Đang tải... (xem toàn văn)
Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho trạm biến áp 220 kv
Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA LỜI MỞ ĐẦU Ngày nay, kinh tế nƣớc ta phát triển mạnh mẽ, đời sống nhân dân đƣợc nâng cao nhanh chóng. Bên cạnh đó, trình công nghiệp hóa – đại hóa kéo theo nhu cầu cung cấp lƣợng, đặc biệt điện năng. Nhu cầu sử dụng điện lĩnh vực công nghiệp, nông nghiệp, dịch vụ sinh hoạt tăng trƣởng không ngừng. Điều đòi hỏi hệ thống cung cấp điện an toàn đáng tin cậy. Trạm biến áp mắt xích quan trọng hệ thống điện, đầu mối liên kết đƣờng dây, hệ thống điện. Các thiết bị trạm biến áp có giá thành lớn, thƣờng gặp cố phần tử khác hệ thống điện, nhiên xảy cố gây thiệt hại nặng nề không đƣợc xử lý kịp thời. Vì lẽ đó, việc thiết kế hệ thống bảo vệ cho trạm biến áp hoạt động xác, tin cậy trƣớc cố công đoạn cần thiết. Đề tài tốt nghiệp em đƣợc giao có tên: “ Thiết kế hệ thống bảo vệ rơ le cho trạm biến áp 220 kV”. Trong thời gian làm đồ án, em nhận đƣợc hƣớng dẫn nhiệt tình thầy cô môn Hệ thống điện đặc biệt TS. Nguyễn Xuân Tùng. Do hạn chế kiến thức kinh nghiệm thực tiễn nên đồ án sai sót, mong nhận đƣợc bảo, góp ý thầy cô giáo môn. Em xin chân thành cảm ơn! Hà Nội, ngày 13 tháng 06 năm 2014 Sinh viên thực Nguyễn Anh Tuấn NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA LỜI MỞ ĐẦU . CHƢƠNG . GIỚI THIỆU CHUNG VỀ VAI TRÒ CỦA TRẠM BIẾN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP ĐƢỢC THIẾT KẾ . 1.1. Vai trò trạm biến áp hệ thống điện .5 1.2. Tổng quan chung trạm biến áp cần thiết kế .5 1.2.1. Sơ đồ nối điện trạm biến áp 1.2.2. Các thông số trạm . CHƢƠNG . TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH PHỤC VỤ CHỈNH ĐỊNH HỆ THỐNG BẢO VỆ RƠ-LE . 2.1. Giới thiệu chung .8 2.1.1. Lý cần thiết . 2.1.2. Các giả thiết tính ngắn mạch . 2.2. Các chế độ tính ngắn mạch điểm ngắn mạch cần tính toán 2.2.1. Các chế độ tính ngắn mạch . 2.2.2. Các điểm ngắn mạch cần tính toán 2.3. Quy đổi thông số phần tử .10 2.3.1. Hệ thống 11 2.3.2. Đƣờng dây 110 kV 11 2.3.3. Máy biến áp tự ngẫu 12 2.4. Tính toán dòng điện ngắn mạch .13 2.4.1. Khi trạm vận hành MBA chế độ max . 13 2.4.2. Khi trạm vận hành MBA chế độ max . 26 2.4.3. Khi trạm vận hành MBA chế độ 42 2.4.4. Khi trạm vận hành MBA chế độ 42 CHƢƠNG . 51 LỰA CHỌN PHƢƠNG THỨC BẢO VỆ 51 3.1. Các dạng hƣ hỏng máy biến áp 51 3.2. Sơ đồ phƣơng thức bảo vệ máy biến áp .52 CHƢƠNG . 56 GIỚI THIỆU TÍNH NĂNG VÀ THÔNG SỐ CÁC RƠLE SỬ DỤNG . 56 4.1. Rơ le bảo vệ so lệch P633 56 4.1.1 Giới thiệu tổng quan rơle P633 56 NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA 4.1.2 Một số thông số kỹ thuật rơle P633 57 4.2. Rơ le hợp dòng số 7SJ64 63 4.2.1 Giới thiệu tổng quan rơle 7SJ64 . 63 4.2.2 Các chức 7SJ64 63 4.3. Rơ le 7RW60 65 4.3.1. Giới thiệu chung 65 4.3.2. Một số thông số kỹ thuật . 66 CHƢƠNG .67 TÍNH TOÁN CÁC GIÁ TRỊ CHỈNH ĐỊNH VÀ CÀI ĐẶT CHO RƠLE .67 5.1. Các chức sử dụng thông số cài đặt cho máy biến áp rơ le P633 67 5.1.1. Chọn máy biến dòng điện máy biến điện áp 67 5.1.2. Các thông số kỹ thuật máy biến áp tự ngẫu trạm 69 5.2. Tính toán chỉnh định chức bảo vệ rơ le P633 69 5.2.1. Chức bảo vệ so lệch có hãm . 69 5.2.2. Bảo vệ chống chạm đất hạn chế (REF) . 71 5.2.3. Chức bảo vệ tải nhiệt . 71 5.3. Những chức bảo vệ dùng rơ le 7SJ64 72 5.3.1. Bảo vệ dòng cắt nhanh có hƣớng . 72 5.3.2. Bảo vệ dòng cắt nhanh thứ tự hƣớng 73 5.3.3. Bảo vệ dòng có hƣớng thời gian trễ . 74 5.3.4. Bảo vệ dòng TTK có hƣớng có thời gian trễ 75 5.3.5. Bảo vệ chống máy cắt từ chối tác động 50BF . 75 5.4. Bảo vệ điện áp thứ tự không phía 35 kV (59N, U0>) .80 CHƢƠNG . 