Đề tài Tìm hiểu tính toán thiết kế bảo vệ Rơ le cho trạm biến áp 110 kV Vân Đình

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI ---***--- CỘNG HOÀ Xà HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---***--- NHIỆM VỤ THIẾT KẾ TỐT NGHIỆP Họ và tên: Khoá: Khoa: Điện Bộ môn: Hệ thống điện. Ngành: Hệ thống điện. 1- Đầu đề thiết kế: Tính toán thiết kế bảo vệ Rơ le cho trạm biến áp 110 kV Vân Đình. (Sơ đồ lưới điện - Hình vẽ) 2- Các số liệu ban đầu: a- Hệ thống: Hệ thống max: SNHTmax =2220,663 MVA X0HTmax = 1,0456.X1 Hệ thống min: SNHTmin = 1725,42 MVA X0HTmin = 0,9782.X1 b- Máy biến áp: SBA = 2 . 25 MVA Tổ đấu dây MBA: U0 / U / D 0 -11 UC / UT / UH = 115/ 38,5/ 11 kV I C = 125,5 A; I T = 375 A; I H = 1312 A Điện áp ngắn mạch. Dải chỉnh định điện áp. U C = 115 ± 9 . 1,78% U đm U T = 38,5 ± 2 . 2,5% U đm 3- Nội dung các phần thuyết minh và tính toán. a- Mô tả đối tượng được bảo vệ, thông số chính. b- Tính toán ngắn mạch phục vụ thiết kế hệ thống bảo vệ. c- Lựa chọn phương thức bảo vệ. d- Giới thiệu tính năng và thông số các loại rơ le chọn sử dụng. e- Tính toán các thông số hệ thống bảo vệ, kiểm tra sự làm việc của bảo vệ. 4- Các bản vẽ (ghi rõ các loại bản vẽ): a- Sơ đồ đấu dây và các thông số chính. b- Kết quả tính toán ngắn mạch. c- Phương thức bảo vệ. d- Tính năng và thông số của rơ le. e- Kết quả tính toán bảo vệ. f- Kết quả kiểm tra sự làm việc của bảo vệ. 5- Cán bộ hướng dẫn: ..................................................................................................................................... ..................................................................................................................................... ..................................................................................................................................... ..................................................................................................................................... ..................................................................................................................................... ..................................................................................................................................... ..................................................................................................................................... 6- Ngày giao nhiệm vụ thiết kế: ................................................................................ 7- Ngày hoàn thành nhiệm vụ: ................................................................................. Ngày........ tháng ........ năm Chủ nhiệm bộ môn (Ký, ghi rõ họ tên) Cán bộ hướng dẫn (Ký, ghi rõ họ tên) Sinh viên đã hoàn thành và nộp toàn bộ bản thiết kế cho bộ môn Ngày....... tháng.......năm (Ký, ghi rõ họ tên) Lời nói đầu Ngày nay nhu cầu sử dụng điện năng là rất cần thiết và rất quan trọng trong mọi lĩnh vực của đời sống kinh tế xã hội. Do vậy hệ thống điện phải đảm bảo độ tin cậy, làm việc ổn định và lâu dài. Nhưng thực tế khi vận hành xuất hiện các trạng thái không bình thường gây ảnh hưởng xấu đến hệ thống điện. Trạng thái không bình thường hay xảy ra là ngắn mạch và quá tải... Gây tụt điện áp, mất trạng thái cân bằng của các hộ tiêu thụ điện năng. Làm hư hỏng các thiết bị điện do tác động nhiệt và cơ, khi có dòng điện ngắn mạch đi qua. Để hạn chế sự thiệt hại của dòng ngắn mạch và quá tải gây ra cho hệ thống điện thì ta phải tìm cách cách ly nhanh nhất phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống điện. Bằng việc ứng dụng các thành tựu khoa học đưa các thiết bị vào bảo vệ hệ thống điện, các thiết bị này có nhiều chức năng, tính ưu việt cao trong số đó Rơ le kỹ thuật số dùng trong bảo vệ hệ thống điện. Trong đồ án thiết kế bảo vệ Rơ le số cho trạm biến áp 110/35/10 kV, là đối tượng chính được bảo vệ. Trong đồ án này em sử dụng rơ le 7UT513 làm bảo vệ chính cho máy biến áp có công suất mỗi máy là 25/25/25 MVA, còn bảo vệ quá dòng làm bảo vệ dự phòng. Với những kiến thức còn hạn chế, chưa được thực tế nhiều nên bản đồ án thiết kế của em không tránh khỏi những thiếu sót. Rất mong được sự quan tâm, chỉ bảo của thầy cô giúp em hoàn thành nhiệm vụ thiết kế này. Em xin chân thành cảm ơn thầy TS - Nguyễn Xuân Hoàng Việt cùng toàn thể thầy cô trong bộ môn Hệ thống điện - Trường Đại học Bách Khoa Hà Nội đã tận tình hưỡng dẫn em trong suốt thời gian vừa qua để em hoàn thành bản đồ án thiết kế này. CHƯƠNG I ĐẶC ĐIỂM VỀ TRẠM BIẾN ÁP THÔNG SỐ KỸ THUẬT CÁC THIẾT BỊ CHÍNH 1.1. GIỚI THIỆU CHUNG VỀ TRẠM: Trạm biến áp 110 kV Vân Đình được xây dựng tại thị trấn vân Đình - Ứng Hoà Hà Tây. TBA được xây dựng và đưa vào vận hành từ tháng 11 năm 1992 với 1 MBA T1 cho đến tháng 9 năm 1998 đưa thêm MBA T2 vào vận hành với tổng công suất bằng 50 MVA. Trạm được lắp đặt hiện tại gồm 2 MBA: + MBA T1: 25000 kVA – 115/38,5/11 kV tổ đấu dây U0 / U / D + MBA T1: 25000 kVA – 115/38,5/11 kV tổ đấu dây U0 / U / D 1.1.1. Đặc điểm về sơ đồ tram. Nguồn cấp điện cho trạm : + Từ đường dây 110 kV 171 BaLa cấp cho trạm qua MC171. được cấp vào trạm qua thanh cái C11. Chiều dài đường dây là 15,3 km Dây dẫn : 3. AC - 120, dây chống sét A - 35 Loại BI : 200/5 A. + Từ đường dây 110kV 178 BaLa cấp cho trạm qua MC172. được cấp vào trạm qua thanh cái C12. Chiều dài đường dây là 18Km Dây dẫn : 3. AC - 120, dây chống sét A - 35 Loại BI : 200/5 A. + Từ thanh cái C11 qua MC 131 cấp cho MBAT1 và cấp cho phụ tải phía 35 kV qua thanh cái C31 và cấp cho thanh cái C91. + Từ thanh cái C12 qua MC 132 cấp cho MBAT2 và cấp cho phụ tải phía 35 kV qua thanh cái C32 và cấp cho thanh cái C92 và thanh cái C42 (Chưa sử dụng). + Thanh cái C11 liên lạc với thanh cái C12 qua MC112 (Sơ đồ nối điện chính trạm biến áp 110 kV Vân Đình) 1.1.2. Lưới điện phân phối: + ĐDK 377 E102 cung cấp cho phụ tải Thanh Oai. Chiều dài đường dây là 19 km Dây dẫn 3. AC - 95 Loại BI 600/5 A Gồm có 3 loại bảo vệ : + Bảo vệ cắt nhanh với: Ikđ = 30 A; Tcắt = 0 sec + Bảo vệ quá dòng với: I kđ = 6 A; Tcắt = 1,0 sec + Bảo vệ tần số f : f = 48,8 HZ + ĐDK 375 E102 cung cấp cho phụ tải Chương Mỹ. Chiều dài đường dây là 17 km Dây dẫn 3. AC - 95 Loại BI 600/5 A Gồm có 3 loại bảo vệ : + Bảo vệ cắt nhanh với: I kđ = 30 A; Tcắt = 0 sec + Bảo vệ quá dòng với: I kđ = 6 A; Tcắt = 1,0 sec + Bảo vệ tần số f : f = 48,8 Hf + ĐDK 373 E102 cung cấp cho phụ tải Mỹ Đức. Chiều dài đường dây là 20 km Dây dẫn 3. AC - 95 Loại BI 600/5 A Gồm có 3 loại bảo vệ : + Bảo vệ cắt nhanh với: I kđ= 22,5 A;Tcắt= 0 sec + Bảo vệ quá dòng với: I kđ = 6 A; Tcắt = 1,0 sec + Bảo vệ tần số f : f = 48,8 hf + ĐDK 372 E102 cung cấp cho phụ tải xí nghiệp Xi Măng. Chiều dài đường dây là 14 km Dây dẫn 3. AC - 95 Loại BI 600/5 A Gồm có 3 loại bảo vệ : + Bảo vệ cắt nhanh với: I kđ = 25 A; Tcắt = 0 sec + Bảo vệ quá dòng với: I kđ = 5 A; Tcắt = 1,5 sec + Bảo vệ tần số f : f = 47,6 Hf + ĐDK 374 E102 cung cấp cho phụ tải Cầu Giẽ. Chiều dài đường dây là 17 km Dây dẫn 3. AC - 95 Loại BI 300/5 A Gồm có 3 loại bảo vệ : + Bảo vệ cắt nhanh với: I kđ = 25 A; Tcắt = 0 + Bảo vệ quá dòng với: I kđ = 6 A; Tcắt = 1,5 sec + Bảo vệ tần số f : f = 48,4 Hf + ĐDK 376 E102 cung cấp cho phụ tải Chùa Hương. Chiều dài đường dây là 17,5 km Dây dẫn 3. AC - 95 Loại BI 200/5 A Gồm có 3 loại bảo vệ : + Bảo vệ cắt nhanh với: I kđ = 30 A; Tcắt = 0 sec + Bảo vệ quá dòng với: I kđ = 6 A; Tcắt = 1,0 sec + Bảo vệ tần số f : f = 48,8 Hf + ĐDK 971 E102 cung cấp cho phụ tải Vân Đình. Chiều dài đường dây là 07 km Dây dẫn 3. AC - 70 Loại BI 2000/5 A + ĐDK 973 E102 cung cấp cho phụ tải TG Vân Đình. Chiều dài đường dây là 05 km Dây dẫn 3. AC - 70 Loại BI 2000/5 A + ĐDK 974 E102 cung cấp cho phụ tải Bệnh Viện VĐ. Chiều dài đường dây là 04 km Dây dẫn 3. AC - 70 Loại BI 2000/5 A Trạm có nhiệm vụ rất quan trọng trong nền kinh tế và phát triển xã hội cho toàn khu vực phía nam và phía Bắc Tỉnh Hà Tây, Trạm cung điện phục vụ cho toàn bộ hai huyện: Mỹ Đức, Thanh Oai và một phần phụ tải của các huyện Thường Tín. 1.2. THÔNG SỐ CHÍNH CỦA TRẠM BIẾN ÁP: 1.2.1. Máy biến áp T1, T2: Loại máy (TọTH ) 3 pha 3 cuộn dây Sđm = 25000 kVA. Có 3 cấp điện áp : Ucđm = 115 kV ; UTđm = 38,5 kV; UHđm = 11 kV Sơ đồ đấu dây YO / Y/ D 0– 11 Phía cao có điều chỉnh điện áp dưới tải. UC: Có 19 nấc phân áp . 1,78% U T: Có 5 nấc phân áp . 2,5% (cố định) UH : Không điều chỉnh điện áp dưới tải. Pn = 145 kw DP0 = 36 kV I0 % = 1,0 UNC-T = 10,5% ; UNC-H = 17% ; UNT-H = 6% 1.2.2. Máy cắt điện 110 kV: Gồm có MC 171, 172, 131, 132, 112; Loại máy LBT-145D1/B Uđm 123 kV Umax 230 kV I Cđm 25 kA I đm 1500 A Trọng lượng khí 6,8 Bar Tốc độ đóng 40 ms Tốc độ cắt 23 ms Rtx 40 mW U (đóng, cắt ) 220 v/ DC 1.2.3. Máy cắt điện 35 kV: Gồm có MC 371, 372, 374, 376, 375 Loại máy C-35M-630-10ÁT1 U định mức 36.5 kV U max 40,5 kV I cđm 10 kA I cắt tới hạn 26 kA I đm 630 A R tx 310 mW U (đóng, cắt) 220V/DC 1.2.4. Máy cắt điện 10 kV: Gồm có MC 931,971,973,974 . Loại máy BMéÁ - 11 - 630 - 20T U định mức 11 kV U max 11 kV I cđm 20 kA I cắt tới hạn 51 kA I đm 630 A Rtx 100 mW U (đóng, cắt) 220 V/DC 1.2.6. Máy biến điên áp: ( BU ) BU 110 kV tỷ số biến: BU 35 kV: tỷ số biến: BU 10 kV: Tỷ số biến : (V) CHƯƠNG II TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP 2.1. MỤC ĐÍCH TÍNH NGẮN MẠCH: Tính ngắn mạch tại các vị trí trên sơ đồ nhằm tìm ra dòng ngắn mạch Max và Min đi qua vị trí đặt bảo vệ phục vụ việc chỉnh định và kiểm tra sự làm việc của bảo vệ. Để tìm dòng ngắn mạch chạy qua các BI phục vụ cho bảo vệ ta phải xét 2 chế độ: Chế độ max: Điều kiện hệ thống điện ở chế độ max và điện kháng của chế độ phải min, từ điều kiện đó trong chế độ max ta xét trường hợp: + Hệ thống max với 1 máy biến áp vận hành độc lập. Ở chế độ này ta đi xét 3 dạng ngắn mạch đó là: ngắn mạch 3 pha (N3), ngắn mạch 1 pha chạm đất (N1), ngắn mạch 2 pha chạm đất (N1,1), Chế độ min: Điều kiện ngược lại so với chế độ max. Tức là hệ thống điện ở chế độ min, điện kháng của hệ thống max. Ta xét các trường hợp: + Hệ thống min với 2 máy biến áp vận hành song song. + Hệ thống min với 1 máy biến áp vận hành độc lập. Trong chế độ này ta chỉ xét 3 dạng ngắn mạch đó là: ngắn mạch 2 pha (N2), ngắn mạch 1 pha chạm đất (N1), ngắn mạch 2 pha chạm đất (N1.1): Một số giả thiết khi tính toán ngắn mạch: + Coi tần số không thay đổi khi ngắn mạch. + Bỏ qua hiện tượng bão hoà của mạch từ trong lõi thép của các phần tử. + Bỏ qua các điện trở của các phần tử. + Bỏ qua các ảnh hưởng của các phụ tải đối với dòng ngắn mạch. + Coi phía 35 kV trung tính cách điện. Sơ đồ nhất thứ và sơ đồ các điểm ngắn mạch qua các BI để tính toán dòng ngắn mạch phục vụ cho bảo vệ cho máy biến áp. N1’ N1 N2’ N3’ N3 N2 Hình 2-1: Vị trí đặt bảo vệ và các điểm ngắn mạch  2.2. CHẾ ĐỘ HTĐ MAX CÓ 1 MÁY BIẾN ÁP LÀM VIỆC ĐỘC LẬP: Lập sơ đồ thay thế thành phần TTT và TTN: XBC 0,105 0,01126 XBH 0,065 HT XHT XBC 0,105 HT XOHT XBH Sơ đồ thay thế TTK: 0,065 0,01177 2.2.1. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N1. Tại điểm ngắn mạch N1 chỉ có dòng điện thành phần TTK đi qua BI1. Lập sơ đồ thay thế thành phần TTT và TTN: 0,01126 HT XHT N1 BI1 XBC 0,105 0,01177 XOHT XBH 0,065 N1 BI1 IO1 IO2 0,011 XOS N1 Lập sơ dồ thay thế TTK. a- Dạng ngắn mạch 3 pha:N(3). If(BI1)= 0 b- Dạng ngắn mạch một pha chạm đất N(1). Dòng điện thành phần TTK tại điểm ngắn mạch: Dòng điện thành phần TTK chạy qua BI1: c- Dạng ngắn mạch N(1;1). Tính dòng điện các thành phần thứ tự pha không sự cố tại điểm ngắn mạch: Dòng điện thành phần TTK chạy qua BI1 là: Với quy ước dòng điện chạy vào trong MBA qua BI thì mang dấu (+) còn dòng điện chạy ra khỏi MBA qua BI thì mang dấu (-) ta có dòng điện TTK chạy qua BI1 sẽ mang dấu (-). N1 N(3) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 0 0 0 -1,932 0 0 -1,947 0 0 I0 0 0 0 -1,932 0 0 -1,947 0 0 I1 + I2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.2.2. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N'1. 0,011 XOS N1’ 0,01126 HT XHT N1’ BI1 0,01177 0,065 XBC 0,105 XOHT XBH N1’ IO1 IO2 BI1 0,01177 XOHT N1’ IO1 IO2 0,17 Sơ đồ thay thế TTT và TTN: sơ đồ thay thế TTK: a- Dạng ngắn mạch N(3). Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch chính là dòng qua BI1. If(BI1) = E/ X1å = 1/ 0.01126 = 88,8099 b- Dạng ngắn mạch N(1). Dòng điện các thành phần thứ tự tại điểm ngắn mạch. I0 = I1 = I2 = 29,833 Dòng điện các thành phần đối xứng qua BI1. I1(BI1) = I2(BI1) = 29,833 Dòng điện pha sự cố. If(BI1) = I1(BI1) + I2(BI1) + I0(BI1) = 29,833 + 29,833 + 27,9 = 87,566 I f - I o = I1 + I2 = 59,666 c- Dạng ngắn mạch N(1;1). Dòng điện các thành phần thứ tự tại điểm ngắn mạch: I1 = 59,438 I0 = -30,066 Dòng điện ngắn mạch các thành phần thứ tự: I1(BI1) = I1 = 59,438 I2(BI1) = I2 = -29,372 Dòng điện pha sự cố chạy qua BI1: If(BI1) = a2I1(BI1) + a.I2(BI1) + I0(BI1) If(BI1) - I0(BI1) = - 43,152 – j 76,912 + 28,119 = 78,358/-101 Theo quy ước về dấu của dòng điện so lệch MBA, dòng điện qua BI1 mang dấu (+) N'1 N(3) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 88,809 0 0 87,566 0 0 88,191 0 0 I0 0 0 0 27,9 0 0 28,119 0 0 I1 + I2 88,809 0 0 59,666 0 0 78,358 0 0 2.2.3. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N2. Phía trung áp 35 kV của MBA đấu sao (Y) không nối đất, vì vậy ta chỉ xét dạng ngắn mạch N(3). Sơ đồ thay thế: 0,1163 XS N2 0,01126 XHT N2 0,105 XBC BI1 BI2 HT HT XS = 0,01126 + 0,105 = 0,1163 Dạng ngắn mạch N(3) Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch cũng chính là dòng chạy qua BI1 và BI2: If(BI1) = If(BI2) = E/ Xå = 1/ 0,1163 = 8,5984 Theo quy ước về dấu dòng điện, dòng qua BI1 mang dấu (+), còn dòng qua BI2 sẽ mang dấu (-): N2 N(3) BI1 BI2 BI3 If 8,598 -8,598 0 I0 0 0 0 I1 + I2 8,598 -8,598 0 2.2.4. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N'2. 0,01126 0,105 BI1 XHT N2’ XBC BI2 HT 0,1163 XS N2’ HT Sơ đồ thay thế: XS = 0,01126 + 0,105 = 0,1163 Dạng ngắn mạch N(3) Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch cũng chính là dòng chạy qua BI1 và BI2: If(BI1) = If(BI2) = E/ Xå = 1/ 0,1163 = 8,5984 Theo quy ước về dấu dòng điện đi vào qua BI1 mang dấu (+): N2’ N(3) BI1 BI2 BI3 If 8,598 0 0 I0 0 0 0 I1 + I2 8,598 0 0 2.2.5. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N3. Tại điểm ngắn mạch này chỉ có dòng điện chạy qua BI1 và BI3. do phái hạ áp 10 kV của MBA đấu tam giác (D) do đó ta chỉ tính dạng ngắn mạch N(3). 0,01126 0,065 XBC 0,105 XHT XBH N3 BI1 HT BI3 0,1813 XS N3 HT Lập sơ đồ thay thế: Xå = 0,01126 + 0,105 + 0,065 = 0,1813 Dòng tại điểm ngắn mạch cũng chính là dòng điện ngắn mạch qua BI1 và BI3: If (BI1) = If (BI3) = E / X1å = 1 / 0,1813 = 5,5157 Theo quy ước về dấu, dòng qua BI1 mang dấu (+), còn dòng qua BI3 mang dấu (-). N3 N(3) BI1 BI2 BI3 If 5,516 0 -5,516 I0 0 0 0 I 1 + I 2 5,516 0 -5,516 2.2.6. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N'3. XHT 0,01126 0,065 XBC 0,105 XBH N3’ BI1 HT BI3 0,1813 XS N3’ HT Lập sơ đồ thay thế: Xå = 0,01126 + 0,105 + 0,065 = 0,1813 Dòng điện tại điểm ngắn mạch chính là dòng điện ngắn mạch chạy qua BI1: If (BI1) = If (BI3) = E / X1å = 1 / 0,1813 = 5,5157 Theo quy ước về dấu của dòng điện chạy qua BI1 mang dấu (+): N'3 N(3) BI1 BI2 BI3 If 5,516 0 0 I0 0 0 0 I1 + I2 5,516 0 0 2.3. CHẾ ĐỘ HTĐ MIN CÓ 2 MÁY BIẾN ÁP LÀM VIỆC SONG SONG: Trong chế độ này ta xét các dạng ngắn mạch hai pha N(2), dạng ngắn mạch một pha N(1), dạng ngắn mạch hai pha chạm đất N(1;1). Thông số của hệ thống điện min: Sn = 1725,42 MVA; HT XHT XBC XBT XBH XBC XBT XBH XOHTT XBH XBC XBH XBC Sơ đồ thay thế thứ tự thuận (TTT) và thứ tự nghịch (TTN). Sơ đồ thay thế thứ tự không. Tính toán các điện kháng hệ thống min trong hệ đơn vị tương đối định mức MBA. X0HT = X1.1,332 = 0,9782.0,0145 = 0,0142 XBC = 0,105 XBH = 0,065 2.3.1. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N1: N1 XHT Lập sơ đồ thay thế TTT và TTN. HT BI1 0,0145 N1 IO1 XBH XBC 0,105 0,065 IO2 XOHT/ 0,0142 XBC XBH 0,105 0,065 IO2/ 2 N1 IO1 XOHT/ 0,0142 XBC XBH 0,105 0,065 IO2/ 2 BI1 N1 XOSS1 0,0122 Lập sơ đồ thay thế TTK. Tính dòng ngắn mạch chạy qua các BI1 a- Dạng ngắn mạch N(2). Dạng ngắn mạch này không có dòng điện thành phần TTK nên không có dòng chạy qua BI1: If (BI1) = 0. b- Dạng ngắn mạch N(1). Dòng điện thành phần TTK tại điểm ngắn mạch của pha sự cố: Dòng điện thành phần TTK chạy qua BI1 là: c- Dạng ngắn mạch N(1,1). Dòng điện thành phần thứ tự của pha bị sự cố: Dòng thứ tự không đi qua BI1: Với quy ước về dấu của dòng điện. Dòng điện TTK đi qua BI1 sẽ mang dấu (-): N1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 0 0 0 -1,768 0 0 -1,84 0 0 I0 0 0 0 -1,768 0 0 -1,84 0 0 I1 + I 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.3.2. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N'1. Sơ đồ thay thế TTT và TTN. 0,0145 XHT N1’ BI1 HT 0,105 XOHT/ 0,0142 N’1 IO1 XBH/2 XBC/2 0,065 IO2 N’1 XOSS1 0,0122 Sơ đồ thay thế TTK.a- Dạng ngắn mạch N(2) Dòng điện pha sự cố đi qua BI1 b- Dạng ngắn mạch N(1). Dòng điện thành phần thứ tự tại điểm ngắn mạch: Dòng điện thành phần qua BI1: I1(BI1) = I2(BI1) = 24,272 I0(BI1) = I01 + 1/ 2.I02 = I0å - 1/ 2.I02 = 24,272 - 1,7685 = 22,503 Dòng điện pha và dòng điện so lệch chạy qua BI1: If = I1(BI1) + I2(BI1) + I0(BI1) = 24,272 + 24,272 + 22,503 = 71,047 If - I0(BI1) = I1(BI1) + I2(BI1) = 48,544 c- Dạng ngắn mạch N (1,1). Các dòng điện thành phần thứ tự pha bị sự cố tại chỗ ngắn mạch. I1 = 47,336 I0 = -25,707 Dòng điện các thành phần không sự cố qua BI1 là: I1(BI1) = I1 = 47,336 I2(BI1) = I2 = -21,269 I0(BI1) = I01 + 1/2I02 = I0å - 1/2I02 = = -25,707 + 1,84 = -23,867 Dòng điện pha và dòng điện so lệch: If(BI1) = a2.I1(BI1) + a.I2(BI1) + I0(BI1) = - 36,72 – J59,725 = 70,11/-121,580 I1 + I2 = - 36,72 - J59,725 + 23,867 = - 12,853 - J59,725 = 61,092/-1020 Theo quy ước về dấu của dòng điện ngắn mạch chạy qua BI1 của bảo vệ so lệch MBA mang dấu (+). N'1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 59,726 0 0 71,047 0 0 70,11 0 0 I0 0 0 0 22,503 0 0 23,867 0 0 I1 + I 2 59,726 0 0 48,544 0 0 61,092 0 0 2.3.3. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N2. Tại điểm ngắn mạch này chỉ có dòng điện chạy qua BI1 và BI2, không có dòng TTK vì phía trung áp 35 kV của MBA TN đấu (Y) không nối đất. Vậy ta chỉ xét dạng N(2). 0,0145 XBC BI1 XBC HT N2 BI2 X HT N2 0,0145 0,105 / 2 XBC / 2 HT N2 0,0675 HT Xå Sơ đồ thay thế: Xå = 0,0145 + 0,105/2 = 0,0675 Dạng ngắn mạch N(2). Dòng điện tại điểm ngắn mạch: Dòng điện pha chạy qua BI1 cũng chính là dòng ngắn mạch chạy qua BI2: If(BI1) = If(BI2) = If / 2 = 12,83/ 2 = 6,415 Theo quy ước về dấu thì dòng điện qua BI1 mang dấu (+), còn dòng qua BI2 sẽ mang dấu (-). N2 N(2) BI1 BI2 BI3 If 6,415 - 6,415 0 I0 0 0 0 I1 + I 2 6,415 - 6,415 0 2.3.4. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N2’. 0,0145 XBC BI1 XBC HT N2’ BI2 X HT Sơ đồ thay thế: N2’ 0,0675 HT Xå = 0,0145 + 0,105/2 = 0,0675 Dạng ngắn mạch N(2). Dòng điện tại điểm ngắn mạch: Dòng điện pha chạy qua BI1 cũng chính là dòng ngắn mạch chạy qua BI2: If(BI1) = If(BI2) = If/ 2 = 12,83/ 2 = 6,415 Theo quy ước về dấu thì dòng điện qua BI1 mang dấu (+), còn dòng qua BI2 mang dấu (+). N2’ N (2) BI1 BI2 BI3 If 6,415 0 0 I0 0 0 0 I1 + I 2 6,415 0 0 2.3.5. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N3. Phía hạ áp 10 kV của MBA đấu tam giác (D), ta chỉ xét dạng ngắn mạch N3. XHT HT N3 BI1 BI3 XBH XBC XBH 0,0145 0,105 0,065 0,065 XBC 0,105 Lập sơ đồ thay thế: 0,065/ 2 N3 XBC/2 0,105/ 2 0,0145 XBH/2 HT XHT N3 0,0995 HT XS XS = XHT + (XBC + XBH) / 2 = 0,0145 + 0,085 = 0,0995 Dạng ngắn mạch N(3). Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch: Dòng ngắn mạch chạy qua BI1 và BI3: If(BI1) = If(BI3) = If/ 2 = 8,7038/ 2 = 4,352 Theo quy ước về dấu của dòng điện, dòng qua BI1 mang dấu (+) còn dòng qua BI3 mang dấu (-). N3 N(3) BI1 BI2 BI3 If 4,352 0 - 4,352 I0 0 0 0 I1 + I 2 4,352 0 - 4,352 2.3.6. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N’3 XHT HT N3 BI1 BI3 XBH XBC XBH 0,0145 0,105 0,065 0,065 XBC 0,105 Lập sơ đồ thay thế: 0,065/ 2 N3’ XBC/2 0,105/ 2 0,0145 XBH/2 HT XHT N3’ 0,0995 HT XS XS = XHT + (XBC + XBH) / 2 = 0,0145 + 0,085 = 0,0995 Dạng ngắn mạch N(3). Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch: Dòng ngắn mạch chạy qua BI1 và BI3: If(BI1) = If(BI3) = If/ 2 = 8,7038/ 2 = 4,352 Theo quy ước về dấu của dòng điện, dòng qua BI1 mang dấu (+). N3’ N(3) BI1 BI2 BI3 If 4,352 0 0 I0 0 0 0 I1 + I 2 4,352 0 0 2.4. CHẾ ĐỘ HTĐ MIN TRẠM BIẾN ÁP CÓ 1 MÁY BIẾN ÁP LÀM VIỆC ĐỘC LẬP: Sơ đồ thay thế thành phần TTT và TTN: 0,065 XBC 0,105 0,0145 XBH HT XHT 0,0142 XBC 0,105 XOHT XBH 0,065 Sơ đồ thay thế thành phần TTK: 2.4.1. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N1. Tại điểm ngắn mạch này chỉ có dòng thành phần TTK đi qua BI1 do vậy ta chỉ xét các dạng ngắn mạch N(2), N(1), N(1;1) 0,0145 HT XHT N1 BI1 Sơ đồ thay thế thành phần TTT và TTN: Sơ đồ thay thế thành phần TTK: 0,0142 XBC 0,105 XOHT XBH 0,065 N1 BI1 I02 I01 0,0142 XOS N1 a- Dạng ngắn mạch N(2). If(BI1)= 0 b- Dạng ngắn mạch N(1). Dòng điện thành phần TTK tại điểm ngắn mạch: Dòng điện thành phần TTK chạy qua BI2: c- Dạng ngắn mạch N(1;1). Tính dòng điện thành phần thứ tự tại điểm ngắn mạch: Dòng điện thành phần TTK chạy qua BI1 là: Theo quy ước về dấu thì dòng TTK chạy qua BI1 sẽ mang dấu (-). N1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 0 0 0 -1,831 0 0 -1,894 0 0 I0 0 0 0 -1,831 0 0 -1,894 0 0 I1 + I 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.4.2. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N’1 0,0145 HT XHT N1’ BI1 0,0142 XBC 0,105 XOHT XBH 0,065 N1’ BI1 I02 I01 0,0131 XOS N1’ Sơ đồ thay thế TTT và TTN: Sơ đồ thay thế TTK: a- Dạng ngắn mạch N(2). Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch này là dòng qua BI1: b- Dạng ngắn mạch N(1). Dòng điện các thành phần tại điểm ngắn mạch: I0 = I1 = I2 = 23,753 Dòng điện thành phần qua BI1: I1 = I2 = I1(BI1) = I2(BI1) = 23,753 Dòng điện pha sự cố: If(BI1) = I1(BI1) + I2(BI1) + I0(BI1) = 23,753 + 23,753 + 21,922 = 69,428 I1 + I2 = 23,753 + 23,753 = 47,056 c- Dạng ngắn mạch N(1;1). Dòng điện thành phần thứ tự tại điểm ngắn mạch: I1 = 46,678 I0 = -24,57 Dòng điện thành phần thứ tự đi qua BI1: I1(BI1) = I1 = 46,678 I2(BI1) = I2 = -22,672 Dòng điện pha sự cố: If(BI1) = a2I1(BI1) + a.I2(BI1) + I0(BI1) Theo quy ước về dấu của dòng điện, dòng điện qua BI1 mang dấu (+) N'1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 59,726 0 0 69,428 0 0 69,379 0 0 I0 0 0 0 21,922 0 0 20,924 0 0 i1 + i 2 59,726 0 0 47,056 0 0 61,24 0 0 2.4.3. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N2. Tại điểm ngắn mạch này chỉ có dòng điện đi qua BI1 và BI2. Không có dòng TTK vì phía trung áp 35kV của MBA tự ngẫu đấu sao (Y) không nối đất. Vì vậy ta chỉ xét dạng ngắn mạch N(2). 0,0145 HT XHT N2 BI1 BI2 0,1195 HT XOS N2 0,105 Sơ đồ thay thế: XOå = 0,0145 + 0,105 = 0,1195 Dòng điện tại điểm ngắn mạch chính là dòng điện pha chạy qua BI1 và BI2: Theo quy ước về dấu dòng điện, dòng qua BI1 mang dấu (+), còn dòng qua BI2 sẽ mang dấu (-): N2 N(2) BI1 BI2 BI3 If 7,247 -7,247 0 I0 0 0 0 I1 + I 2 7,247 -7,247 0 2.4.4. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N’2. 0,0145 HT XHT N2’ BI1 BI2 0,1195 HT XOS N2’ 0,105 Sơ đồ thay thế: XOå = 0,0145 + 0,105 = 0,1195 Dòng điện tại điểm ngắn mạch chính là dòng điện pha chạy qua BI1 và BI2: Theo quy ước về dấu dòng điện đi qua BI1 mang dấu (+): N2’ N(2) BI1 BI2 BI3 If 7,247 0 0 I0 0 0 0 I1 + I 2 7,247 0 0 2.4.5. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo vệ MBA tại N3. Phía hạ của MBA tự ngẫu đấu tam giác (D), ta xét dạng ngắn mạch N(2). 0,065 XBC 0,105 0,0145 XBH HT XHT N3 BI3 BI3 Sơ đồ thay thế: 0,01845 HT N3 XOS XOS = 0,0145 + 0,105 + 0,065 = 0,1845 Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch chính là dòng điện pha đi qua BI1 và BI3 Theo quy ước về dấu, dòng qua BI1 mang dấu (+), còn dòng qua BI3 mang dấu (-). N3 N(2) BI1 BI2 BI3 If 4,694 0 0 I0 0 0 0 I1 + I 2 4,694 0 0 2.4.6. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo vệ MBA tại N’3. 0,065 XBC 0,105 0,0145 XBH HT XHT N3’ BI3 BI1 Sơ đồ thay thế: 0,01845 HT XOS N3’ XOS = 0,0145 + 0,105 + 0,065 = 0,1845 Dòng điện pha tại điểm ngắn mạch chính là dòng điện pha đi qua BI1 và BI3 Theo quy ước về dấu, dòng qua BI1 mang dấu (+): N3’ N(2) BI1 BI2 BI3 If 4,694 0 0 I0 0 0 0 I1 + I 2 4,694 0 0 2.5. Bảng tổng kết giá trị dòng điện ngắn mạch chạy qua các BI trong các chế độ. 2.5.1. Chế độ HTĐ max trạm có 1 máy biến áp làm việc độc lập: Điểm ngắn mạch N1 N1 N(3) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 0 0 0 -1,932 0 0 -1,947 0 0 I0 0 0 0 -1,932 0 0 -1,947 0 0 I 1 + I 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Điểm ngắn mạch N'1 N'1 N(3) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 88,809 0 0 87,566 0 0 88,191 0 0 I0 0 0 0 27,90 0 0 28,119 0 0 I 1 + I 2 88,809 0 0 59,666 0 0 78,385 0 0 Điểm ngắn mạch N2 N2 N(3) BI1 BI2 BI3 If 8,598 -8,598 0 I0 0 0 0 I1 + I2 8,598 -8,598 0 Điểm ngắn mạch N'2 N2 N(3) BI1 BI2 BI3 If 8,598 0 0 I0 0 0 0 I1 + I2 8,598 0 0 Điểm ngắn mạch N3 N3 N(3) BI1 BI2 BI3 If 5,516 0 -5,516 I0 0 0 0 I1 + I2 5,516 0 -5,516 Điểm ngắn mạch N'3 N'3 N(3) BI1 BI2 BI3 If 5,516 0 0 I0 0 0 0 I 1 + I 2 5,516 0 0 2.5.2. Chế độ HTĐ Min trạm biến áp có 2 máy biến áp làm việc song song: Điểm ngắn mạch N1 N1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 0 0 0 -1,768 0 0 -1,84 0 0 I0 0 0 0 -1,768 0 0 -1,84 0 0 I 1 + I 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Điểm ngắn mạch N'1 N'1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 59,726 0 0 71,047 0 0 70,11 0 0 I0 0 0 0 22,503 0 0 23,867 0 0 I 1 + I 2 59,726 0 0 48,544 0 0 61,092 0 0 Điểm ngắn mạch N2 N2 N2 BI1 BI2 BI3 If 6,415 - 6,415 0 I0 0 0 0 I 1 + I 2 6,415 - 6,415 0 Điểm ngắn mạch N'2 N2’ N (2) BI1 BI2 BI3 If 6,415 0 0 I0 0 0 0 I 1 + I 2 6,415 0 0 Điểm ngắn mạch N3 N3 N(3) BI1 BI2 BI3 If 4,352 0 - 4,352 I0 0 0 0 I 1 + I 2 4,352 0 - 4,352 Điểm ngắn mạch N'3 N3’ N(3) BI1 BI2 BI3 If 4,352 0 0 I0 0 0 0 I 1 + I 2 4,352 0 0 2.5.3. chế độ HTĐ min trạm biến áp có 1 máy biến áp làm việc độc lập: Điểm ngắn mạch N1 N1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 0 0 0 -1,831 0 0 -1,894 0 0 I0 0 0 0 -1,831 0 0 -1,894 0 0 I 1 + I 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Điểm ngắn mạch N'1 N'1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 59,726 0 0 69,428 0 0 69,397 0 0 I0 0 0 0 21,922 0 0 20,924 0 0 I 1 + I 2 59,726 0 0 47,056 0 0 61,24 0 0 Điểm ngắn mạch N2 N2 N(2) BI1 BI2 BI3 If 7,247 -7,247 0 I0 0 0 0 I 1 + I 2 7,247 -7,247 0 Điểm ngắn mạch N'2 N2’ N(2) BI1 BI2 BI3 If 7,247 0 0 I0 0 0 0 i1 + i 2 7,247 0 0 Điểm ngắn mạch N3 N3’ N(2) BI1 BI2 BI3 If 4,694 0 - 4,694 I0 0 0 0 i1 + i 2 4,694 0 - 4,694 Điểm ngắn mạch N'3 N3’ N(2) BI1 BI2 BI3 If 4,694 0 0 I0 0 0 0 I1 + i 2 4,694 0 0 CHƯƠNG III LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ VÀ GIỚI THIỆU CÁC TÍNH NĂNG CỦA RƠ LE 3.1. CHỌN PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ VÀ CHỦNG LOẠI RƠ LE: Việc lựa chọn phương thức bảo vệ cho phần tử máy biến áp nói riêng và các phần tử trong hệ thống điện nói chung là hết sức quan trọng nó nhằm loại trừ ngay phần tử hư hỏng ra khỏi hệ thống, đảm bảo cho hệ thống làm việc an toàn và ổn định. Để đảm bảo độ tin cậy cao, yêu cầu cung cấp điện cho các hộ tiêu dùng điện. Hệ thống bảo vệ rơ le đặt cho các máy biến áp chính của trạm. Cần phải thoả mãn các yêu cầu sau: Độ tin cậy: 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, còn độ tin cậy không tác động là khả năng tránh làm việc nhầm ở chế độ vận hành bình thường và sự cố xảy ra ngoài phạm vi bảo vệ đã được qui định. Trong đồ án em sử dụng loại bảo vệ rơ le kỹ thuật số được đánh giá là hệ thống bảo vệ làm việc có độ tin cậy cao (sự tin cậy còn phụ thuộc vào các thiết bị khác như máy cắt điện, nguồn 1 chiều thao tác..) Tính chọn lọc: 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. Cấu hình của hệ thống điện càng phức tạp việc đảm bảo tính chọn lọc của bảo vệ càng khó khăn. khả năng phát hiện cắt đúng phần tử bị hư hỏng ra khỏi hệ thống điện. Cấp bảo vệ chính của máy biến áp sử dụng rơle có tính chọn lọc tuyệt đối đó là bảo vệ so lệch dòng điện. Bảo vệ khí do nhà chế tạo máy biến áp đặt sẵn trên đoạn ống dẫn dầu từ thùng dầu chính của máy biến áp dẫn lên bình dầu phụ. Ngoài bảo vệ chính máy biến áp còn có các bảo vệ dự phòng như bảo vệ quá dòng điện cắt nhanh (I>>) và bảo vệ quá dòng điện có thời gian (I>) ở phía 110 kV để nâng cao độ tin cậy cho hệ thống bảo vệ. Tác động nhanh: Bảo vệ cần phát hiện và cách ly phần tử bị sự cố càng nhanh càng tốt. Tuy nhiên khi kết hợp với yêu cầu chọn lọc để thoả mãn yêu cầu tác động nhanh cần sử dụng những loại bảo vệ phức tạp và đắt tiền. Khi bảo vệ phát hiện ra sự cố (ngắn mạch) để hạn chế sự tác động của dòng điện ngắn mạch đến thiết bị thời gian tác động của bảo vệ không vượt quá 50 ms. Điều đó được đáp ứng vì rơ le bảo vệ trong đồ án thiết kế sử dụng loại bảo vệ kỹ thuật số. Độ nhậy: Độ nhậy đặc trưng cho khả năng cảm nhận sự cố của rơ le hoạc hệ thống bảo vệ. Nó được biểu diễn bằng hệ số độ nhậy, tức tỷ số giữa trị số đại lượng vật lý đặt vào rơ le khi có sự cố với ngưỡng khởi động của nó càng lớn, rơ le càng dễ cảm nhận sự xuất hiện của sự cố, hay rơ le càng tác động càng nhậy. Việc thực hiện thiết kế bảo vệ rơ le trạm với loại rơ le 7UT513 và loại bảo vệ 7SJ600. hai loại bảo vệ trên đều là rơ le kỹ thuật số có nhiều tính năng và ưu việt sau. phương thức bảo vệ trạm 110kV vân Đình + Bảo vệ rơ le khí. + Bảo vệ so lệch máy biến áp: 87T + Bảo vệ chạm chạm đất có giới hạn: 87N + Bảo vệ quá dòng cắt nhanh : 50 + Bảo vệ quá dòng có thời gian : 51 + Bảo vệ quá dòng thứ tự không: 51N + Bảo vệ rơ le kém áp: 27 + Bảo vệ rơ le tăng áp: 59 + Bảo vệ quá tải nhiệt: 49 + Rơle nhiệt độ: 4 + Rơle so lệch: 1 + Rơle khí: 4 + Rơle quá dòng thứ tự không: 3 + Rơle quá dòng cắt nhanh: 3 + Rơle quá dòng có thời gian: 5,7 + Rơle bảo vệ quá tải: 1 + Rơle quá áp thứ tự không: 6 110 kV 35 kV 11 kV T2 T1 51N 51 50N 50 3 BH OT OL 87N 59N 87T 59N 7 8 1 2 6 4 51 51 49 Hình 3.1: Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp 3.2. CÁC LOẠI BẢO VỆ ĐƯỢC ĐẶT CHO MÁY BIẾN ÁP: Trạm biến áp 110 kV Vân Đình gồm có 2 máy biến áp 3 pha 3 cuộn dây 110/ 35/ 10-22 kV, làm việc độc lập công suất mỗi máy là 25 MVA 3.2.1. Những hư hỏng thường xảy ra đối với MBA. Hư hỏng bên trong MBA bao gồm: + Chạm chập giữa các vòng dây. + Chạm chập giữa các pha với nhau. + Ngắn mạch giữa các cuộn dây + Hư hỏng bộ phận chuyển đổi đầu phân áp. + Thùng dầu bị rò dỉ. Hư hỏng ở chế độ làm việc bình thường của MBA. + Ngắn mạch nhiều pha trong hệ thống. + Ngắn mạch một pha trong hệ thống. + Quá tải + Quá bão hoà mạch từ. Tuỳ theo từng loại máy biến áp, vị trí đặt của chúng, vai trò của MBA trong hệ thống mà người ta đưa ra phương thức để lựa chọn hệ thống bảo vệ thích hợp cho từng loại MBA, gồm những loại sau: Loại hư hỏng của máy biến áp và loại bảo vệ + Ngắn mạch một pha hoạc nhiều pha chạm đất + So lệch là loại bảo vệ chính. + Bảo vệ quá dòng. + Bảo vệ quá dòng TTK. + Khoảng cách bảo vệ dự phòng. + Chạm chập các các vòng dây, thùng dầu thủng hoạc bị rò dỉ. + Bảo vệ rơle khí (Buchholz) + Quá tải. + quá nhiệt độ. + Quá dòng điện. + Dùng hình ảnh nhiệt 3.2.2. Các chức năng bảo vệ được sử dụng. 3.2.2.1. Nguyên lý bảo vệ bằng rơ le khí: Bình dầu phụ Thùng dầu MBA Rơle khí Dùng để phát hiện các hư hỏng bên trong thùng dầu máy biến áp. Như dạng ngắn mạch giữa các vòng dây trong cùng một pha hoặc ngắn mạch ở gần điểm trung tính hoặc thùng dầu máy biến áp bị rò dỉ làm mức dầu giảm thấp. Bảo vệ làm việc dựa vào mức độ bốc hơi và tốc độ chuyển động của dầu đẩy lên bình dầu phụ. Hình 3. 