Thiết kế mạng Điện trung thế 22 kv có ứng dụng phần mềm etap (design of 22 kv distribution network using etap software)

3 ∗ UđmĐÔ AN TÔT NGHIÊP CHƯƠNG I: TÍNH TOÁN LỰA CHỌN DÂY DẪN MẠNG ĐIỆN 22 kV Chọn tiết diện dây dẫn là một phần quan trọng trong thiết kế mạng điện 22 kV nhằmđảm bảo cung cấp điện hiệu q

Giới thiệu về đề tài

Điện là nhu cầu thiết yếu trong cuộc sống hiện đại, với sự gia tăng dân số và nhu cầu sử dụng điện ngày càng cao, đòi hỏi hệ thống phân phối điện phải hoạt động an toàn và ổn định Đường dây điện 22 kV có vai trò quan trọng trong việc kết nối các trạm điện cao áp, trung áp và hạ áp, cung cấp điện cho khu công nghiệp, khu dân cư và các cơ sở sản xuất Do đó, thiết kế đường dây điện 22 kV đúng cách là rất quan trọng Đề tài "Thiết kế đường dây điện 22 kV sử dụng phần mềm ETAP" ra đời nhằm tối ưu hóa việc sử dụng phần mềm ETAP trong thiết kế hệ thống này.

Phương pháp thực hiện

Để thiết kế hệ thống bảo vệ cho mạng điện 22KV, tôi sẽ thực hiện tính toán theo từng bước, mỗi bước tương ứng với một chương Mỗi chương sẽ dựa trên lý thuyết đã học hoặc các nguồn tài liệu uy tín để tiến hành tính toán thiết kế bảo vệ đường dây Ngoài ra, tôi sẽ sử dụng phần mềm Etap để mô phỏng và so sánh sự khác biệt giữa việc giải tay và chạy phần mềm, từ đó làm rõ tầm quan trọng của Etap trong thiết kế đường dây điện 22kV.

TÍNH TOÁN LỰA CHỌN DÂY DẪN MẠNG ĐIỆN 22 KV

Cơ sở lý thuyết

1.1.1.Các phương pháp lựa chọn dây dẫn:

Trong tính toán lựa chọn dây dẫn cho mạng điện 22 kV có 03 phương pháp lựa chọn dây dẫn:

Lựa chọn dây dẫn theo điều kiện mật độ dòng kinh tế Jkt;

Lựa chọn dây dẫn theo điều kiện tổn thất điện áp cho phép ∆Ucp;

Lựa chọn dây dẫn theo điều kiện phát nóng cho phép Icp.

Lưới điện J kt ∆Ucp I cp

Cao áp Mọi đối tượng - -

Trung áp Đô thị, công nghiệp Nông thôn -

Hạ áp - Nông thôn Đô thị, công nghiệp

Bảng 1.1 Phạm vi áp dụng các phương pháp lựa chọn dây dẫn

∎ Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo mật độ dòng kinh tế

Xác định trị số dòng điện lớn nhất chạy trên các đường dây:

Imax là dòng điện lớn nhất chạy trên đường dây (A)

Smax là công suất tổng trên toàn hệ thống (VA)

Uđm là điện áp định mức của đường dây

Xác định tiết diện kinh tế:

Jkt là mật độ dòng kinh tế.

Bảng 1.2 Bảng tra trị số J (A/mm )kt 2

Lựa chọn tiết diện dây dẫn cần căn cứ vào điều kiện tổn thất điện áp cho phép, bằng cách so sánh tổn thất điện áp thực tế ∆U% với mức tổn thất điện áp tối đa cho phép ∆Ucp%.

∎ Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện phát nóng cho phép

Lựa chọn tiết diện dây dẫn theo điều kiện phát nóng cho phép:

Trong đó: k1 – hệ số hiệu chỉnh nhiệt độ, ứng với môi trường đặt dây, cáp. k2 – hệ số hiệu chỉnh phụ thuộc số dây song song.