81 KIỂM TRA SỰ LÀM VIỆC CỦA CÁC BẢO VỆ 81 6.1. Bảo vệ so lệch có hãm (87T) 81 6.1.1. Kiểm tra làm việc an toàn có ngắn mạch 81 6.1.2. Kiểm tra độ nhạy rơ le có ngắn mạch vùng bảo vệ . 84 6.2. Bảo vệ dòng có hƣớng có thời gian trễ 86 6.3. Bảo vệ dòng TTK có hƣớng có thời gian trễ .88 CHUYÊN ĐỀ 90 SỬ DỤNG MÁY TÍNH GIAO TIẾP, CHỈNH ĐỊNH VÀ PHÂN TÍCH . 90 BẢN GHI SỰ CỐ CỦA RƠLE 90 1. Giới thiệu chung 90 NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA 2. Xây dựng liệu chỉnh định chức bảo vệ .91 2.1. Giới thiệu phần mềm MiCom S1 Studio 91 2.2. Quy trình tạo liệu chỉnh định . 93 2.3. Kết chỉnh định . 94 3. Giao tiếp với rơ le truy xuất liệu 94 3.1. Giới thiệu mô hệ thống điện NE9171 . 94 3.2. Quy trình thực giao tiếp mô rơ le 94 4. Bản ghi cố áp dụng thực tế phân tích ghi cố 98 4.1. Giới thiệu chung ghi cố 99 4.2. Áp dụng thực tế phân tích ghi cố Nha Trang – Krông Buk 100 TÀI LIỆU THAM KHẢO . 105 PHỤ LỤC 106 NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA CHƢƠNG GIỚI THIỆU CHUNG VỀ VAI TRÒ CỦA TRẠM BIẾN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP ĐƢỢC THIẾT KẾ 1.1. Vai trò trạm biến áp hệ thống điện Trong hệ thống điện, trạm biến áp đƣợc sử dụng rộng rãi để phục vụ cho việc truyền tải điện từ lƣới điện cấp điện áp khác trính truyền tải phân phối lƣợng điên. Thƣờng điện nhà máy đến hộ tiêu thụ điện phải qua đến lần biến áp, công suất tổng trạm biến áp lớn tổng công suất máy phát từ đến lần. Trạm biến áp cần thiết kế bảo vệ trạm biến áp cấp điện áp 220 kV đóng vai trò quan trọng việc liên kết hệ thống điện, truyền tải lƣợng công suất lớn, nút quan trọng hệ thống. Vì vậy, cố xảy trạm biến áp 220 kV gây hậu nghiêm trọng đến thiết bị trạm, gây thiệt hại kinh tế lớn ngừng cung cấp điện chí không đƣợc thiết kế bảo vệ xác gây ổn định hệ thống rã lƣới. 1.2. Tổng quan chung trạm biến áp cần thiết kế Đối tƣợng cần thiết kế trạm biến áp 220 kV gồm máy biến áp tự ngẫu làm việc song song. Trạm đƣợc liên kết với hệ thống điện phía 220 kV 110 kV. 1.2.1. Sơ đồ nối điện trạm biến áp NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA BI0 121 kV 230 kV BI1 BI2 HTÐ1 HTÐ2 BI3 36,5 kV Sơ đồ nối điện trạm biến áp 1.2.2. Các thông số trạm Hệ thống: Thông số hệ thống (giả thiết) dựa Scb = 100 MVA; Ucb = Utb Tại hệ thống phía 220kV: Chế độ max: X1 = 0.052 X0 = 0.023 Chế độ min: X1 = 0.061 X0 = 0.03 Tại hệ thống phía 110kV : Chế độ max: X1 = 0.15 X0 = 0.07 Chế độ min: X1 = 0.19 X0 = 0.13 Máy biến áp: Máy biến áp tự ngẫu 125/125/63 MVA Tỷ số biến áp: 230 1, 25%/121/36,5 kV Sơ đồ đấu dây: Y0 auto / -11 Điện áp ngắn mạch (đã qui đổi theo công suất định mức máy biến áp): UNC-T = 10,78% ; UNC-H = 32,72% ; UNT-H = 20,35% Dòng điện định mức phía: 314/596/997 A NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Đƣờng dây 110 kV Loại dây AC 240, chiều dài 55km Thông số x0=2,9x1 NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA CHƢƠNG TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH PHỤC VỤ CHỈNH ĐỊNH HỆ THỐNG BẢO VỆ RƠ-LE 2.1. Giới thiệu chung 2.1.1. Lý cần thiết Ngắn mạch hệ thống điện tƣợng pha chập nhau, pha chập đất (hay chập dây trung tính), lúc xảy ngắn mạch tổng trở hệ thống giảm đi, dòng điện tăng lên đáng kể gọi dòng điện ngắn mạch. Trong thiết kế bảo vệ rơle, việc tính toán ngắn mạch nhằm xác định trị số dòng điện ngắn mạch lớn (INmax) dòng điện ngắn mạch bé (INmin) qua đối tƣợng bảo vệ để lựa chọn thiết bị bảo vệ rơ le, cài đặt, chỉnh định thông số kiểm tra độ nhạy rơ le. 2.1.2. Các giả thiết tính ngắn mạch Tần số hệ thống không thay đổi. Bỏ qua bão hòa từ. Bỏ qua lƣợng nhỏ thông số số phần tử. Hệ thống