2: Sơ đồ bảo vệ rơ le khí. Để rơ le làm việc có độ nhậy cao khi lắp đặt máy biến áp cần kê nghiêng máy biến áp một góc từ (3-50) sao cho phía bình dầu phụ cao hơn. 3.2.2.2. Nguyên lý bảo vệ so lệch dòng điện. Nguyên lý: Bảo vệ so lệch dựa trên nguyên tắc so sánh các dòng điện và vì vậy cũng được hiểu như hệ thống cân bằng dòng điện. Chúng sử dụng nguyên tắc là dòng điện rời khỏi đối tượng bảo vệ trong điều kiện bình thường bằng dòng đi vào đối tượng bảo vệ. Bất cứ sự sai lệch dòng nào cũng được hiểu sự cố bên trong vùng được bảo vệ. Các cuộn dây thứ cấp của máy biến dòng BI1 và BI2 có cùng tỷ số biến, được nối để có được các dòng điện như hình vẽ (Hình 3.1) Khi vận hành bình thường hoặc ngắn mạch ngoài, dòng điện bằng nhau. I1» I2 nên ta có ISL= I1 – I2 » 0 rơ le không tác động. Khi sự cố bên trong vùng bảo vệ, dòng điện ở mỗi đầu không bằng nhau I1¹ I2 nên ta có ISL = I1 - I2 ¹ 0 khi ISL > IKđ rơ le tác động. Đối tượng bảo vệ I2 IS1 I2 I1 BI1 BI2 IS2 DI N 1 N 2 Sơ đồ 3.3: Sơ đồ bảo vệ so lệch: Bảo vệ so lệch dòng điện có hãm: Trên thực tế do sai số của các máy biến dòng hay hiện tượng bão hoà mạch từ và khi đóng máy biến áp không tải dòng điện thứ cấp của các BI sẽ khác nhau và tạo ra dòng điện không cân bằng. ISL= I1 - I2 = IKcb Dòng điện không cân bằng trong một số trường hợp có thể có giá trị rất lớn dẫn đến rơ le bảo vệ so lệch tác động nhầm. Để khắc phục nhược điểm trên người ta sử dụng nguyên lý hãm sóng hài bậc cao (khoá không cho bảo vệ tác động trong một khoảng thời gian nhất định). Bảo vệ so lệch dòng điện có hãm sóng hài bậc cao được dùng làm bảo vệ chính cho máy biến áp, chống lại các dạng ngắn mạch một pha hoạc nhiều pha, một pha chạm đất trong cuộn dây máy biến áp. Bảo vệ đảm bảo làm việc ổn định với các dòng không cân bằng suất hiện khi đóng máy biến áp không tải hoặc khi ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ so lệch. Bảo vệ luôn đảm bảo độ nhậy với các dạng sự cố ngắn mạch trong vùng bảo vệ, có biện pháp tránh tác động nhầm khi có dòng từ hoá tăng cao (khi đóng máy biến áp không tải). 3.2.2.3. Nguyên lý bảo vệ quá dòng điện: Bảo vệ quá dòng điện đặt ở phía 110 kV dự phòng cho bảo vệ so lệch. Bảo vệ làm việc với hai cấp tác động, cấp tác động cắt nhanh và cấp tác động có thời gian. Bảo vệ quá dòng điện cắt nhanh: (I>>) có dòng khởi động chọn theo điều kiện giá trị lớn nhất của dòng điện khi ngắn mạch ngoài vùng của bảo vệ máy biến áp. Dòng điện khởi động của bảo vệ được chọn theo công thức. Ikđ=Kat . IN ng.max Trong đó: IN ng.max: Dòng điện ngắn mạch ngoài vùng của bảo vệ lớn nhất. Kat = 1,2 ữ 1,3. Hệ số an toàn thường lấy bằng Bảo vệ quá dòng điện có thời gian: (I>) Tính chọn lọc của bảo vệ qúa dòng điện có thời gian dùng bảo vệ cho máy biến áp được đảm bảo bằng cách. Phối hợp về thời gian với các bảo vệ quá dòng điện có thời gian đặt ở hai phía trung áp và hạ áp của máy biến áp. Bảo vệ quá dòng điện có thời gian đặt ở thanh cái trung và hạ áp có thời gian làm việc phối hợp với bảo vệ ở các lộ đường dây xuất tuyến từ thanh góp và có nhiệm vụ bảo vệ thanh góp và làm dự phòng cho bảo vệ đường dây. Có hai loại đặc tính thời gian làm việc của bảo vệ quá dòng điện. + Đặc tính thời gian độc lập: Thời gian làm việc của bảo vệ không phụ thuộc và trị số dòng điện chạy qua bảo vệ. + Đặc tính thời gian phụ thuộc: Thời gian làm việc của bảo vệ càng nhỏ khi dòng điện chạy qua bảo vệ tăng. Dòng điện khởi động của bảo vệ này được chọn như sau: Ikđ = Kat. Kmm Ilv max K tv  Trong đó : Ilv max : Dòng điện làm việc lớn nhất cho phép của phần tử được bảo vệ. Km =1¸1,5 là hệ số mở máy khi xét phụ tải là động cơ. Kat = 1,1¸1,2 là hệ số an toàn. KTV = 0,95¸1 là hệ số trở về của rơle. 3.2.2.4. Nguyên lý bảo vệ dòng điện thứ tự không máy biến áp. Bảo vệ so lệch dòng điện thứ tự không máy biến áp (bảo vệ chống chạm đất hạn chế) dựa trên nguyên lý so lệch giữa dòng điện qua dây trung tính nối đất và dòng điện tổng của 3 pha. Bảo vệ cho cuộn dây máy biến áp chống sự cố chạm đất cho cuộn dây có trung tính nối đất trực tiếp. Trong điều kiện làm việc bình thường không có dòng điện đi qua điểm trung tính, tổng dòng điện thứ tự không ở các pha bằng không. Khi xẩy ra sự cố chạm đất trong vùng bảo vệ sẽ xuất hiện dòng điện thứ tự không ở trung tính máy biến áp và ở các pha I01 và I02 bằng nhau về độ lớn và cùng chiều. ISl 0 = I01 + I02 ¹ 0 Þ Bảo vệ tác động. Ngược lại khi xẩy ra sự cố chạm đất ngoài vùng bảo vệ sẽ xuất hiện dòng điện thứ tự không I01, I02 bằng nhau về độ lớn và ngược chiều. ISl 0 = I01 + I02 = 0 Þ Bảo vệ không tác động. Tuy nhiên khi sự cố chạm đất ngoài vùng bảo vệ, dòng điện không cân bằng có thể tồn tại do hiện tượng bão hoà mạch từ của BI không giống nhau. Để khắc phục hiện tượng này bảo vệ chống sự cố chạm đất có bộ phận khoá bảo vệ với dòng điện thứ tự không khi xẩy ra chạm đất ở ngoài vùng bảo vệ. 3.2.2.5. Bảo vệ chống quá tải cho máy biến áp. Quá tải làm tăng nhiệt độ dầu và cuộn dây của máy biến áp nếu mức quá tải cao và kéo dài làm cho máy biến áp bị tăng nhiệt độ quá mức cho phép dẫn đến tuổi thọ của MBA bị suy giảm nhiều. Để bảo vệ chống quá tải cho cuộn dây của máy biến áp và bảo vệ chống quá nhiệt cho cách điện của máy biến áp công suất lớn người ta dùng phương pháp đo trực tiếp nhiệt độ dầu và hình ảnh nhiệt, nhiệt độ cuộn dây của MBA, bảo vệ làm việc theo nhiều cấp như tăng cường làm mát, cảnh bảo bằng tín hiệu âm thanh, sa thải bớt các phụ tải. Nếu các cấp tác động này không mang lại hiệu quả thì máy biến áp được tách ra khỏi vận hành, sơ đồ hệ thống cảnh báo khi MBA quá tải. Quạt gió Bơm dầu Tín hiệu cảnh báo Cắt máy biến áp Cảm biến nhiệt độ Bộ phân tích thời gian quá nhiệt Hình 3-4: Sơ đồ khối bảo vệ quá nhiệt cho máy biến áp Để bảo vệ quá tải cho MBA tại trạm 110kV Vân Đình dùng phương pháp hình ảnh nhiệt trong rơ le bảo vệ 7UT513 và phương pháp đo trực tiếp tại máy biến áp. phương pháp trực tiếp tại máy biến áp sử dụng bộ cảm ứng nhiệt đặt ở phía trên thùng dầu nơi có nhiệt độ dầu cao nhất. Khi nhiệt độ tăng lên ³ 550 c bộ khuyếch đại sẽ thực hiện tuần tự các công việc như tăng cường làm mát và báo tín hiệu nếu nhiệt độ vẫn cứ tiếp tục tăng, khi đó tín hiệu được gửi đi cắt máy biến áp. 3.3. GIỚI THIỆU TÍNH NĂNG VÀ THỐNG SỐ CỦA RƠ LE 7UT513 : 3.3.1. Tính năng và thống số của 7UT513. 3.3.1.1. Tính năng rơ le 7UT513. Rơle số 7UT-513 dùng cho bảo vệ so lệch máy biến áp. Rơ le có tính ưu việt như tác động nhanh, chọn lọc chống lại các dạng ngắn mạch trong phạm vi bảo vệ. Ngoài bảo vệ máy biến áp, Rơle còn được sử dụng để bảo vệ các điểm phân nhánh có 3 nhánh hoặc phần tử có 3 đầu vào. Rơ le có 5 tiếp điểm cắt, 5 đầu vào nhị phân và 14 chỉ thị đèn (LED). Những chức năng của Rơ le 7UT-513 bao gồm. - Bảo vệ so lệch máy biến áp. Bảo vệ dòng thứ tự không. Bảo vệ quá dòng có thời gian. - Bảo vệ quá tải theo nhiệt độ. - Bảo vệ chạm vỏ tuỳ chọn. 3.3.1.2. Các thống số kỹ thuật rơ le 7UT-513 . - Mạch đo lường. + Dòng điện danh định : 1A hoặc 5A + Tần số định mức : 50 Hz/60 Hz + Công suất tiêu thụ : 0,1 VA / pha ứng với dòng danh định là 1A. : 0,5 VA / pha ứng với dòng danh định là 5A. - Khả năng quá tải nhiệt : + 100.Idđ trong thời gian £ 1 sec. + 20.Idđ trong thời gian £ 10 sec. + 4.Idđ trong thời gian lâu dài. + Khi có quá tải xung thì : 250.Idd trong 1/2 chu kỳ. - Khả năng quá tải của chức năng phát hiện dòng chạm vỏ , nhiệt độ (giá trị hiệu dụng). + 300 A trong thời gian £ 1 s . + 100 A trong thời gian £ 10 s . + 15 A trong thời gian liên tục . + Cho phát hiện dòng chạm vỏ với độ nhậy cao, dòng bằng 1A. - Điện áp nguồn thao tác nguồn một chiều qua bộ chỉnh lưu 24V ¸ 250V DC. Udđ (VDC) 24/48 60/110/125 220/250 Sai lệch cho phép 19 ¸ 56 4 ¸ 14 176 ¸ 88 - Điện áp xoay chiều £ 12% Uđm + Chỉnh đỉnh £ 6%Ugh + Thời gian phục hồi điện áp khi có sự cố mạch 1 chiều ³ 50 ms ở điện áp Uđm ³ 110 VDC. - Tiếp điểm làm việc . + Số rơle tác động cắt: 5 + Số tiếp điểm / 1 Rơ le: 2 thường mở ( No ) + Dung lượng đóng: 100W/VA + Dung lượng cắt: 30W/VA + Điện áp đóng cắt: 250V + Dòng cho phép: 30A trong 50 s - Tiếp điểm báo tín hiệu. + Số Rơ le tín hiệu: 11 + Số tiếp điểm Rơ le: 1 thường đóng Co hoặc thường mở No + Dung lượng đóng cắt: 20W/VA + Dòng cho phép: 1A + Điện áp đóng cắt: 250V - Số đầu vào nhị phân. + Rơ le tín hiệu /cảnh báo: 5 + Điệp áp làm việc: 24V ¸ 250Vdc + Dòng điện tiêu thụ: 2,5 mA - Các giao diện nối tiếp. + Giao tiếp với người vận hành: Không cách ly . + Giắc nối: Giắc 25 chân cho kết nối với máy tính cá nhân theo ISC 2110 + Tốc độ truyền tin: Mặc định 9600 Baud, min 1200 baud, max 19100 baud + Giao tiếp với trung tâm điều khiển: Cách Ly - Giao điểm truyền số liệu. + Các tiêu chuẩn: Tương tự V24/V25 đến CCITT. + Tốc độ truyền: Mặc định 9600 baud, min 1200baud, max19200baud . + Kết nối trực tiếp: Lắp đặt ngang Lắp đặt bề mặt + Khoảng cách truyền tin: max 1000 m + Điện áp thử: 2 kV với tần số định mức trong thời gian 1 phút . + Cáp quang: Giắc tích hợp F - SMA . + Chiều dài sóng quang: 820 mm + Hệ số suy giảm đường dây cho phép: max 8 dB + Khoảng cách truyền tin: max 1,5 km. + Các thí nhiệm cách điện: Theo IEC 255 - 5 3.3.1.3. Phạm vi chỉnh định đối với chức năng BVSL MBA. + Dòng SL mức thấp (ISL>): 0,15.IdđB ¸ 2,00.IdđB bước chỉnh định 0,01 IdđB + Dòng SL mức cao (ISL>>): 0,5.IdđB ¸20,00. IdđB bước chỉnh định 0,1 IdđB Trong đó : Idđ là dòng danh định của MBA . + Tỷ số hãm dòng từ hoá (hài bậc 2): 10% ¸ 80% bước chỉnh định 1% . + Tỷ số hãm sóng 3 , 4 , 5 : 10% ¸ 80% bước chỉnh định 1% . + Trễ thời gian cắt : 0,00 ¸ 60,00 bước chỉnh định 0,01 s . + Thời gian trở về : 0,00 ¸ 60,00 bước chỉnh định 0,01 s . Thời gian không tính đến thời gian làm việc song song chức năng bảo vệ. + Thời gian làm việc với nguồn cấp 1 phía : 50 Hz 60Hz 162/3 Hz. ³ 1,5 lần giá trị đặt ISL > : 35ms 35ms 85ms ³ 1,5 lần giá trị đặt ISL>>: 35ms 35ms 85ms ³ 5 lần giá trị đặt ISL>> : 35ms 35ms 85ms Thời gian trở về : 30ms 25ms 40ms Tỷ số trở về : 0,7 - Dung sai với các thông số MBA . + Các thời gian trễ cộng thêm : ± 1% giá