Bài giảng Cung cấp điện 2 - Chương 8: Bảo vệ rơle và TĐH hệ thống cung cấp điện - Nguyễn Quang Thuấn

Nội dung text: Bài giảng Cung cấp điện 2 - Chương 8: Bảo vệ rơle và TĐH hệ thống cung cấp điện - Nguyễn Quang Thuấn

1. Chương 8. BẢO VỆ RƠLE VÀ TĐH HTCCĐ 8.1. KHÁI NIỆM, MỤC ĐÍCH Ý NGHĨA 1. Khái niệm Rơle là phần tử chính trong hệ thống thiết bị bảo vệ. Thuật ngữ rơle được phiên âm từ tiếng nước ngoài: RELAIS-Pháp, RELAY-Anh, PEE-Nga với nghĩa ban đầu là phần tử làm nhiệm vụ tự động đóng cắt mạch điện. Ngày nay khái niệm rơle thường dùng để chỉ một tổ hợp thiết bị thực hiện một hoặc một nhóm chức năng bảo vệ và tự động hoá hệ thống điện gọi là BVRL 2. Mục đích, ý nghĩa - Về mặt kỹ thuật: BVRL là thiết bị bảo vệ có nhiệm vụ phát hiện và cách ly các phần tử bị sự cố hoặc hoạt động bất thường ra khỏi HT. - Về mặt kinh tế: BVRL là thiết bị tự động hoá được dùng trong HTĐ với mục đích phòng ngừa, ngăn chặn các thiệt hại kinh tế có thể xảy ra cho chủ đầu tư khi xảy ra sự cố. 11/2/2011 29
2. 8.2. CÁC YÊU CẦU CƠ BẢN ĐỐI VỚI BVRL Để thực hiện được các chức năng và nhiệm vụ quan trọng kể trên, thiết bị bảo vệ rơle phải thoả mãn được các yêu cầu cơ bản: tin cậy, chọn lọc, tác động nhanh và kinh tế. 1. Tin cậy (Reliability): Là tính năng đảm bảo cho thiết bị bảo vệ rơle làm việc đúng, chắc chắn khi xảy ra sự cố trong phạm vi đã được xác định. 2. Chọn lọc (selectivity): là khả năng của bảo vệ rơle có thể phát hiện và loại trừ đúng phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống. 3. Tác động nhanh: Bảo vệ rơle cần phải cách ly phần tử bị sự cố càng nhanh càng tốt. Tuy nhiên cần kết hợp với yêu cầu chọn lọc. 4. Độ nhạy (sensitivity): Phản ánh khả năng phản ứng của bảo vệ với mọi mức độ sự cố. Độ nhạy được biểu thị bằng tỷ số đại lượng tác động tối thiểu với đại lượng đặt. Ví dụ: đối với BV quá dòng: INmin k nh IKÐ Quy định cụ thể với các loại bảo vệ: - Bảo vệ chính: knh = 1,52 - Bảo vệ dự phòng: knh= 1,21,5. 11/2/2011 30
3. 8.2. CÁC YÊU CẦU CƠ BẢN ĐỐI VỚI BVRL 5. Kinh tế: - Đối với mạng cao áp và siêu cao áp (U 110 kV): Chi phí để mua sắm và lắp đặt thiết bị bảo vệ thường chỉ chiếm một vài phần trăm giá trị công trình, mặt khác yêu cầu phải được bảo vệ rất chắc chắn, vì vậy giá cả thiết bị bảo vệ không phải là yếu tố quyết định trong lựa chọn chủng loại hoặc nhà phân phối thiết bị mà 4 yêu cầu kỹ thuật kể trên đóng vai trò quyết định. - Đối với mạng trung áp và hạ áp (U < 110 kV): Vì số lượng các phần tử được bảo vệ rất lớn, mặt khác các yêu cầu đối với thiết bị bảo vệ không cao bằng ở mạng cao áp và siêu cao áp cho nên khi lựa chọn thiết bị bảo vệ cần chú ý đảm bảo được các yêu cầu về kỹ thuật với chi phí thấp nhất. 11/2/2011 31
4. 3.3. CẤU TRÚC CƠ BẢN CỦA HTBVRL Thanh góp MC BI Mạch điện cần bảo vệ BI - Máy biến dòng điện MC BU - Máy biến điện áp F CCh - Cầu chì CC N K - Khoá điều khiển - + N - Nguồn điện thao tác MC - Máy cắt điện K MCF -Tiếp điểm phụ của máy cắt điện Rơle Tải ba BU CCh Tín hiệu cắt 11/2/2011 32
5. 8.3. CẤU TRÚC CƠ BẢN CỦA HTBVRL 1. BI/TI - Cấu tạo: Là MBA làm việc ở chế độ NM I - Tỷ số biến đổi n (hoặc k ): n 1 I I I I - Chức năng: 2 Dùng biến đổi dòng lớn xuống dòng nhỏ 5A hoặc 1A cấp cho TBBV và đo lường IA IB IC RƠLE - Ký hiệu: IR 11/2/2011 33
