Thông số Loại cáp OPGW 90
Kết cấu dây (số sợi/đường kính) 13/2,54 Tiết diện tổng (mm2) 90 Đường kính tổng (mm) 13,38 Điện trở một chiều (Ω/km) ở 200C 0,64 Lực kéo đứt nhỏ nhất (N)
Trọng lượng (kg/km) Modun đàn hồi (Mpa) Hệ số giãn nở dài (1/0C) 160.000 584 17 x 103 12 x 10-6 Dòng ngắn mạch (kA2.s) ≥103
Đường dây được mơ phỏng dưới dạng mơ hình LCC - 3 pha. Đây là mơ hình đường dây có thơng số rải với các thơng số phụ thuộc tần số. Mơ hình này mơ phỏng đầy đủ các thành phần tổng trở dọc đường dây, dung dẫn của đường dây với đất và có tính đến điện trở rị của dây dẫn đối với đất ở dạng sai số do hiệu ứng của mặt đất.
- Ph.no (Phase number): số thứ tự pha là 1, 2, 3. Dây chống sét được quy ước là 0.
- Rin: bán kính bên trong của 1 dây dẫn hoặc dây chống sét (cm).
+ Dây dẫn : Rin = 0,423 (cm).
+ Dây chống sét: PHLOX-116 : Rin = 0,5 (cm). OPGW-90 : Rin = 0,53 (cm).
- Rout: bán kính bên ngồi của 1 dây dẫn hoặc dây chống sét (cm).
+ Dây dẫn : Rout = 1,27 (cm).
+ Dây chống sét: PHLOX-116 : Rout = 0,7 (cm). OPGW-90 : Rout = 0,669 (cm).
- Resis: điện trở của dây dẫn trên một đơn vị chiều dài có tính đến hiệu ứng bề mặt của dây dẫn (Ω/km).
+ Dây dẫn : Resis = 0,0855 (Ω/km).
+ Dây chống sét: PHLOX-116 : Resis = 0,59 (Ω/km). OPGW-90 : Resis = 0,64 (Ω/km).
-Horiz: khoảng cách nằm ngang từ tâm một pha được chọn làm làm gốc đến những pha khác. Do 3 pha được đặt trên một mặt phẳng nằm ngang nên ta chọn dây pha giữa làm gốc.
+ Khoảng cách từ 2 pha bên cạch tới pha giữa: Horiz = ± 12,7 m. + Khoảng cách từ 2 dây chống sét tới pha giữa: Horiz = ± 9,8 m.
- Vtower: chiều cao thẳng đứng tại dàn cột. + Dây dẫn : Vtower = 53 (m). + Dây chống sét : Vtower = 57,9 (m).
- Vmid: chiều cao thẳng đứng ở khoảng giữa (điểm võng nhất). + Dây dẫn : Vmid = 16 (m).
+ Dây chống sét : Vmid = 28 (m).
- Separ: khoảng cách giữa các dây trong một pha. + Dây dẫn : Separ = 45 (cm).
+ Dây chống sét : Separ = 0 (cm).
- Alpha: vị trí góc của các dây dẫn trong 1 pha tính ngược chiều kim đồng hồ so với trục hoành.
+ Dây dẫn : Alpha = 45 (deg). + Dây chống sét : Alpha = 0 (deg).
- Rho (ohm*m): điện trở suất của đất.
- Freq. init (Hz): tần số hệ thống.
- Length (km): chiều dài đường dây.
- Transposed: xác định các pha có chuyển vị hay khơng.
- Auto bunding: đường dây được phân pha.
- Skin effect: có tính đến hiệu ứng bề mặt của dây.
- Segmented ground: dây chống sét được nối đất theo từng đoạn.
- Real transt matrix: ma trận chuyển đổi được giả thiết chủ yếu là phần thực cịn phần ảo có giá trị khơng đáng kể.
- JMarti: được sử dụng rộng rãi cho mơ hình đường dây phụ thuộc tần số. + Freq.matrix (Hz): tần số ma trận, ở đây là 5 kHz.
+ Freq.SS (Hz): tần số trạng thái ổn định, ở đây là 50 Hz.