Icp – dòng điện lâu dài cho phép ứng với tiết diện dây hoặc cáp định lựa chọn. ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

∎ Lựa chọn trụ, xà,sứ:

Thiết kế phát tuyến phân phối cần tuân thủ Quyết định số 1299/QĐ-EVN ngày 03/11/2017 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, quy định về thiết kế dự án lưới điện phân phối với điện áp lên đến 35kV Điều này cũng bao gồm việc áp dụng các tiêu chuẩn Việt Nam liên quan.

Một đường dây trung áp gồm các phần chính như sau: Trụ, dây dẫn, xà, sứ, ….

Trong đồ án này, tôi đã lựa chọn trụ BTLT 12m – F720 để đảm bảo độ cao cho đường dây trung áp, với nhiều loại trụ có chiều cao khác nhau như 7,5m, 8,5m, 10,5m, 12m, 14m, và 16m Đối với các vị trí trụ đỡ thẳng, tôi sử dụng trụ đơn, trong khi các vị trí dừng và góc được sử dụng trụ ghép Khoảng cách giữa các trụ được chọn là 50 mét, và số lượng trụ BTLT được tổng hợp trong bảng 1.3.

Bảng 1.3 Bảng tổng hợp số lượng trụ trong phát tuyến Đoạn

Số lượng trụ Trụ BTLT 12m đơn Trụ BTLT 12m ghép

- Có nhiều loại xà để đỡ dây như: xà cân 2,0 m; xà 2,0 lệch toàn phần; xà 2,0 lệch 2/3; xà 2,4m 4 ốp; xà 0,8m 1 ốp; … Môi loại xà đều có mục đích khác nhau.

Theo Quyết định 1299/QĐ-EVN, hành lang an toàn cho lưới điện trung áp là 1 mét với dây bọc và 2 mét với dây trần Do mạng điện của tôi nằm trên trục đường có vỉa hè, cách ranh nhà dân hơn 2 mét, tôi đã chọn loại xà cân 2,4m 4 ốp để đỡ dây dẫn trung áp, đảm bảo vẫn đáp ứng yêu cầu về hành lang an toàn.

 Phần sứ: Em chọn sứ đứng loại sành.

Hình 1.2 Sứ đứng 24kV – loại sành

1.1.2.Tính toán lựa chọn dây dẫn:

Mạng điện thuộc trường hợp đường dây hình tia có phân nhánh.

Bước 1: Tính toán chọn dây cho phát tuyến chính.

- Trên đường dây có nhiều nhánh, em cần qui đổi tất cả về cuối đường dây theo sơ đồ Hình 1.1 Khi đó:

S 3 S tđ a) Sơ đồ phân bố phụ tải b) Sơ đồ phụ tải tổng tương đương

Hình 1.3 Qui đổi tất cả phụ tải về cuối đường dây

3U đm đm đm ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

- Giả sử một giá trị x 0 nào đó bất kỳ từ 0.35 đến 0.4 ( Ω km) Chọn x0=0,4 Ω km

- Ap dụng công thức tính độ sụt áp %:

∆U% = PR + QX 100% SL r0cosφ + x0sinφ

Suy ra giá trị r0−tính toán:

U 2 1000 r0−tính toán S tđ L đm − x0 sin φ cos φ

(1.7) ( Ω km ) với: ∆Ucp% – độ sụt áp cho phép (%); U đm – điện áp định mức của mạng điện (kV).

S tđ – phụ tải tổng tương đương tập trung ở cuối đường dây (kVA);

L – chiều dài đường dây (km);

- Tiến hành tra chọn dây tiêu chuẩn thỏa: r 0 ≤ ro− tính toán (1.8)

- Kiểm tra dòng điện cho phép:

- Tính giá trị cảm kháng x 0 tương ứng với dây và cách bố trí dây đã chọn: x0 = 0,144 log + 0,016 (1.10) với: Dtb = – khoảng cách trung bình hình học (m). r – bán kính dây (m).

- Kiểm tra lại sụt áp:

- Tính toán tổn thất công suất trên các đoạn của phát tuyến chính:

Bước 2: Tính toán chọn dây cho nhánh rẽ

- Tính sụt áp cho phép trên các nhánh.