sức điện động ba pha nguồn đối xứng. 2.2. Các chế độ tính ngắn mạch điểm ngắn mạch cần tính toán 2.2.1. Các chế độ tính ngắn mạch Để tính đƣợc trị số dòng điện ngắn mạch lớn (INmax) dòng điện ngắn mạch bé (INmin) qua đối tƣợng bảo vệ trƣớc tiên ta cần phân tích: - Để có dòng INmax công suất nguồn lớn nhất, trị số dòng ngắn mạch pha lớn dòng điện ngắn mạch pha nên để tìm INmax ta tính dạng ngắn mạch N(3), N(1), N(1,1) chế độ max. Từ nhận xét ta thấy để tìm INmin ta tính dạng ngắn mạch N(2), N(1), N(1,1) chế độ min. - Đối với cấu hình trạm: Khi trạm vận hành máy dòng điện tổng điểm ngắn mạch tổng điểm ngắn mạch nhỏ so với trƣờng hợp máy vận hành song song. Tuy nhiên toàn dòng điện qua bảo vệ. NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Khi trạm vận hành máy biến áp song song dòng điện ngắn mạch tổng điểm ngắn mạch lớn trƣờng hợp vận hành máy biến áp độc lập nhƣng dòng qua bảo vệ nửa dòng điện ngắn mạch tổng. Từ nhận xét ta thấy để tìm giá trị dòng dòng điện ngắn mạch lớn (INmax) dòng điện ngắn mạch bé (INmin) ta phải tính cho trƣờng hợp: vận hành độc lập MBA vận hành song song MBA. Đối với dạng ngắn mạch không đối xứng, dòng điện pha không giống nhau, dòng điện mà ta tính pha đặc biệt (pha không bị cố ngắn mạch pha pha chạm đất, cố ngắn mạch pha pha cố), tìm dòng chạy qua BI ta phải ý đến vấn đề này. 2.2.2. Các điểm ngắn mạch cần tính toán Đối với trạm biến áp, vị trí điểm ngắn mạch cần tính toán phụ thuộc vào vị trí đặt BI, cố xảy trƣớc BI dòng điện qua BI nên bảo vệ không cảm nhận đƣợc cố ngƣợc lại. Ngoài bảo vệ so lệch có khái niệm vùng bảo vệ đƣợc giới hạn BI, hai điểm ngắn mạch có trị số dòng điện ngắn mạch nhƣ N1 N1’ nhƣng bảo vệ so lệch tác động xảy ngắn mạch N1’. Đối với máy biến áp tự ngẫu ta cần phải tính toán đƣợc cho hình vẽ dƣới đây. Tổng cộng có điểm ngắn mạch cần tính toán (gồm điểm ngắn mạch vùng {N1’, N2’, N3’} điểm ngắn mạch vùng {N1, N2, N3}). NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA N1' 230 kV N 2' BI0 BI1 121kV BI2 N2 N1 AT1 HTÐ HTÐ N 3' AT2 BI3 36.5kV N3 Sơ đồ điểm cần tính toán ngắn mạch 2.3. Quy đổi thông số phần tử Chọn đại lƣợng bản: Scb = Sđm BA= 125 MVA Ucb = Utb cấp Từ hai thông số ta tính đƣợc Icb cấp điện áp: Cấp điện áp 220 kV có Ucb1= 230 kV Icb1 = Scb 3Ucb1 = 125 = 0,314 kA 3.230 Cấp điện áp 110 kV có Ucb2= 115 kV Icb2 Scb 3Ucb2 125 0, 628 kA 3.115 Cấp điện áp 35 kV có Ucb3 = 36,5 kV Icb3 Scb 3Ucb3 NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 125 1,977 kA 3.36,5 10 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Bƣớc 2: Cài đặt thông số cho rơ le theo tính toán (việc thực trƣớc mà không cần phải kết nối trực tiếp với rơ le) NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 97 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Bƣớc 3: Đƣa thông số cài đặt vào rơ le Sau cài đặt xong, tạo cố giả tƣởng mô phỏng, từ đó, truy xuất ghi cố mục Disturbance Record. 4. Bản ghi cố áp dụng thực tế phân tích ghi cố NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 98 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA 4.1. Giới thiệu chung ghi cố Mỗi kiện hay biến động xảy hệ thống điện cần đƣợc đo lƣờng ghi lại, điều ngày trở nên dễ dàng với hỗ trợ rơ le số, cho phép ghi lại thông số đại lƣợng khoảng thời gian định, đồng thời với việc ghi cố đƣợc tiêu chuẩn hóa dƣới dạng file COMTRADE góp phần giúp cho việc lƣu trữ, truy xuất, phân tích ghi cố đƣợc dễ dàng hơn, phần mềm thuộc hãng khác với rơ le khác biệt đọc hiển thị, tính toán ghi cố rơ le ghi lại đƣợc lƣu dƣới dạng file COMTRADE. Từ ghi cố quan sát đƣợc nhiều thông tin từ dạng sóng, giá trị