+ Decades: phạm vi tần số để tính tốn hằng số, ở đây là 0,1 - 108.
+ Points/Dec: điểm tính tốn hằng số trong một decades, ở đây là 10 điểm.
Hình 4.6: Số liệu đường dây. Máy cắt 03 pha rời:
Các máy cắt trong mơ hình mơ phỏng (CB_1, CB_2, CB_3) là loại máy cắt 500 kV 03 pha rời, có thời gian điều khiển đóng mở khác nhau phụ thuộc vào mục đích mơ phỏng. Trong thực tế, thao tác đóng cắt máy cắt có thể xảy ra các trường hợp tiếp điểm của ba pha tiếp xúc đồng thời hoặc khơng đồng thời. Trong chương trình ATP, với trường hợp tiếp điểm cắt khơng đồng thời sẽ quy ước pha A cắt sớm nhất, hai pha còn lại sẽ cắt sau pha A một khoảng thời gian nhất định. Để lựa chọn được thời cắt cho phù hợp với mục đích mơ phỏng ta cần hiểu rõ được đồ thị dạng sóng dưới đây:
- Cắt tại góc 00: - Cắt tại góc 900:
+ Pha A: 20 (ms). + Pha A: 15 (ms).
+ Pha B: 20 + 6,6 (ms). + Pha B: 15 + 6,6 (ms). + Pha C: 20 + 3,3 (ms). + Pha C: 15 + 3,3 (ms).
Hình 4.7: Ví dụ phân tích thời gian cắt xen kẽ của máy cắt 03 pha rời.
CB_1: Máy cắt ngăn lộ đường dây trạm 500 kV Nhà Bè: Kí hiệu:
- Là loại máy cắt 500 kV 03 pha rời, máy cắt sử dụng mô phỏng là loại SWIT -3. + T-cl: thời gian đóng máy cắt của các pha. T-cl = - 1s tức là tiếp điểm máy cắt của các pha đang đóng.
+ T-op: thời gian mở máy cắt của các pha. T-op = 1s tức là sau 1s tiếp máy cắt của các pha sẽ mở.
CB_2: Máy cắt ngăn lộ đường dây trạm 500 kV Ơ Mơn: kí hiệu:
- Là loại máy cắt 500 kV 03 pha rời, máy cắt sử dụng mô phỏng là loại SWIT -3. + T-cl: thời gian đóng máy cắt của các pha. T-cl = 1s tức là sau 1s tiếp điểm máy cắt của các pha sẽ đóng.
+ T-op: thời gian mở máy cắt của các pha. T-op = -1s tức là tiếp điểm máy cắt của các pha đang mở.
Hình 4.9: Thời gian đóng/mở máy cắt ngăn đường dây trạm 500 kV Ơ Mơn. CB_3: Máy cắt kháng bù ngang 500 kV – 128 MVar trạm Ơ Mơn:
Kí hiệu:
- Là loại máy cắt 500 kV 03 pha rời, máy cắt sử dụng mô phỏng là loại SWIT -3. + T-cl: thời gian đóng máy cắt của các pha. T-cl = -1s tức là tiếp điểm máy cắt của các pha đang đóng.
+ T-op: được mơ phỏng với các thời gian khác nhau nhằm phân tích điện áp quá độ phục hồi TRV xảy ra khi cắt máy cắt kháng.
Hình 4.10: Thời gian đóng/mở máy cắt kháng bù ngang 500 kV – 128 MVar.
Kháng bù ngang: Kí hiệu:
Kháng bù ngang KH502 sử dụng trong mơ hình mơ phỏng là loại kháng 03 pha đấu sao, có trung tính nối đất thơng qua kháng trung tính KT502, giống như sơ đồ đấu nối thực tế đang vận hành tại trạm 500 kV Ơ Mơn, chỉ danh của kháng là KH502. Kháng bù ngang sử dụng trong mơ hình là loại RLC 3-ph nằm trong thư viện Branch Linear:
Hình 4.11: Thơng số của kháng bù ngang 500 kV – 128 MVar.
tế đang vận hành tại trạm 500 kV Ơ Mơn, chỉ danh của kháng là KT502. Kháng trung tính sử dụng trong mơ hình là loại RLC nằm trong thư viện Branch Linear:
Hình 4.12: Thơng số của kháng trung tính KT502.
Điện trở trung tính: Kí hiệu:
Điện trở trung tính RT502 được lắp đặt phía sau kháng trung tính KT502, giống như sơ đồ đấu nối thực tế đang vận hành tại trạm 500 kV Ơ Mơn, chỉ danh của kháng là RT502. Điện trở trung tính sử dụng trong mơ hình là loại RLC nằm trong thư viện Branch Linear:
4.2 Mô phỏng
4.2.1 Phân tích quá áp đường dây 500 kV Nhà Bè – Ơ Mơna/ Vận hành khi khơng có kháng bù ngang: a/ Vận hành khi khơng có kháng bù ngang:
- CB_1 đóng. - CB_2 mở. - CB_3 mở.
Hình 4.14: Sơ đồ mơ phỏng khi chưa có kháng. Theo giá trị tính tốn:
Đối với mơ hình đường dây trên khơng cấp điện áp từ 230 kV đến 1.100 kV thì thơng số đường dây được cho theo Bảng 4.4 [4]:
Bảng 4.4: Thông số đường dây trên không ở cấp điện áp từ 230 kV đến 1.100 kV:
Nominal voltage 230 kV 345 kV 500 kV 765 kV 1100 kV R (Ω/km) xL = ωL (Ω/km) 0,050 0,488 0,037 0,367 0,028 0,325 0,012 0,329 0,005 0,292 α (nepers/km) β (rad/km) 0,000067 0,00128 0,000066 0,00129 0,000057 0,00130 0,000025 0,00128 0,000012 0,00127 ZC (Ω) SIL (MW) 380140 285420 1.000250 2.280257 5.260230 Charging MVA/km = 0,18 0,54 1,30 2,92 6,71 Trong đó: - R: điện trở dây dẫn (Ω/km).
- SIL (Surge Impedence Load): Trở kháng tải
- α (nepers/km): Gọi là hệ số tắt tức là tốc độ giảm của biên độ.
- β (rad/km): Hệ số pha nói lên độ biến thiên góc pha của sóng khi truyền dọc đường dây.
Đường dây 500 kV Nhà Bè – Ơ Mơn có chiều dài l = 152,83 km. Thuộc mơ hình đường dây trên khơng truyền tải 03 pha.
US: điện áp phía đầu đường dây.
UR: điện áp phía cuối đường dây. Với IR = 0. Hở mạch phía cuối đường dây. β = 0,0013 (rad/km).
ZC = 250 Ω.
Ta có: θ = βl = 0,0013 x 152,83 = 0,198679 (rad) θ = 11,38350
Theo tài liệu “Power system Stability and control” ta có: US = URcos(θ)
UR = US/ cos(θ)
Điện áp phía đầu đường dây là áp điều khiển, theo hệ đơn vị tương đối là 1 pu. Do đó:
Nếu điện áp pha phía đầu đường dây Nhà Bè là US = 550/ = 317 (kV) = 1 (pu) thì điện áp phía cuối đường dây Ơ Mơn là UR = 1,02 (pu) = 1,02 x 317 = 323,34 (kV).
Hình 4.15: Xuất hiện quá áp phía cuối đường dây khi chưa đóng kháng. Bảng 4.5: So sánh q điện áp phía cuối đường dây giữa tính tốn và mơ phỏng:
Điện áp phía đầu và cuối đường dây Tính tốn Mơ phỏng
Điện áp phía đầu đường dây 500 kV Nhà Bè - Vs 317 (kV) 317 (kV) Điện áp phía cuối đường dây 500 kV Ơ Mơn - Vr 323,34 (kV) 321,7 (kV)
Kết quả mơ phỏng:
Qua tính tốn và mơ phỏng rút ra kết luận đối với đường dây 500 kV Nhà Bè – Ơ Mơn có chiều dài 152,83 km, khi chưa đưa vào vận hành kháng bù ngang thì điện áp phía cuối đường dây 500 kV Ơ Mơn có sự tăng áp khoảng 5,5 kV.
b/ Vận hành khi có kháng bù ngang:
- CB_1 đóng. - CB_2 mở. - CB_3 đóng.