6. 8.3. CẤU TRÚC CƠ BẢN CỦA HTBVRL 2. BU/TU - Cấu tạo: Là MBA làm việc ở chế độ hở mạch U - Tỷ số biến đổi n (hoặc k ): 1 U U n U - Chức năng: U2 Dùng biến đổi áp lớn xuống áp nhỏ cấp cho TBBVRL và đo lường - Ký hiệu: 11/2/2011 34
7. 8.3. CẤU TRÚC CƠ BẢN CỦA HTBVRL 3. Nguồn thao tác N a. Khái niệm: Tất cả các mạch của sơ đồ điều khiển máy cắt, bảo vệ rơle, đo lường, tín hiệu được gọi là sơ đồ nhị thứ. Nguồn điện cung cấp cho việc thao tác các phần tử trong sơ đồ này gọi là nguồn thao tác. N nguồn điện thao tác riêng độc lập với phần tử được bảo vệ. b. Phân loại nguồn điện thao tác: Nguồn thao tác có thể là nguồn một chiều hoặc xoay chiều. • Có thể Dùng Ắc quy (DC). Nếu cần nguồn AC (Nghịch lưu). • Có thể dùng năng lượng tích sẵn trên tụ điện (thường được nạp điện DC). • Có thể lấy từ BI và BU sau chỉnh lưu thành nguồn DC. Để tăng độ tin cậy của nguồn thao tác, người ta thường dùng kết hợp dự các nguồn kể trên. 11/2/2011 35
8. 8.3. CẤU TRÚC CƠ BẢN CỦA HTBVRL 4. Rơle Rơle là phần tử chính trong hệ thống thiết bị bảo vệ. Phần tử Rơle nhận một (X) hoặc 1 số đầu vào (X1, X2, Xn) tương tự, biến đổi và so sánh tín hiệu này với ngưỡng tác động để cho tín hiệu ra Y dưới dạng các xung rời rạc với 2 trạng thái đối lập: 1 (có xung) và 0 (không có xung): X1 X Y Y ~ RL ~ RL Xn • Rơle chia thành 3 nhón chính: RL Điện từ Tĩnh KT số 11/2/2011 36
9. 4. Rơle a. Rơle điện từ (electromagnetic relay): Nguyên lý làm việc dựa trên nguyên lý điện từ (có các tiêp điểm đóng mở cơ khí). - Ưu điểm: Dễ chế tạo, rẻ tiền - Nhược điểm: Tiêu thụ công suất lớn, quán tính cao đôi khi tác động không chuẩn xác, khó mở rộng ghép nối với máy tính. b. Rơle tĩnh (static relay): Là rơle bán dẫn không có phần động. Rơle tĩnh gồm các khối chính sau: BI Tín Xử lý Cơ cấu Tiền Bộ hiệu Thông Chấp BU xử lý lọc vào tin hành - Ưu: Không có tiếp điểm → quán tính nhỏ và làm việc êm dịu. So với RL điện từ, tiêu tốn ít năng lượng, kích thước nhỏ gọn hơn - Nhược: Bị ảnh hưởng nhiều bởi môi trường xung quanh, đòi hỏi chất lượng nguồn thao tác cao, đòi hỏi sự bảo quản và chăm sóc chu đáo. 11/2/2011 37
10. 4. Rơle c. Rơle KT số (digital relay): Máy tính, thiết bị tự động Tín hiệu A Lọc tín nhị phân hiệu vào Giao diện Bàn phím B Tín hiệu I đầu vào C O Rơle Khuếch cảnh báo đại Cổng vào - ra Rơle Imax=100Ikđ 1 sec Chuyển đổi Cắt tương tự -số A Umax=140V B Lâu dài U Điốt phát C ~ 01 Bộ nhớ A Bộ xử RAM quang (LED) O D lý EEPROM Tương tự Tương tự Số Xung điều khiển 100 V, 110 V; 10V đầu ra - vào 1 A, 5 A 11/2/2011 38
11. * Cấu trúc và nguyên lý của RL số Gồm các khối chính sau: • Khối đo lường (tín hiệu vào): có nhiệm vụ đo lường các trị số của đại lượng tương tự là dòng và áp (nhận được từ phía thứ cấp của của máy biến dòng điện và máy biến điện áp) làm biến đầu vào của rơle. • Khối lọc tín hiệu, lấy mẫu và chuyển đổi A/D: Sau khi tín hiệu qua các bộ lọc tương tự, bộ lấy mẫu (chặt hoặc băm đại lượng tương tự theo một chu kỳ nào đó), các tín hiệu này sẽ được chuyển thành các tín hiệu số và so sánh với đại lượng chuẩn. • Khối xử lý (dùng bộ vi xử lý): Sau khi so sánh với đại lượng chuẩn, bộ VXL sẽ cho tín hiệu đóng hoặc mở các tiếp điểm RL và điều khiển máy cắt (có thể lưu trữ, kết nối với máy tính, ) • Khối đầu ra (tín hiệu ra): gồm các rơle và mạch điều khiển đóng cắt MC 11/2/2011 39