hiệu dụng, tức thời, góc pha, đồ thị vectơ đại lƣợng, thành phần đối xứng, sóng hài cách đơn giản, trực quan, nhƣ nhận biết đƣợc chức khởi động, tác động, thời gian diễn kiện này. Ví dụ ghi cố hệ thống điện Một phân tích đƣợc thực sau phát cố hay nhiễu loạn xảy hệ thống điện. Mục tiêu phân tích phụ thuộc vào quan tâm ngƣời sử dụng, nhƣng nói chung nhằm mục đích tìm hiểu nguyên nhân kiện quan tâm hậu liên quan đến vận hành hệ thống NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 99 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA điện. Điều cải thiện hành vi thông qua điều chỉnh thích hợp vận hành hệ thống thông qua việc xác định vấn đề hiệu suất thiết bị. Các phân tích cố nhiễu loạn phụ thuộc nhiều vào thông tin đƣợc lấy từ ghi hệ thống điện mô hình (hình trên). 4.2. Áp dụng thực tế phân tích ghi cố Nha Trang – Krông Buk Bản ghi cố đƣờng dây 220 kV Nha Trang – Krông Buk đƣợc lƣu trữ theo tiêu chuẩn định dạng Comtrade. Ở chức đọc ghi cố phần mềm Micom S1 Studio đƣợc sử dụng cho phép hiển thị, phân tích, quản lý ghi cố rơ le cách thuận lợi nhằm đáp ứng yêu cầu nhân viên vận hành nhƣ thông tin về: đồ thị dạng sóng theo thời gian, trạng thái tín hiệu đầu vào, đầu ra, tín hiệu chức bảo vệ, trạng thái máy cắt thành phần thứ tự dòng điện, điện áp. Điều cho phép đơn vị vận hành rút ngắn thời gian chi phí khắc phục cố. Đƣờng dây 220 kV Nha Trang – Krông Buk đƣợc đóng điện năm 1998, đƣờng dây mạch đơn có chiều dài 147,2 km sử dụng loại dây ACSR 500, nối 220 kV trạm biến áp Nha Trang – Krông Buk đóng vai trò quan trọng truyền tải điện khu vực miền Trung hệ thống truyền tải Bắc Nam, đòi hỏi hệ thống bảo vệ rơ le phải hoạt động cách xác, an toàn, tin cậy. Bản ghi cố đƣợc ghi lại vào ngày 23/07/2012 rơ le khoảng cách. Trƣớc tiên, quan sát dạng sóng đồ thị toàn thời gian đƣợc ghi lại khẳng định đƣợc cố thật (sự cố thực tế đƣờng dây mạch lực cố mạch nhị thứ) nhận thấy có cố dòng áp biến đổi đồng thời, bị cố mạch nhị thứ có hai giá trị dòng áp bị ảnh hƣởng, giá trị lại biến đổi theo thời gian. Ở cần lƣu ý điểm đồ thị không gian có hạn nên dòng điện điện áp pha đƣợc chỉnh tỉ lệ tƣơng ứng khác để tránh trƣờng hợp trị số lớn ảnh hƣởng đến đƣờng khác. Tình trạng làm việc trƣớc cố NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 100 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Tình trạng làm việc trước xảy cố Trƣớc có cố dòng điện điện áp pha cân bằng, dòng điện thứ tự không đo đƣợc nhỏ ( xấp xỉ 0). Các máy biến dòng điện máy biến điện áp pha nhƣ trung tính hoạt động bình thƣờng (các giá trị dòng điện điện áp mà BI, BU trung tính đo đƣợc xấp xỉ với giá trị cộng pha lại). Dạng cố phản ứng rơle có cố Các thông số xảy cố phản ứng rơle - Về dạng cố: nhận thấy có dòng điện TTK lớn (giá trị cực đại lên tới 3,183 kA) chứng tỏ cố chạm đất. Tiếp theo, xét đến giá trị dòng điện pha B tăng lên cao xấp xỉ với dòng thứ tự không, đồng thời điện áp pha B sụt NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 101 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA xuống khoảng 50% so với trƣớc cố, điện áp pha A C ổn định, từ rút kết luận cố chạm đất pha B. - Về phản ứng rơ le: Từ bắt đầu xuất cố lúc rơ le khởi động (nhận biết cố) 20ms, thời gian từ lúc rơ le khởi động cố bị loại trừ 50 ms (dòng điện điện áp pha B, dòng TTK bị triệt tiêu). Trạng thái sau loại bỏ pha cố Một điểm đặc biệt đƣờng dây 220 kV Nha Trang – Krông Buk máy cắt đầu đƣờng dây sử dụng truyền động riêng pha (thƣờng cấp điện áp nhỏ 245 kV sử dụng máy cắt pha) đƣợc nhận biết qua việc loại trừ pha B để pha A, pha C tiếp tục hoạt động. Sau thực tự động đóng