Đề tài Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho đường dây

TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP KHOA ĐIỆN BỘ MÔN HỆ THỐNG ĐIỆN ĐỒ ÁN MÔN HỌC BẢO VỆ RƠLE TÊN ĐỀ TÀI THIẾT KẾ HỆ THỐNG BẢO VỆ RƠLE CHO ĐƯỜNG DÂY MỤC LỤC CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU VÀ TÍNH TOÁN THÔNG SỐ CỦA ĐƯỜNG DÂY TRONG CÁC CHẾ ĐỘ 1.1. Giới thiệu đường dây được bảo vệ. Đường dây phân phối 110kV là đạng mạch hở có tổng chiều dài 235km, nguồn từ hệ thống cấp điện cho các phị tải phía sau, bao gồm các đoạn đường dây AB BC CD. Đoạn đường dây AB sử dụng đường dây kép. Các đoạn BC CD là đường dây đơn. Sơ đồ và thông số kỹ thuật đường dây: ~ SD A B l1 l2 l3 l4 C D 80 km 75 km 45 km 35 km AC-240 AC-240 AC-120 AC-95 110 kV SC Hình 1.1: Sơ đồ mạng điện Bảng 1.1: Thông số nguồn điện Công suất (MVA) Cosj Z1HT (W) Z2HT (W) Z0HT (W) Vô cùng lớn 0.86 30 20 20 Bảng 1.2: Thông số phụ tải Sơ đồ SC (MVA) SD (MVA) Cosφ SCmax SCmin SDmax SDmin 2 35+ j20 15+ j10 35+ j20 15+ j10 0,86 Bảng 1.3: Thông số đường dây (với tổng trở thứ tự không: Z0 = 2.5xZ1) Đoạn Loại dây Chiều dài (km) r0 (W/km) R (W) x0 (W/km) X (W) AB1 (l1) AC-240 80 0.132 10.56 0.401 32.08 AB2 (l2) AC-240 75 0.132 9.9 0.401 30.075 BC (l3) AC-120 45 0.27 12.15 0.423 19.035 CD (l4) AC-95 35 0.33 11.55 0.429 15.015 Bảng 1.4: Giá trị điện trở Đoạn Z Z1TB Z2TB Z0TB AB1 (l1) 10.56+j32.08 33.77 33.77 84.4334 AB2 (l2) 9.9+j30.075 31.66 31.66 79.1563 BC (l3) 12.15+j19.035 22.58 22.58 56.4554 CD (l4) 11.55+j15.015 18.94 18.94 47.3585 Cosj Z1HT (W) Z2HT (W) Z0HT (W) Trị hiệu dụng 0.86 30 20 20 Giá trị phức - 25.8+j15.3 17.2+j10.2 17.2+j10.2 1.2. Tính toán thông số của đường dây trong các chế độ. Theo sơ đồ cho trước ta có sơ đồ phân bố công suất của mạng như sau: ~ SD A B l1 l2 l3 l4 C D SC Hình 1.2: Sơ đồ phân bố dòng điện Trường hợp mạng làm việc ở các chế độ 1.2.1. Chế độ cực đại Dòng điện làm việc tại các vị trí trên sơ đồ Sl4=SD=35+j20 (MVA) Sl3=Sl4+SC=70+j40 (MVA) Công suất chạy trên đoạn L1 L2 (chế độ cực đại) Đoạn L1 Sl1=Sl3Zl2Zl1+Zl2=33.8710+19.3548i (MVA) Đoạn L2 Sl2=Sl3Zl1Zl1+Zl2=36.1290+20.6452i (MVA) Dòng điện trên các đoạn L1 L2 (chế độ cực đại) Đoạn L1 →Il1=Pl12+Ql123Uđm=0.2048 (kA) Đoạn L2 →Il2=Pl22+Ql223Uđm=0.2184 (kA) Đoạn L3 →Il3=Pl32+Ql323Uđm=0.4232 (kA) Đoạn L4 →Il4=Pl42+Ql423Uđm=0.2116 (kA) 1.2.2. Chế độ cực tiểu Dòng điện làm việc tại các vị trí trên sơ đồ Sl4=SD=15+j10 (MVA) Sl3=Sl4+SC=30+j20 (MVA) Công suất chạy trên đoạn L1 L2 (chế độ cực tiểu) Đoạn L1 Sl1=Sl3Zl2Zl1+Zl2=14.5161+ 9.6774i (MVA) Đoạn L2 Sl2=Sl3Zl1Zl1+Zl2=15.4839+10.3226i (MVA) Dòng điện trên các đoạn L1 L2 (chế độ cực tiểu) Đoạn L1 →Il1=Pl12+Ql123Uđm=0.0916 (kA) Đoạn L2 →Il2=Pl22+Ql223Uđm=0.0977 (kA) Đoạn L3 →Il3=Pl32+Ql323Uđm=0.1892 (kA) Đoạn L4 →Il4=Pl42+Ql423Uđm=0.0946 (kA) Bảng 1.5: Công suất và dòng điện trong chế độ cực đại và cực tiểu Đường dây Phụ tải cực đại Phụ tải cực tiểu Công suất (MVA) Dòng điện (A) Công suất (MVA) Dòng điện (A) AB1 (l1) 33.8710+19.3548i 204.7543 14.5161+ 9.6774i 91.5689 AB2 (l2) 36.1290+20.6452i 218.4045 15.4839+10.3226i 97.6735 BC (l3) 70.0000+40.0000i 423.1588 30.0000+20.0000i 189.2424 CD (l4) 35.0000+20.0000i 211.5794 15.0000+10.0000i 94.6212 1.2.3. Trường hợp ở chế độ sự cố (đứt dây l1) Dòng điện làm việc tại các vị trí trên sơ đồ Sl4=SD=35+j20 (MVA) Sl2=Sl3=Sl4+SD=70+j40 Đoạn L2 →Il2=Pl22+Ql223Uđm=0.4232 (kA) Đoạn L3 →Il3=Pl32+Ql323Uđm=0.4232 (kA) Đoạn L4 →Il4=Pl42+Ql423Uđm=0.2116 (kA) Bảng 1.6: Công suất và dòng điện trong chế độ sự cố Đường dây Công suất (MVA) Dòng điện (A) AB1 (l1) AB2 (l2) 70+j40 0.4232 BC (l3) 70+j40 0.4232 CD (l4) 35+j20 0.2116 CHƯƠNG 2. THIẾT KẾ HỆ THỐNG BẢO VỆ VÀ HỆ THỐNG ĐO LƯỜNG 2.1. Xác định các loại bảo vệ role cần thiết để bảo vệ cho đường dây và thanh góp. 2.1.1. Yêu cầu với các thiết bị bảo vệ role a. Tính tin cậy Độ tin cậy khi tác động: là mức độ chắc chắn rơle hoặc hệ thống bảo vệ rơle sẽ tác động đúng. Nói cách khác, độ tin cậy khi tác động là khả năng bảo vệ làm việc đúng khi có sự cố xảy ra trong phạm vi đã được xác định trong nhiệm vụ bảo vệ. Độ tin cậy không tác động: là mức độ chắc chắn rằng rơle hoặc hệ thống rơle sẽ không làm việc sai. Nói cách khác, độ tin cậy không tác động là khả năng tránh làm việc nhầm ở chế độ vận hành bình thường hoặc sự cố xảy ra ngoài phạm vi bảo vệ đã được qui định. b. Tính chọn lọc Là khả năng của bảo vệ có thể phát hiện và loại trừ đúng phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống điện c. Tính tác động nhanh Tính tác động nhanh của bảo vệ rơle là yêu cầu quan trọng vì việc cách ly càng nhanh chóng phần tử bị ngắn mạch, sẽ càng hạn chế được mức độ phá hoại các thiết bị, càng giảm được thời gian sụt áp ở các hộ dùng điện, giảm xác suất dẫn đến hư hỏng nặng hơn và càng nâng cao khả năng duy trì ổn định sự làm