy biến áp trạm biến áp 35/6kV Công ty than Hà Lầm 21 Đánh giá trạng mang tải máy biến áp trạm biến áp 35/6kV Công ty than Nói BÐo 24 Ch−¬ng 2: Đánh giá trạng hệ thống bảo vệ rơle trạm biến áp 35/6kV mỏ vùng Hòn Gai, Quảng Ninh .28 2.1 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ trạm biến áp 35/6kV xí nghiệp mỏ 28 2.2 Các hình thức bảo vệ trạm biến áp 35/6kV 28 2.2.1 Các hình thức bảo vệ trạm biến áp Công ty cổ phần than Hà Tu 28 2.2.2 Các hình thức bảo vệ trạm biến áp Công ty than Hà Lầm 32 2.2.3 Các hình thức bảo vệ trạm biến áp C«ng ty than Nói BÐo 33 2.3 Nhận xét đánh giá 34 Chơng 3: Nghiên cứu ứng dụng rơle kỹ thuật số bảo vệ trạm biến áp 35/6kV xí nghiệp mỏ vùng Hòn Gai, Quảng Ninh 36 3.1Giíi thiƯu c¸c loại rơle kỹ thuật số 36 3.1.1Giíi thiƯu r¬le kü tht sè SMPR- cña h·ng Orion- Italia 36 3.1.2Giíi thiƯu r¬le kü tht sè DLP3** cđa h·ng GE- Mü 43 3.1.3Giíi thiƯu r¬ le kü tht sè MICOM.P122C cđa h·ng ALSTOM-Ph¸p 45 3.1.4 Rơle kỹ thuật số REG316*4 hÃng ABB- Thụy Điển 49 3.1.5 Giíi thiƯu r¬le kü tht sè cđa h·ng SIMENS - §øc .65 3.1.6 Lùa chän r¬le kü thuËt sè 80 3.2 Tính toán ngắn mạch 81 3.3 TÝnh toán chỉnh định 82 3.3.1 NhËp th«ng sè cho m¸y biÕn ¸p 82 3.3.2 Bảo vệ tải máy biÕn ¸p 84 3.3.3 Bảo vệ cực đại máy biến ¸p 86 3.3.4 Bảo vệ so lệch máy biến áp 93 KÕt luËn kiÕn nghÞ 102 Tài liệu tham khảo .104 Danh mục bảng Bảng Tên bảng Trang 1.1 Hệ thống thiết bị trời trạm biến áp 35/6 kV 1.2 Hệ thống thiết bị nhà trạm biến áp 35/6 kV 1.3 Thông số trạm biến áp Hòn Hòn 10 1.4 Thông số kỹ thuật tổ máy phát nhà máy Nhiệt điện Uông Bí 11 1.5 Thông số kỹ thuật máy biến áp tự ngẫu nhà máy Nhiệt điện Uông Bí 11 1.6 Thông số kỹ thuật hai máy biến áp 11 1.7 Thông số kỹ thuật cầu dao cách ly 13 1.8 Thông số kỹ thuật máy cắt 13 1.9 Thông số kỹ thuật chống sét van 13 1.10 Thông số kỹ thuật máy biến dòng 13 1.11 Thông số kỹ thuật máy biến áp đo lờng 13 1.12 Thông số kỹ thuật hai máy biến áp 17 1.13 Bảng thống kê lợng tác dụng lợng phản kháng 18 1.14 Công suất tiêu thụ ngày điển hình 19 1.15 Thông số đặc trng biểu đồ phụ tải 19 1.16 Bảng thống kê lợng tác dụng lợng phản kháng 21 1.17 Công suất tiêu thụ ngày điển hình 22 1.18 Thông số đặc trng biểu đồ phụ tải 23 1.19 Bảng thống kê lợng tác dụng lợng phản kháng 25 1.20 Công suất tiêu thụ ngày điển hình 25 1.21 Thông số đặc trng biểu đồ phụ tải 26 2.1 Thông số kỹ thuật