lại NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 102 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Trạng thái sau tự động đóng lại Tình trạng phản ứng rơ le phát cố sau thực TĐL Trên đƣờng dây truyền tải 220 kV 500 kV sau thực tự đóng lại, lý ổn định hệ thống, TĐL không thành công không cho phép tự động đóng lại lần thứ mà phải cắt pha. Từ ghi cố nhận thấy, sau cắt pha B đƣợc s cho thực tự động đóng lại. Tuy nhiên sau NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 103 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA TĐL 0,5 s rơ le lại phát cố chạm đất pha B với đặc điểm giống hệt lần trƣớc, rơ le nhìn thấy cố trì, chức TĐL bị khóa, rơ le gửi tín hiệu cắt pha, hoàn toàn với quy định. NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 104 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA TÀI LIỆU THAM KHẢO 1. Trần Đình Long, Bảo vệ hệ thống điện, Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, 2010. 2. Lã Văn Út, Ngắn mạch hệ thống điện, Nhà xuất Khoa học Kỹ thuật, 2009. 3. Schneider Electric, MiCom P633 Transformer Diffirential Protection and Control, Technical Manual, Volume 1-2, 2014. 4. SIEMENS, Multi-Functional Protective Relay with Local Control, Manual, 2012. NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 105 PHỤ LỤC BỘ DỮ LIỆU CÀI ĐẶT CHO RƠLE P633 -----------------------------------------------------------------------------MiCOM S1 Studio V ----------------------------------------------------------------------------------------Setting Data -----------File Name : C:\Users\Anh Tuan\Desktop\Setting.txt File comment : Model: P633-650 Creation date : 12.06.2014, 08:22 Device : P633 - 650 F-number : 0.000000.0 /Parameters/Config. parameters/DIFF Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------056.027 | DIFF | Function group DIFF | With -----------------------------------------------------------------------------056.037 | REF_1 | Function group REF_1 | With -----------------------------------------------------------------------------056.054 | THRM1 | Function group THRM1 | With -----------------------------------------------------------------------------056.055 | THRM2 | Function group THRM2 | With /Parameters/Function parameters/Global/MAIN Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------003.030 | MAIN | Device on-line | No (= off) 003.012 | MAIN | Test mode USER | No 010.030 | MAIN | Nominal frequ. fnom | 50 Hz 010.049 | MAIN | Phase sequence | A - B - C 221.098 | MAIN | Time tag | 1stEdge,OpMem sorted 019.020 | MAIN | Inom C.T.prim.,end a | 400 A 019.021 | MAIN | Inom C.T.prim.,end b | 800 A 019.022 | MAIN | Inom C.T.prim.,end c | 1250 A 019.027 | MAIN | Inom C.T.Yprim,end a | 400 A 019.028 | MAIN | Inom C.T.Yprim,end b | 800 A 019.029 | MAIN | Inom C.T.Yprim,end c | 1250 A 010.002 | MAIN | Vnom V.T. prim. | 230.0 kV 010.024 | MAIN | Inom device, end a | 1.0 A 010.025 | MAIN | Inom device, end b | 1.0 A 010.029 | MAIN | Inom device, end c | 1.0 A 010.142 | MAIN | IY,nom device, end a | 1.0 A 010.143 | MAIN | IY,nom device, end b | 1.0 A 010.144 | MAIN | IY,nom device, end c | 1.0 A 010.009 | MAIN | Vnom V.T. sec. 010.140 | MAIN | Conn.meas.circ. IP,a | Standard 010.150 | MAIN | Conn.meas.circ. IP,b | Standard 010.160 | MAIN | Conn.meas.circ. IP,c | Standard 010.141 | MAIN | Conn.meas.circ. IY,a | Standard 010.151 | MAIN | Conn.meas.circ. IY,b | Standard 010.161 | MAIN | Conn.meas.circ. IY,c | Standard 011.030 | MAIN | Meas. value rel. IP 011.048 | MAIN | Meas.value rel. Ineg | 0.000 Inom 011.058 | MAIN | Meas.value rel. Ipos | 0.000 Inom 011.031 | MAIN | Meas. value rel. IN | 0.000 Inom 011.036 | MAIN | Meas. value rel. IY | 0.000 IN,nom 011.032 | MAIN | Meas. value rel. V | 0.00 Vnom 010.113 | MAIN | Settl. t. IP,max,del | 15.0 005.248 | MAIN | Fct.assign. reset | Without function 005.249 | MAIN | Fct.assign. reset | Without function 021.021 | MAIN | Fct.assign. block. | Without function 021.022 | MAIN | Fct.assign. block. | Without function 021.048 | MAIN | Fct.assign. block. | Without function 021.049 | MAIN | Fct.assign. block. | Without function 021.012 | MAIN | Trip cmd.block. USER | No | 110 V | 0.00 Inom /Parameters/Function parameters/Global/PSS Address | Group | Description | Active value ---------------------------------------------------------------------------003.100 | PSS | Control via USER | No 003.060 | PSS | Param.subs.sel. USER | Parameter subset 003.063 | PSS | Keep time | Blocked /Parameters/Function parameters/Global/FT_RC Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------003.085 | FT_RC | Fct. assig. trigger | With 016.018 | FT_RC | Id> | 0.2 Iref 016.019 | FT_RC | IR> | Blocked 003.078 | FT_RC | Pre-fault time | Periods 003.079 | FT_RC | Post-fault time | Periods 003.075 | FT_RC | Max. recording time | 50 Periods /Parameters/Function parameters/General functions/MAIN Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------016.096 | MAIN | Evaluation IN, end a | Calculated 016.097 | MAIN | Evaluation IN, end b | Calculated 016.098 | MAIN | Evaluation IN, end c | Calculated 019.099 | MAIN | Current summation 018.009 | MAIN | Hold time dyn.param. | Blocked | Without /Parameters/Function parameters/General functions/DIFF Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------019.080 | DIFF | General enable USER | Yes 019.016 | DIFF | Reference power Sref | 125.0 MVA 019.023 | DIFF | Ref. curr. Iref,a | Not measured 019.024 | DIFF | Ref. curr. Iref,b | Not measured 019.025 | DIFF | Ref. curr. Iref,c | Not measured 004.105 | DIFF | Matching fact. kam,a | Not measured 004.106 | DIFF | Matching fact. kam,b | Not measured 004.127 | DIFF | Matching fact. kam,c | Not measured 011.037 | DIFF | Meas. value rel. Id | 0.000 Iref 011.038 | DIFF | Meas. value rel. IR | 0.000 Iref /Parameters/Function parameters/General functions/REF_1 Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------019.050 | REF_1 | General enable USER | Yes 019.100 | REF_1 | Select. meas. input | End a 019.120 | REF_1 | Add.meas.inp. end b | Yes 019.121 | REF_1 | Add.meas.inp. end c | No 019.031 | REF_1 | Reference power Sref | 125.0 MVA 019.034 | REF_1 | Ref. curr. Iref 004.160 | REF_1 | Match. fact. kam,N,a | Not measured 019.123 | REF_1 | Match. fact. kam,N,b | Not measured 019.124 | REF_1 | Match. fact. kam,N,c | Not measured 004.163 | REF_1 | Matching fact. kam,Y | Not measured 011.039 | REF_1 | Meas. value rel. Id | 0.00 Iref 011.040 | REF_1 | Meas. value rel. IR | 0.00 Iref | Not measured /Parameters/Function parameters/General functions/THRM1 Address | Group | Description | Active value --------------+-------------+----------------------+-------------------------031.144 | THRM1 | General enable USER | Yes 019.109 | THRM1 | Select. meas. input | End a 039.121 | THRM1 | Operating mode | Relative replica 004.152 | THRM1 | O/T f.Iref persist | Not measured /Parameters/Function parameters/General functions/THRM2 Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------031.145 | THRM2 | General enable USER | Yes 019.110 | THRM2 | Select. meas. input | End b 039.181 | THRM2 | Operating mode | Relative replica 004.172 | THRM2 | O/T f.Iref persist | Not measured /Parameters/Function parameters/Parameter subset 1/MAIN Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------019.017 | MAIN | Vnom prim. end a PS1 | 230.0 kV 019.018 | MAIN | Vnom prim. end b PS1 | 121.0 kV 019.019 | MAIN | Vnom prim. end c PS1 | 36.5 kV 010.200 | MAIN | Phase reversal a PS1 | No swap 010.204 | MAIN | Phase reversal b PS1 | No swap 010.208 | MAIN | Phase reversal c PS1 | No swap /Parameters/Function parameters/Parameter subset 1/DIFF Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------072.152 | DIFF | Enable PS1 | Yes 019.010 | DIFF | Vec.gr. ends a-b PS1 | 019.011 | DIFF | Vec.gr. ends a-c PS1 | 11 072.142 | DIFF | Idiff> PS1 | 0.20 Iref 072.143 | DIFF | Idiff>> PS1 | 11.0 Iref 072.144 | DIFF | Idiff>>> PS1 | 30.0 Iref 080.000 | DIFF | Idiff>(CTS) PS1 | 0.20 Iref 072.145 | DIFF | m1 PS1 | 0.30 072.146 | DIFF | m2 PS1 | 0.70 072.147 | DIFF | IR,m2 PS1 | 4.0 Iref 072.148 | DIFF | Op.mode rush rst.PS1 | Not phase-selective 072.159 | DIFF | RushI(2f0)/I(f0) PS1 | 20 % 072.155 | DIFF | 0-seq. filt.a en.PS1 | Yes 072.156 | DIFF | 0-seq. filt.b en.PS1 | Yes 072.157 | DIFF | 0-seq. filt.c en.PS1 | No 072.158 | DIFF | Overflux.bl. en. PS1 | Yes 072.160 | DIFF | Ov. I(5f0)/I(f0) PS1 | 20 % 010.162 | DIFF | Op.del.,trip sig.PS1 | 0.00 s 072.006 | DIFF | Hyst. effective PS1 | Yes /Parameters/Function parameters/Parameter subset 1/REF_1 Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------072.141 | REF_1 | Enable PS1 | Yes 072.149 | REF_1 | Operating mode PS1 | Low imped. / sum(IP) 080.006 | REF_1 | Bl.f.DIFF trigg. PS1 | No 080.003 | REF_1 | CTS effective PS1 | No 072.150 | REF_1 | Idiff> PS1 | 0.20 Iref 072.151 | REF_1 | Idiff>>> PS1 | 10.0 Iref 072.162 | REF_1 | m1 PS1 | 0.20 072.163 | REF_1 | m2 PS1 | 1.50 072.164 | REF_1 | IR,m2 PS1 | 1.00 Iref /Parameters/Function parameters/Parameter subset 1/THRM1 Address | Group | Description | Active value -----------------------------------------------------------------------------081.070 | THRM1 | Enable PS1 | Yes 081.074 | THRM1 | Iref PS1 | 1.00 Inom 081.075 | THRM1 | Start.fact.OL_RC PS1 | 1.15 081.082 | THRM1 | Tim.const.1,>Ibl PS1 | 30.0 081.083 | THRM1 | Tim.const.2,Ibl PS1 | 30.0 081.103 | THRM2 | Tim.const.2,[...].. .Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA 2.3.1 Hệ thống Phía 220 kV: Điện kháng của hệ thống phía 22 0kV đã cho (với Scb=100MVA, Ucb = Utb): Chế độ max: X1 = 0,052; Chế độ min : X1 = 0,061; X0 = 0,023 X0 = 0,03 Qui đổi sang hệ đơn vị tƣơng đối cơ bản đã chọn : o Chế độ max: X0HT1 = 0,023 125 = 0,029 100 X1HT1 =... N N N 2 2 UC N Điện kháng thay thế của máy biến áp tự ngẫu: NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 12 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA XC UC % N Scb 11,575 125 0,116 100 SdmBA 100 125 XT 0 XH UH % N Scb 21,145 125 0,211 100 SdmBA 100 125 2.4 Tính toán dòng điện ngắn mạch 2.4.1 Khi trạm vận hành 1 MBA trong chế độ max a Ngắn mạch ở phía 220 kV: N1 và N1’ Ta có các sơ đồ thay thế thứ tự... (Ω/km), bo = 2,84 (10-6/Ωkm) NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 11 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Từ đó ta tính đƣợc: S 1 1 125 X1D x 0 l cb 0, 401.55 0,104 2 2 Ucb 2 1152 X0D = 2,9 X1D = 2,9 0,104 = 0,302 Để đơn giản cho việc tính toán và trình bày, ta sẽ gộp điện kháng của đƣờng dây với điện kháng của hệ thống phía thanh cái 110 kV (chế độ min sẽ tính trƣờng hợp 2 đƣờng dây vận hành song song... qua điện kháng hệ thống 2): I0N HT2 =I0T = I0C XH X 0HD X H 0,745 0, 211 0, 261 0,39 0, 211 Dòng TTK chạy qua dây trung tính của MBA (trong hệ đơn vị có tên): I0tt = 3.