trị đặt hoặc 10s . - Các thông số ảnh hưởng . + Điện áp thao tác trong dải 0,8 £ U/Un £ 1,15: £1% - Nhiệt độ trong khoảng 0oc £ t0mt £ 40oC: £ 0,5%/10k - Tần số trong khoảng 0,95 £ f/fn £ 1,05: 1% 3.3.1.4. Bảo vệ chạm đất có giới hạn. - Phạm vi chỉnh định . + Ngưỡng dòng: Ireff > IN 0,05.IdđB ¸ 2,00.IdđB bước chỉnh định 0,01 IdđB + Góc giới hạn: jLimit 90o ¸ 130o bước chỉnh định 10o - Các đặc tính tác động . + Tỷ số hãm dòng xung: 10% ¸ 80% bước chỉnh định 1% + Trễ thời gian cắt: 0,00 ¸ 60,00 bước chỉnh định 0,01 s + Thời gian trở về: 0,00 ¸ 60,00 bước chỉnh định 0,01 s - Thời gian không tính đến thời gian làm việc song song của các chức năng bảo vệ. Thời gian làm việc với (f) 50 Hz 60 Hz 162/3 Hz + 1,5 lần giá trị đặt: 25 ms 25 ms 70 ms + 5 Lần giá trị đặt: 17 ms 17 ms 25 ms Thời gian trở về: 30 ms 25 ms 40 ms Tỷ số trở về: 0,7 - Dung sai. + Đặc tính tác động: ± 5% giá trị lý thuyết (I < 5.IN) + Các thời gian cộng thêm: ± 51% Giá trị đặt hoạc 10 sec - Các biến có ảnh hưởng. + Điện áp nguồn thao tác ảnh hưởng 0,8 ≤ U/UN ≤1,15 %: ≤ 1% + Nhiệt độ trong khoảng 0Oc = ệMT ≤ 400c: ≤ 0,5%.10K + Tần số trong khoảng 0,8 ≤f/fn ≤ 1,2: ≤ 1% 3.3.1.5. Bảo vệ quá dòng có thời gian. - Các đặc tính có thể đặt: đặc tính thời gian độc lập + Các đặc tính phụ thuộc đặc tính thời gian phụ thuộc. - Tác động / thời gian: + Cấp dòng cắt nhanh I>>/I: 0,10 ¸ 30,00 bước chỉnh định 0,01 s . Thời gian trễ TI >>: 0,00s ¸ 32s bước chỉnh định 0,01 s ; ¥ + Cấp dòng có thời gian độc lập I>/I : 0,10 ¸ 30,00 bước chỉnh định 0,01 s Thời gian trễ TI >: 0,00s ¸ 32s bước chỉnh định 0,01 s ; ¥ + Cấp dòng cắt nhanh Ip/I: 0,01s ¸ 20s bước chỉnh định 0,01 s. Hệ số thời gian trễ TIP >>:0,50s ¸ 32s bước chỉnh định 0,01s ; ¥ + Ngưỡng tác động : » 1,1.IP Thời gian này không tính đến thời gian làm việc song song của các chức năng bảo vệ. I>>, I> tại 2 lần giá trị + Thời gian trở về = 60ms (» 150ms ở 162/3 Hz ) I>>, I> tại 2 lần giá trị + Thời gian trở về = 75ms (» 210ms ở 162/3 Hz ) + Tỷ số trở về : » 0,95 - Dung sai + Các cấp thời gian độc lập I>>,I>: 30% giá trị đặt Thời gian trễ : 1% giá trị đặt hoặc 10ms + Các cấp thời gian phụ thuộc Ip và Icp : Tác động ở 1,05 < I/ Ip < 1,15 Thời gian trễ: 5% giá trị đặt hoặc 30ms - Các biến có ảnh hưởng . + Điện áp nguồn thao tác ảnh hưởng 0,8 £ U/Un £ 1,15: £ 1% + Nhiệt độ trong khoảng 0oC £ tomt £ 40oC: £ 0,5%/10K + Tần số bảo vệ cho thời gian độc lập 0,98 £ f/fn £ 1,02: £ 1,5% 0,95 £ f/fn £ 1,05 £ 2,5% + Tần số bảo vệ cho thời gian phụ thuộc 0,95 £ f/fn £ 1,05 £ 0,8% theo đặc tính thời gian. 3.3.1.6. Bảo vệ quá tải. - Phạm vi chỉnh định ( các dải đặt /bước dặt ) + Hệ số K theo IEC 255 - 8 : 0,10 ¸ 4,00 ( bước chỉnh định 0,01) + Hằng số thời gian: 1,0 ¸ 999,9 phút ( bước chỉnh định 0,01 ) + Cấp cảnh báo nhiệt độ q cảnh báo/qcắt : 50% ¸ 100% theo độ tăng qcắt ( bước chỉnh định 1% ) + Cấp cảnh báo nhiệt độ: 0,10 ¸ 4,00In phút ( bước chỉnh định 0,01In ) - Các hệ số trở về: q /qcắt » 0,99 q /qcảnh báo » 0,99 I /Icảnh báo » 0,97 - Dung sai. Quy chiếu theo k.In: ± 10% Quy chiếu theo thời gian cắt: ± 10% hoặc 2s - Các biến số ảnh hưởng . + Điện áp nguồn thao tác trong dải 0,8 £ U/ Un £ 1,15: £ 1% + Nhiệt độ trong khoảng 0oC £ qmt £ 40oC: £ 0,5%/ 10K + Tần số trong khoảng 0,8 =< f/fn =< 1,2: £ 1% 3.3.2. Nguyên lý hoạt động rơ le 7UT-513. Rơ le số 7UT513 được trang bị một bộ vi sử lý 16 bít, nó xử lý các dữ liệu tất cả các chức năng từ các thông số đo lường, đem các tín hiệu đi cắt máy cắt dưới dạng số. Từ các đại lượng dòng điện, biến dòng đo lường được đưa vào các bộ chuyển đổi ME và biến đổi cho phù hợp với mức xử lý bên trong của rơ le. Các bộ lọc đặt để khử nhiễu và tối ưu theo giải tần và tốc độ sử lý cho phu hợp quá trình sử lý các giá trị đo. Bên cạnh việc giám sát các giá trị đo bộ vi xử lý. Các chức năng bảo vệ hiện có của 7UT513. + Thành lập các giá trị đo theo tổ đấu dây và tỷ số biến áp của MBA được bảo vệ và các máy biến dòng. + Thành lập các đại lượng so lệch và hãm. + Tính toán các giá trị hiệu dụng cho chức năng phát hiện quá tải và kiểm tra sự tăng nhiệt của cuộn dây. + Kiểm tra các giá trị giới hạn và các chuỗi thời gian. + Quyết định đưa ra các lệch cắt. + Lưu và đưa ra các thống báo và các dữ liệu sự cố cho việc tính sự cố. Các khả năng có trong rơ le 7UT-513 để sử dụng bảo vệ cho các đối tượng có 2 nguồn cung cấp. Trong trường hợp này chức năng bổ xung thích hợp cho nguồn cấp thứ 3 (bảo vệ trạm đất có giới hạn, bảo vệ quá dòng có thời gian, bảo vệ quá tải) có thể sử sử dụng cho một đối tượng độc lập khác được gọi là một đối tượng ảo. Khi xảy ra ngắn mạch ngoài gây ra dòng ngắn mạch lớn chạy qua BI các đặc tính từ hoá khác nhau của BI trong điều kiện bão hoà có thể gây ra dòng điện đáng kể chạy qua rơ le (ta gọi là Ikcb ). Nếu độ lớn của dòng này nằm trên ngưỡng tác động Rơ le có thể đưa ra lệnh cắt, chính vì vậy người ta phải sử dụng nguyên lý hãm bảo vệ. I*SL 7,2 Vùng tác động Vùng hãm Vùng hãm bổ xung 0,5 16,9 5 2 I*Hãm a2=0,5 a1= 0,25 Hình 3.5:Đặc tính làm việc của bảo vệ so lệch có hãm Việc làm phù hợp các giá trị đo được đối với các MBA có công suất và tổ đấu dây khác nhau, tỷ số biến khác nhau (cho bảo vệ máy biến áp ). Việc chuyển đổi dòng được thực hiện bằng các ma trận hệ số được lập trình mô phỏng các dòng so lệch trong các cuôn dây MBA. Dạng tổng quát các phương trình nàylà: Imt : là ma trận của các dòng Ia, Ib, Ic. K: là hệ số. (k): là ma trận hệ số In : là ma trận các dòng điện pha I,I,I. Bảo vệ so lệch dùng nguyên lý hãm chỉ có thể thực hiện với tổng số học Phương pháp này được sử dụng trong rơ le TUT-513 đòi hỏi tạo ra tổng Véc tơ (I và tổng véc tơ số học dòng điện (Icho từng cuộn dây. Các định nghĩa sau được sử dụng . Dòng so lệch hoặc tác động cắt Dòng hãm ổn định hoặc hãm (hài). . Iđược lấy từ sóng cơ bản và sinh ra từ đại lượng tác động gây ra lệnh cắt I chống lại ảnh hưởng này. - Ta xét 3 trường hợp . + MBA vận hànhbình thường hoặc có sự cố bên ngoài . Vì I : Như vậy khi sẩy ra ngắn mạch ngoài thì I, còn I bằng 2Ibảo vệ không làm việc + Khi ngắn mạch bên trong mỗi pha được cấp bởi các dòng giống nhau. Các thành phần tác động cắt I và hãm I bằng và tỷ lệ với tổng sự cố. + Khi ngắn mạch bên trong chỉ cấp nguồn một phía I Các thành phần tác động cắt và hãm bằng và tỉ lệ với dòng sự cố cấp từ một phía Kết quả cho thấy với bên trong và hãm bằng và tỷ lệ với dòng sự cố cấp từ một phía Kết quả cho thấy với trong như vậy để bảo vệ làm việc trong trường hợp này dòng điện làm việc phải chọn lớn hơn dòng hãm nghĩa là: Trong đó : K là hệ số hãm K Hãm sóng hài làm việc độc lập cho từng pha tuy vậy cũng có thể đặt bảo vệ để không chỉ pha có dòng từ hoá chứa sóng hài vượt quá ngưỡng cho phép được hãm mà những pha khác của cấp bảo vệ so lệch cũng bị khoá chức năng khoá chéo này có thể bị giới hạn trong khảng thời gian chọn trước. Ngay khi sóng cơ bản của dòng so lệch đạt 85% giá trị đặt hoặc dòng hãm vượt quá 1 lần dòng định mức của MBA bảo vệ tác động. - Bảo vệ chạm đất có giới hạn. Phát hiện sự cố chạm đất trong các MBA lực, MBA trung tính nối đất... Điều kiện trước hết phải có 1 biến dòng được đặt trên dây trung tính nối đất. Biến dòng trung tính và các biến dòng 3 pha xác định chính xác giới hạn cho vùng bảo vệ. 7UT513 3I0' I1 I3 I2 3I0'' Hình 3-7:Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất có giới hạn Trong điều kiện bình thường, không có dòng chạy qua dây trung tính, tổng các dòng pha Khi có một sự cố có chạm đất bên trong vùng được bảo vệ lúc này dây trung tính có dòng chạy qua, tuỳ theo điều kiện nối đất của hệ thống có thể nhận thêm dòng dư trên dây trung tính của các biến dòng pha vì tất cả dòng chạy vào vùng bảo vệ được quy ước là (+), góc dòng dư từ hệ thống sẽ lớn hơn hoặc nhỏ hơn so với góc pha của điểm đấu sao. Khi sự cố chạm đất sảy ra bên ngoài vùng bảo vệ dòng qua điểm đấu sao và dòng dư của máy biến dòng sẽ giống nhau về độ lớn nhưng ngược pha nhau. Bảo vệ chạm đất có giới hạn so sánh sóng cơ bản của dòng điện chạy qua dây trung tính (I'0) với sóng cơ bản của tổng các dòng điện pha (I"0) Khi có sự cố trong vùng bảo vệ luôn có I. Khi có chạm đất sảy ra bên ngoài vùng bảo vệ, một dòng chạm đất khác Ichạy qua các biến dòng phía sơ cấp ngược với dòng điểm đấu sao và cùng độ lớn. Dòng tác động cắt: I Dòng hãm Trong đó k là hệ số hãm và giả thiết k = 1. IREF được lấy từ sóng cơ bản và tạo ra đại lượng gây ảnh hưởng đến lệnh cắt ISTAB chống lại ảnh hưởng này. - Xét 3 trường hợp : + Dòng chạy qua khi có chạm đất bên ngoài. ngược pha nhưng có cùng độ lớn với Dòng tác động cắt IREF bằng dòng qua điểm đấu sao ISTAB tỷ lệ với 2 lần dòng tác động cắt. + Ngắn mạch bên trong, dòng chỉ được cấp từ điểm đấu sao. Trong trường hợp này I”0 = 0 IREF = ISTAB = Dòng tác động cắt bằng dòng chạy qua điểm đấu sao thành phần hãm ISTAB = 0 như vậy bảo vệ tác động cắt máy cắt. + Ngắn mạch bên trong, chỉ cấp dòng từ điểm đấu sao của hệ thống cùng độ lớn với dòng chạm đất. Trường hợp này I’ = I”0 IRE F = ISTAB = Dòng tác động cắt (IREF) bằng dòng chạy qua điêm đấu sao Istab âm vì do đặt bằng không như vậy đảm bảo Rơ le sẽ tác động máy cắt khi có sự cố chạm đất bên trong kết quả này cho thấy rằng với sự bên trong hãm không có tác dụng vì thành phần hãm âm hoặc bằng không. Vì vậy với dòng chạm đất nhỏ cũng có thể gây ra cắt ngược lại thành phần hãm sẽ lớn khi có sự cố chạm đất bên ngoài. 3.4. TÍNH NĂNG VÀ THÔNG SỐ CỦA 7SJ600. 