rơle dòng điện PT 40/10 28 2.2 Thông số kỹ thuật rơle điện ¸p PH 53/60 30 2.3 Th«ng sè kü tht cđa rơle điện áp PH 54/160 30 2.4 Thông số kỹ thuật rơle PHT - 565 31 2.5 Thông số kü tht cđa chèng sÐt van PBC-35 31 2.6 Th«ng sè kü thuËt cña van chèng sÐt kV 32 2.7 Th«ng sè kü tht cđa van chèng sÐt kV 33 2.8 Thông số kỹ thuật máy biến áp đo lờng HTMU-6 34 3.1 Thông số kỹ thuật rơle DLP3** 43 3.2 Thông số kỹ thuật rơle MICOM.P122C 45 3.3 Thông số kỹ thuật rơle REG316*4 50 3.4 Thông số bảo vệ dòng có thời gian xác định 52 3.5 Thông số bảo vệ nhiệt rơle REG316*4 53 3.6 Thông số bảo vệ dòng có hớng 53 3.7 Thông số bảo vệ so lệch máy phát REG316*4 54 3.8 Thông số bảo vệ qúa dòng cắt nhanh REG316*4 54 3.9 Thông số bảo vệ so lệch máy biến áp REG316*4 55 3.10 Thông số bảo vệ dòng có kiểm soát áp thấp 55 3.11 Thông số bảo vệ dòng có thời gian phụ thuộc 56 3.12 Thông số bảo vệ áp thiểu áp REG316*4 56 3.13 Thông số bảo vệ dòng chạm đất có thời gian phụ thuộc 57 3.14 Thông số bảo vệ dòng cân pha 57 3.15 Thông số bảo vệ qúa áp REG316*4 58 3.16 Thông số kỹ thuật bảo vệ khoảng cách REG316*4 58 3.17 Thông số bảo vệ chống kích từ REG316*4 59 3.18 Thông số bảo vệ tải Stator REG316*4 60 3.19 Thông số bảo vệ chạm đất stator REG316*4 61 3.20 Thông số bảo vệ kích từ REG316*4 62 3.21 Thông số bảo vệ cân điện áp REG316*4 63 3.22 Thông số bảo vệ dao động tần số REG316*4 64 3.23 Điện áp nguồn chiều 7UT612 71 3.24 Điện áp nguồn xoay chiều 7UT612 72 3.25 Kết tính toán ngắn mạch 81 3.26 Kết tính toán ngắn mạch đà đợc quy đổi 81 3.27 Nhập thông số cho máy biến áp Công ty cổ phần than Hà Tu 82 3.28 Nhập thông số cho máy biến áp Công ty than Hà Lầm 83 3.29 Nhập thông số cho máy biến áp Công ty than Núi Béo 84 3.30 Bảo vệ tải máy biến áp Công ty Cổ phần than Hà Tu 85 3.31 Bảo vệ tải máy biến áp Công ty than Hà Lầm 85 3.32 Bảo vệ tải máy biến áp Công ty than Núi Béo 86 3.33 Kết tính toán bảo vệ cực đại ngỡng thấp phía 6kV mỏ Hà Tu 87 3.34 Kết tính toán bảo vệ cực đại ngỡng thấp phía 6kV mỏ Hà Lầm 88 3.35 Kết tính toán bảo vệ cực đại ngỡng thÊp phÝa 6kV má Nói BÐo 89 3.36 KÕt qu¶ tính toán bảo vệ cực đại ngỡng thấp phía 35kV mỏ Hà Tu 90 3.37 Kết tính toán bảo vệ cực đại ngỡng thấp phía 35kV mỏ Hà Lầm 91 3.38 Kết tính toán bảo vệ cực đại ng−ìng thÊp phÝa 35kV má Nói BÐo 92 3.39 KÕt tính toán bảo vệ cực đại ngỡng cao mỏ 93 3.40 Kết tính toán dòng