Hình 4.16: Sơ đồ mơ phỏng khi đóng kháng bù ngang.
Hình 4.17: Điện áp phía cuối đường dây khi đóng kháng bù ngang. Bảng 4.6: Bảng so sánh điện áp trước và sau khi đóng kháng bù ngang:
Điện áp phía đầu và cuối đường dây Khơng có
kháng Có kháng
Điện áp phía đầu đường dây 500 kV Nhà Bè - Vs 317 (kV) 317 (kV) Điện áp phía cuối đường dây 500 kV Ơ Mơn - Vr 321,7 (kV) 316,9 (kV)
Kết quả mô phỏng:
Dựa vào kết quả mô phỏng ta thấy sau khi đóng kháng thì điện áp phía cuối đường dây 500 kV Ơ Mơn giảm từ 321,7 (kV) về 316,9 (kV). Giảm khoảng 4,8 kV.
Qua tính tốn và mơ phỏng rút ra kết luận đối với đường dây 500 kV Nhà Bè – Ơ Mơn có chiều dài 152,83 km, khi chưa đưa vào vận hành kháng bù ngang thì điện áp phía cuối đường dây 500 kV Ơ Mơn có sự tăng áp khoảng 5,5 kV.
Sau khi đóng kháng thì điện áp phía cuối đường dây 500 kV Ơ Mơn giảm từ 321,7 (kV) về 316,9 (kV). Tức là giảm khoảng 4,8 kV.
Từ các kết quả mơ phỏng cho thấy được vai trị rất quan trọng của kháng bù ngang trong việc ổn định điện áp nằm trong ngưỡng vận hành cho phép.
4.2.2 Phân tích dịng điện xung kích xảy ra khi đóng khánga/ Trường hợp đóng điện đường dây khơng tải: a/ Trường hợp đóng điện đường dây khơng tải:
- CB_1: đóng. - CB_2: mở.
- CB_3 : điều khiển thời gian đóng xen kẽ giữa 03 pha. Tại góc đóng 00:
Máy cắt 03 pha rời CB_3 đóng tại thời điểm 15 ms với thời gian 03 pha như sau: Pha A: 15 (ms); Pha B: 15 + 6,6 (ms); Pha C: 15 + 3,3 (ms).
Hình 4.18: Thơng số máy cắt 03 pha rời khi đóng tại góc đóng 00.
Máy cắt 03 pha rời CB_3 đóng tại thời điểm 20 ms với thời gian 03 pha như sau: Pha A: 20 (ms); Pha B: 20 + 6,6 (ms); Pha C: 20 + 3,3 (ms).
Hình 4.20: Thơng số máy cắt 03 pha rời khi đóng tại góc đóng 900.
Hình 4.21: Dịng điện xung kích xuất hiện lúc đóng kháng tại góc đóng 900.
b/ Trường hợp đóng điện đường dây non tải:
- CB_1 đóng. - CB_2 đóng.
Hình 4.22: Thơng số phụ tải và dịng điện 03 pha của tải. Tại góc đóng 00:
Máy cắt 03 pha rời CB_3 đóng tại thời điểm 15 ms với thời gian 03 pha như sau: Pha A: 15 (ms); Pha B: 15 + 6,6 (ms); Pha C: 15 + 3,3 (ms).
Hình 4.23: Dịng điện xung kích xuất hiện lúc đóng kháng tại góc đóng 00. Tại góc đóng 900:
Máy cắt 03 pha rời CB_3 đóng tại thời điểm 20 ms với thời gian 03 pha như sau: Pha A: 20 (ms); Pha B: 20 + 6,6 (ms); Pha C: 20 + 3,3 (ms).
Hình 4.24: Dịng điện xung kích xuất hiện lúc đóng kháng tại góc đóng 900. Bảng 4.7: Dịng điện kích từ xuất hiện khi đóng máy cắt kháng bù ngang:
Trường hợp mơ phỏng Tại góc đóng 00 Tại góc đóng 900
Đường dây không tải 269 (A) 171 (A) Đường dây non tải 264 (A) 161 (A)
KẾT LUẬN:
-Dịng điện kích từ xảy ra khi đóng máy cắt kháng bù ngang trong hai trường hợp khơng tải và non tải có giá trị khơng thay đổi nhiều, khơng phụ thuộc vào phụ tải.