việc của các máy phát điện và toàn bộ HTĐ. d. Độ nhạy Độ nhạy đặc trưng cho khả năng “cảm nhận” sự cố của rơle hoặc hệ thống bảo vệ. Độ nhạy của bảo vệ được đặc trưng bằng hệ số độ nhạy Kn là tỉ số của đại lượng vật lý đặt vào rơle khi có sự cố với ngưỡng tác động của nó. 2.1.2. Giới thiệu nguyên tắc thực hiện của bảo vệ. a. Bảo vệ cắt nhanh (50) Yêu cầu - Cắt tức thời đối tượng bị sự cố ra khỏi mạng điện khi dòng điện ngắn mạch lớn xẩy ra ở cuối vùng bảo vệ. - Tác động với nhiều loại sự cố nhất có thể, nhưng phải chọn lọc. - Không làm việc với sự cố cuối vùng bảo vệ, Nguyên tắc tác động - Đo lường dòng điện dư ở đầu đối tượng bảo vệ, Đặc điểm - Làm việc khi dòng điện đi qua chỗ đặt bảo vệ lớn hơn dòng đặt trước, - Chỉ bảo vệ được 1 phần của đối tượng, - Thời gian làm việc là cố định (nhỏ hơn 0,1 giây) Dòng điện khởi động Ikđ: Ikđ= Iđặt = kdt.IN1max Trong đó: K dt= 1,1 – 1,3 : là hệ số dự trữ; 1,3 cho rơ le điện từ; 1,2 cho rơ le tĩnh hoặc số; 1,1 cho rơ le điện cơ kiểu trụ; giá trị thường chọn là 1,25. IN1max : là dòng điện ngắn mạch tại N1 (trên thanh góp kế tiếp), Chú ý: - Nếu bảo vệ cho máy biến áp phải quy đổi dòng điện ngắn mạch ở phía thứ cấp về phía sơ cấp, khi đó: Ikđ=K dt .IN1max/nT Với nT là tỉ số biến đổi của MBA. Phạm vi bảo vệ L=1+kz(1-kdt)kdt×100% Trong đó: - L là chiều dài được bảo vệ (%), - kz = ZHT/ZL tỉ số giữa tổng trở hệ thống với tổng trở đối tượng được bảo vệ. Phạm vi ứng dụng - Tổng trở nguồn nhỏ hơn tổng trở của đối tượng bảo vệ (ZHT < ZL), - Bảo vệ cho đường dây có bù điện dung ở cuối, - Bảo vệ cho đường dây thỏa mãn điều kiện: IN2max> (1,1÷1,3).IN1max với IN2max, IN1max là dòng điện cực đại tại cuối và đầu đường dây. b. Bảo vệ quá dòng trễ thời gian (51) Yêu cầu - Cắt đối tượng bị sự cố ra khỏi mạng điện sau một khoảng thời gian trễ. - Tác động với nhiều loại sự cố nhất có thể, nhưng phải chọn lọc. - Không làm việc với dòng điện khởi động của tải, quá dòng cho phép, dòng xung Nguyên tắc tác động - Làm việc khi dòng điện đi qua chỗ đặt bảo vệ lớn hơn dòng đặt trước, Đặc điểm - Tác động với dòng điện ngắn mạch lớn hơn dòng tải cực đại, - Thường được phối hợp với bảo vệ quá dòng lân cận và cầu chì. Dòng điện khởi động Ikđ: Ikđ= IS = kdt×Imax Trong đó: Ikđ, IS là dòng điện khởi động và dòng điện đặt cho rơ le, Imax dòng điện tải lớn nhất trong điều kiện bình thường, kdt = 1,5 - 4,0 là hệ số dự trữ ứng với 150% và 400% dòng điện đầy tải. Trường hợp chung đặt kdt = 2,0 (200% dòng tải lớn nhất) Trong thực tế, kdt lựa chọn phù hợp với đặc tính của đối tượng bảo vệ như động cơ, máy biến áp hay phụ tải tổng hợp để chọn dòng khởi động của bảo vệ phải thỏa mãn một số yêu cầu sau: - Không được làm việc với dòng điện từ hóa khởi động của máy biến áp và động cơ, - Không được làm việc với dòng khởi động nguội của phụ tải (cold pickup load), - Xét đến sự phối hợp với cầu chì và các bảo vệ quá dòng phía sau. c. Bảo vệ khoảng cách (21) Nguyên tắc làm việc: Tổng trở rơ le đo được nhỏ hơn tổng trở đặt trước cho rơ le. Mômen quay tổng: T = K1.IR2-K2.UR2 Trạng thái cân bằng T = 0: K1K2=UR2IR2=ZR2~ZL2 Trong đó: ZR, ZL là tổng trở vào rơ le và tổng trở đường dây Sơ đồ khởi động Tổng trở khởi động Zkđ=k.ZAB=k(RAB+jXAB) Trong đó: k = (0,8÷0,9) là hệ số an toàn kể đến sai số của CT và VT. ZkđR = Zkđ.CTR/VCT; Trong đó: CTR, VTR là tỉ số biến đổi của CT và VT Nếu kể tới điện trở của hồ quang ở chỗ ngắn mạch với điện trở Rhq (A.R. Van C. Warrington): Rhq=28710.LhqI1.4 Trong đó: Lhq là chiều dài của hồ quang (m), I là dòng điện ngắn mạch pha-pha (A). Một số ưu điểm của bảo vệ quá dòng Vùng bảo vệ được cố định và lớn hơn bảo vệ quá dòng cắt nhanh, Độ nhậy cao hơn, Tính toán, cài đặt và phối hợp đơn giản hơn, Không phụ thuộc vào chế độ tải, tương đối ổn định với sự thay đổi của HT. Nếu kể tới điện trở của hồ quang ở chỗ ngắn mạch với điện trở Rhq: Rhq=28710.LhqI1.4 Trong đó: Lhq là chiều dài của hồ quang (m), I là dòng điện ngắn mạch pha-pha (A). 2.2. Đề xuất phương thức bảo vệ cho đường dây. - Phân đoạn L1 L2 ta trang bị bảo vệ khoảng cách 3 cấp có hướng. - Phân đoạn L3 L4 có một nguồn cung cấp ta trang bị bảo vệ quá dòng 3 cấp Cấp 1: bảo vệ cắt nhanh không duy trì thời gian Cấp 2: bảo vệ cắt nhanh có duy trì thời gian Cấp 3: Bảo vệ quá dòng cực đại 2.2.1. Sơ đồ phương thức và phạm vi bảo vệ của từng loại ~ SD A B C D 110 kV SC 21 21 21 21 50/51 50N/51N 50/51 50N/51N Hình 2: Sơ đồ phương thức bảo vệ 2.2.2. Nhiệm vụ của các loại bảo vệ Bảo vệ 21: Bảo vệ khoảng cách, bảo vệ cho các đoạn AB, BA Bảo vệ 50: Bảo vệ quá dòng tức thời (cắt nhanh), bảo vệ cho đoạn BC, CD Bảo vệ 51: Bảo vệ quá dòng thời gian ngược (cực đại), bảo vệ cho đoạn BC, CD Bảo vệ 50N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chạm đất, bảo vệ cho đoạn BC, CD Bảo vệ 51N: Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian xác định, bảo vệ cho đoạn BC, CD 2.2.3. Xác định hệ thống bảo vệ cho thanh cái. Đặt bảo vệ riêng cho từng thanh cái nhằm - Đảm bảo cắt có chọn lọc - Đảm bảo yêu cầu tác động nhanh để giữ ổn định hệ thống Để bảo vệ cho thanh cái ta có thể dùng các loại bảo vệ dòng điện cực đại, bảo vệ dòng điện có hướng, bảo vệ khoảng cách và bảo vệ so lệch. CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH CHỌN VÀ KIỂM TRA CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA BẢO VỆ 3.1. Tính toán ngắn mạch. 3.1.1. Sơ đồ vị trí các điểm ngắn mạch ~ SD A B l1 l2 l3 l4 C D N1 N2 N3 N4 N5 SC Hình 3.1: Sơ đồ vị trí các điểm ngắn mạch 3.1.2. Trường hợp ngắn mạch 3 pha a. Điểm ngắn mạch N1Z1HT N1 Hình 3.2: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận: Z31=Z1HT=30 [W] I31=cUn3Z31= 2.3286 [kA] (Với c là hệ số điện áp c=1.1) N2 Z32 I32 Z1ht Z1 Z2 N2 b. Điểm ngắn mạch N2 Hình 3.3: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận Z32=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2=46.3419 [W] I32=cUn3Z32=1.5075 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1: I32L1=I32.Z2Z1+Z2=0.7294 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2: I32L2=I32.Z1Z1+Z2=0.7781 [kA] c. Điểm ngắn mạch N3N3 Z33 I33 Z1ht Z1 Z2 Z3 N3 Hình 3.4: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận Z33=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3=68.9241 [W] I33=cUn3Z33=1.0136 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1: I33L1=I33.Z2Z1+Z2=0.4904 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2: I33L2=I33.Z1Z1+Z2= 0.5231[kA] d. Điểm ngắn mạch NZ1ht Z1 Z2 Z3 Z4 N4 N4 Z34 I34 4 Hình 3.5: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận Z34=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3+Z4=87.8675 W I34=cUn3Z34=0.7951 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1: I34L1=I34.Z2Z1+Z2=0.3847 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2: I34L2=I34.Z1Z1+Z2= 0.4104 [kA] e. Điểm ngắn mạch N5 N5 Z53 I53 Z1ht Z1 Z2 Z32 N5 Sơ đồ thay thế thứ tự thuận: Hình 3.6: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận Z35=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z32=57.6330 [W] I35=cUn3Z35=1.2121 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1: I35L1=I35.Z2Z1+Z2=0.5865 [kA] Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2: I35L2=I53.Z1Z1+Z2=0.6256 [kA] Từ số liệu tính toán trên ta có bảng số liệu: Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là: Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi Bảng 3.1: Thông số dòng ngắn mạch 3 pha Điểm NM N1 N2 N3 N4 N5 INiå(3) 2.3286 1.5075 1.0136 0.7951 1.2121 ixkå(3) 5.9276 3.8375 2.5802 2.024 3.0855 INi(N1)(3) - 0.7294 0.4904 0.3847 0.5865 ixk(N1)(3) - 1.8567 1.2484 0.9793 1.4930 INi(N2)(3) - 0.7781 0.5231 0.4104 0.6256 ixk(N2)(3) - 1.9807 1.3316 1.0447 1.5925 Z1ht Z1 Z2 Z3 Z4 N4 Z2ht Z1 Z2 Z3 Z4 N4 Z0ht Z01 Z02 Z03 Z04 N4 Sơ đồ TTT Sơ đồ TTN Sơ đồ TTK I1 I2 I0 3.1.3. Trường hợp ngắn mạch 1 pha Hình 3.6: Sơ đồ TTT, TTN và TTK a. Điểm ngắn mạch N1 (gần nguồn) Tổng trở thứ tự thuận: Z111=Z1ht=30 W Tổng trở thứ tự nghịch: Z112=Z2ht=20 W Tổng trở thứ tự không: Z110=Z0ht=20 W Dòng ngắn mạch pha A: INA=3cUZ111+Z112+Z110=2.9940 kA b. Điểm ngắn mạch N2 (xa nguồn) Tổng trở thứ tự thuận: Z121=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2=46.3419 W Tổng trở thứ tự nghịch: Z122=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2=36.3419 W Tổng trở thứ tự không: Z120=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02=60.8549 W Dòng ngắn mạch pha A: INA=3cU2×Z121+Z120= 1.3650 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1: INAL1=INA.Z2Z1+Z2= 0.6605 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2: INAL2=INA.Z1Z1+Z2= 0.7045 kA c. Điểm ngắn mạch N3 (xa nguồn) Tổng trở thứ tự thuận: Z131=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3=68.9241 W Tổng trở thứ tự nghịch: Z132=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3=58.9241 W Tổng trở thứ tự không: Z130=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02+Z03=117.3103 W Dòng ngắn mạch pha A: INA=3cU2×Z131+Z130=0.8214 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1: INAL1=INA.Z2Z1+Z2=0.3974 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2: INAL2=INA.Z1Z1+Z2=0.4239 kA d. Điểm ngắn mạch N4 (xa nguồn) Tổng trở thứ tự thuận: Z141=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3+Z4=87.8675 W Tổng trở thứ tự nghịch: Z142=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3+Z4=77.8675 W Tổng trở thứ tự không: Z140=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02+Z03+Z04=164.6688 W Dòng ngắn mạch pha A: INA=3cU2×Z141+Z140=0.6157 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1: INAL1=INA.Z2Z1+Z2=0.2979 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2: INAL2=INA.Z1Z1+Z2=0.3178 kA e. Điểm ngắn mạch N5 (xa nguồn) Tổng trở thứ tự thuận: Z151=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z32=57.6330 W Tổng trở thứ tự nghịch: Z152=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2+Z32=47.6330 W Tổng trở thứ tự không: Z150=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02+Z032=89.0826 W Dòng ngắn mạch pha A: INA=3cU2×Z151+Z150=1.0256 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1: INAL1=INA.Z2Z1+Z2=0.4963 kA Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2: INAL2=INA.Z1Z1+Z2=0.5293 kA Từ số liệu tính toán trên ta có bảng số liệu: Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là: Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi Bảng 3.2: Thông số dòng ngắn mạch 1 pha Điểm NM N1 N2 N3 N4 N5 INiå(1) 2.994 1.365 0.8214 0.6157 1.0256 ixkå(1) 7.6215 3.4747 2.0909 1.5673 2.6108 INi(N1)(1) - 0.6605 0.3974 0.2979 0.4963 ixk(N1)(1) - 1.6814 1.0116 0.7583 1.2634 INi(N2)(1) - 0.7045 0.4239 0.3178 0.5293 ixk(N2)(1) - 1.7934 1.0791 0.809 1.3474 3.1.4. Trường hợp ngắn mạch 2 pha Ngắn mạch 2 pha là dạng ngắn mạch không đối xứng. Dòng ngắn mạch không đối xứng xác định theo công thức: INi(2)=cUn2ZΣ(2) a. Điểm ngắn mạch N1 Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N1 I21=cUn2Z31=2.0167 [kA] b. Điểm ngắn mạch N2 Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N2 I22=cUn2Z32= 1.3055 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1: I22L1=I22.Z2Z1+Z2=0.6317 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2: I22L2=I22.Z1Z1+Z2=0.6738 kA c. Điểm ngắn mạch N3 Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N3 I23=cUn2Z33=0.8778 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1: I23L1=I23.Z2Z1+Z2=0.4247 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2: I23L2=I23.Z1Z1+Z2= 0.4530 [kA] d. Điểm ngắn mạch N4 Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N4 I24=cUn2Z34=0.6885 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1: I24L1=I24.Z2Z1+Z2= 0.3332 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2: I24L2=I24.Z1Z1+Z2=0.3554 [kA] e. Điểm ngắn mạch N5 Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N5 I25=cUn2Z35=1.0497 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1: I25L1=I25.Z2Z1+Z2=0.5079 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2: I25L2=I25.Z1Z1+Z2=0.5418 [kA] Từ công thức trên ta có bảng số liệu sau: Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là: Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi Bảng 3.3: Thông số dòng ngắn mạch 2 pha Điểm NM N1 N2 N3 N4 N5 INiå(2) 2.0167 1.3055 0.8778 0.6885 1.0497 ixkå(2) 5.1337 3.3233 2.2345 1.7526 2.6721 INi(N1)(2) - 0.6317 0.4247 0.3332 0.5079 ixk(N1)(2) - 1.608 1.0811 0.8482 1.2929 INi(N2)(2) - 0.6738 0.453 0.3554 0.5418 ixk(N2)(2) - 1.7152 1.1531 0.9047 1.3792 3.1.5. Trường hợp ngắn mạch 2 pha đồng thời chạm đất Ta có công thức tính dòng ngắn mạch 2 pha đồng thời chạm đất: Trường hợp gần nguồn: INi(1.1)=-3 cUnZ2Z1Z2+Z1Z0+Z2Z0 Trường hợp xa nguồn: INi(1.1)=3 cUnZ1+2Z0 a. Điểm ngắn mạch N1 (gần nguồn) Dòng ngắn mạch tại điểm N1 IN1(1.1)=-3 cUnZ112Z111Z112+Z111Z110+Z112Z110=2.6197 [kA] b. Điểm ngắn mạch N2 (xa nguồn) Dòng ngắn mạch tại điểm N2 IN2(1.1)=3 cUnZ121+2Z120 =1.2471 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1: IN2L1(1.1)=IN2(1.1).Z2Z1+Z2=0.6034 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2: IN2L2(1.1)=IN2(1.1).Z1Z1+Z2=0.6437 [kA] c. Điểm ngắn mạch N3 (xa nguồn) Dòng ngắn mạch tại điểm N3 IN3(1.1)=3 cUnZ131+2Z130 =0.6904 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1: IN3L1(1.1)=IN3(1.1).Z2Z1+Z2= 0.3341 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2: IN3L2(1.1)=IN3(1.1).Z1Z1+Z2=0.3564 [kA] d. Điểm ngắn mạch N4 (xa nguồn) Dòng ngắn mạch tại điểm N4 IN4(1.1)=3 cUnZ141+2Z140 =0.5023 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1: IN4L1(1.1)=IN4(1.1).Z2Z1+Z2= 0.2431 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2: IN4L2(1.1)=IN4(1.1).Z1Z1+Z2=0.2593 [kA] e. Điểm ngắn mạch N5 (xa nguồn) Dòng ngắn mạch tại điểm N3 IN5(1.1)=3 cUnZ151+2Z150 =0.8888 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1: IN5L1(1.1)=IN5(1.1).Z2Z1+Z2=0.4301 [kA] Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2: IN5L2(1.1)=IN5(1.1).Z1Z1+Z2=0.4587 [kA] Bảng tổng hợp kết quả: Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là: Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi Bảng 3.4: Thông số dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất Điểm NM N1 N2 N3 N4 N5 INiå(1.1) 2.6197 1.2471 0.6904 0.5023 0.8888 ixkå(1.1) 6.6687 3.1746 1.7575 1.2786 2.2625 INi(N1)(1.1) - 0.6034 0.3341 0.2431 0.4301 ixkN1(1.1) - 1.536 0.8505 0.6188 1.0949 INi(N2)(1.1) - 0.6437 0.3564 0.2593 0.4587 ixkN2(1.1) - 1.6386 0.9072 0.6601 