(I0T.Icb(110) - I0C.Icb (220) ) = 3.(0,261.0,628 – 0,745.0,314) = 0,209(kA) Xác định trị dòng điện ngắn mạch chạy qua BI o Ngắn mạch tại N1: - BI1: NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 15 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA If(BI1)... dòng chạy qua điện kháng hệ thống 1): I0N HT1= I0C = I0T XH X 0H1 XC X H 2,788 0, 211 1,653 0,029 0,116 0, 211 Dòng TTK chạy qua dây trung tính của MBA (trong hệ đơn vị có tên): I0tt = 3.(I0T.Icb(110) - I0C.Icb (220) ) = 3.(2,788.0,628 – 1,653.0,314) = 3,696(kA) Xác định trị dòng điện ngắn mạch chạy qua BI NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 21 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA o Ngắn mạch tại... chạy qua điện kháng hệ thống 1): I0N HT1= I0C = I0T XH X 0H1 X H XC 3, 244 0, 211 1,923 0,029 0, 211 0,116 Dòng TTK chạy qua dây trung tính của MBA (trong hệ đơn vị có tên): I0tt = 3.(I0T.Icb(110) - I0C.Icb (220) ) = 3.(-3,244.0,628 – (-1,923).0,314) = 4,301(kA) Xác định trị dòng điện ngắn mạch chạy qua BI NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 23 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA o Ngắn mạch... ngắn mạch có trị số: I1∑ = E X1 1 3, 098 0,323 Dòng điện ngắn mạch do hệ thống 1 cung cấp: INHT1 = I1∑ 0, 292 X1HD 1,913 = 3,098 0,065 0,116 0, 292 X1HT1 X C X1HD Dòng điện ngắn mạch do hệ thống 2 cung cấp: INHT2 = I1∑ - INHT1 = 3,098 -1,913 = 1,186 NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 25 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Xác định trị số dòng điện ngắn mạch qua các BI ’ Từ đây ta tìm đƣợc... TTK chạy qua phía trung của MBA (cũng là dòng chạy qua điện kháng hệ thống 2): 0, 211 2 1,657 0,353 I0Na HT2 = I0aT = I0aC 0, 211 XH 0,39 X 0HD 2 2 XH 2 NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 31 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA Dòng TTK chạy qua dây trung tính của MBA (trong hệ đơn vị có tên): I0tt = 3.(I0aT.Icb(110) - I0aC.Icb (220) ) = 3.((-0,353).0,628 – (-1,657).0,314) = 0,896(kA) Xác định... do hệ thống 1 cung cấp: INHT1 = I1∑ 0, 292 X1HD 5,525 = 8,95 0,065 0,116 0, 292 X1HT1 X C X1HD Dòng điện ngắn mạch do hệ thống 2 cung cấp: INHT2 = I1∑ - INHT1 = 8,95 -5,525 = 3,425 Xác định trị số dòng điện ngắn mạch qua các BI ’ Từ đây ta tìm đƣợc dòng đi qua các BI trong 2 trƣờng hợp ngắn mạch ở N2 và N2 : o Ngắn mạch tại N2: NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 20 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle. .. 0 Kết quả tính toán đƣợc tổng hợp trong bảng 2.1 2.4.2 Khi trạm vận hành 2 MBA trong chế độ max a Ngắn mạch ở phía 220 kV: N1 và N1’ Ta có các sơ đồ thay thế thứ tự thuận, thứ tự nghịch và thứ tự không tại điểm ngắn mạch nhƣ sau: N1 N1' EHT1 X1HT1 0,065 BI1 XC 0,116 XC 0,116 EHT XT 0 BI2 X1HD 0,292 EHT2 XT 0 X 0,055 Sơ đồ thay thế thứ tự thuận NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 26 Thiết kế hệ thống bảo vệ . VAI TRÒ CỦA TRẠM BIẾN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP ĐƢỢC THIẾT KẾ 5 1.1. Vai trò của trạm biến áp trong hệ thống điện 5 1.2. Tổng quan chung về trạm biến áp cần thiết kế 5 1.2.1 Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle cho TBA NGUYỄN ANH TUẤN – KTĐ2 – K54 5 CHƢƠNG 1 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ VAI TRÒ CỦA TRẠM BIẾN ÁP TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN VÀ TRẠM BIẾN ÁP ĐƢỢC THIẾT KẾ 1.1 4 lần biến áp, vì vậy công suất tổng của các trạm biến áp cũng lớn hơn tổng công suất của các máy phát từ 3 đến 4 lần. Trạm biến áp cần thiết kế bảo vệ là trạm biến áp cấp điện áp 220 kV đóng