12. * Cấu trúc và nguyên lý của RL số BI BU Mạch đo lường A Bộ chuyển đổi tương tự /số D Bộ xử lý Bộ vi xử lý Rơle Mạch rơle Mạch điều khiển máy cắt Máy cắt điện Sơ đồ tự kiểm tra các khối chức năng 11/2/2011 trong rơle số 40
13. * Ưu điểm của RL KT số • Chức năng hoạt động của rơle số được mở rộng rất nhiều so với các thế hệ rơle trước đây, dễ dàng mở rộng khả năng đo lường, biến dổi tín hiệu, so sánh và tổ hợp lôgíc trong cấu trúc của rơle. Có thể kết hợp nhiều nguyên lý phát hiện sự cố và bảo vệ trong một hệ thống rơle. • Ngoài chức năng bảo vệ và cảnh báo, rơle số hiện đại còn có thể thực hiện nhiều nhiệm vụ quan trọng khác như: ghép nối các thông số vận hành và sự cố; xác định vị trí sự cố; thực hiện liên động với thiết bị bảo vệ và tự động của các phần tử lân cận; đóng trở lại máy cắt; • Dễ dàng ghép nối với nhau và với các thiết bị bảo vệ, tự động, thông tin và đo lường khác trong hệ thống; dễ ghép nối với hệ thống máy tính. • Thông số của bảo vệ có thể chỉnh định đơn giản với độ chính xác cao và dễ dàng thực hiện việc chỉnh định thông số từ xa hoặc chỉnh định tự động theo nguyên lý thích nghi. • Công suất tiêu thụ nhỏ, kích thước gọn nhẹ. • Giá thành tương đối tính theo tương quan giữa chi phí và chức năng của hệ thống bảo vệ kỹ thuật số rẻ hơn các hệ thống rơle điện cơ thông thường. 11/2/2011 41
14. * Ký hiệu các phần tử và chức năng bảo vệ theo ASNI Ký hiệu Loại thiết và chức năng Bằng số Bằng chữ Rơle thời gian (đóng hoặc mở chậm) 2 t Công tác tơ chính 4 KM Rơle khoảng cách (tổng trở) 21 Z > Rơle quá dòng có thời gian (AC) 51 I> 11/2/2011 42
15. * Ký hiệu các phần tử và chức năng bảo vệ theo ASNI Loại thiết và chức năng Ký hiệu Bằng số Bằng chữ Rơle bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian 51G Rơle bảo vệ quá dòng tổng 3 pha có thời gian 51N I0> (quá dòng thứ tự không) Máy cắt điện (AC) 52 MC Rơle hệ số công suất 55 cosφ Rơle bảo vệ quá áp 59 U> Rơle bảo vệ chống chạm đất 64 Chức năng tự động đóng trở lại 79 TĐL Rơle tần số 81 f Rơle bảo vệ so lệch 87 SL (ΔI) Rơle bảo vệ so lệch cắt nhanh 50/87 Chức năng tự động điều chỉnh điện áp 90 Rơle cắt 94 11/2/2011 43
16. 8.5. SƠ ĐỒ NỐI BI VỚI RL - Sơ đồ sao đủ: RI RI RI IA IB IC IR ksd 1 I2 BI - Sơ đồ sao khuyết: RI RI IA IB IC IR ksd 1 I2 BI I R - Sơ đồ hiệu 2 dòng pha: (3) k sd 3 + N : I RI 2 IA IB IC I (2) R + N (A và C): ksd 2 I2 BI I + N(2) (A và B): R ksd 1 I2 11/2/2011 44
17. 8.6. BẢO VỆ QUÁ DÒNG (overcurrent protection) 1. Nguyên lý tác động BVQD là bảo vệ tác động khi giá trị dòng điện chạy qua bảo vệ IBV vượt quá ngưỡng nào đó IKĐ: IBV ≥ IKĐ Như vậy để đảm bảo tính chọn lọc, dòng IKĐ của bảo vệ có thể thực hiện theo 2 cách (Xét ví dụ mạch hình tia như hình vẽ): 3’ 2’ 1’ 3 2 IN 1 ~ N A B C - BV đặt càng xa nguồn có thời gian tác động càng lớn → BVQD có thời gian - BV đặt càng xa nguồn có IKĐ càng nhỏ → BVQD cắt nhanh 11/2/2011 45