1.1677 3.2. Chọn kiểm tra các thiết bị đóng cắt 3.2.1. Chọn và kiểm tra máy cắt Máy cắt dùng trọng mạng điện cao cấp để đóng cắt dòng ngắn mạch. Máy cắt là thiết bị làm việc tin cậy nhưng giá thành cao nên chỉ dùng ở những nơi quan trọng. Bảng 3.5: Điều kiện chọn máy cắt Điều kiện chọn dao cách ly So sánh Điện áp định mức (kV) UđmMC≥Uđm mạng Dòng điện làm việc (A) Iđm MC≥Icb Công suất cắt (MVA) Scắt≥SN Dòng ổn định nhiệt Inh2.tnh≥BN Dòng ổn định động imax≥iXK, Icắt ≥I" Dựa vào điều kiện trên kết hợp tra phụ lục ∨ trang 231- Giáo trình “Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp” Nguyễn Hữu Khái ta chọn các máy cắt có thông số như sau: Chọn máy cắt cho đường dây cùng loại. Bảng 3.6: Máy cắt được chọn có thông số Loại máy cắt Uđm (KV) Iđm (KV) Icđm ildđ Ilđđ Inh/tnh BBY-110Ф-40/20 110 2000 40 102 40 40/3 Kiểm tra máy cắt đã chọn Icắt=40 kA>IN51=2.9940 (kA) Scắt=3UđmIcắt=3.10.40=7621.024 MVA Scắt>SNmax ilđđ=102 kA>ixkN5(1)= 7.6215 (kA) Vậy máy cắt được chọn. 3.2.2. Chọn và kiểm tra dao cách li Dao cách ly làm nhiệm vụ cách ly các bộ phận hoặc các thiết bị cần sửa chữa ra khỏi mạng điện có điện áp để tiến hành sửa chữa, bảo dưỡng. Chọn dao cách ly cùng loại theo điều kiện sau: Bảng 3.7: Điều kiện chọn dao cách ly Điều kiện chọn dao cách ly So sánh Điện áp Uđm CL≥Uđm Dòng điện IđmCL≥Ilvcb Ổn định nhiệt Inh.tnh2≥BN Ổn định lực điẹn động Ildđ≥IXK Dựa vào điều kiện trên kết hợp với phụ lục sách giáo trình “thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp” ta chọn dao cách ly sau: Bảng 3.8: DCL được chọn có thông số Loại DCL Uđm (KV) Iđm(A) Ildđ(KV) Inh(KA) tnh(s) PHД3-1-100/1000 110 2000 100 40 3 Kiểm tra DCL ilđđ=100 kA>ixkN5(1)= 7.6215 (kA) Vậy DCL được chọn. 3.2.3. Chọn và kiểm tra thanh góp Thanh cái là phần tử cơ bản của thiết bị phân phối, là nút của lưới điện, làm nhiệm vụ thu nhận và phân phối năng lượng giữa nguồn và phụ tải. Icp≥Ilvmax Thanh góp N1: Itc1= IlvmaxL1+IlvmaxL2=0.4232 (kA) Thanh góp N2: Itc1= IlvmaxL1+IlvmaxL2=0.4232 (kA) Thanh góp N3: Itc3= IlvmaxL3=0.4232 (kA) Thanh góp N4: Itc4= IlvmaxL4=0.2116 (kA) Thanh cái được sử dụng là thanh dẫn bằng đông tròn (được sơn-ngoài trời) – Bảng 7.3 “Sổ tay lữa chọn và tra cứu thiết bị điện 0.4-500kV” ta chọn thanh cái có thông số như sau. Bảng 3.9: Thanh cái được chọn có thông số Dòng điện Chọn thanh cái được chọn Itc Ilvmax Đường kính (mm) Tiết diện (mm2) Khối lượng (kg/m) Vật liệu Dòng cho phép (A) 1 211.6 20 314 2.8 E-Cu F30 629 2 211.6 20 314 2.8 E-Cu F30 629 3 211.6 20 314 2.8 E-Cu F30 629 4 211.6 20 314 2.8 E-Cu F30 629 3.3. Chọn kiểm tra máy biến dòng điện (CT) và máy biến điện áp (VT) 3.3.1. Chọn máy biến dòng điện CT Vị trí đặt các CT ~ SD CT1 CT2 CT3 CT4 CT5 CT6 A B l1 l2 l3 l4 C D SC Hình 3.7: Vị trí đặt các CT Bảng 3.10: Dòng điện làm việc ở chế độ cực đại như sau: Đường dây Chế độ làm việc bình thường (max) Công suất (MVA) Dòng điện (A) AB1 (l1) 33.8710+19.3548i 204.7543 AB2 (l2) 36.1290+20.6452i 218.4045 BC (l3) 70.0000+40.0000i 423.1588 CD (l4) 35.0000+20.0000i 211.5794 Điều kiên chọn CT - Điện áp định mức (UđmCT): Điện áp định mức của máy biến dòng được chọn phải lớn hơn hoặc bằng điện áp định mức của lưới điện: UđmCTUđmlưới - Dòng điện định mức (IđmCT): Dòng điện định mức của máy biến dòng được chọn phải lớn hơn hoặc bằng dòng điện làm việc cưỡng bức qua CT: I1đmCTIlvcb - Phụ tải định mức (Z2đmCT): Phụ tải thứ cấp định mức của máy CTến dòng phải lớn hơn hay bằng tổng trở thứ cấp của CT: Z2đmCTZ2 -Điều kiện ổn định lực động điện: dòng điện ổn định lực động điện của máy biến dòng phải lớn hơn dòng ngắn mạch xung kích qua nó: kđđmI1đmixk - Điều kiện ổn định nhiệt: Dòng ổn định nhiệt của máy biến dòng phải thỏa mãn điều kiện: (I1đmknh)2BN (BN: là xung lượng nhiệt của dòng ngắn mạch). Lựa chọn CT Dòng điện định mức thứ cấp CT là 5A nên chọn CT loại C tương ứng đường B-2 trên đặc tính và có thông số trong bảng kèm theo. Kiểm tra CT Đoạn CD Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SJ511 Công suất 3 pha của 7SJ511: S ≤ 0,3 (MVA) ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω) Ilvmax=IlvmaxCD=211.6 (A) Chọn CT có tỷ số biến nCT=3005=60 Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.3 (W) Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.3+ 0.5+ 0.012 = 0.812 (W) Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.3+ 2x0.5+ 0.012 = 1.312 (W) Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13 => Đối với ngắn mạch 3 pha: Z'S=1.13×0.812=0.9176 (W) => Đối với ngắn mạch 1 pha: Z'S=1.13×1.312=1.4826 (W) Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN4(3)) trên thanh cái D: US=ISZ'S=0.7902×1000300/5×1.4826=19.5258 (V) Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT. Đoạn BC Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SJ511 Công suất 3 pha của 7SA513: S ≤ 0,3 (MVA) ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω) Ilvmax=IlvmaxCD=211.6 (A) Chọn CT có tỷ số biến nCT=5005=100 Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.3 (W) Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.3+ 0.5+ 0.012 = 0.812 (W) Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.3+ 2x0.5+ 0.012 = 1.312 (W) Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13 => Đối với ngắn mạch 3 pha: Z'S=1.13×0.812=0.9176 (W) => Đối với ngắn mạch 1 pha: Z'S=1.13×1.312=1.4826 (W) Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN3(3)) trên thanh cái C: US=ISZ'S=1.0136×1000500/5×1.4826=25.0461 (V) Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT. Đoạn AB1 Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SA513 Công suất 3 pha của 7SA513: S ≤ 0,3 (MVA) ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω) Ilvmax=IlvmaxAB1=102.4 (A) Chọn CT có tỷ số biến nCT=3005=60 Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.2 (W) Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.2+ 0.5+ 0.012 = 0.712 (W) Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.2+ 2x0.5+ 0.012 = 1.212 (W) Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13 => Đối với ngắn mạch 3 pha: Z'S=1.13×0.712=0.8046 (W) => Đối với ngắn mạch 1 pha: Z'S=1.13×1.212=1.3696 (W) Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN1(1)) trên thanh cái A: US=ISZ'S=2.9940×1000300/5×1.3696=102.5146 (V) Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT. Đoạn AB2 Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SA513 Công suất 3 pha của 7SA513: S ≤ 0,3 (MVA) ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω) Ilvmax=IlvmaxAB1=109.2 (A) Chọn CT có tỷ số biến nCT=3005=60 Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.2 (W) Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.2+ 0.5+ 0.012 = 0.712 (W) Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.2+ 2x0.5+ 0.012 = 1.212 (W) Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13 => Đối với ngắn mạch 3 pha: Z'S=1.13×0.712=0.8046 (W) => Đối với ngắn mạch 1 pha: Z'S=1.13×1.212=1.3696 (W) Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN1(1)) trên thanh cái A: US=ISZ'S=2.9940×1000300/5×1.3696=102.5146 (V) Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT. Bảng 3.11: CT được lựa chọn: CTi Số lượng (3x) Uđm (kV) Loại Tỉ số biến đổi (CTR) 1 (2) 2 110 B2-C200 300/5 3 (4) 2 110 B2-C200 300/5 5 1 110 B2-C200 500/5 6 1 110 B2-C200 300/5 3.3.2. Chọn máy biến điện áp VT Vị trí các VT ~ SD VT1 VT2 VT3 VT4 VT5 VT6 A B l1 l2 l3 l4 SC Hình 3.8: Vị trí đặt các VT Điều kiện chọn VT - Điện áp định mức (UđmBU): Điện áp định mức của máy biến điện áp được chọn phải lớn hơn hoặc bằng điện áp của lưới điện: UđmBUUđmlưới - Cấp chính xác: Phù hợp với yêu cầu của các dụng cụ đo. - Công suất định mức (S2đmBU): Công suất định mức của máy biến điện áp phải lớn hơn hay bằng tổng công suất mạch thứ cấp của BU: S2đmBUSmax Lựa chọn VT Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SA513 Công suất 1 pha của 7SA513: S ≤ 0,1 (MVA) tương ứng với 100 (V). CHƯƠNG 4. TÍNH TOÁN, CHỈNH ĐỊNH VÀ KIỂM TRA KHẢ NĂNG LÀM VIỆC CỦA BẢO VỆ Bảng 4.1: Số liệu dòng ngắn mạch tại các vị trí và các pha. Điểm NM N1 (BV2;1) N2 (BV4;3) N3 (BV5) N4 (BV6) N5 INiå(3) 2.3286 1.5075 1.0136 0.7951 1.2121 INiå(1) 2.9940 1.3650 0.8214 0.6157 1.0256 INiå(2) 2.0167 1.3055 0.8778 0.6885 1.0497 INiå(1.1) 2.6197 1.2471 0.6904 0.5023 0.8888 4.1. Tính toán cho bảo vệ quá dòng điện (50/51/50N/51N) 4.1.1. Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50) BV6 Dòng điện khởi động của bảo vệ 1: Ikdbv50=kdtINimaxi Với kdt=1.1÷1.3 là hệ số dự trữ rơle. 1.3 cho role điện từ; 1.2 cho role tĩnh hoặc số; 1.1 cho role kiểu trụ; giá trị thường chọn 1.25. Ở đây ta chọn kdt=1.2 INimaxi: là dòng điện ngắn mạch lớn nhất (trên thanh góp kế tiếp). Ở đây INimaxi=IN43=0.7951 (kA) Vậy Ikdbv50=1.2×0.7951= 0.9541 (kA) Dòng điện khởi động của role 1: IkdRL50=Ikdbv50CTR4= 0.9541 300/5= 15.9020 (A) BV5 Dòng điện khởi động của bảo vệ 1: Ikdbv50=kdtINimaxi INimaxi=IN21.1= 1.0136 kA Vậy Ikdbv50= 1.2×1.0136= 1.2163 (kA) Dòng điện khởi động của role 1: IkdRL50=Ikdbv50CTR3= 1.2163 300/5=20.2720 (A) Phạm vi bảo vệ cắt nhanh 1 và 2 L50=1+kz1-kdtkdt×100% Với: L: là chiều dài được bảo vệ % kz=ZHTZL: tỉ số giữa tổng trở hệ thống với tổng trở đối tượng được bảo vệ Ta đã có ZHT=30W; ZL(AB1)=33.77; ZL(AB2)=31.66; ZL(CD)=18.94W; ZL(BC)=22.58W ZAB=ZAB1ZAB2ZAB1+ZAB2=33.77×31.6633.77+31.66=16.34 (W) Phạm vi bảo vệ 1 cho đoạn CD LBV1(CD)(50)=1+30+16.34+22.5818.941-1.21.2×100%=41.44% Phạm vi bảo vệ 1 cho đoạn BC LBV2(BC)(50)=1+30+16.3422.581-1.21.2×100%=49.129% 4.1.2. Bảo vệ quá dòng có thời gian trễ (51) BV6 Dòng điện khởi động của bảo vệ 1: Ikdbv51=kdtImaxCD Với: Ikdbv51: là dòng điện khởi động và dòng