điện bên phía trạm biến áp 94 3.41 Cài đặt thông số cho rơle 7UT612 96 3.42 Kết tính toán cho mỏ 99 Danh mục Các hình vẽ Hình Tên hình vẽ Trang 1.1 Sơ đồ nguyên lý trạm 35/6 kV Hà Tu 1.2 Sơ đồ nguyên lý trạm 35/6 kV Hà Lầm 12 1.3 Sơ đồ nguyên lý trạm biến áp 35/6 kV Núi Béo 16 1.4 Biểu đồ phụ tải ngày điểm hình mỏ Hà Tu 21 1.5 Biểu đồ phụ tải ngày điển hình mỏ Hà Lầm 24 1.6 Biểu đồ phụ tải ngày điển hình mỏ Núi Béo 27 2.1 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ máy biến áp 35/6 kV 29 2.2 Sơ đồ bảo vệ máy biến áp rơle khí 28 2.3 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất pha không chọn lọc 30 2.4 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ tải máy biến áp ngắn mạch máy biến áp 32 3.1 Sơ đồ đấu dây mạch bảo vệ rơle SMPR-1 36 3.2 Đặc tính bảo vệ dòng có thời gian phụ thuộc 41 3.3 Đặc tính bảo vệ qúa dòng có thời gian phụ thuộc rơle P122C 48 3.4 Sơ đồ chức giám sát mạch cắt rơle P122C 48 3.5 Sơ đồ nguyên lý khối rơle REG316*4 50 3.6 Đặc tính bảo vệ so lệch REG316*4 55 3.7 Đặc tính bảo vệ khoảng cách 58 3.8 Đặc tính bảo vệ chống kích từ 59 3.9 Đặc tính bảo vệ tải stator REG316*4 59 3.10 3.11 3.12 Sơ đồ bảo vệ 100% cuộn stator chống chạm đất có nối thêm điện trở mạch máy phát dùng rơle số REG316*4 Sơ đồ bảo vệ 100% cuộn stator chống chạm đất có nối thêm biến điện áp trung tính máy phát dùng rơle số REG316*4 Sơ đồ bảo vệ 100% cuộn stator chống chạm đất có nối thêm biến điện áp 60 61 61 10 đầu cực máy phát dùng rơle số REG316*4 3.13 Bảo vệ cân điện áp REG316*4 63 3.14 Sơ đồ chức rơle 7SJ64** 65 3.15 Đặc tính bảo vệ dòng có hớng rơle 7SJ64** 69 3.16 Sơ đồ bảo vệ chống chạm đất có trở kháng 69 3.17 Cấu trúc phần cứng bảo vệ so lệch 7UT612 74 3.18 Nguyên lí bảo vệ so lệch dòng điện rơle 7UT612 75 3.19 Đặc tính tác động rơle 7UT612 77 3.20 Đặc tính rơle bảo vệ 78 3.21 Đặc tính tác động bảo vệ so lệch mỏ Hà Tu 100 3.22 Đặc tính tác động bảo vệ so lệch mỏ Hà Lầm 100 3.23 Đặc tính tác động bảo vệ so lệch mỏ Núi BÐo 101 137 I N(3) = I n (0, 2) = I n (∞) = (3) 1,83 = 1,58kA IN = 2 Giá trị dòng ngắn mạch t¹i N: n I (0) = I n (0, 2) = I n (∞) = 1,1 + 1,58 = 2, 68 A Bảng 14 Ngắn mạch sau In(3), kA In(2), kA Sn(3), MVA MBA T1, T2 3,1 2,68 33,83 * Vận hành độc lập MBA TU5 138 a) S1 S2 b) S3 X*1 0.04 X*5 0.27 X*7 0.27 X*2 0.026 X*6 0.166 X*8 0.166 X*3 0.092 S1 S2 X*18 0.314 S3 X*19 0.436 X*20 