NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ CƠ - ĐIỆN CHO NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI 3

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - - HỒ SĨ HƢNG NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ CƠ - ĐIỆN CHO NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT Đà Nẵng - năm 2018 ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG TRƢỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - - HỒ SĨ HƢNG NGHIÊN CỨU ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ CƠ - ĐIỆN CHO NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI Chuyên ngành Mã số : Kỹ thuật điện : 60520202 LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT NGƢỜI HƢỚNG DẪN KHOA HỌC: PGS TS NGÔ VĂN DƢỠNG Đà Nẵng - năm 2018 i LỜI CAM ĐOAN Tôi cam đoan cơng trình nghiên cứu riêng tơi, Trong luận văn có sử dụng số nội dung dịch từ tài liệu Bảo vệ rơle nhà máy, tài liệu hướng dẫn sử dụng nhà chế tạo, đơn vị cung cấp thiết bị Các giải pháp đề xuất nâng cao độ tin cậy hệ thống bảo vệ điện nhà máy trung thực chưa công bố công trình khác Tác giả luận văn Hồ Sĩ Hƣng ii MỤC LỤC MỞ ĐẦU 1 Lý chọn đề tài Mục đích nghiên cứu Đối tượng phạm vi nghiên cứu Phương pháp nghiên cứu: Ý nghĩa khoa học thực tiễn đề tài Tên đề tài Cấu trúc luận văn CHƢƠNG TỔNG QUAN VỀ NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN ĐỒNG NAI 1.1 Vị trí địa lý nhà máy Thủy điện Đồng Nai 1.2 Đặc điểm cấu tạo 1.3 Nguyên lý hoạt động 1.4 Bảo vệ phần điện nhà máy Thủy điện đồng Nai 1.4.1 Bảo vệ phần máy phát bao gồm bảo vệ phần sau: 1.4.2 Bảo vệ phần điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3: 10 1.5 Kết luận 13 CHƢƠNG NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG BẢO VỆ PHẦN CƠ 14 2.1 Bảo vệ gối trục 14 2.1.1 Bảo vệ ổ đỡ/ổ hướng 14 2.1.2 Bảo vệ gối 15 2.1.3 Bảo vệ gối Tuabin 15 2.2 Bảo vệ vượt tốc 16 2.3 Bảo vệ hệ thống dầu áp lực 17 2.3.1 hức 17 2.3.2 Thông số kỹ thuật 17 2.3.3 Nguyên l làm việc 18 2.3.4 Các thiết bị giám sát 18 2.4 Bảo vệ hệ thống nước làm mát 18 2.4.1 Chức 18 2.4.2 Thiết bị giám sát 18 2.5 Bảo vệ nhiệt độ tăng cao máy phát: 19 2.5.1 Nhiệt độ Stator 19 2.5.2 Nhiệt độ gió làm mát 19 iii 2.6 Bảo vệ nhiệt độ tăng cao máy biến áp 19 2.6.1 Bảo vệ nhiệt độ dầu MBA (26O) 19 2.6.2 Bảo vệ nhiệt độ cuộn dây MBA (26W): 20 2.6.3 Bảo vệ áp xuất dầu tăng cao (63): 20 2.6.4 Bảo vệ rơle (96): 20 2.6.5 Bảo vệ mức dầu MBA (71): 21 2.7 Đánh giá trạng bảo vệ phần nhà máy Thủy điện Đồng Nai 23 2.8 Kết luận 25 CHƢƠNG NGHIÊN CỨU ĐÁNH GIÁ HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG BẢO VỆ PHẦN ĐIỆN 26 3.1 Bảo vệ máy phát – Máy biến 26 3.1.1 Tổng quan hệ thống bảo vệ phần điện máy phát – máy biến thế: 26 3.1.2 Nguyên lý hoạt động chức bảo vệ: 27 3.2 Bảo vệ đường dây trạm phân phối: 63 3.3.1 Tổng quan hệ thống