18. 8.6. BẢO VỆ QUÁ DÒNG tiếp) 2. BVQD có thời gian I> (51) Là loại BVQD đảm bảo tính chọn lọc bằng cách chỉnh định thời gian tác động a. Dòng khởi động IKĐ (pick-up current): • IKĐR được xác định như sau: Kat .Ksd .K m IKÐR .Ilvmax n IK v • IKĐ được chọn theo các điều kiện sau: IKÐR .n I Kat .K m IKÐ .Ilvmax INmin Trong đó: ksd K v - Kat: hệ số an toàn, tính đến khả năng tác động thiếu chính xác của BV. Thường lấy: Kat 1,1 đối với rơle tĩnh và rơle số Kat 1,2 đối với rơle điện cơ - Km= 2-4: hệ số mở máy của các phụ tải ĐC có dòng điện chạy qua chỗ đặt BV ITV - KTV : hệ số trở về (với ITV = Kat.Km.Ilvmax), IKÐ KTV 1 với RL tĩnh và RL số KTV = 0,85  0,9 đối với RL điện cơ. - Ilvmax: dòng điện làm việc lớn nhất có thể chạy qua bảo vệ 11/2/2011 46
19. 2. BVQD có thời gian I> (51) → Đồ thị đặc trưng chọn dòng khởi động của BV quá dòng có thời gian: I I N IKÐR .n I K at .Km IKÐ .Ilvmax INmin ksd K v IKĐ ITV Immmax t1-thời điểm ngắn mạch Imm Ilvmax t2-thời điểm MC cắt Ilv Ilv 0 t1 t2 t Thời gian dòng ngắn mạch đi qua bảo vệ b. Độ nhạy (sensitivity): INmin Được đánh giá bởi knh: k nh IKÐ Quy định: - Bảo vệ chính: knh = 1,52 - Bảo vệ dự phòng: knh= 1,21,5. 11/2/2011 47
20. 2. BVQD có thời gian I> (51) c. Đặc tính thời gian: t t t t = const 0 0 IKĐ I IKĐ I Đặc tính độc lập Đặc tính phụ thuộc 11/2/2011 48
21. c. Đặc tính thời gian của BV 51: Thường t = 0,25  0,6 sec A B C D HT pt a) ~ 1 2 3 4 t t1 b) t t2 t t3 t t t 4 = pt 0 L (km) t c) t t t 1 t 2 t 3 t t4 = tpt 0 L (km) Phối hợp đặc tuyến thời gian của bảo vệ quá dòng trong mạng điện hình tia 11/2/2011 49 (a), cho đặc tuyến độc lập (b) và đặc tuyến phụ thuộc (c)
22. c. Đặc tính thời gian của BV 51: t = tMC (n-1) + st.t(n-1) + tqt + tdt tMC (n-1): thời gian tác động của MC ở BV trước đó Loại MC Dầu Không khí Chân không SF6 tMC, s 0,08  0,12 0,1  0,2 0,06  0,08 0,04  0,05 st: tổng giá trị sai số về thời giancủa BV trước đó và bản thân BV đang xét; (RL điện từ st = 0,1s; RL số 0,03  0,05s) t(n-1): thời gian tác động của bảo vệ trước đó tqt: sai số do quán tính, thường tqt = 0,03  0,1s tdt: thời gian dự trữ, tdt = 0,06  0,2s Vì vậy, trong chỉnh định RL thường lấy: t = 0,25  0,6 sec 11/2/2011 50
23. d. Ưu nhược điểm và phạm vi áp dụng của BV51 • Ưu điểm: Chế tạo, lắp đạt và thực hiện BV đơn giản, giá thành rẻ • Nhược: Thực hiện đảm bảo tính chọn lọc theo nguyên tắc chọn thời gian tăng dần từng cấp t (cấp chọn lọc về thời gian), càng phía gần nguồn tời gian tác động càng lớn do đó khó đảm bảo được tính tác động nhanh. • Phạm vi áp dụng: Dùng làm BV chính trong các mạng điện có một nguồn cấp đến 35kV (mạng cung cấp). Đối với mạng điện áp cao hơn chỉ được dùng làm BV dự phòng. 11/2/2011 51
24. 3. BVQD cắt nhanh I>> (50) Là loại BVQD đảm bảo tính chọn lọc bằng cách chọn dòng khởi động lớn hơn dòng ngắn mạch lớn nhất qua chỗ đặt bảo vệ khi hư hỏng ở ngoài phần tử được bảo vệ. a. Dòng khởi động IKĐ (pick-up current): K at .Ksd IKĐ được xác định như sau: IKĐ = Kat.INng max I .I KÐR n Nngmax l I A B ~ N I 1 2 IKĐ INng max l LCN2 Vùng chết LCN1 11/2/2011 52