0.436 X*21 0.0285 X*4 0.156 X*22 0.389 X*9 0.057 X*10 0.057 X*24 0.0695 X*17.1 2.6 X*11 0.407 N X*12 -0.018 X*15 0.139 d) S1 X*16 0.139 S4 X*18 0.314 X*17.1 2.6 X*25 0.218 X*27 2.823 N N e) S1 S4 X*31 7.85 N X*32 5.45 Hình 13a Sơ đồ thay Trong đó: Trong đó: x*30 = x*21+x*22+x*24+x*17.1 = 3,087 Tính ngắn mạch N: Tơng tự nh xác định đợc giá trị điện kháng x*31, x*32 là: 139 x*31 = x*18+x*30 + x*18 x*30 = 7,85 x*25 x*32 = x*25+x*30+ x*25 x*30 = 5, 45 x*18 + Điện kháng tính toán m¹ch nguån S1 cung cÊp: x*tt = x*31 S1 353 = 7,85 = 27, 71 100 Scb v× x*tt=27,71 > nên dòng ngắn mạch thời điểm ®Ịu b»ng vµ b»ng: I N(3) = I n (0, 2) = I n (∞) = ®ã: I d ∑ = I d ∑ 32,35 = = 1,17 kA x*tt 27, 71 S1 353 = = 32,35kA 3U cb 3.6,3 + Điện kháng tính toán mạch nguån S4 cung cÊp: x*tt = x*32 S4 137,5 = 5, 45 = 7, 49 100 Scb v× x*tt= 7,49 > nên dòng ngắn mạch thời ®iĨm ®Ịu b»ng vµ b»ng: I N(3) = I n (0, 2) = I n (∞) = ®ã: I d ∑ = I d ∑ 12, = = 1, 68kA x*tt 7, 49 S4 137,5 = = 12, 6kA 3U cb 3.6,3 Giá trị dòng ngắn mạch t¹i N: I N(3) = I n (0, 2) = I n (∞) = 1,17 + 1, 68 = 2,85kA Dßng xung kÝch: ixk = 2k xk I N'' = 2.1,8.2,85 = 7, 25kA Trong đó: IN-dòng siêu độ thành phần chu kỳ dòng ngắn mạch Giá trị hiƯu dơng cđa dßng xung kÝch: Ixk = q.IN’’=1,52.2,85=4,33 kA Công suất cắt ngắn mạch: Sn(0,2) = 3.U d tb I (0, 2) = 3.6,3.2,85 = 31,1 MVA - Dßng ngắn mạch hai pha: + Điện kháng tính toán mạch nguồn S1 cung cấp là: X*tt(2) = 2x*tt = 2.27,71 = 55,42 140 Xtt = 55,42 > nên dòng ngắn mạch hai pha nguồn S1 cung cÊp lµ: I N(3) = I n (0, 2) = I n (∞) = (3) 1,17 = 1, 01kA IN = 2 + Điện kháng tính toán mạch nguồn S4 cung cấp lµ: X*tt(2) = 2x*tt = 2.7,49 = 14,98 Xtt = 14,98 > nên dòng ngắn mạch hai pha nguån S4 cung cÊp lµ: I N(3) = I n (0, 2) = I n (∞) = (3) 1, 68 = 1, 45kA IN = 2 Giá trị dòng ngắn mạch N: I N(3) = I n (0, 2) = I n (∞) = 1, 01 + 1, 45 = 2, 46 A B¶ng 15 In(2), kA Sn(3), MVA In(3), kA 2,85 2,46 31,1 2.2 Trờng hợp lấy điện từ 110 kV Nhà máy Nhiệt điện Phả Lại Ngắn mạch sau MBA T1, T2 * Trờng hợp hai MBA TU5, TU6 vận hành song song: Kết quy đổi điện kháng điều kiện đợc thống kê bảng 16 Bảng 16 STT Điện kháng quy đổi Nguồn Đờng dây AC 120 Máy biến áp TU5 Máy biến áp TU6 Đờng dây AC 70 Kết x*cbht = Scb ( 3) Sn = 100 = 0, 016 6000 100 = 0, 221 1152 10,175 100 x*cbbaC = = 0, 407 100 25 −0, 445 100 x*cbbaT = = −0, 018 100 25 10,175 100 