bảo vệ đường dây: 63 3.3.2 Các chức bảo vệ đường dây: 64 3.3 Đánh giá trạng bảo vệ phần điện: 86 3.4 Kết luận: 87 CHƢƠNG ĐỀ XUẤT GIẢI PHÁP NÂNG CAO ĐỘ TIN CẬY VẬN HÀNH CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ CƠ ĐIỆN 89 4.1 Giải pháp cho hệ thống Bảo vệ cố phần 89 4.1.1 Bảo vệ gối trục: 89 4.1.2 Bảo vệ áp lực dầu điều khiển: 91 4.1.3 Bảo vệ hệ thống nước làm mát 92 4.1.4 Bảo vệ nhiệt độ bên máy phát: 93 4.2 Giải pháp cho Bảo vệ cố phần điện 94 4.2.1 ài đặt chức bảo vệ Rơle REG670 tủ RJA REG670 tủ RJB giống nhau: 94 4.2.2 Tín hiệu cắt máy cắt liên quan, đưa đến cuộn cắt, phải hiệu chỉnh tín đến hai tríp máy cắt liên quan 102 4.2.3 Tín hiệu rơle phát chạm đến rotor đưa tín hiệu Alarm, cần phải đưa tín hiệu cắt máy cắt dừng máy 104 4.2.4 Máy cắt kích từ cố chưa có interlock với máy cắt đầu cực nên số trường hợp mở trước máy cắt đầu cực gây lồng tốc tổ máy Cần đưa tín hiệu để máy cắt đầu cực mở trước máy cắt kích từ mở 105 iv 4.2.5 Hiện rơle truy xuất chỗ, rơle trang bị cổng kết nối RS482 truy xuất từ xa Để thuận tiện cho việc truy xuất nhanh, xác cố cần đưa vào vận hành phần mềm truy xuất rơle từ xa phòng điều khiển trung tâm 105 4.3 Sự phối hợp Bảo vệ điện 105 4.3.1 Nhóm cố nặng thuộc phần Điện máy phát: Bao gồm chức bảo vệ rơle số (trừ chức nhóm khác) tác động gửi tín để dừng nhanh tổ máy tự động theo trình tự sau: 105 4.3.2 Nhóm cố nặng thuộc phần Điện máy phát, máy biến áp 105 4.3.3 Nhóm cố nặng phần Tổ máy: Tổ máy tự động dừng nhanh, trình tự thiết bị tổ máy làm việc sau: 105 4.3.4 Nhóm cố khẩn cấp Tổ máy: Tổ máy tự động dừng khẩn cấp, trình tự thiết bị tổ máy làm việc sau 105 4.3.5 Nhóm cố: Cắt máy cắt (51T) 106 4.3.6 Nhóm cố ảnh hưởng đến kích từ tổ máy (24G, 49G, 46), trình tự thiết bị tổ máy làm việc sau: 106 4.3.7 Nhóm cố dao động từ lưới ảnh hưởng đến tổ máy (40, 32, 78), trình tự tổ máy làm việc sau: 106 KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 108 TÀI LIỆU THAM KHẢO v DANH MỤC BẢNG Số hiệu Bảng 2.1 Bảng 3.1 Tên bảng Tổng hợp giá trị cài đặt bảo vệ phần Tổng hợp giá trị cài đặt bảo vệ phần điện Trang 22 76 vi DANH MỤC HÌNH Số hiệu Tên hình Trang Hình 1.1 Cấu tạo nhà máy Hình 1.2 Nguyên lý hoạt động nhà máy Thủy điện Hình 1.3 Tổng quan hệ thống bảo vệ phần Hình 1.4 Đấu nối hệ thống bảo vệ phần Hình 1.5 Cảm biến nhiệt độ RTD Hình 1.6 Cấu tạo RTD Hình 1.7 Nguyên lý hoạt động cảm biến nhiệt RTD Hình 1.8 Bảo vệ máy phát – Máy biến 11 Hình 1.9 Sơ đồ bảo vệ đường dây 12 Hình 2.1 Nguyên l đo nhiệt độ dầu MBA 19 Hình 2.2 Nguyên l đo nhiệt độ cuộn dây máy biến 20 Hình 2.3 Nguyên lý làm việc rơle 21 Hình 2.4 Nguyên lý làm việc rơle mức dầu máy biến 21 Hình 2.5 Cấu tạo thiết bị thị mức dầu 22 Hình 2.6 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ phần hữu 23 Hình 3.1 Sơ đồ bảo vệ tổ máy 26 Hình 3.2 Sơ đồ bảo vệ máy biến 27 Hình 3.3 Tín hiệu đầu vào rơle bảo vệ so lệch máy phát 28 Hình 3.4 Sơ đồ xảy ngắn mạch vùng bảo vệ 28 Hình 3.5 Sơ đồ xảy ngắn mạch ngồi vùng bảo vệ 29 Hình 3.6 Đặc tính làm việc Bảo vệ so lệch 29 Hình 3.7 Sơ đồ logic bảo vệ so lệch 30 Hình 3.8 Vùng làm việc bảo vệ so lệch 31 Hình 3.9 Logic tác động bảo vệ 31 Hình 3.10 Khối tạo tín hiệu Trip phát lỗi bên vùng bảo vệ 32 Hình 3.11 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ so lệch ngang 32 Hình 3.12 Đặc tuyến làm việc 33 Hình 3.13 Sơ đồ logic bảo vệ so lệch ngang 34 vii Hình 3.14 Đặc tuyến bảo vệ khoảng cách máy phát chạm đất pha 36 Hình 3.15 Đặc tuyến bảo vệ khoảng cách máy phát ngắn mạch nhiều pha 36 Hình 3.16 Minh họa máy phát làm việc chế độ kích kích 37 Hình 3.17 Logic bảo vệ kích thích 38 Hình 3.18 Đặc tính làm việc bảo vệ kích từ 38 Hình 3.19 Logic làm việc bảo vệ cơng suất ngược 39 Hình 3.20 Logic bảo vệ tần số máy phát tăng cao 40 Hình 3.21 Logic bảo vệ tần số giảm thấp 41 Hình 3.22 Logic bảo vệ điện áp 43 Hình 3.23 Đặc tuyến khóa bảo vệ 27 44 Hình 3.24 Đặc tuyến reset bảo vệ 44 Hình 3.25 Logic tác động 50BF 45 Hình 3.26 Logic tác động cắt máy cắt liên quan 45 Hình 3.27 Logic tác động 59N 46 Hình 3.28 Đặc tính reset bảo vệ 47 Hình 3.29 Sơ độ bảo vệ chạm đất 100% cuộn dây stator máy phát 48 Hình 3.30 Logic tác động 48 Hình 3.31 Mơ tả hai máy phát đồng 49 Hình 3.32 Mơ tả tượng đồng 50 Hình 3.33 Logic tác động bảo vệ 50 Hình 3.34 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ máy biến 52 Hình 3.35 Đặc tính làm việc bảo vệ so lệch máy biến 54 Hình 3.36 Logic bảo vệ so lệch máy biến tác động 55 Hình 3.37 Logic trip vùng bảo vệ 55 Hình 3.38 Đặc tính làm việc bảo vệ 24T 58 Hình 3.39 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ máy phát máy biến 59 Hình 3.40 Đặc tính làm việc bảo vệ so lệch máy phát máy biến 60 Hình 3.41 Logic tạo tín hiệu tác động khơng điều kiện có điều 61 viii kiện Hình 3.42 Logic tạo tín hiệu trip phát lỗi vùng bảo vệ 62 Hình 3.43 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ đường dây trạm nhà máy 64 Hình 3.44 Modul truyền thông LD M đường truyền cáp quang 64 Hình 3.45 Nguyên lý bảo vệ so lệch đường dây 65 Hình 3.46 Đặc tính làm việc bảo vệ so lệch đường dây 65 Hình 3.47 Đặc tuyến làm việc bảo vệ q dịng có hướng 67 67 Hình 3.48 Đặc tuyến làm việc bảo vệ q dịng chạm đất có hướng 67 67 Hình 3.49 Đặc tuyến làm việc bảo vệ khoảng cách ngắn mạch pha 69 Hình 3.50 Đặc tuyến làm việc bảo vệ khoảng cách ngắn mạch hai pha 69 Hình 3.51 Logic tác động chức SOTF 71 Hình 3.52 Logic tác động chức 85 71 Hình 3.53 Logic tác động bảo vệ khơng đồng pha 73 Hình 3.54 Logic khởi động chức 79 74 Hình 3.55 Giản đồ thời gian cho đóng lặp lại pha 74 Hình 3.56 Tín hiệu trip từ rơle REG670 tủ RJA 86 Hình 3.57 Tín hiệu trip từ rơle REG670 tủ RJB 