25. 3. BVQD cắt nhanh I>> (50) I b. Độ nhạy (sensitivity): Nmin knh 2 I KÐ c. Ưu nhược điểm và phạm vi ứng dụng của BV50 • Ưu điểm: Chế tạo, lắp đạt và thực hiện BV đơn giản, giá thành rẻ làm việc tức thời (hoặc trễ rất nhỏ cỡ 0,1s) • Nhược: Không bảo vệ được toàn bộ đối tượng, khi NM ở cuối phần tử, BVCN không tác động. Hơn nữa vùng BVCN LCNcó thể thay đổi nhiều khi NM hệ thống thay đổi • Phạm vi áp dụng: Dùng để BV các mạng điện có một nguồn cấp đến 35kV (mạng cung cấp). Không đảm bảo được tính chọn lọc trong lưới điện phức tạp, có nhiều nguồn cấp. 11/2/2011 53
26. Bài tập ví dụ Ví dụ 1: Tính toán BVQD có thời gian cho đường dây 22kV? Biết Ilvmax = 357A; Km = 1,6; Kat = 1,2; dòng NM cuối đường dây IN = 1,32kA 1 IN 2 Bài giải ~ N - Căn cứ vào dòng điện Ilvmax = 357A, ta A B chọn BI có I1 = 400A còn I2 = 5A I1 400 Suy ra : n I 80 I2 5 - Giả thiết BI được đấu với RL theo hình sao khuyết, nên ksđ = 1. Dùng RL số, nên chọn Kv = 1 Do đó: K at .Ksd .K m 1,2.1.1,6 IKÐR .Ilvmax .357 8,57A n IK v 80.1 Chọn RLQD 51 có dòng 9A. Vậy cần chỉnh định dòng KĐ của BV: I .n 9.80 I KÐR I 720A KÐ k 1 I sd 1,32 11/2/2011 Nmin 54 - KT Độ nhạy: k nh 1,83 k nhyc 1,5 I KÐ 0,72
27. Ví dụ 2: Tính toán BVQD có thời gian cho mạng điện 10kV trong 2 TH: a. Dùng RL số với đặc tính thời gian độc lập; b. Dùng RL số với đặc tính thời gian phụ thuộc. 2’ 1’ I’2 I’1 I I 3 I3 2 2 1 1 ~ N N2 N4 3 N1 Biết: - Hệ số: Km = 1,6; Kat = 1,2; thời gian tác động của BV1 t1 = 0,4s - Dòng làm việc và dòng ngắn mạch trên các đoạn đường dây: Dòng điện làm việc, A Dòng điện NM, kA I1 I’1 I’2 IN1 IN2 IN3 IN4 83 76 167 0,758 1,4 1,89 6,47 - Giả thiết: tqt = tdt = tMC = 0,1s; st = 0,08s Bài giải • Xác định dòng điện chạy trên các đoạn dây: - Dòng qua BV1: Ilv1 = I1 = 83A; - Dòng qua BV2: Ilv2 = I1+I’1 = 83+76= 159A - Dòng qua BV3: I = I = I +I’ = 159+167 = 326A 11/2/2011 lv3 3 lv2 2 55
28. Bài giải (tiếp) • Căn cứ dòng làm việc chạy trên các đoạn dây, chọn các BI đấu sao khuyết: BI1: n1I = 100/1; BI2: n2I = 200/1; BI3: n3I = 400/1; ksđ = 1 1. Tính toán cho BV1: Kat .Km 1,2.1,6 I .k 160.1 I .I .83 160A KÐ1 sd KÐ1 lv1max IKÐR1 1,6A K v 1 n1I 100 11/2/2011 56
29. 8.7 BẢO VỆ SO LỆCH 87 (Differential protection) 1. Khái quát chung Để bảo vệ các phần tử quan trọng trong hệ thống điện, cần đảm bảo yêu cầu cắt nhanh. Bảo vệ quá dòng cắt nhanh có thể đảm bảo được yêu cầu này, nhưng lại chỉ có thể bảo vệ được những vùng nhất định trong phạm vi được phân công bảo vệ do dòng điện NM có những giá trị khác nhau (Loại NM và vị trí NM). BVSL có thể khác phục được các điều kể trên: đảm bảo tác động trong vùng được phân công bảo vệ và không tác động khi có NM ngoài vùng. Theo nguyên lý làm việc, BVSL được chia thành 2 loại: BV so lệch dọc và so lệch ngang. Bảo vệ so lệch dọc chủ yếu dùng để bảo vệ các máy điện như: MBA; MPĐ và động cơ điện. Ngoài ra cũng được dùng để bảo vệ các đường dây có chiều dài ngắn và thanh cái. Bảo vệ so lệch ngang dùng bảo vệ các đường dây và các cuộn dây trong máy điện song song 11/2/2011 57
30. 2. Nguyên lý tác động a. Bảo vệ so lệch dọc Bảo vệ so lệch dọc là loại bảo vệ làm việc dựa trên nguyên tắc so sánh trực tiếp dòng điện (kể cả góc pha của dòng điện) ở hai đầu của phần tử được bảo vệ. Nếu sự so sánh này sai khác trị số định trước thì bảo vệ sẽ tác động cắt phần tử được phân công bảo vệ ra khỏi mạng điện. Vùng bảo vệ IS1 IS2 N’ ~ ~ MC1 N MC2 A B BI1 BI2 I T1 IT2 87 I 11/2/2011 58