x*cbbaC = = 0, 407 100 125 −0, 445 100 x*cbbaT = = −0, 018 100 25 100 x*cbdd = 0,382.5 = 0,139 37 x*cbdd = 0, 4.73 Ký hiÖu x*1 x*2 ,x*3 x*4 x*5 x*6 x*7 x*8,x*9 141 M¸y biÕn ¸p T1 x*cbba = 6,5 100 = 2, 100 2,5 x*10.1 142 HT Sn(3) = 6000 MVA 110 kV AC 120 73 km AC 120 73 km 110 kV 110 kV TU5 110 kV TU6 25 MVA 35 kV kV 25 MVA 35 kV kV 35 kV 10 11 12 AC 70 km AC 70 km 13 14 35 kV 15 N1 N1 T1 2500 kVA Un%=6.5 T2 2500 kVA Un%=6.5 16 N kV 17 N kV 143 Hình 14 Sơ đồ nguyên lý cung cÊp ®iƯn cđa MBA T1 HT HT a) b) X*1 0.016 X*1 0.016 X*11 0.111 X*2 0.221 X*3 0.221 X*12 0.389 X*4 0.407 X*6 0.407 X*5 -0.018 X*7 -0.018 X*13 0.389 X*14 0.073 N1 X*10.1 2.6 HT X*8 0.146 X*9 0.146 c) N HT d) X*15 0.127 N1 X*10.1 2.6 X*16 0.195 X*18.1 2.995 N X*17 2.673 N N Hình 15 Sơ đồ thay Trong : x*11 = x*2 x*3 = 0,111 ; x*2 + x*3 x*12 = x*4+x*5 = 0,389 x*13 = x*6+x*7 = 0,389; x*14 = x*8 x*9 = 0, 073 ; x*8 + x*9 x*15 = x*1+x*11 = 0,127; x*16 = x*12 x*13 = 0,195 ; x*12 + x*13 144 x*17 = x*14+x*10.1 = 2,673 x*18.1 = x*15+x*16 +x*17+x*cbΣ = 2,995 TÝnh ng¾n mạch N: Vì công suất nguồn vô lớn nên dòng ngắn mạch ba pha đợc tính: I N(3) = I cb 9, = = 3, 07 kA x*cb ∑ 2,995 Dßng xung kÝch: ixk = 2k xk I N'' = 2.1,8.3, 07 = 7,8kA Gi¸ trị hiệu dụng dòng xung kích: Ixk = q.IN=1,52.3,07= 4,67 kA Công suất cắt ngắn mạch: Sn(0,2) = 3.U d tb I (0, 2) = 3.6,3.3, 07 = 33,5MVA MVA Dòng ngắn mạch hai pha: I N(2) = (3) 3, 07 = 2, 66kA IN = 2 Bảng 17 Ngắn mạch sau In(3), kA In(2), kA Sn(3), MVA MBA T1, T2 3,07 2,66 33,5 * VËn hành độc lập MBA TU5 Sơ đồ thay nh hình 16 Điện kháng là: x*12 = x*1+x*11+x*12+x*14 +x*10.1= 3,189 Vì công suất nguồn vô lớn nên dòng ngắn mạch ba pha đợc tính: I N(3) = I cb 9, = = 2,88kA x*cb ∑ 3,189 Dßng xung kÝch: ixk = 2k xk I N'' = 2.1,8.2,88 = 7,33kA Giá trị hiệu dụng dòng xung kích: Ixk = q.IN=1,52.2,88= 4,38 kA Công suất cắt ngắn mạch: Sn(0,2) = 3.U d tb I (0, 2) = 3.6,3.2,88 = 31, 43MVA MVA Dòng ngắn m¹ch hai pha: 145 I N(2) = (3) I N = 2,88 = 2, 49kA 2 B¶ng 18 Ngắn mạch sau In(3), kA In(2), kA Sn(3), MVA MBA T1, T2 2,88 2,49 31,43 HT HT a) b) X*1 0.016 X*2 0.221 X*1 0.016 X*11 0.111 X*3 0.221 X*12 0.389 X*4 0.407 X*14 0.073 X*5 -0.018 N1 HT c) X*8 0.146 X*10.1 2.6 X*9 0.146 N N1 X*19.1 3.189 X*10.1 2.6 N N Hình 16 Sơ đồ thay Từ kết tính toán đà đợc thống kê bảng 14; 15; 17; 18 trên, để tính toán chỉnh định bảo vệ máy biến áp lấy dòng