87 Hình 4.1 Hình giám sát mức dầu hữu, nước lẫn dầu hữu (chỉ bảo alarm) 89 Hình 4.2 Hình hiệu chỉnh đấu nối đưa thêm tiếp điểm vào thước từ để đưa tín hiệu trip mức thấp mức cao cho mạch cứng mạch mềm 90 Hình 4.3 Hình Nguyên lý bảo vệ nhiệt độ bạc đỡ 90 Hình 4.4 Nguyên lý bảo vệ nhiệt độ bạc đỡ hiệu chỉnh 91 Hình 4.5 Hình Giám sát mức dầu bồn dầu điều tốc hữu 91 Hình 4.6 Giám sát mức dầu bồn dầu điều tốc hiệu chỉnh 92 Hình 4.7 Hình Nguyên lý giám sát hệ thống nước hữu 92 Hình 4.8 Nguyên lý giám sát hệ thống nước hiệu chỉnh 93 Hình 4.9 Nguyên lý giám sát bảo vệ nhiệt độ máy phát hữu 93 55 Hình 3.36 Logic bảo vệ so lệch máy biến tác động  Harmonic: khối chức phát sóng hài bậc bậc 5, phát sóng hài bậc bậc chức bảo vệ bị lock tín hiệu cắt  I2/I1 >: 15%  I5/I1 >: 25%  OpCrossBlock: chức khóa chéo, nghĩa pha bậc bậc bảo vệ có điều kiện pha lock tín hiệu cắt pha B, C phát sóng hài khởi động có tín hiệu gửi  Wave block: chức so sánh sóng điều hịa tức thời với sóng chuẩn  Switch on to fault: chức có nhiệm vụ vơ hiệu hóa chức khóa sóng hài bậc chức wave block khoảng thời gian thiết lập Hiện tính off  Logic tạo tín hiệu cắt phát lỗi vùng bảo vệ giá trị cài đặt: Hình 3.37 Logic cắt vùng bảo vệ 56  Nguyên lý làm việc tương tự bảo vệ so lệch máy phát  Giá trị cài đặt:  IminNegSeq (dòng thứ tự nghịch nhỏ nhất): 0.04*IB  NegSeqROA (góc giới hạn làm việc rơle): 600 v Chức ảo vệ chạ đất phía 220 V (PTOC, 51N) Bảo vệ có nhiệm vụ chống chạm đật cuộn dây phía 220kV MBA phóng điện cuộn dây vỏ, phóng điện sư Ngồi cịn bảo vệ chạm đất, ngắn mạch pha, pha phía sau MBA Bảo vệ đóng vai trị dự phịng cho bảo vệ 87T Tín hiệu bảo vệ lấy sơ đồ bảo vệ MBA Tín hiệu đưa vào bảo vệ CT trung tính MBA  Bảo vệ hoạt động dựa ngun l đo dịng thứ tự khơng chạy qua trung tính cuộn thứ cấp MBA chính:  Khi khơng có ngắn mạch, dòng chạy pha đối xứng:  Khi có ngắn mạch dịng chạy pha đối xứng: Và giá trị lớn giá trị cài đặt bảo vệ tác động Giá trị cài đặt logic tác động:IB = 300 A  Giá trị tác động cấp 1: cắt MC 271 (272), 273 (274) khởi động chức 50BF M tương ứng  IN1 >: 250%*IB  T1: 2.5 s  Đặc tuyến thời gian độc lập  Giá trị tác động cấp 2: cắt MC 271 (272), 273 (274), máy cắt đầu cực, khởi động chức 50BF M tương ứng, cắt máy cắt kích từ, máy cắt phía tự dùng dừng tổ máy  IN2 >: 968%*IB  T2: 1.5 s  Đặc tuyến thời gian độc lập w Chức ảo vệ chạ đất phía cuộn hạ p MBA 59N Chức có nhiệm vụ phát chạm đất cn dây hạ áp MBA chính, bảo vệ hoạt động dựa nguyên l đo điện áp thứ tự không 57 Tín hiệu PT lấy sơ đồ bảo vệ MBA, tín hiệu lấy vào bảo vệ lấy từ cuộn tam giác hở phía trước máy cắt đầu cực Khi điện áp thứ tự không đo lớn giá trị cài đặt bảo vệ tác động gửi tín hiệu báo alarm Giá trị cài đặt: UB = 15.75 kV  Giá trị tác động:  U1 >: 15%*UB  T1: s  Đặc tuyến thời gian độc lập x Bảo vệ qu