31. 2. Nguyên lý tác động b. Bảo vệ so lệch ngang BVSL ngang dựa vào việc so sánh dòng điện của 2 hay nhiều nhánh song song. Nếu sự sai khác vượt quá một giá trị định trước BV sẽ tác động cắt phần tử bị sự cố ra khỏi mạng. ∆I N1 HT N2 11/2/2011 59
32. 3. Tính toán bảo vệ so lệch a. Dòng khởi động IKĐ: Để đảm bảo cho bảo vệ so lệch làm việc đúng khi ngắn mạch trong vùng bảo vệ đã xác định, dòng khởi động của rơle cần phải chỉnh định trách khỏi trị số tính toán của dòng không cân bằng tính toán lớn nhất tương ứng với dòng ngắn mạch ngoài cực đại Ikcbttmax: IKĐ = ∆IKĐ = Kat.Ikcbttmax Trong đó: Ikcbttmax= fimax.Kđn.Kkck.INng max Với: fimax - sai số lớn nhất cho phép của BI, fimax= 10% Kđn - hệ số đồng nhất của các BI, thường Kđn= 0  1 Kđn = 0 khi các BI hoàn toàn giống nhau và dòng điện qua cuộn sơ cấp của chúng bằng nhau; Kđn = 1 khi các BI khác nhau nhiều nhất. Kkck- hệ số kể đến thành phần không chu kỳ của dòng điện ngắn mạch: Kkck = 1 đối với các BI có bão hoà từ nhanh; Kkck = 2 đối với các BI khác. INng max- thành phần chu kỳ của dòng điện ngắn mạch ngoài lớn nhất. • Chú ý: Riêng đối với MBA: Ngoài những yếu tố kể trên, Ikcb còn phụ thuộc vào sai số do điều chỉnh điện áp s∆U (thường s∆U = 10%) và sai số do sự chênh lệch 11/2/2011 60
33. 3. Tính toán bảo vệ so lệch giữa dòng thứ cấp ở hai phía MBA s2i. Để giảm bớt sự chênh lệch về pha của hai dòng điện này, sơ đồ nối các BI phải chọn đối ngược với các tổ đấu dây của MBA. Ví dụ: MBA có tổ đấu dây Y-∆, thì sơ đồ nối các BI phải chọn là ∆-Y. Do vậy dòng KCB được xác định như sau: Ikcbttmax = (Kkck.Kđn.fimax + s∆U + s2i)INng max Trong đó: s2i là sai số tương đối do sự chênh lệch các dòng điện thứ cấp của các BI. Xác định như sau: I2I I2II s 2i I 2I b. Độ nhạy yêu cầu: I N min K nh 2 I K Ð INmin- dòng NM nhỏ nhất khi có ngắn mạch trực tiếp trong vùng bảo vệ 11/2/2011 61
34. 8.8. BẢO VỆ KHOẢNG CÁCH (21) 1. Nguyên lý tác động và phạm vi áp dụng • Bảo vệ khoảng cách là loại bảo vệ tác động dựa vào việc đo tổng trở trong phạm vi bảo vệ, nếu thấy tổng trở đo được nhỏ hơn hoặc bằng với tổng trở định trước nó sẽ tác động cắt phần tử hư hỏng ra khỏi mạng điện. Vì thế bảo vệ khoảng cách là loại bảo vệ dùng rơle tổng trở. ZS ≤ ZKĐ → BV sẽ tác động • Bảo vệ khoảng cách thường được dùng để bảo vệ lưới điện phức tạp nhiều nguồn cấp với hình dạng bất kỳ. Đặc biệt dùng tốt cho các đường dây tải điện. 11/2/2011 62
35. 2. Tính toán bảo vệ khoảng cách a. Đối với BVKC làm việc không thời gian: ZKĐ = K.ZD = (0,80,85).ZD K - hệ số kể đến ảnh hưởng của Rhq tại chỗ NM; sai số của BI, BU và các sai số ảnh hưởng khác, (lấy K= 0,80,85). ZD - tổng trở đường dây được bảo vệ Ví dụ: ZAB= RAB + jXAB N BI ~ 52 52 A B 21 Rhq BU N’ ZAN = RAN + jXAN ZAN’ = (RAN + Rhq) + jXAN 11/2/2011 63
36. 2. Tính toán bảo vệ khoảng cách b. Đối với BVKC làm việc có thời gian: BVKC dùng để bảo vệ đường dây tải điện thường có nhiều vùng tác động và do đó để đảm bảo độ tin cậy và tính chọn lọc BVKC cũng có nhiều cấp thời gian bảo vệ khác nhau. Đặc tính thời gian của bảo vệ khoảng cách thường có dạng độc lập (dạng bậc thang) và việc chọn thời gian làm việc cho các bảo vệ ngược với đặc tính thời gian của BV 51. Độ chênh lệch về thời gian làm việc giữa các vùng (cấp) bảo vệ liền kề nhau ∆t = 0,3 0,5s. Vậy: Với BV1 có ZKĐ1 và thời gian làm việc t1 Với BV2 có ZKĐ2 và thời gian làm việc t2 = t1 + ∆t Việc chọn các đại lượng này như sau 11/2/2011 64