ngắn mạch ba pha lớn trờng hợp để tính chỉnh định bảo vệ so lệch dọc, lấy dòng ngắn mạch hai pha nhỏ để kiểm tra độ nhạy bảo vệ: Dòng ngắn mạch ba pha lớn ngắn mạch hai pha nhỏ ®iÓm N: 146 IN(3) = 3,1 kA; IN(2) = 2,46 kA Tính toán ngắn mạch cho trạm biến áp Công ty than Núi Béo * Chọn đại lợng bản: Scb= 100 MVA; Ucb= 37kV 6,3kV Kết quy đổi điện kháng điều kiện đợc thống kê bảng 19 Bảng 19 STT Điện kháng quy đổi Máy biến áp ba cuộn dây Đờng dây AC- 120 Máy biến áp hai cuộn dây Kết Ký hiệu X*cb.C = (17 + 10,5 − ) 100 = 0, 43 X*1 X*cb.T = (17 + − 10,5 ) 100 = 0, 25 X*2 2.100 25 2.100 25 X*cb.dd = 0, 4.10 X*cb.ba = 100 = 0, 29 37 X*3 6,5 100 = 3, 61 100 1,8 X*4 110 kV Trạm biến áp 110/35/3 kV Giáp Khẩu 25 MVA 25 MVA kV kV 35 kV 10 km 35 kV Trạm biến áp 35/6 kV Núi Béo 1800 kVA 35/6 kV (Y/? 1800 kVA 35/6 kV (Y/? kV Hình 17 Sơ đồ hệ thống cung cấp điện 35/6 kV mỏ than Núi Béo 147 Từ sơ đồ cung cÊp ®iƯn 35 kV cđa má Nói BÐo, ta có sơ đồ tính ngắn mạch nh hình 18 110kV X*1 X*1 6kV 6kV X*2 X*2 35 kV X*3 N1 35 kV X*4 X*4 N2 X*dd X*dd kV N4 Hình 18 Sơ đồ thay Trong hệ thống cung cấp điện 35kV cho mỏ, trạm biến áp 110/35/6kV Giáp Khẩu có hai máy biến áp công suất S = 25 MVA làm việc, dự phòng Trạm biến áp 35/6 kV mỏ có máy biến áp công suất S = 1800 kVA, làm việc dự phòng Do tính toán ngắn mạch ta không xét đến máy dự phòng trạm mà cần xét đến trạm máy đủ Vậy sơ đồ thay rút gọn đợc trình bày hình 19 N2 N1 kV X*4 35 kV X*3 35 kV X*2 H×nh 19 Sơ đồ thay X*1 110 kV 148 * Rút gọn sơ đồ ta đợc sơ đồ rút gọn h×nh 20 N2 N2 N1 S =∞ X*5 S =∞ X*6 X*7 Hình b Hình a a, Hình 20 Sơ ®å rót gän b, x *5 = x *4 = 3, 61 x *5 = x *1 + x *2 + x *3 = 0, 43 + 0, 25 + 0, 29 = 0, 97 x *7 = x *5 = 3, 61 + 0, 97 = 4, 58 *TÝnh ngắn mạch điểm N1: I cb I ck1 = I N(0,2) = I∞ = x6 = 1, 56 0, 97 = 1, 60kA ixk = 2, 55.I ck = 2, 55.1, 60 = 4, 08kA I xk = 1, 52.I ck = 1, 52.1, 60 = 2, 43kA S N1 = Scb x *cbΣ = Scb x *6 = 100 0, 97 = 103, 09MVA *Tính ngắn mạch điểm N2: I ck = I N(0,2) = I∞ = I cb x *7 = 9,17 4, 58 = 2, 00kA ixk = 2, 55.I ck = 2, 55.2, 00 = 5,10kA I xk = 1, 52.I ck = 1, 52.2, 00 = 3, 04kA SN = Scb x *cbΣ = Scb x *7 = 100 4, 58 = 21, 83MVA Kết tính ngắn mạch điểm N1 Và N2 đợc thống kê bảng 20 149 Bảng 20 DiÓm I ( 3) N = (kA) I ck I xk I xk SN (kA) (kA) (kA) (MVA) N1 1,60 4,08 2,34 103,09 1,38 N2 2,00 5,10 3,04 21,83 1,73 ngắn mạch I ( 2) N 