ích thính MBA (PVPH, 24T) Khi MBA bị q kích thích, từ thơng tản móc vịng qua phận khác MBA gây tượng nhiệt, nguyên nhân gây lão hóa mạch từ già hóa cách điện Tín hiệu PT đấu sơ đồ bảo vệ MBA Tín hiệu PT đưa vào bảo vệ PT phía trước M đầu cực Ngồi việc bảo vệ MBA bảo vệ cịn bảo vệ cho MBA tự dùng máy phát máy cắt đầu cực đóng Nguyên lý làm việc bảo vệ tương tự bảo vệ kích thích máy phát Giá trị cài đặt đặc tuyến làm việc:  Bảo vệ tác động cấp (báo tín hiệu Alarm): UB = 15.75 kV  V/Hz > 110%*UB/f  T1 = s  Đặc tuyến thời gian độc lập  Bảo vệ tác động cấp (Cắt)     V/Hz >> 140%*UB/f Làm việc theo đặc tuyến thời gian phụ thuộc (Tailor) tMin: 0.5 s tMax: 7200 s 58 Hình 3.38 Đặc tính làm việc bảo vệ 24T Khi bảo vệ tác động cắt MC 271 (272), 273(274), máy cắt đầu cực, khởi động chức 50BF máy cắt tương ứng, máy cắt kích từ, máy cắt phía hạ áp MBA tự dùng dừng tổ máy (khi máy chạy) y Chức ảo vệ so lệch MBA-MF (PDIF, 87GT) Bảo vệ có nhiệm vụ loại trừ cố ngắn mạch cuộn dây máy biến áp (MB ), máy phát Khi cách điện cuộn dây bị già cỗi gây tượng phóng điện làm chạm chập pha với pha với đất tạo dòng ngắn mạch lớn Khi có ngắn mạch cuộn dây ngồi chịu ảnh hưởng nhiệt phải chịu xung lực điện động, dẫn đến phá hủy cuộn dây Tín hiệu T đưa vào bảo vệ lấy sơ đồ bảo vệ MBA Tín hiệu gồm CT phía trước trung tính máy phát, CT phía cao máy biến CT phía cao MBA tự dùng Trong T phía cao MBA MBA tự dùng phải đảo cực tính Sơ đồ nguyên lý bảo vệ 59 Hình 3.39 Sơ đồ nguyên l bảo vệ máy phát máy biến  Khi làm việc bình thường dịng điện phía máy phát (W2) tổng dịng điện chạy qua MBA (W1) với dịng điện chạy phía MBA tự dùng (W3):(cơng thức viết cho pha quy đổi phía thứ cấp)  Và dịng so lệch tính sau:  Dịng so lệch tính cho pha quy đổi sang phia cao áp MBA Trên ma trận tính dịng so lệch cho bảo vệ, đó: Ma trận dịng so lệch cho pha quy đổi phía cao áp MBA Ma trận dịng điện cho pha phía cao áp MBA Ma trận dịng điện cho pha phía máy phát quy đổi phía cao áp MBA Ma trận dịng điện cho pha phía tự dùng quy đổi phía cao áp MBA Trong đó:  IDL1,2,3: dòng so lệch pha A, B, C quy phía cao áp MBA  IL1,2,3_w1: dịng pha A, B, C phía cao áp MBA 60  IL1,2,3_w2: dịng pha A, B, C phía máy phát quy phía cao áp MBA  IL1,2,3_w3: dịng pha A, B, C phía cao áp MBA tự dùng quy phía cao áp MBA  Vn_w1,2,3: điện áp dây định mức phía cao áp MBA chính, máy phát phía cao áp MBA tự dùng  A: ma trận hệ số, ta chọn cuộn dây chuẩn cuộn dây cao áp MBA nên ma trận A ma trận chuẩn sau:  B, C: ma trận hệ số nằm phía cuộn hạ áp MBA nên B = C, chọn cuộn dây chuẩn cuộn dây cao áp MBA MBA có sơ đồ nối dây Y/Δ-11 nên điện áp cuộn sơ cấp chậm sau cuộn dây chuẩn (cuộn thứ cấp) góc 300 nên ta có ma trận hệ số sau: Đặc tuyến làm việc bảo vệ giá trị cài đặt:  Đặc tuyến làm việc: Hình 3.40 Đặc tính làm việc bảo vệ so lệch máy