37. 2. Tính toán bảo vệ khoảng cách Ví dụ: Chọn ZKĐ và thời gian làm việc của 3 BV21 bảo vệ đường dây có sơ đồ như hình vẽ: A BV1 B BV2 C BV3 D BI BI ~ BI N N 21 1 21 2 21 BU tIII III A t B II tII II t A B t C I I I t A t B t C A B C D I I ZI =0,8Z Z A=0,8ZAB Z B=0,8ZBC C CD II I Z A=0,8(ZAB+Z B) III I Z A=0,8[ZAB+0,8(ZBC+Z C) ] 11/2/2011 65
38. 3. Độ nhạy bảo vệ khoảng cách Z D k nh I Z KÐ Với: ZD là tổng trở đường dây cần bảo vệ; I Z KĐ là tổng trở khởi động của BVKC. Quy định: knhyc ≥ 1,2 11/2/2011 66
39. 4. Bài tập ví dụ Tính toán BVKC cho đường dây 110kV: A B C L = 45km L = 86km ~ 1 2 N Biết: - Tổng trở đơn vị: z0 = 0,37Ω/km; - Dòng điện làm việc chạy trên đường dây: Ilv = 450A; - Thời gian: tác động của BVA là 0,03s và ∆t = 0,5s - Các hệ số: kat = 1,2; kmm = 1,65 Bài giải: 1. Chọn các BI và BU: Căn cứ vào dòng điện làm việc và điện áp của mạng, ta chọn được các BI và BU có tỷ số biến đổi như sau: 3 nI = 600/5 = 120; nU = 110.10 /100 = 1100 2. Xác định tổng trở của các đoạn dây: ZAB = z0L1 = 0,38.45 = 16,65Ω; ZBC = z0L2 = 0,38.86 = 31,82Ω; 11/2/2011 67
40. 4. Bài tập ví dụ (tiếp) 3. Xác định tổng trở khởi động của các BV: I • BVA: - Vùng 1: Z A = K.ZAB = 0,8.16,65 = 13,32Ω - Vùng 2: II I Z A= 0,8(ZAB+Z B) = 0,8(ZAB+0,8ZBC) = 0,8(16,65+0,8.31,82) = 33,68 Ω I • BVB: Z B = K.ZBC = 0,8.31,82 = 25,46Ω 4. Thời gian tác động của các BV: I II I t A = 0,03s; t A = t A + ∆t = 0,53s; I t B = 0,03s 5. Kiểm tra độ nhạy của các BV: Z AB 16,65 k nh1 I 1,25 1,2 Z KÐA 13,32 ZBC 31,82 k nh2 I 1,25 1,2 Z KÐB 25,46 11/2/2011 68
41. 1. Sơ đồ BV đường dây và thanh cái a. BV đường dây: • Thermal overload Protection against overheating due to overload currents in conductors under steady state conditions is provided by the thermal overload protection function (ANSI 49RMS), which estimates temperature buildup according to the current measurement. • Phase-to-phase short circuits - Phase overcurrent protection (ANSI 51) may be used to clear the fault, the time delay being set to provide discrimination. A distant 2-phase fault creates a low level of overcurrent and an unbalance; a negative sequence / unbalance protection function (ANSI 46) is used to complete the basic protection function (fig. 1). 11/2/2011 69
42. a. BV đường dây: - To reduce fault clearance time, a percentage- based differential protection function (ANSI 87L) may be used. It is activated when the differential current is equal to more than a certain percentage of the through current. There is a relay at either end of the link and information is exchanged by the relays via a pilot (fig. 2). • Phase-to-earth short circuits Time-delayed overcurrent protection (ANSI 51N) may be used to clear faults with a high degree of accuracy (fig. 1). For long feeders though, with high capacitive current, the directional earth fault protection function (ANSI 67N) allows the current threshold to be set lower than the capacitive current in the cable as long as system earthing is via a resistive neutral. 11/2/2011 70