3.1 Tính ngắn mạch khởi hành 3.1.1 Tính ngắn mạch khởi hành số (N3) Khởi hành số dùng đờng dây không AC-70 có chiều dài từ đầu khởi hành đến cuối khởi hành 3250 m Điện kháng tơng đối đờng dây ë khëi hµnh x *cbdd = x l Scb U = 0, 329.3, 35 cb 100 = 2, 69 6, * Sơ đồ thay tính ngắn mạch điểm N3: N3 kV 35 kV 35 kV 110 kV S =∞ X*cbdd X*4 X*2 X*3 X*1 Hình 21 Sơ đồ thay Tổng điện kháng tơng đối tới điểm ngắn mạch N3: x *cb = x *1 + x *2 + x *3 + x *4 + x *cbdd = 0, 43 + 0, 25 + 0, 29 + 3, 61 + 2, 69 = 7, 27 * Tính ngắn mạch ®iÓm N3: I ck = I N(0,2) = I∞ = I cb2 x7 = 9,17 7, 27 = 1, 26kA ixk = 2, 55.I ck = 2, 55.1, 26 = 3, 21kA S =∞ 150 I xk = 1, 52.I ck = 1, 52.1, 26 = 1, 91kA S N3 = Scb x *cbΣ = Scb x *cb = 100 = 13, 75MVA 7, 27 Dòng ngắn mạch nhỏ I(2)N I (2) N = I (3) = N 1, 26 = 1, 09(kA) 3.1.2 Tính ngắn mạch khởi hành số (N4) Khởi hành số đợc lắp đặt đờng dây không AC-70 có chiều dài từ đầu khởi hành đến cuối khởi hành 1000 m * Điện kháng tơng đối đờng dây ë khëi hµnh 2: x*cbdd = x0 l N4 kV S cb U = 0, 329.1.100 cb 35 kV 6, = 0, 83 35 kV 110 kV S =∞ X*cbdd X*2 X*3 X*4 X*1 H×nh 22 Sơ đồ thay *Tổng điện kháng tơng đối tới điểm ngắn mạch N4: x *cb = x *1 + x *2 + x *3 + x *4 + x *cbdd = 0, 43 + 0, 25 + 0, 29 + 3, 61 + 0,83 = 5, 41 *Tính ngắn mạch điểm N4: I ck = I N(0,2) = I∞ = I cb x *cb = 9,17 5, 41 = 1, 69kA ixk = 2, 55.I ck = 2, 55.1, 69 = 4, 3kA I xk = 1, 52.I ck = 1, 52.1, 69 = 2, 56kA 151 S N3 = Scb x *cbΣ Scb = x *cb = 100 = 18, 48MVA 5, 41 Dòng ngắn mạch nhỏ I(2)N I ( 2) N = I (3) N = 1, 69 = 1, 46(kA) KÕt tính ngắn mạch cuối khởi hành điểm N3 N4 đợc thống kê bảng 21 B¶ng 21 DiĨm I ( 3) N = (kA) I ck I xk I xk SN (kA) (kA) (kA) (MVA) N3 1,26 3,21 1,91 13,75 1,09 N4 1,69 4,3 2,56 1,48 1,46 ngắn mạch I ( 2) N ... quan trạm biến áp 35/ 6kV mỏ vùng Hòn Gai, Quảng Ninh - Đánh giá trạng hình thức bảo vệ r? ?le trạm biến áp 35/ 6kV mỏ vùng Hòn Gai, Quảng Ninh - Nghiên cứu ứng dụng r? ?le kỹ thuật số bảo vệ trạm biến. .. thiết 36 Chơng Nghiên cứu ứng dụng r? ?le kỹ thuật số bảo vệ trạm biến áp 35/ 6kV xí nghiệp mỏ vùng Hòn Gai, Quảng Ninh 3.1 Giới thiệu loại r? ?le kỹ thuật số 3.1.1 Giới thiệu r? ?le kỹ tht sè SMPR-... máy biến áp, sử dụng thiết bị bảo vệ chủ yếu r? ?le điện cơ, sơ đồ nguyên lý bảo vệ đợc giới thiệu nh hình 2.1 2.2 Các hình thức bảo vệ trạm biến áp 35/ 6kV 2.2.1 Các hình thức bảo vệ trạm biến áp