điện đặt cho role Imax: dòng điện làm việc lớn nhất trong điều kiện làm việc bình thường kdt: là hệ số dự trữ ứng với 150-400% dòng điện đầy tải. Trường hợp chung đặt kdt=2 (200% dòng tải lớn nhất) Vậy Ikdbv51=2×211.6=423.2 (A) Dòng điện khởi động của rơle 1: IkdRL51=Ikdbv51CTR4=423.2300/5=7.0533 (A) BV5 Dòng điện khởi động của bảo vệ 1: Ikdbv51=kdtImaxBC=2×423.1588=846.3176 (A) Dòng điện khởi động của rơle 1: IkdRL51=Ikdbv51CTR3=846.3176500/5=8.4632 (A) 4.1.3. Bảo vệ quá dòng chạm đất (50N/51N) BV6 Dòng điện khởi động của bảo vệ 1: Ikdbv(5xN)=kdtImaxCD=0.35×211.6=74.06 (A) Hệ số dự trữ kdt=0.3÷0.4 Dòng điện khởi động của role 1: IkdRL5xN=Ikdbv5xNCTR4=74.06300/5=1.2343 (A) BV5 Dòng điện khởi động của bảo vệ 1: Ikdbv(5xN)=kdtImaxBC=0.35×423.1588=148.1056 (A) Hệ số dự trữ kdt=0.3÷0.4 Dòng điện khởi động của role 1: IkdRL5xN=Ikdbv5xNCTR3=148.1056500/5=1.4811 (A) 4.1.4. Phối hợp đặc tính thời gian tác động giữa BV5 và BV6 1: Sử dụng đường đặc tính dốc chuẩn IS cho role →t=TMS0.14Ir0.02-1 Trong đó Ir: là bội số dòng ngắn mạch và dòng đặt. Ir=INIdat=1.0136×100060×7.0533=2.3951 IN: Dòng ngắn mạch Idat=IkdRL51: giá trị ngưỡng, giá trị khởi động TMS: là thời gian đặt (Chọn đường đặc tính trong họ đặc tính) 2: Chọn hệ số thời gian đặt của họ đặc tính TMS = 0.1; Ir = 2.3951 Hình 4.1: Đường đặc tính dốc chuẩn Thời gian tác động bảo vệ 6 khi xảy ra sự cố: t6=0.10.142.39510.02-1=0.7944 (s) Đặc tính thời gian tác động giữa các loại BV: t6= 0.7944 s; t5= t6+Δt=1.0944 s; với Δt = 0.3s Thời gian đặt cho bảo vệ 5 TMSBV5=t6×Ir0.02-10.14=1.0944×(2.39510.02-1)0.14=0.1377 Chọn TMSBV5=0.1 Hình 4.2: Phối hợp bảo vệ 51 4.2. Tính toán cho bảo vệ khoảng cách (21) ~ SD A B C D 110 kV INL1 INL2 INL1+ INL2 1 3 2 4 5 6 SC Hính 4.3: Sơ đồ đặt bảo vệ 4.2.1. Xác định tổng trở khởi động của bảo vệ và rơle phản ánh ngắn mạch pha – pha Bảng 4.2: Thông số đường dây Đoạn Tổng trở (W) AB1 (l1) 10.56+j32.08 AB2 (l2) 9.9+j30.075 BC (l3) 12.15+j19.035 CD (l4) 11.55+j15.015 BV1 (AB1) Tổng trở cấp 1 Vùng 1 của bảo vệ yêu cầu phủ được 80-90% chiều dài đường dây được bảo vệ Giá trị khởi động vùng 1 của bảo vệ: ZBV1I=0.85×ZAB1=8.9760+27.2680i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL1I=ZBV1I×nCTnVT=(8.9760+27.2680i)×300/5110×103/100=0.3264+ 0.9916i (Ω) Tổng trở cấp 2 Vùng 2 của bảo vệ yêu cầu: Phủ đoạn còn lại của đường dây Bao chùm một phần (≤50% ) chiều dài đường dây kế tiếp. Giá trị khởi động vùng 2 của bảo vệ: ZBV1II=ZAB1+0.5ZAB2=15.5100+47.1175i (Ω)ZBV1II=ZAB1+0.5ZBC=16.6350+41.5975i (Ω) Ta chọn vùng II có giá trị nhỏ hơn. Vậy ZBV1II=16.6350+41.5975i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL1II=ZBV1II×nCTnVT=0.6049+ 1.5126i (Ω) Tổng trở cấp 3 Bao trùm đường dây dài nhất từ thanh góp B (không vượt quá vùng 2 của BV3 và BV5) Giá trị khởi động vùng 3 của bảo vệ: ZBV1III=ZAB1+1.2ZAB2=22.4400+68.1700i (Ω)ZBV1III=ZAB1+1.2ZBC=25.1400+54.9220i (Ω) Ta chọn vùng III có giá trị lớn hơn. Vậy ZBV1III=22.4400+68.1700i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL1III=ZBV1III×nCTnVT=0.8160+ 2.4789i (Ω) BV3 (AB2) Tổng trở cấp 1 Vùng 1 của bảo vệ yêu cầu phủ được 80-90% chiều dài đường dây được bảo vệ Giá trị khởi động vùng 1 của bảo vệ: ZBV3I=0.85×ZAB2= 8.4150+25.5638i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL3I=ZBV3I×nCTnVT=0.3060+ 0.9296i (Ω) Tổng trở cấp 2 Vùng 2 của bảo vệ yêu cầu: Phủ đoạn còn lại của đường dây Bao chùm một phần (≤50% ) chiều dài đường dây kế tiếp. Giá trị khởi động vùng 2 của bảo vệ: ZBV3II=ZAB2+0.5ZAB1=15.1800+46.1150i (Ω)ZBV3II=ZAB2+0.5ZBC=15.9750+39.5925i (Ω) Ta chọn vùng II có giá trị nhỏ hơn. Vậy ZBV3II=15.9750+39.5925i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL3II=ZBV3II×nCTnVT=0.5809+1.4397i (Ω) Tổng trở cấp 3 Bao trùm đường dây dài nhất từ thanh góp B (không vượt quá vùng 2 của BV3 và BV5) Giá trị khởi động vùng 3 của bảo vệ: ZBV3III=ZAB2+1.2ZAB1=22.5720+68.5710i (Ω)ZBV3III=ZAB2+1.2ZBC=24.4800+52.9170i (Ω) Ta chọn vùng III có giá trị lớn hơn. Vậy ZBV3III=22.5720+68.5710i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL3III=ZBV3III×nCTnVT=0.8208+ 2.4935i (Ω) BV2 (AB1) trang bị bảo vệ 2 cấp Tổng trở cấp 1 Vùng 1 của bảo vệ yêu cầu phủ được 80-90% chiều dài đường dây được bảo vệ Giá trị khởi động vùng 1 của bảo vệ: ZBV2I=0.85×ZAB1=8.9760+27.2680i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL2I=ZBV2I×nCTnVT=0.3264+ 0.9916i (Ω) Tổng trở cấp 2 Vùng 2 của bảo vệ yêu cầu: Phủ đoạn còn lại của đường dây và thêm 20% tổng trở đoạn đường dây này Giá trị khởi động vùng 2 của bảo vệ: ZBV2II=1.2×ZAB1=12.6720+38.4960i Ω Giá trị khởi động role: ZRL2II=ZBV2II×nCTnVT=0.4608+ 1.3999i (Ω) BV4 (AB2) trang bị bảo vệ 2 cấp Tổng trở cấp 1 Vùng 1 của bảo vệ yêu cầu phủ được 80-90% chiều dài đường dây được bảo vệ Giá trị khởi động vùng 1 của bảo vệ: ZBV4I=0.85×ZAB2=8.4150+25.5638i (Ω) Giá trị khởi động role: ZRL4I=ZBV4I×nCTnVT= 0.3060+ 0.9296i (Ω) Tổng trở cấp 2 Vùng 2 của bảo vệ yêu cầu: Phủ đoạn còn lại của đường dây và thêm 20% tổng trở đoạn đường dây này Giá trị khởi động vùng 2 của bảo vệ: ZBV4II=1.2×ZAB2=11.8800+36.0900i Ω Giá trị khởi động role: ZRL4II=ZBV4II×nCTnVT=0.4320+ 1.3124i (Ω) 4.2.2. Tính tổng trở pha đất Tính tổng trở khởi động của các cấp bảo vệ 21 có kể tới điện trở của hồ quang ở chỗ ngắn mạch với: Rhq=28710×LhqI1.4 Trong đó: Lhq là chiều dài của hồ quang, ta lấy tương đối là đoạn khoảng cách giữa 2 dây pha với nhau. Với cấp điện áp 110kV khoảng cách pha - pha lấy 6(m). I là dòng điện ngắn mạch pha – pha. Bảo vệ 1 (3 cấp) Rhq=28710×LhqI1.4=28710×61507.51.4=6.1182 (Ω) Vùng 1: Điện trở trở pha – pha: Rf-f=8.9760(Ω) Điện trở sơ cấp Rf-fsc=Rf-f+12Rhq=8.9760+0.5×6.1182=12.0351 (Ω) Điện trở thứ cấp Rf-ftc=CTRVTRRf-fscIN1A=300/5110×103/100×12.0351×5=2.1882 (Ω) Điện trở pha - đất: Điện trở sơ cấp REsc=Rf-f+Rhq+Rtower=8.9760+6.1182+10=25.0942 Ω Điện trở thứ cấp REtc=CTRVTRREscIN1A=4.5626 Ω Vùng 2: Điện trở trở pha – pha: Rf-f=16.6350 (Ω) Điện trở sơ cấp Rf-fsc=Rf-f+12Rhq=19.7491 (Ω) Điện trở thứ cấp Rf-ftc=CTRVTRRf-fscIN1A=3.5907 (Ω) Điện trở pha - đất: Điện trở sơ cấp REsc=Rf-f+Rhq+Rtower=16.6350+6.1182+10=30.7532 Ω Điện trở thứ cấp REtc=CTRVTRREscIN1A=5.9551 Ω Vùng 3: Điện trở trở pha – pha: Rf-f=22.4400 (Ω) Điện trở sơ cấp Rf-fsc=Rf-f+12Rhq=25.4991 (Ω) Điện trở thứ cấp Rf-ftc=CTRVTRRf-fscIN1A=4.6362 (Ω) Điện trở pha - đất: Điện trở sơ cấp REsc=Rf-f+Rhq+Rtower=22.44+6.1182+10=38.5582 Ω Điện trở thứ cấp REtc=CTRVTRREscIN1A=7.0106 Ω Tương tự cho các bảo vệ 2, 3 và 4 ta có bảng tổng hợp sau: TT BV1 BV2 BV3 BV4 Vùng 1 2 3 1 2 1 2 3 1 2 Rf-f 8.97 16.64 22.44 8.98 12.67 8.42 15.98 22.57 8.42 11.88 Rf-fsc 12.04 19.75 25.5 12.08 15.77 11.52 19.08 25.67 11.52 14.98 Rf-ftc 2.19 3.59 4.64 2.20 2.87 2.09 3.47 4.67 2.09 2.72 REsc 25.09 30.75 38.56 25.18 28.87 24.62 32.18 38.77 24.62 28.08 REtc 4.56 5.96 7.01 4.58 5.25 4.48 5.85 7.05 4.48 5.11 4.2.3. Phạm vi bảo vệ ~ SD A B C D Vùng I – Bảo vệ 1 Vùng III – Bảo vệ 1 zsqeq 10-15% zsqeq 10-15% Vùng I – Bảo vệ 4 Vùng II – Bảo vệ 4 Vùng II – Bảo vệ 1 SC ~ A B SD C D zsqeq 10-15% Vùng I – Bảo vệ 2 zsqeq 10-15% Vùng II – Bảo vệ 2 Vùng I – Bảo vệ 3 Vùng III – Bảo vệ 3 Vùng II – Bảo vệ 3 SC Hình 4.4: Phạm vi bảo vệ của bảo vệ khoảng cách Hình 4.5: Phạm vi bảo vệ của bảo vệ khoảng cách ~ SD A B C D 110 kV 1 3 2 4 5 6 tBV1(I) tBV1(II) tBV1(III) tBV2(I) tBV2(II) tBV3(I) tBV3(II) tBV3(III) tBV4(I) tBV4(II) SC 4.2.4. Phối hợp đặc tính thời gian giữa BVKC đặt tại 1, 2, 3 và 4. Hình 4.6: Phối hợp thời gian bảo vệ khoảng cách 4.2.5. Phối hợp đặc tính thời gian tác động giữa BVKC và BVQD N5 Hình 4.7: Phối hợp thời gian bảo vệ khoảng cách và vảo vệ quá dòng Tại điểm ngắn mạch N5: INmax=INiå(3)=1.2121 (kA) Bội số dòng ngắn mạch và dòng đặt. Ir=INmaxIdatBV5=1.2121×1000100×8.4632= Sử dụng đường đặc tính dốc chuẩn IS cho role →tN5=TMS0.14Ir0.02-1=0.10.141.43220.02-1=1.9417 (s) ~ A C 110 kV 1 5 B N5 tN5=0.6583 Δt=0.5 tBV1(II) Hình 4.8: Phối hợp thời gian bảo vệ khoảng cách và vảo vệ quá dòng Vậy thời gian tác động của vùng 2 - bảo vệ 1: tBV1(II)=tN5+Δt=0.6583+0.5=1.1583 (s) Thời gian tác động của vùng 1 - bảo vệ 1: tBV1(I)=tBV1(II)-Δt=1.1583-0.5=0.6583 (s) Thời gian tác động của vùng 3 - bảo vệ 1: tBV1III=tBV1II+Δt=1.1583+0.5=1.6583 s Vậy thời gian tác động của các bảo vệ 2, 3 và 4 là. Bảng 4.3: Thời gian tác động bảo vệ khoảng cách Các BV Thời gian tác động (s) Vùng 1 Vùng 2 Vùng 3 BV1 0.6583 1.1583 1.6583 BV2 0.6583 1.1583 BV3 0.6583 1.1583 1.6583 BV4 0.6583 1.1583 CHƯƠNG 5. CÀI ĐẶT CHO ROLE 5.1. 7SJ511 cho bảo vệ quá dòng điện 5.1.1. Lập trình phạm vi chức năng 1. Bắt đầu khối “Phạm vi chức năng” 2. Lựa chọn đặc trưng cho bảo vệ quá dòng 3. Đặc điểm để bảo vệ quá dòng chạm đất 4. Liên tục bảo vệ chạm đất 5. Tham số thay đổi. 6. Tần số hoạt động hệ thống 5.1.2. Thiết lập các thông số chức năng. 1. Bắt đầu với khối “Thông số quá dòng” 2. Hệ thống dữ liệu Yêu cầu các dữ liệu cơ bản dòng điện hệ thống và các thiết bị CT VT 3. Cài đặt cho bảo vệ quá dòng. 4. Bảo vệ cắt nhanh 50. Dòng đặt - 15.9020A 15.9020 0.00 5. Bảo vệ quá dòng cực đại. Sử dụng đặc tính dốc chuẩn IEC – Normal Inverse Bộ thông số IN=7.0533A; TMS=0.1 0.1 7.05 Cài đặt tương tự cho bảo vệ 6 5.2. 7SA513 dùng cho bảo vệ khoảng cách 1. Bộ thông số dữ liệu nguồn Điện áp mạng 110kV 110 Điện áp phía sau VT: 100V 2. Cài đặt vùng 1 bảo vệ Role 1 Vùng 1: Z=0.3264+ 0.9916i (Ω) 0.99 0.33 Thời gian khởi động vùng 1 0.6 3. Cài đặt vùng 2 bảo vệ Role 1 Vùng 2: Z=0.6049+ 1.5126i (Ω) 1.51 0.6 Thời gian khởi động vùng 2 1.1 4. Cài đặt vùng 3 bảo vệ Role 1 Vùng 2: Z=0.8160+ 2.4789i (Ω) 0.82 2.45 Thời gian khởi động vùng 3 1.6 Tương tự cho các bảo vệ 2, 3 và 4.