43. a. BV đường dây: 11/2/2011 71
44. b. BV thanh cái: • Phase-to-phase and phase-to-earth faults - Overcurrent protection The use of time-based discrimination with the overcurrent (ANSI 51) and earth fault (ANSI 51N) protection functions may quickly result in excessive fault clearing time due to the number of levels of discrimination. In the example (fig.1), protection unit B trips in 0.4 s when there is a busbar fault at point 1; when a busbar fault occurs at point 2, protection unit A trips in 0.7s, since the discrimination interval is set to 0.3 s. The use of logic discrimination (fig. 2) with overcurrent protection provides a simple solution for busbar protection. A fault at point 3 is detected by protection unit B, which sends a blocking signal to protection unit A. Protection unit B trips after 0.4 s. However, a fault at point 4 is only detected by protection unit A, which trips after 0.1 s; with 11/2/2011backup protection provided if necessary in 0.7 s. 72
45. - Differential protection Differential protection (ANSI 87B) is based on the vector sum of the current entering and leaving the busbars for each phase. When the busbars are fault-free, the sum is equal to zero, but when there is a fault on the busbars, the sum is not zero and the busbar supply circuit breakers are tripped. This type of protection is sensitive, fast and selective. + With percentage-based, low impedance differential protection, the difference is calculated directly in the relay. The threshold setting is proportional to the through current and CTs with different ratios may be used. However, the system becomes complicated when the number of inputs increases. + With high impedance differential protection (fig. 3), the difference is calculated in the cables, and a stabilization resistor is installed in the differential circuit. The CTs are sized to account for saturation according to a rule given by the protection relay manufacturer. The threshold setting is approximately 0.5 CT In and11/2/2011 it is necessary to use CTs with the same ratings. 73
46. • Load shedding function The load shedding function is used when a shortage of available power in comparison to the load demand causes an abnormal drop in voltage and frequency: certain consumer loads are disconnected according to a preset scenario, called a load shedding plan, in order to recover the required power balance. Different load shedding criteria may be chosen: + undervoltage (ANSI 27), + underfrequency (ANSI 81L), + rate of change of frequency (ANSI 81R). • Breaker failure The breaker failure function (ANSI 50BF) provides backup when a faulty breaker fails to trip after it has been sent a trip order: the adjacent incoming circuit breakers are tripped. The example (fig. 1) shows that when a fault occurs at point 1 and the breaker that has been sent the trip order fails, the breaker failure protection function is faster than action by upstream protection time-based discrimination: 0.6 s instead of 0.7 s. 11/2/2011 74
47. Examples of applications 11/2/2011 75