phát máy biến 61  Tương tự chức so lệch có hàm bảo vệ máy phát 87G, chức 87T phân chia thành vùng làm việc độc lâp tương ứng với giá trị cài đặt sau: IB = IBw1 = 266 A; IBw2 = IBw3 = 3886 A  Vùng làm việc không điều kiện: IdeffL1 IdUnre = 6*IB  Vùng làm việc có điều kiện: giới hạn đường thẳng IdeffL1 = IdUnre với đường cong gấp khúc có giá trị cài đặt sau:  IdMin: 0.5*IB  Vùng 1: điểm kết thúc 1.25*IB, độ dốc đặc tuyến 0%  Vùng 2: điểm kết thúc 3*IB, độ dốc đặc tuyến 40%  Vùng 3: có độ dốc đặc tuyến 80% Logic tác động bảo vệ  Khi bảo vệ tác động cắt MC 271(272), 273(274), GCB, FCB, khởi động chức 50BF M tương ứng dừng tổ máy  Logic tạo tín hiệu tác động khơng điều kiện (CẮTUNRE) có điều kiện (CẮTRES) Hình 3.41 Logic tạo tín hiệu tác động khơng điều kiện có điều kiện Harmonic: khối chức phát sóng bậc bậc 5, phát sóng hài bậc bậc chức bảo vệ bị lock tín hiệu cắt  I2/I1 >: 15%  I5/I1 >: 25%  OpCrossBlock: chức khóa chéo, nghĩa pha bậc bậc bảo vệ có điều kiện pha lock tín hiệu cắt pha B, C phát sóng hài khởi động có tín hiệu gửi  Wave block: chức so sánh sóng điều hịa tức thời với sóng chuẩn 62  Switch on to fault: chức có nhiệm vụ vơ hiệu hóa chức khóa sóng hài bậc chức wave block khoảng thời gian thiết lập Hiện tính off  Logic tạo tín hiệu cắt phát lỗi vùng bảo vệ giá trị cài đặt: Hình 3.42 Logic tạo tín hiệu cắt phát lỗi vùng bảo vệ  Nguyên lý làm việc tương tự bảo vệ so lệch máy phát  Giá trị cài đặt:  IminNegSeq (dịng thứ tự nghịch nhỏ nhất): 0.04*IB  NegSeqROA (góc giới hạn làm việc rơle): 600  Chức Open TEnable: chức phát hở mạch CT, chức dựa dòng điện pha, dòng điện pha đột ngột giảm pha cịn lại bình thường bảo vệ so lệch bị khóa Nếu pha bị mà dòng so lệch lớn giá trị cài đặt bảo vệ tác động z Chức ảo vệ qu dịng điện MBA (51T)  Dịng tăng cao máy biến làm nhiệt độ cuộn dây tăng cao la nguyên nhân gây già cỗi cách điện, làm hỏng cách điện cuộn dây Chức 51T giúp loại trừ cố dịng  Tìn hiệu đấu nối vảo bảo vệ thể sơ đồ bảo vệ MBA Tín hiệu dược lấy từ CT phía cuộn dây cao áp MBA  Giá trị cài đặt bảo vệ: IB = 266 A  Cấp 1: Gửi tín hiệu báo alarm  I1 >: 111%*IB  T1: 10 s  Đặc tuyến thời gian độc lập  Cấp 2: Tác động cắt máy cắt phía 220 kV; máy cắt đầu cực máy cắt phía hạ 63 áp MBA tự dùng  I2 >: 864%*IB  T2: 2.5 s  Đặc tuyến thời gian độc lập aa Chức bảo vệ q dịng máy biến thể kích từ ( 50/51 TE) Bảo vệ cắt nhanh MBA kích từ 50TE  Chức bảo vệ MBA kích từ dòng ngắn mạch cao, dòng ngắn mạch cao nhanh chóng phá hủy cuộn dây lõi từ tác nhân nhiệt độ lực điện động sinh  Tín hiệu T lấy sơ đồ bảo vệ MBA Tín hiệu đưa vào bảo vệ CT phía cao áp MBA kích từ  Giá trị cài đặt:  I >: 1.91 A (dòng thứ cấp); 955  T: s (dòng sơ cấp)  Khi bảo vệ tác động cắt máy cắt đầu cực, máy cắt kích từ, khởi động chức 50BF dừng tổ máy bb Bảo vệ có thời gian MBA kích từ 