3.4.1. Tính năng. Rơ le 7SJ 600 là loại Rơ le kĩ thuật số. Rơ le này được ta chọn làm bảo vệ dự phòng cho bảo vệ so lệch MBA . Các chức năng. + Bảo vệ quá dòng, dòng điện pha cắt nhanh I>> : 50 + Bảo vệ quá dòng, dòng điện TTK cắt nhanh I0 >> : 50N + Bảo vệ quá dòng, dòng điện pha có thời gian I >, t : 51 + Bảo vệ quá dòng, dòng TTK có thời gian I0 >, t : 51N + Bảo vệ quá tải theo nhiệt độ : 49 3.4.2. Các thông số kỹ thuật 7SJ600. - Mạch đo lường. Iđm: 1A hoặc 5A Fđ: 50HF I 60HF Công suất tiêu thụ < 0,1 vA/pha ứng với IN = 1A < 0,5 vA/pha ứng với IN = 5A - Khả năng quá tải . Nhiệt độ (giá trị hiệu dụng): 100 IN trong £ 1s 10 IN thời gian £ 10s 4 IN lâu dài Dòng điện xung 250 IN trong 1/2 chu kỳ - Điện áp nguồn thao tác (nguồn một chiều) Uđm(VDC) 24/48 60/110/125 220/250 Sai lệch cho phép 19 ¸ 58 48 ¸ 150 176 ¸ 300 Nguồn thao tác một chiều được cấp qua bộ chuyển đổi + Điện áp xoay chiều £ 12% Uđm + Đỉnh - đỉnh £ 6% ở các Uph có thể chấp nhận + Công suất tiêu thụ » 7w + Công suất làm việc » 11w + Thời gian phục hồi khi có sự cố ³ 50ms ở Uđm ³ 110vdc - Các tiếp điểm làm việc. + Số Rơ le cắt 2 (có thể đặt) + Số tiếp điểm/ Rơle 2 thưởng mở + Dung lượng dòng cắt 1000W/VA + Dung lượng cắt 30W/VA + Điện áp cắt 250v + Dòng cho phép 5A liên tục 30A trong 0,5s - Tiếp điểm tín hiệu. + Số Rơle tín hiệu 4 (có thể đặt )/1 + Số tiếp điểm/Rơle 1 thưởng mở + Dung lượng điện cắt 20w/vA + Điện ap định mức cắt 250v +Dòng cho phép 1A - Số đầu vào nhị phân 2 có thể đặt. + Điện áp làm việc 24 đến 250vdc + Dòng điện tiêu thụ » 2,5 mA độc lập với Uđm - Các dao diện nối tiếp + Giao tiếp với người vận hành: không cách li + Giắc nối: hàng kẹp đấu nối có 25 cực phù hợp với tiêu chuẩn ISO 2110 + Tốc độ chuyền: đấu nối máy tính cá nhân, min 1200 baud, max 19200. - Giao điểm để truyền + Số liệu đến trung tâm điều khiển : cách ly + Các tiêu chuẩn: tương tự 1/24/V28 đến CC1TT + Tốc độ chuyền : mặc định 9600baucl , min 1200, max 19600 + Độ đảm bảo truyền tín hiệu : K/c d= 4 + Đấu nối trực tiếp: Bộ dấu nối mo dul 4 cực + Khoảng cách truyền tín hiệu : tối đa 1000m + Đấu nối cáp quang: F - 5MA cho đấu nối cáp quang trực tiếp + Chiều dài sóng quay: 820mm + Khoảng cách truyền: max 1,5 km - Các ứng suất khí hậu (nhiệt độ xung quanh cho phép) + Khi làm việc -50c đến + 550c + Khi lưu kho -250c đến +550 c + Khi vận chuyển -250c đến +700c 3.4.3. Bảo vệ quá dòng có thời gian độ lập. Phạm vi chỉnh định + Khởi động quá dòng I> (pha -pha) I/In 0,05 ¸ 25 (bước 0,01) + Khởi động quá dòng Ic > (pha - đất ) I/In 0,05 ¸ 25,00 (bước 0,01) + Khởi động quá dòng I >> (pha - pha) I/In 0,05 ¸ 25,00 (bước 0,01) + Khởi động quá dòng Ic >> (pha - đất ) I/In 0,05 ¸ 25,00 (bước 0,01) + Thời gian duy trì T 0,00 ¸ 60,00(bước 0,01) + Thời gian khởi động cho I>; I >>; Ic > ; Ic >> ở hai lần mức đặt không có đo lặp lại » 33 ms ở hai lần mức đặt có đo lặp lại » 50 ms ở năm lần mức đặt không có đo lặp lại » 25 ms ở năm lần mức đặt có đo lặp lại » 40 ms + Thời gian giải trừ cho I >; I>>; Ic>; Ic >> » 35 ms + Tỷ lệ trở về » 0,95 ms + Dung sai + Các giá trị tác động I>; I>>; Ic >; Ic >> 3% giá trị đặt + Thời gian trễ 1% giá trị đặt hoặc 10 ms - Các biến số có ảnh hưởng . + Dải điện áp nguồn nuôi 0,8 £ UH / UHN £ 1,15 £ 1% + Nhiệt độ trong dải 0o c £  mt £ 40o c +Tần số trong dải . 0,95 £ f/ fn £ 1,05 £ 2,5% + Sóng hài tới 10% của sóng hài bậc 3 10% của sóng hài bậc 5 3.4.4. Bảo vệ quá dòng có thời gian phụ thuộc. Phạm vi chỉnh định + Khởi động quá dòng Ip > (pha - pha ) I/In 0,1 ¸ 4,00 (bước 0,01) + Khởi động qua dòng Icp > (pha - đất) I/In 0,1 ¸ 4,00 (bước 0,01) + Khởi động quá dòng Ip >> (pha - pha) I/In 0,1 ¸ 25,00 (bước 0,01) + Khởi động qua dòng Icp >> (pha - đất) I/In 0,1 ¸ 25,00 (bước 0,01) + Bội số thời gian cho Ipvà Icp tp 0,05 ¸ 10,00 (bước 0,01) + Thời gian trễ cho I >> ; Icp >> t 0,001 ¸ 60,00 (bước 0,01) Đặc tính thời gian cắt theo I FC 255 -3 và BS 142 10 2 0.1 0.05 0.4 0.3 0.2 0.50 1 t[s] 40 30 20 5 4 3 10 100 50 2 4 6 8 8 I/Ip 20 0.5 2 1 4 Tp[s] 32 16 (b)- Phụ thuộc cao (a)- Phụ thuộc thường 100 30 0.4 0.3 0.2 0.50 0.1 0.05 t[s] 2 2 1 4 40 10 5 4 3 20 50 Tp[s] 0.5 32 6 8 10 I/Ip 20 2 4 8 16 0.2 0.05 0.1 4 0.50 0.3 0.4 3 2 1 50 40 20 30 10 5 4 2 6 8 10 t[s] 100 8 I/Ip 20 4 Tp[s] 32 16 (c)- Phụ thuộc rất cao Đặc tính thời gian phụ thuộc của 7SJ600 + Bình thường (IEC 225 - 3 loại A) T = . Tp + Rất phụ thuộc (IEC 255 -3 loại B) T = . Tp + Cực phụ thuộc ( IEC 255 -3 loại C ) T = . Tp Trong đó : T - thời gian cắt Tp - bội số thời gian đặt. I - dòng sự cố Ip - mức dòng k/động + Ngưỡng tác động khoảng 1,1.Ip - Dung sai . + Giá trị khởi động Ip >>; Icp > 3% giá trị đặt + Thời gian trễ cho 2 £ Ip < 20 5% gi trị đặt - Các biến số ảnh hưởng + Dải điện áp nguồn thao tác. 0.8 £ UH/UHN £ 1,15 £ 1% + Nhiệt độ trong dải 00c £  mt £ 400c £ 0,5%/ 10 K - Tần số trong dải 0.95 £ f / fN £ 1,05 £ 8% 3.4.5. Bảo vệ quá tải theo nhiệt độ: - Phạm vi chỉnh định. + Hệ số k theo IEC 255 - 8 0,1 ¸ 4,00 (B - 0,01) + Hằng số t/g ﺡ 0,1 ¸ 999,9 (B - 0,01) + Cấp báo tín hiệu  th/ cắt 50 ¸ 100% tính đến việc tăng nhiệt độ cắt. - Đặc tính thời gian cắt t = ﺡ.ln Trong đó : t - là thời gian cắt ﺡ - là thông số thời gian I - dòng phụ tải Ipre - dòng phụ tải trước đó K - là hệ số theo IEC 255 - 8 20 500 1000 100 200 50 I/k.I 20 0.20 0.10 0.05 1 2 0.50 0.30 1 5 10 3 2 3 2 1 4 5 5 8 6 10 12 10 N t t / phút 100 30 50 Đặc tính thời gian của bảo vệ quá tải nhiệt 7SJ600 - Các hệ số trở về .  /  cắt trở về trước nhiệt độ báo tín hiệu  /  th » 0,99 I/ Ith » 0,99 - Dung sai + Tính đến kN . IK 10% + Tính đến thời gian cắt K 12% K 2s - Các biến số có ảnh hưởng. (quy đổi theo k.In). + Dải điện áp thao tác 1 chiều. 0,8 £ UH/ UHN £ 1,15 £ 1% + Nhiệt độ trong dải -50c £  mt £ + 400c £ 0,5% + Tần số trong dải 0,95 £ f/fn £ 1,05 £ 1% 3.4.6. Bảo vệ chống hư hỏng máy cắt. - Phạm vi chỉnh định . + Giải tác động của cấp dòng điện I/In 001 ¸ 4,00 ( bước - 0,01 ) + Cấp thời gian tBF 0,06 ¸ 60s ( bước 0,01 ) - Thời gian tác động. + Với khởi động bên trong nằm trong khởi động của bảo vệ quá dòng + Với khởi động bên ngoài » 40 ms - Dung sai + Giá trị tác động 3% giá trị đặt + Thời gian trễ t 1% giá trị đặt hoặc 20 ms 3.4.7. Các chức năng phụ khác. - Đo thông số vận hành. + Các giá trị dòng điện Dải đo 0% ¸ 240% Sai số £ 2% IN + Các giá trị quá tải của  /  cắt Dải đo 0% ¸ 240% Sai số 3% quy đổi theo  cắt - Kiểm tra các giá trị đo : Tổng các dòng pha và đất - Giám sát các giá trị đo ổn định. - Lưu các số liệu về sự cố trên tín hiệu của sự cố sau cùng - Phân bổ thời gian: chu kỳ đưa ra các tín hiệu vận hành (phút) còn chu kỳ cho tín hiệu sự cố (1ms) - Lưu trữ số liệu cho việc ghi sự cố. - Ghi các thao tác vận hành của máy cắt + Số lần cắt bởi 7SJ600 được lưu 0 ¸ 65535 + Dòng cắt cuối cùng 0 ¸ 50 IN + Tổng các dồng cắt 0 ¸ 65535IN 3.4.8. Nguyên lý làm việc. Rơle số bảo vệ quá dòng có thời gian 7SJ600 được trang bị bộ vi xử lý 16 bit nó trợ giúp cho quá trình sử lý sự cố có hoàn toàn cho tất cả các chức năng từ việc các số liệu thu nhận các thông số thu được đến đưa ra các tín hiệu cắt cho máy cắt. Sự cách ly tin cậy của các mạch sử lý trong các mạch đo lường, điều khiển và cấp nguồn cho hệ thống với các bộ biến đổi đầu vào aralog (tương tự) có màn chứa các modul đầu vào, đầu ra nhị phân, các bộ biến đổi DC. Phát hiện quá dòng từng pha riêng biệt và phát hiện sự cố chạm đất riêng. Không nhậy cảm với thành phần 1 chiều dòng xung kích và các quá độ cao tần trong dòng điện đo được. Các đặc tính quá dòng có thời gian được chọn có thể được đặt chồng lên bằng cấp thời gian tức thì hoặc độc lập. Các đặc tính có đặt riêng cho các dòng pha và dòng đất tất cả các cấp đều độc lập với nhau và có thể được đặt riêng. Bảo vệ quá dòng có thời gian mỗi pha được so sánh với giá trị được đặt chung cho cả 3 pha. - Các địa chỉ cài đặt. Với bảo vệ quá dòng có thời gian độc lập cho sự cố pha pha (chức năng 51) địa chỉ cài đặt dòng khởi động cho chức năng 51 là khối địa chỉ 12/ 2 dòng cài đặt dưới dạng Iđ* = I/ In có dải đặt là 0,05 đến 25,00 . + Địa chỉ cài đặt cho thời gian tác động của 51 là khối địa chỉ 12/3 dải đặt là 0,00 đến 60,00s. + Với bảo vệ quá dòng có thời gian phụ thuộc cho sự cố pha - pha 51 địa chỉ cài đặt Ikđ là khối địa chỉ 12/4 dòng cài đặt dưới dạng Id* = I/In có dải cài đặt là 0,01 đến 4,00 + Địa chỉ cài đặt của bội số thời gian tác động là khối địa chỉ 12/5 với dải đặt 0,05 đến 10,00 s + Bảo vệ quá dòng với thời gian độc lập cho sự cố pha - pha 51N. Địa chỉ cài đặt Ikđ cho 51N là khối địa 15/2 dạng dòng điện đặt I* = I/IN và có dải đặt là 0,05 đến 25,00 địa chỉ cài đặt thời gian tác động cho 51N là khối địa chỉ 15/3 dải đặt từ 0,00 đến 60,00 s. + Bảo vệ quá dòng với thời gian phụ thuộc cho sự cố pha đất (51N). Địa chỉ cài đặt Ikđ cho 51N, khối địa chỉ 15/4 dạng dòng điện đặt I*= I/ In dải đặt từ 0,01 đến 4,00. + Địa chỉ cài đặt cho bội số thời gian tác động là khối địa chỉ 15/5 dải đặt từ 0,05 đến 3,20. + Với bảo vệ quá dòng cắt nhanh cho sự cố pha - pha (chức năng 50) Địa chỉ cài đặt Ikđ cho chức năng 50 là khối địa chỉ 1202 dạng dòng điện cài đặt I*đ= I/In, dải cài đặt là 0,05 đến 25,00. Địa chỉ cài đặt cho thời gian trễ của 50 là khối địa chỉ 1203 dải cài đặt từ 0,00 đến 60,00 s hoặc ¥ (nếu không đặt chức năng 50). Với bảo vệ quá dòng cắt nhanh cho sự cố pha - đất (chức năng 50N). Địa chỉ cài đặt dòng khởi động của 50N là khối địa chỉ 1502. Dạng dòng điện cài đặt là I*đ = I/In dải từ 0,05 đến 25,00. Địa chỉ cài đặt cho thời gian trễ của 50N là khối địa chỉ 1503 dải từ 0,01 đến 60,00 s hoặc hoặc ¥ (nếu không đặt chức năng 50N). CHƯƠNG IV CHỌN MÁY BIẾN DÒNG ĐIỆN - TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ ĐẶT VÀ KIỂM TRA ĐỘ NHẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ 4.1. CHỌN MÁY BIẾN DÒNG ĐIỆN (BI): Máy biến dòng được chọn theo các điều kiện sau: UdđBI ³ Umạng Cấp chính xác: 5P20. 4.1.1. Chọn máy biến dòng điện cấp điện áp 110 kV (BI1). Uđm = 110 kV Vậy chọn BI 1 theo điều kiện sau: Công suất: 30 VA 4.1.2. Chọn máy biến dòng điện cấp điện áp 35 kV(BI2). Uđm = 35 kV Vậy chọn BI 2 theo điều kiện sau: Công suất: 30 VA 4.1.3. Chọn máy biến dòng điện cấp điện áp 10 kV (BI3). Uđm = 10,5 kV Vậy chọn BI 3 theo điều kiện sau: Công suất: 30 VA 4.2. TÍNH CÁC THÔNG SỐ ĐẶT VÀ KIỂM TRA SỰ LÀM VIỆC CỦA BẢO VỆ: Theo kết quả tính toán ngắn mạch tại chương II. Chỉnh định cho bảo vệ so lệch rơ le 7UT513. 4.2.2.1 Các thông số cần chỉnh định. a. Ngưỡng tác động cấp 1 (ISL>). Ngưỡng tác động đoạn a của đặc tính tác động (hình 4.1) biểu thị dòng khởi động (Idiff) min của bảo vệ khi xét đến dòng không cân bằng cố định qua rơ le trong chế độ làm việc bình thường. Dòng không cân bằng sinh ra do dòng từ hoá giới hạn điều chỉnh đầu phân áp và sai số của BI là Idiff = (0,3 4 0,5).IdđBA Độ dốc đoạn đặc tính b (Slope 1) đảm bảo cho rơ le làm việc tin cậy trong trường hợp có dòng không cân bằng do sai số của BI, do sự thay đổi đầu phân áp của máy biến áp. Độ dốc đoạn đặc tính được xác định theo độ lớn góc a1 theo nhà sản xuất khi độ dốc (Slope1) là 0,25 cho phép thay dổi đầu phân áp của máy biến áp tới 20%. Độ dốc đường đặc tính c (Slope2) đoạn này có đặc tính hãm lớn, nhằm đảm bảo cho rơ lơ le làm việc trong điều kiện dòng không cân bằng lớn, BI bị bão hoà khi có ngắn mạch ngoài. Độ dốc đoạn đặc tính được xác định theo độ lớn của góc a2 (a1<a2<50%) b. Ngưỡng tác động cấp 2 (Isl>>). Khi dòng so lệch đạt đến mức này (đoạn d) thì rơ le tác động ngay lập tức không kể dòng hãm. Ngưỡng này được chỉnh định ở mức Idiff = (1 / UN%).Idđ của máy biến áp. a2=0,5 a1= 0,25 I*Hãm 0,5 I*SL Vùng tác động Vùng hãm 7,2 2 16,9 2,5 5 Vùng hãm bổ xung Hình 4-1: Đường đặc tính cảu bảo vệ so lệch 7UT51. Các thông số của bảo vệ được chỉnh định theo địa chỉ sau: 1603 n I - DIFF > 0,50 I/IN Tr Giá trị tác động của dòng so lệch quy đổi theo dòng định mức của MBA. 1604 n I - DIFF >> 7,20 I/IN Tr Giá trị tác động của dòng so lệch không làm quy đổi theo dòng định mức của MBA. 1606 n SLOPE 1 0,25 Độ dốc nhanh đầu tiên của đặc tính cắt (Nhánh b) 1607 n BASE PT2 2,5 I/IN Tr Điểm bắt đầu của nhánh thứ 2 của đặc tính cắt (Nhánh c) 1608 n SLOPE 2 0,5 Độ dốc của nhánh thứ 2 của đặc tính cắt (Nhánh c) 4.2.2.2. Địa chỉ cài đặt các thông số máy biến áp - Khối địa chỉ 11. 