-Dịng điện kích từ có giá trị lớn nhất khi đóng kháng bù ngang tại góc đóng 00 (269 A) lớn gấp 02 lần dòng điện định mức qua kháng (134,4 A).
-Thành phần DC bị ảnh hưởng nhiều nhất khi đóng kháng tại thời điểm dịng điện đạt giá trị cực đại (đóng kháng lúc điện áp qua điểm 0 của pha đầu tiên). Thành phần DC này thường mất vài giây để phân rã (từ lúc đóng 0,015s đến 4s).
4.2.3 Phân tích điện áp q độ phục hồi xảy ra khi cắt kháng bù nganga/ Trường hợp đường dây không tải: a/ Trường hợp đường dây khơng tải:
- CB_1 đóng. - CB_2 mở.
- CB_3: điều khiển thời gian cắt xen kẽ giữa 03 pha. Tại góc cắt 00:
Pha A: 15 (ms); Pha B: 15 + 6,6 (ms); Pha C: 15 + 3,3 (ms).
Hình 4.25: Thơng số máy cắt CB_3 khi cắt tại góc cắt 00.
Hình 4.26: TRV – trường hợp cắt tại góc 00.
Hình 4.27: Dao động điện áp tại pha A khi cắt máy cắt kháng tại góc 00. Tại góc cắt 900:
Pha A: 20 (ms); Pha B: 20 + 6,6 (ms); Pha C: 20 + 3,3 (ms).
Hình 4.28: Thơng số máy cắt CB_3 khi cắt tại góc cắt 900.
Hình 4.29: TRV – trường hợp cắt tại góc 900.
Qua kết quả mơ phỏng khi cắt máy cắt kháng bù ngang trong trường hợp đường dây không tải ở góc cắt 00 và 900 ta có nhận xét như sau:
+ Giá trị đỉnh của TRV (peak value): không đổi (990 kV).
+ Xảy ra phóng điện lặp lại (reignition): xảy ra nhiều khi cắt tại góc 900 như trong Hình 4.29.
Như vậy nên chọn lựa thời điểm cắt tối ưu nhất là tại góc cắt 00 nhằm hạn chế xảy ra quá điện áp phóng điện lặp lại.
b/ Trường hợp đường dây non tải:
- CB_1 đóng. - CB_2 đóng.
- CB_3: điều khiển thời gian cắt xen kẽ giữa 03 pha.
Hình 4.31: Thơng số phụ tải và dịng điện 03 pha của tải. Tại góc cắt 00:
Máy cắt 03 pha rời CB_3 cắt tại thời điểm 15 ms với thời gian 03 pha như sau: Pha A: 15 (ms); Pha B: 15 + 6,6 (ms); Pha C: 15 + 3,3 (ms).
Hình 4.32: TRV – trường hợp cắt tại góc 00. Tại góc cắt 900:
Máy cắt 03 pha rời CB_3 cắt tại thời điểm 20 ms với thời gian 03 pha như sau: Pha A: 20 (ms); Pha B: 20 + 6,6 (ms); Pha C: 20 + 3,3 (ms).
Hình 4.33: TRV – trường hợp cắt tại góc 900.
Hình 4.34: Dao động điện áp tại pha A khi cắt máy cắt kháng tại góc 900.
Kết quả mơ phỏng:
Bảng liệt kê giá trị TRV xảy ra tại CB_3 được trình bày trong Bảng 4.8: Bảng 4.8: Bảng giá trị TRV tại pha cắt đầu tiên (pha A) khi cắt máy cắt kháng:
Trường hợp mơ phỏng Tại góc cắt 00 Tại góc cắt 900
Đường dây khơng tải 990 (kV) 990 (kV) Đường dây non tải 1.386 (kV) 1.386 (kV)
-Điện áp quá độ phục hồi – TRV xảy ra khi cắt kháng bù ngang trong hai trường hợp khơng tải và non tải có giá trị rất lớn, xuất hiện lớn nhất trong trường