51TE  Khi tượng q dịng điện chưa đủ lớn để tác động chức 50TE, nhiên dòng đủ lớn để gây nhiệt dịng điện trì khoảng thời gian định, chức cắt có thời gian 50TE tác động thỏa mãn dòng thời gian cài đặt  Tín hiệu T lấy sơ đồ bảo vệ MBA Tín hiệu đưa vào bảo vệ tín hiệu CT phía cao áp MBA kích từ  Giá trị cài đặt:  I >: 0.26 A (dòng thứ cấp); 130  T >: 0.5 s  Đặc tuyến thời gian độc lập (dòng sơ cấp)  Khi bảo vệ tác động cắt máy cắt đầu cực, máy cắt kích từ, khởi động chức 50BF dừng tổ máy 3.2 Bảo vệ đƣờng dây trạm phân phối: 3.3.1 Tổng quan hệ thống bảo vệ đường dây: Bảo vệ trạm đường dây sử dụng rơle RED670, rơle REL670 rơle RE 670 bố trí tủ từ APR1 ~ APR7: Rơle RED670 chứa chức (87L, 67/67N, 50/51, 50/51N, 27B), Rơle REL chứa chức (21/21N, 67/67N, 50/51, 50/51N, 59, 27), Rơle REC chứa chức (50BF, DP, 25/79) 64 Hình 3.43 Sơ đồ nguyên l bảo vệ đường dây trạm nhà máy 3.3.2 ác chức n ng bảo vệ đường dây: a hức bảo vệ so lệch dọc đường dây (PDIF, 87L)  Bảo vệ có nhiệm vụ loại trừ cố ngắn mạch (một pha, nhiều pha), chạm đất đường dây truyền tải điện  Bảo vệ làm việc dựa nguyên lý phối hợp rơle số RED670 đặt đầu đường dây Những tín hiệu kết nối rơle thông qua modul truyền thông LD M đường truyền cáp quang Hình 3.44 Modul truyền thông LD M đường truyền cáp quang 65  Tín đấu nối cho bảo vệ sơ đồ bảo vệ đường dây Tín hiệu bảo vệ so lệch đường dây Đăcknong lấy từ CT phía MC 272, 273 tín hiệu dịng từ phia rơle RED670 phía đầu Đăcknong thơng qua đường truyền cáp quang  Nguyên lý bảo vệ so lệch dọc đường dây: Hình 3.45 Nguyên l bảo vệ so lệch đường dây  Trong điều kiện làm việc bình thường có ngắn mạch ngồi dịng đo vị trí đặt rơle (IL) dòng đo từ xa gửi tới (IR phía Đăcknong) có giá trị lệch pha 180o, nên dòng so lệch đo 0, bảo vệ khơng tác động  Khi có cố đường dây dòng IL pha với dòng IR dịng so lệch tính khác 0, bảo vệ tác động giá trị lớn giá trị đặt  Đặc tuyến làm việc giá trị cài đặt bảo vệ: IB = 1200A  Đặc tuyến làm việc: Hình 3.46 Đặc tính làm việc bảo vệ so lệch đường dây  Vùng tác động không điều kiện: 66  IdUnre = 20*IB  Vùng tác động có điều kiện: Vùng giới hạn đường thẳng IdUnre với đường gấp khúc có giá trị đặt sau:  IdMin: 0.25*IB  Vùng 1: điểm kết thúc 1.25*IB, độ dốc 0%  Vùng 2: điểm kết thúc 3*IB, độ dốc 40%  Vùng 3: độ dốc 80%  Tác động khối phát lỗi bên bên ngoài:  IMinNegSeq: 0.1*IB Tải FULL (131 trang): bit.ly/2Ywib4t  NegSeqROA: 600 Dự phòng: fb.com/KhoTaiLieuAZ  Khi bảo vệ tác động gửi tín hiệu cắt MC 272, 273 khởi động chức 50BF M tương ứng b hức bảo vệ q dịng có hướng q dịng chạm đất có hường (TO , 67/67N)  Khi có ngắn mạch, chạm đất hay qua tải đường dây có hứng phía đường dây Đăcknong bảo vệ tác động nêu thỏa mãn giá trị đặt  Tín hiệu đưa vào bảo vệ đấu nối sơ đồ bảo vệ đường dây Gồm tín hiệu từ PT đường dây EVT1 tín hiệu CT