1100 TRANS FORMER DATA Bắt đầu khối "Thông số máy biến áp" Thông số của cuộn 1. 1102 4 UN WIND 1 115.0 KV Điện áp định mức cuộn 1 của MBA (pha - pha) Dải đặt: 0,4 kV đến 800 kV. 1103 4 PN WIND 1 25 MVA Công suất biểu kiến định mức của cuộn 1. Dải đặt: 0,2 MVA đến 5000 MVA. 1104 4 IN CT WIN 1 200 A Dòng sơ cấp định mức của biến dòng cuộn 1 Dải đặt: 1 A đến 10.000 A. 1105 4 CT1 STARPT TOWARDS TRANSF Thành lập điểm đấu sao của các biến dòng cuộn 1: TWDS - LINE/BUSBAR Hướng về phía máy biến áp Hướng về phía đường dây/ Thanh cái 1106 4 I0 HANDLE I0 - ELIMINA TION Xử lý dòng thứ tự không của cuộn 1 Dòng thứ tự không bị loại trừ I0 – CORRECTION Dòng thứ tự không bị loại trừ nhưng được hiệu chỉnh bằng dòng qua điểm đấu sao. WITHOUT Không có xử lý đặc biệt dòng thứ tự không. 1107 4 IN CTSTP1 200A Dòng sơ cấp định mức của biến dòng điểm đấu sao cuộn 1. Dải đặt 1A đến 10.000A 1108 4 CT1 EAR - PT TOWARDS TRANSF Điểm đấu đất của biến dòng cuộn 1 TOWAR DS EARTH Hướng về phía máy biến áp Hướng về phía đất Thông số của cuộn 2 1121 4 VEC TOR GR2 0 Số tổ đấu dây của cuộn 2 0 đến 11 (. 300) 1122 4 UN WIND 2 38.5 KV Điện áp định mức cuộn 2 của máy biến áp (pha - pha). Dải đặt: 0,4 kV đến 800 kV. 1123 4 PN WIND 2 25 MVA Công suất biểu kiến định mức của cuộn 1. Dải đặt: 0,2 MVA đến 5000 MVA. 1124 4 IN CT WIND 2 600A Dòng sơ cấp định mức của biến dòng cuộn 2. Dải đặt: 1A đến 10,000A. 1125 4 CT1 STARPT TOWARDS TRANSF Thành lập điểm đấu sao của các biến dòng cuộn 2. TWDS - LINE/BUSBAR Hướng về phía máy biến áp. Hướng về phía đường dây/ Thanh cái Thông số của cuộn 3 1141 4 VEC TOR GR3 11 Số tổ đấu dây của cuộn 3 0 đến 11 (. 300) 1142 4 UN WIND 3 10,5 KV Điện áp định mức cuộn 1 của máy biến áp (pha pha). Dải đặt: 0,4 kV đến 800 kV 1143 4 PN WIND 3 5 Công suất biểu kiến định mức của cuộn 3. Dải đặt: 0,2 MVA đến 5000 MVA. 1144 4 IN CT WIN 3 2000A Dòng sơ cấp định mức của biến dòng cuộn 3. Dải đặt: 1A đến 100.000A 1145 4 CT1 STARPT TOWARDS TRANSF Thành lập điểm đấu sao của các biến dòng cuộn 3. TWDS - LINE/BUSBAR Hướng về phía máy biến áp. Hướng về đường dây/Thanh cái. Bảo vệ chạm đất có giới hạn 87N có trong 7UT513: 1900 4 REST EARTH FAULT PROTECTION Bắt đầu khối bảo vệ chạm đất có giới hạn. 1901 4 RESTR. E/F ON Bảo vệ so chạm đất giới hạn Làm việc 1903 4 I - REF > 0,10 I/IN Giá trị tác động của bảo vệ chạm đất giới hạn quy đổi theo định mức của đối tượng bảo vệ. 1904 4 CRIT ANGLE 1000 Góc giới hạn gãy cho độ ổn định tuyệt đối khi có dòng chạm đất chạy qua. 1910 4 2nd HAR MON Hãm xung kích với hài bậc 2. ON làm việc 1911 4 2nd HAR MON 15% Thành phần hài bậc 2 trong dòng so lệch nó chỉ khởi động khoá; % của sóng cơ bản của dòng so lệch. 1912 4 IREFMAX2 10,0 I/IN Hãm với sóng hài bậc 2 có tác dụng giới hạn dòng so lệch này, quy đổi theo dòng định mức của đối tượng bảo vệ. 1925 4 T - DELAY > 0.00 s Thời gian trễ bổ sung. 1927 4T - RESET 0,10 s Thời gian trở về sau khi tín hiệu cắt đã hết. Bảo vệ quá nhiệt 49 trong 7UT513: 2400 4 THER MAL OVERLOAD DROT.1 Bắt đầu khối "Bảo vệ quá tải theo nhiệt độ 1" 2401 4 THER MAL OL Bảo vệ quá tải theo nhiệt độ 1 có thể: ON Làm việc 2402 4 K - FAC TOR 1.10 Giá trị của hệ số K = Imax/IN đối tượng. 2403 4 T - CONSTANT 100.0 MIN Hằng số thời gian t 2404 4 0 WARN 90% Độ tăng nhiệt báo tín hiệu bằng % của độ tăng nhiệt cắt qwam/qTrip 2405 4 1 WARN 1.00 I/IN Cấp cảnh báo dòng, đặt theo hệ số của IN đối tượng. 4.2.2.3. Các thông số được chỉnh định bảo vệ so lệch: + Ngưỡng khởi động có hãm của dòng điện so lệch. IDiff ≥ 0,5 + Ngưỡng khởi động không có hãm của dòng điện so lệch. IDiff ≥ 7,2 + Ngưỡng khởi động không có hãm của dòng điện so lệch. Slope1 = 0,25 Hệ số hãm tga1 = 0,25 + Điểm cơ sở của nhánh đặc tính c: IBase = IH / IdđBA = 2,5 Slope2 = 0,5 Hệ số hãm tga2 = 0,5 + Tỷ lệ sóng hài bậc 2 là 15%. + Tỷ lệ sóng hài bậc 5 là 30% + Ngưỡng thay đổi hệ số hãm thứ nhất. + Ngưỡng thay đổi hệ số hãm thứ 2 a2=0,5 a1= 0,25 I*Hãm 0,5 I*SL Vùng tác động Vùng hãm 7,2 2 16,9 2,5 5 Hình 4-2: Đường đặc tính bảo vệ so lệch. 4.2.3. Bảo vệ chạm đất có giới hạn (87N): + Sử dụng rơ le 7UT 513. + Chọn máy biến dòng . N1 = 200 / 1 ccx: 5P20 + Chọn thông số đặt cho 87N: IReff = 0,1 . IdđBA Vào thông số bảo vệ chạm đất có giới hạn khối địa chỉ 19. 1900 n REST . EATH FAULT PROTECTION Bắt đầu khối bảo vệ có giới hạn. 1901 n RES . E/F ON Bảo vệ chạm đất có giới hạn Làm việc 1903 n I – REF > 0,1 I / IN Giá trị tác động quy đổi theo dòng định mức của đối tượng được bảo vệ. 1904n CRIT.ANGLE 100 0 Góc giới hạn gẫy cho độ ổn định khi có dòng chạm đất chạy qua 1910n 2nd HARMON ON Hãm xung kích với hài bậc 2 Làm việc 1911n 2nd HARMON 15% Thành phần hài bậc 2 trong dòng so lệch mà rơ le phát tín hiệu khoá. 1912 n IREF MAX 2 10 I / IN Hãm sòng hài bậc 2 có tác dụng đến dòng so lệch này quy đổi theo dòng danh định của đối tượng được ảo vệ 1925 n I – DELAY 0,0 c Thời gian trễ. 0,0 Sec 1927n T . RESET 0,1 sec Thời gian trở về khi tín hiệu cắt hết 0,1 sec 4.2.4. Chức năng chống quá tải của 7UT513: Công suất định mức của các cuộn dây các phía máy biến áp bằng nhau. + hằng số thời gian: Trong đó: Dòng điện cho phép trong 1 sec là 25000 A + Hệ số quá tẩi K: Ngưỡng nhiệt độ báo động: 90% của độ tăng nhiệt cắt Địa chỉ khối: 2400nTHERT OVERLOAD Bắt đầu khối bảo vệ nhiệt độ. 2401nTHERMALOL ON Bảo vệ quá tải nhiệt độ bật. Làm việc 2402n K –FACTOR 1,4 I/IN Giá trị đặt của hệ số K = 1,4. 2403nT – CONTANT 656 Hằng số thời gian = 10 phút 2404nT- ALM 90% Độ tăng nhiệt độ báo tín hiệu bằng % của độ tăng nhiệt 90% 4.2.5. Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 35 kV (BI2). N1’ BV1 T G10 kV BV3 BV2 TG 110 kV TG 35 kV Chức năng 51: Chức năng 51 của bảo vệ 2 phải phối hợp với chức năng 51 phía đường dây, giả sử thời gian cắt lớn nhất đối với sự cố ngắn mạch pha - pha của các lộ đường dây 35 kV nối vào thanh cái của máy biến áp là 1 (sec) vậy để đảm bảo khả năng chọn lọc đúng thì bảo vệ của chức năng 51 bảo vệ 2 ta phải chọn thời gian tác động một cấp là 0,3 sec. t = tcdd + Ät = 1,0 + 0,3 = 1,3 (Sec) Tính dòng điện khởi động đặt vào bảo vệ chức năng 51: Trong đó: Kat = 1,2 hệ số an toàn Kmm = 1 hệ số mở máy Ktv = 0,95 hệ số trở về Ilvmax Dòng làm việc max chạy qua bảo vệ Dòng điện cài đặt cho chức năng 51 bảo vệ 2: Vì rơ le chỉ làm tròn đến 0,01 nên chọn I*đ = 1,11 Vậy thông số cần đặt cho chức năng 51 BV2: I*đ = 1,11 tcắt = 1,3 sec 4.2.6. Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 10 kV (BI3). Chức năng 51. thời gian tác động của chức năng 51 BV3. Giả sử thời gian cắt ngắn mạch lớn nhất là 1 sec. Vậy để đảm bảo tính chọn lọc từng cấp thì thời gian tác động của chức năng 51 BV3: t = tcdd + Ät = 1,0 + 0,3 = 1,3 sec Dòng điện đặt phục vụ cho chức năng 51 BV3: Dòng điện đặt cho chức năng 51: Vì bảo vệ rơ le chỉ làm tròn đến 0,01 nên chọn I*đ = 1,17 Vậy thông số cần cài đặt cho chức năng 51 BV3: I*đ = 1,17 t = 1,3 sec 4.2.7. Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 110 kV (BI1). a. Chức năng 50: Dòng điện khởi động để đảm bảo tính chọn lọc cần chọn dòng khởi động theo: Dòng điện cài đặt cho chức năng 50 BV1: Vì bảo vệ rơ le chỉ làm tròn đến 0,01 nên ta chọn I*đ = 6,48 Vậy thông số cần cài đặt cho chức năng 50 BV1 là: t = 0 sec I*đ = 6,48 b. Chức năng 50N: Dòng điện khởi động cho chức năng 50N: Dòng điện đặt cho chức năng 50N: Vì bảo vệ rơ le làm tròn đến 0,01 nên chọn I*đ = 1,46 Vậy thông số cài đặt cho chức năng 50N (BV1) là: t = 0 sec I*đ = 1,46 c. Chức năng 51 (BV1): Chức năng bảo vệ 51 BV1 phải phối hợp với chức năng bảo vệ 51 của đường dây phía 110 kV; BV2 và BV3. theo nguyên tắc từng cấp để đảm bảo tính chọn lọc thì: Dòng điện phục vụ cho chức năng 51 BV1: Dòng điện cài đặt cho chức năng 51 BV1: Vì bảo vệ rơ le làm tròn đến 0,01 nên chọn I*đ = 1,11. Vậy thông số cần đăt cho chức năng 51 BV1 là: t = 1,6 sec I*đ = 1,11 d. Chức năng 51N (BV1): Thời gian tác động của chức năng 51N bảo vệ 1 phải phối hợp với thời gian cắt ngắn mạch của đường dây 110kV khi xảy ra chạm đất và thời gian cắt ngắn mạch chức năng 51N, BV2, BV3 theo nguyên tắc từng cấp. Giả sử thời gian cắt ngắn mạch lớn nhất là 1,3 sec thì thời gian cắt ngắn mạch của BV1 là: t = tmax + Ät = 1,3 + 0,3 = 1,6 sec Dòng điện khởi động cho chức năng 51N: Dòng điện đặt cho chức năng 51N: Vì bảo vệ rơ le làm tròn đến 0,01 nên chọn I*đ = 0,26 Vậy thông số cần đăt cho chức năng 51N (BV1) là: I*đ = 0,26 t = 1,6 sec 4.2.8. Bảo vệ quá áp thứ tự không chống chạm đất phía 35kV Bảo vệ dùng để phát tín hiệu khi có hiện tượng chạm đất xảy ra. Điện áp khởi động Ukđ = 30% .Udđ = 0,3 . 35 = 10,5 kV Điện áp khởi động thứ cấp: Utckđ = Ukđ/ Nu = 10500 / 350 = 30 V 4.3. KIỂM TRA SỰ LÀM VIỆC CỦA BẢO VỆ SO LỆCH: Để kiểm tra độ nhậy của bảo vệ so lệch MBA ta cần tính hệ số độ nhậy Kn đối với những điểm ngắn mạch trong vùng bảo vệ và hệ số an toàn Kat đối với những điểm ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ của bảo vệ so lệch MBA. Chọn cấp tính toán cơ sở: Tính toán dòng so lệch và dòng hãm của rơ le 7UT 513 theo công thức sau: ISL = {í1 + í 2 + í 3}(*) IH = {í1 {+ {í 2 {+ {í 3}(**) Trong đó í1 ,í 2 ,í 3 dòng điện chạy qua các BI. 4.3.1 Kiểm tra độ an toàn của bảo vệ so lệch máy biến áp: Để kiểm tra độ an toàn hãm của bảo vệ so lệch, ta đi tính dòng điện không cân bằng (Ikcb) do sai số của BI và do sai số đầu phân áp của máy biến áp. ISL = Ikcb BI + Ikcb U Ikcb BI: Dòng điện không cân bằng tính đến sai số BI. Ikcb BI = Kdn – Kkcb.fI.Ing max. Trong đó: Kdn = 1 - Hệ số đồng nhất. Kkcb = 1 - Hệ số xét tới sự ảnh hưởng của thành phần không chu kỳ của dòng ngắn mạch. fI = (0 ¸ 0,1) - Sai số của BI. IKCBU: Dòng điện không cân bằng xét tới sai số do điều chỉnh đầu phân áp của MBA. IkcbU = Udc%.INngmax. MBA có đầu điều chỉnh: ± 9 . 