phía MC 272 273  Chức 67:  Dòng, áp tính tốn ngắn mạch nhiều pha:  Dịng, áp tính tốn ngắn mạch pha với đất:  Đặc tuyến làm việc: 67 Hình 3.47 Đặc tuyến làm việc bảo vệ q dịng có hướng 67  Giá trị cài đặt: IB = 1200A  Cấp 1: I1 >= 100%*IB; t1 = 1.8 s  Cấp 2: I2 >= 158%*IB; t2 = 0.6 s  ngleR (góc định hướng chuẩn): 550  AngleROA (góc mở rộng): 800  Chức 67N:  Dịng, áp tính toan sau:  Đặc tuyến làm việc: Hình 3.48 Đặc tuyến làm việc bảo vệ q dịng chạm đất có hướng 67 68  Giá trị cài đặt: IB = 1200A  IN > Dir = 10%*IB (dòng ngắn mạch tối thiểu để bảo vệ làm việc)  Cấp 1: I1 >= 15%*IB; t1 = 1.8 s Tải FULL (131 trang): bit.ly/2Ywib4t Dự phòng: fb.com/KhoTaiLieuAZ  Cáp 2: I2 >= 220%*IB; t2 = 0.6 s  ngleR (góc định hướng chuẩn): 650  Chức SOTF (Swich onto fault)  Chức kích hoạt có cố cấp Nhằm cắt nhanh máy cắt chức đóng lập lại máy cắt hoạt động đóng lại máy cắt dịng cố lớn có nguy cố vĩnh cửu  tSOTF: 0.3 s (thời gian trễ để chức phát lệnh TRSOTF)  Khi bảo vệ tác động gửi tín hiệu cắt MC 272, 273 khởi động chức 50BF tương ứng c ác chức 50/51, 50/51N, 27, 27B OFF d hức bảo vệ khoảng cách đường dây (PDIS, 21/21N)  Chức bảo vệ nhằm loại trừ cố ngắn mạch pha, nhiều pha chạm đất đường dây, chức dự phịng cho chức 87L  Tín hiệu đưa vào rơle nối sơ đồ bảo vệ đường dây Tín hiệu gồm tín hiệu dịng từ CT phía MC 272, 273 tín hiệu áp từ EVT1  Bảo vệ làm việc dựa nguyên lý tính tổng trở:  Cơng thức tính tổng trở phức có ngắn mạch hai pha  Cơng thức tính tổng trở phức có ngắn mạch pha vớ đất  Sơ đồ đo lường trở kháng vùng  Đặc tuyến làm việc ngắn mạch pha: 69 Hình 3.49 Đặc tuyến làm việc bảo vệ khoảng cách ngắn mạch pha  Đặc tuyến làm việc ngắn mạch pha: Hình 3.50 Đặc tuyến làm việc bảo vệ khoảng cách ngắn mạch hai pha  Giá trị cài đặt bảo vệ: UB = 220 kV; IB = 1200 ; U1 = 10%*UB (điện áp thứ tự thuận nhỏ để rơle tác động); ArgNegRes = 1150; ArgDir = 150 (góc định hướng)  Tác động vùng 1:      X1: 10.92 Ω/p (điện kháng thứ tự thuận) R1: 1.95 Ω/p (điện trở thứ tự thuận) X0: 38.23 Ω/p (điện kháng thứ tự không) R0: 5.93 Ω/p (điện trở thứ tự thuận) RFPP: 30.0 Ω/p (tổng trơ cài đặt ngắn mạch pha) 9ae927ba ... cao độ tin cậy làm việc hệ thống bảo vệ điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3. 2 Phạm vi nghiên cứu - Hệ thống bảo vệ điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai Phƣơng pháp nghiên cứu: Phương pháp nghiên cứu. .. Thực áp dụng giải pháp để triển khai nhà máy Đồng Nai 3, Đồng Nai Tên đề tài ? ?Nghiên cứu đề xuất giải pháp nâng cao độ tin cậy Hệ thống Bảo vệ điện cho nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3? ?? Cấu trúc luận... cậy Hệ thống Bảo vệ - điện cho nhà máy Thủy điện Đồng Nai 3? ?? Mục đích nghiên cứu - Tìm giải pháp để nâng cao độ tin cậy làm việc hệ thống bảo vệ điện nhà máy Thủy điện Đồng Nai vận hành không