1,78% Udc% = 9 . 1,78 = 0,16 4.3.1.1. HTĐ max với trạm biến áp có 1 máy biến áp làm việc độc lập: xét điểm ngắn mạch N(1): Dạng ngắn mạch N(1): Theo kết quả ngắn mạch ta có bảng kết quả ngắn mạch: N1 N(3) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 0 0 0 -1,932 0 0 -1,947 0 0 I0 0 0 0 -1,932 0 0 -1,947 0 0 If – I0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Có Ingmax= 1,932 nhỏ nên ta chọn sai số BI: fi = 0 Vậy Isl = (0 + 0,16). 1,932 = 0,309 Kat = I slng / I sl = 0,5 / 0,309 = 1,618 - Dạng ngắn mạch N(1,1): Có Ingmax= 1,947 nhỏ nên ta chọn sai số BI: fi = 0,1 Vậy Isl = (0 + 0,16). 1,947 = 0,312 Kat = I slng / I sl = 0,5 / 0,312 = 1,602 b- Xét điểm ngắn mạch N2. Theo kết quả tính toán ngắn mạch phục vụ cho bảo vệ so lệch MBA ta có: N2 N(3) BI1 BI2 BI3 If 8,598 -8,598 0 I0 0 0 0 If – I0 8,598 -8,598 0 Ta có công thức tính Ih: Ih = ½IBI1½ + ½IBI2½ + ½IBI3½ Dạng ngắn mạch N(3). Ih = ½8,598½ + ½-8,598½ + ½0½= 17,196 Tính dòng so lệch ngưỡng: Do Ih = 17,196 > 5 tính ISLng trên đoạn C. ISLng = tga2 (Ih - 2,5) = 0,5. ( 17,196 - 2,5) = 7,348 Vì Ingmax = 8,598 lớn nên ta lấy fI = 0,1 ISL = Ikcb = (0,1 + 0,16). Ingmax = 0,26 . 8,598 = 2,235 Kat = ISLng/ ISL = 7,348 / 2,235 = 3,287 c- Xét điểm ngắn mạch N3. Theo kết quả tính toán ngắn mạch phục vụ cho bảo vệ so lệch MBA ta có: N3 N3 BI1 BI2 BI3 If 5,516 0 -5,516 I0 0 0 0 I1 + I2 5,516 0 -5,516 Ta có công thức tính Ih: Ih = ½IBI1½ + ½IBI2½ + ½IBI3½ Ih = ½5,516½ + ½0½ + ½-5,516½= 11,032 - Dạng ngắn mạch N(3). Do Ih = 11,032 > 5 nên tính dòng so lệch trên đoạn C ISLng = tga2 .(Ih - 2,5) = 0,5. (11,032 - 2,5) = 4,266 Vì Ingmax = 5,516 lớn nên ta lấy fI = 0,1 ISL = IKCB = (0,1 + 0,16). Ingmax = 0,26 . 5,516 = 1,434 Kat = ISLng/ ISL = 4,266 / 1,434 = 2,975 4.3.2. Kiểm tra độ nhậy của bảo vệ so lệch máy biến áp: 4.3.2.1. HTĐ min với trạm biến áp có 1 máy biến áp làm việc độc lập: a- Xét điểm ngắn mạch N'1. Dạng ngắn mạch N(3). Theo kết quả tính toán ngắn mạch phục vụ cho bảo vệ so lệch MBA: N'1 N(2) N(1) N(1,1) BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 BI1 BI2 BI3 If 59,726 0 0 69,428 0 0 69,397 0 0 I0 0 0 0 21,922 0 0 20,924 0 0 I 1 + I 2 59,726 0 0 47,056 0 0 61,092 0 0 Theo công thức tính Ih: Ih = ½IBI1½ + ½IBI2½ + ½IBI3½ = ½59,726½ + ½0½ + ½0½= 59,726 Dòng điện ngưỡng được tính ở đoạn D Hệ số độ nhậy: KN = ISL / Ing = 59,726 / 7,2 = 8,295 Dạng ngắn mạch N(1). ISL = Ih = ½47,056½ + ½0½ + ½0½= 47,056 Dòng điện ngưỡng được tính ở đoạn D. Hệ số độ nhậy: KN = ISL / Ing = 47,056 / 7,2 = 6,535 Dạng ngắn mạch N(1;1). ISL = Ih = 61,092 Dòng điện ngưỡng được tính ở đoạn D. Hệ số độ nhậy: KN = ISL / Ing = 61,092 / 7,2 = 8,48 b- Xét điểm ngắn mạch N’'2 N2’ N(2) BI1 BI2 BI3 If 7,247 7,247 0 I0 0 0 0 i1 + i 2 7,247 7,247 0 Theo công thức tính Ih: ISL = Ih = ½IBI1½ + ½IBI2½ + ½IBI3½ = 14,494 - Dạng ngắn mạch N(3) Dòng điện ngưỡng được tính ở đoạn C Ing = tga2 .(Ih - 2,5) = 0,5. (14,494 - 2,5) = 5,997 Hệ số độ nhậy: KN = Ih / Ing = 14,494 / 5,997 = 2,417 c- Xét điểm ngắn mạch N'3. N3’ N(3) BI1 BI2 BI3 If 4,694 0 4,694 I0 0 0 0 I 1 + I 2 4,694 0 4,694 - Dạng ngắn mạch N(3). ISL = Ih = ½4,694½ + ½4,694½ + ½0½= 9,388 Ngưỡng được tính ở đoạn C Ing = tga2 .(Ih - 2,5) = 0,5 . (9,388 - 2,5) = 3,444 Hệ số độ nhậy: KN = Ih/ Ing = 9,388 / 3,444 = 2,726 4.3.3. Kiểm tra độ nhậy của bảo vệ quá dòng phía 110 kV: 4.3.3.1. HTĐ min trạm biến áp có hai máy biến áp làm viếc song song. Để kiểm ta độ nhậy của chức năng 51, 51N bảo vệ quá dòng, đi tim dòng điện ngắn mạch pha nhỏ nhất chạy qua BI phía 110 kV kihi xảy ra ngắn mạch tại N’1, N2, N’2, N3, N’3. Theo kết quả tính được tại chương II. Tìm được dòng điện nhỏ nhất. I f = 4,352 Trường hợp ngắn mạch 3 pha khi hệ thống min 2 máy biến áp vận hành song song. I 0 = 20,924 Trường hợp ngắn mạch 2 pha chạm đất khi hệ thống min 1 máy biến áp vận hành song song. 4.3.3.2. Kiểm tra độ nhậy của chức năng 51: Dòng điện phục vụ cho chức năng 51 bảo vệ 1: I kđ = 0,2219 kA I f = 4,352 . 125,5 = 546 A Kiểm tra độ nhậy của chức năng 51: 4.3.3.2. Kiểm tra độ nhậy của chức năng 51N: Dòng điện phục vụ cho chức năng 51N bảo vệ 1: Ikđ = 0,05 kA I f = 20,924 . 125,5 = 2,625 kA Kiểm tra độ nhậy của chức năng 51: Với độ nhậy như trên bảo vệ đảm bảo làm việc tin cậy. 4.3.4 Bảng tổng kết các giá trị: 4.3.4.1. Kiểm tra độ an toàn HTĐ max với trạm biến áp có 1 máy biến áp vận hành độc lập: Max N1 N2 N3 N(1) N(1,1) N(2) N(3) IN 0 0 17,196 11,032 ISLng 0,5 0,5 7,348 4,266 ISL 0,309 0,312 2,235 1,434 Kat 1,618 1,602 3,287 2,975 4.3.4.2. Kiểm tra độ nhậy HTĐ min với trạm biến áp có 1 máy biến áp vận hành độc lập: Min N'1 N'2 N'3 N(2) N(1) N(1,1) N(3) N(3) IN = ISL 59,726 47,056 83,04 14,494 9,388 Ing 7,2 7,2 7,2 5,997 3,444 KN 8,295 6,535 8,48 2,417 2,726 Nhận xét: Qua kết quả tính toán ở trên cho thấy việc kiểm tra độ an toàn và độ nhậy của bảo vệ so lệch cho thấy thông số đã chỉnh định đảm bảo cho rơ le làm việc đạt yêu cầu về độ nhậy cũng như độ an toàn. Lời nói đầu CHƯƠNG I ĐẶC ĐIỂM VỀ TRẠM BIẾN ÁP VÀ THÔNG SỐ KỸ THUẬT CÁC THIẾT BỊ CHÍNH 4 1.1. Giới thiệu chung về trạm biến áp: 4 1.1.1. Đặc điểm sơ đồ trạm. 4 1.1.2. Lưới phân phối điện. 5 1.2. Thông số chính trạm biến áp. 7 1.2.1. Máy biến áp T1. 8 1.2.2. Loại máy cắt 110 kV. 8 1.2.3. Loại máy cắt 35 kV. 9 1.2.4. Loại máy cắt 10 kV. 9 1.2.5. Máy biến điện áp. 10 CHƯƠNG II TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP 2.1. Mục đích tính ngắn mạch: 10 2.2. HTĐ max với trạm biến áp có 1 máy biến áp làm việc độc lập: 11 2.2.1. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N1 13 2.2.2. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’1 15 2.2.3. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N2 17 2.2.4. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’2 17 2.2.5. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N3 18 2.2.6. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’3 19 2.3. HTĐ min với trạm biến áp có 2 máy biến áp làm việc song song: 20 2.3.1. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N1 21 2.3.2. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’1 22 2.3.3. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N2 24 2.3.4. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’2 25 2.3.5. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N3 26 2.3.6. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’3 27 2.4. HTĐ min với trạm biến áp có 1 máy biến áp làm việc độc lập: 28 2.4.1. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N1 28 2.4.2. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’1 30 2.4.3. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N2 32 2.4.4. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’2 32 2.4.5. Xét điểm ngắn mạch nằm ngoài vùng bảo MBA tại N3 33 2.4.6. Xét điểm ngắn mạch nằm trong vùng bảo MBA tại N’3 34 2.5. Bảng tổng kết giá trị I ngắn mạch chạy qua BI trong các chế độ. 34 2.5.1. Chế độ HTĐ max trạm biến áp có 1 MBA vận hành độc lập. 35 2.5.2. Chế độ HTĐ min trạm biến áp có 2 MBA vận hành song song. 36 2.5.3. Chế độ HTĐ min trạm biến áp có 1 MBA vận hành độc lập. 38 CHƯƠNG III LỰA CHỌN PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ VÀ GIỚI THIỆU CÁC TÍNH NĂNG CỦA RƠ LE 3.1. Lựa chọn các phương thức bảo vệ, rơ le được sử dụng: 40 3.2. Các loại bảo vệ được đặt cho máy biến áp: 43 3.2.1. Những hư hỏng thường xảy ra đối với máy biến áp. 43 a. Hư hỏng bên trong máy biến áp. 43 b. Hư hỏng ở chế độ làm việc bình thường của MBA. 44 3.2.2. Các chức năng bảo vệ được sử dụng. 44 3.2.2.1. Nguyên lý bảo vệ bằng rơ le khí. 44 3.2.2.2. Nguyên lý bảo vệ so lệch dòng điện. 44 3.2.2.3. Nguyên lý bảo vệ quá dòng điện. 45 3.2.2.4. Nguyên lý bảo vệ dòng điện thứ tự không MBA. 45 3.2.2.5. Bảo vệ chống quá tải máy biến áp. 46 3.3. Giới thiệu tính năng và thông số của rơ le 7UT 513: 48 3.3.1. Tính năng và thông số của rơ le 7UT 513. 48 3.3.1.1. Tính năng của rơ le 7UT 513. 48 3.3.1.2. Các thông số kỹ thuật rơ le 7UT 513. 48 3.3.1.3. Phạm vi chỉnh định đối chức năng bảo vệ so lệch MBA. 50 3.3.1.4. Bảo vệ chạm đất có giới hạn. 51 3.3.1.5. Bảo vệ quá dòng có thời gian. 51 3.3.1.6. Bảo vệ quá tải. 52 3.3.2. Nguyên lý hoạt động rơ le 7UT 513 53 3.4. Tính năng và thông số của rơ le 7SJ 600: 59 3.4.1. Tính năng của rơ le 7SJ 600. 59 3.4.2. Thông số kỹ thuật rơ le 7SJ 600. 59 3.4.3. bảo vệ quá dòng có thời gian độc lập. 61 3.4.4. bảo vệ quá dòng có thời gian phụ thuộc. 62 3.4.5. bảo vệ quá tải theo nhiệt độ. 64 3.4.6. Bảo vệ chống hư hỏng máy cắt. 66 3.4.7. Các chức năng phụ khác. 66 3.4.8. Nguyên lý làm việc. 67 CHƯƠNG IV CHỌN MÁY BIẾN DÒNG ĐIỆN – TÍNH TOÁN CÁC THÔNG SỐ ĐẶT VÀ KIỂM TRA ĐỘ NHẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ 4.1. Chọn máy biến dòng điện (BI): 68 4.1.1. Chọn máy biến dòng cấp điện áp 110 kV (BI1). 68 4.1.2. Chọn máy biến dòng cấp điện áp 35 kV (BI2). 68 4.1.3. Chọn máy biến dòng cấp điện áp 10 kV (BI3). 69 4.2. Tính các thông số đặt và kiểm tra sự làm việc vủa bảo vệ: 69 4.2.1. Theo kết quả tính toán ở chương II. 69 4.2.2. Chỉnh định cho bảo vệ so lệch 7UT513. 69 4.2.2.1. Các thông số cần chỉnh định. 69 a. Ngưỡng tác động cấp 1. 69 b. ngưỡng tác động cấp 2. 69 4.2.2.2. Địa chỉ cài đặt các thông số MBA khối địa chỉ 11. 70 4.2.2.3. Các thông số được chỉnh định bảo vệ so lệch. 75 4.2.3. Bảo vệ chạm đất có giới hạn (F87N). 76 4.2.4. Chức năng chống quá tải rơ le 7UT513. 77 4.2.5. Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 35 kV. 78 4.2.6. Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 10 kV. 78 4.2.7 Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 110 kV. 79 a. Chức năng 50. 79 b. Chức năng 50N. 79 c. Chức năng 51. 79 d. Chức năng 51N. 80 4.2.8 Bảo vệ quá áp thứ tự không chống chạm đất phía 35 kV. 80 4.3. Kiểm tra sự làm việc của bảo vệ so lệch. 81 4.3.1. Kiểm tra độ an toàn của bảo vệ so lệch máy biến áp. 82 4.3.1.1. HTĐ max trạm biến áp có 1 máy biến áp làm việc độc lập. 83 4.3.2. Kiểm tra độ nhậy của bảo vệ so lệch máy biến áp. 84 4.3.2.1. HTĐ min trạm biến áp có 1 máy biến áp làm việc độc lập. 84 4.3.3. Kiểm tra độ nhậy của bảo vệ quá dòng 110 kV. 86 4.3.3.1. HTĐ min 2 máy biến áp làm việc song song. 86 4.3.3.2. Kiểm tra độ nhậy của chức năng 51. 87 4.3.3.3. Kiểm tra độ nhậy của chức năng 51N. 87 4.3.4. Bảng kết quả các giá trị 88