∆U cp−nhánh % = ∆U % − ∆U cp đầu nhánh % (1.14)

Tại vị trí đầu nhánh rẽ, cần thực hiện tính toán để chọn dây dẫn giống như cách đã làm trước đó Nếu hệ thống đường dây có nhiều nhánh, sau khi hoàn tất việc chọn dây, cần thống nhất lại kích thước dây dẫn từ một đến hai cỡ cho tất cả các nhánh để đảm bảo tính đồng bộ và hiệu quả trong hệ thống.

Áp dụng lựa chọn dây dẫn cho mạng điện

Nguyên tắc chọn dây là thỏa mãn điều kiện sụt áp cho phép:

 Tính toán lựa chọn dây dẫn cho phát tuyến chính 1-5

- Ap dụng công thức (1.5) để tính S :tđ tđ = 3843,1765 + j2710,2426 kVA → đ = 4702,7035 kVA

- Giả thuyết x0 = 0.4 Ω km, áp dụng công thức (1.7) tính được:

- Tiến hành tra Bảng PL 2.1 và PL 2.6 (sách Thiết kế mạng điện của tác giả Hồ Văn Hiến) Chọn dây AC - 95 có thông số như Bảng 1.4

Bảng 1.4 Thông số dây AC - 95

- Kiểm tra dòng điện cho phép theo điều kiện (1.9):

- Chọn trụ và tính cảm kháng đường dây:

Chọn loại trụ đỡ thẳng đà 2.4 m ba pha bố trí nằm ngang theo hình 1.1, dựa trên Quy định tiêu chuẩn công tác lưới điện phân phối trên không của EVN SPC Để tính cảm kháng, áp dụng công thức (1.10): x0 = 0,144 × log.

- Sụt áp tính theo công thức (1.11):

∆U% < ∆Ucp% = 5% : thỏa điều kiện sụt áp cho phép

- Ap dụng các công thức (1.11), (1.12) và (1.13) để tính độ sụt áp % và tổn thất công suất trên đoạn 4-5:

Tính toán tương tự cho các đoạn còn lại, kết quả thể hiện như Bảng 1.5.

Bảng 1.5 Kết quả tính toán độ sụt áp % và tổn thất trên phát tuyến chính

Tính toán lựa chọn dây cho nhánh rẽ

Sụt áp cho phép trên các nhánh:

Lựa chọn dây dẫn nhánh 2-6

- Coi thanh cái 2 như nguồn, áp dụng công thức (1.5) để tính S tđ : tđ = 510 + j316,0696 kVA

- Giả thuyết x0 = 0,4 Ω km, áp dụng công thức (1.7) em tính được:

- Tiến hành tra Bảng PL 2.1 và PL 2.6 (sách Thiết kế mạng điện tác giả Hồ Văn Hiến), chọn dây AC - 50 có thông số như Bảng 1.6.

- Dây AC – 35 vẫn thỏa điều kiện (1.8), nhưng do dây dẫn của nhánh rẽ có tiết diện từ 50mm² trở lên nên em chọn dây AC – 50

Bảng 1.6 Thông số dây AC - 50

Loại dây r0 (Ω km) Đường kính (mm) Dòng điện cho phép (A)

- Kiểm tra dòng điện cho phép:

- Tính cảm kháng theo công thức (1.10): x0 = 0,144 × log

- Sụt áp tính theo công thức (1.11):

Tính toán chọn dây cho các nhánh còn lại em thực hiện tương tự, có thể tham khảo phụ lục 1 Kết quả được tổng hợp như bảng 1.7.

Bảng 1.7 Kết quả chọn dây dẫn cho nhánh rẽ

STT Đoạn dây Loại dây r0 (Ω km) Đường kính

Tiếp theo, tôi đã tiến hành tính toán độ sụt áp phần trăm và tổn thất công suất tại các đoạn dây của nhánh rẽ, dựa trên các công thức (1.11), (1.12) và (1.13) Kết quả chi tiết có thể tham khảo trong bảng 1.8.

Bảng 1.8 Kết quả tính toán sụt áp và tổn thất trên các nhánh rẽ

STT Đoạn dây Công suất (kVA) ∆Uđoạn (%) ∆Pđoạn (kW) ∆Qđoạn (kVAr)

Bảng 1.9 Kết quả chọn dây dẫn và thông số đường dây của toàn mạng điện

11 11-12 AC - 50 1 0,65 0,369 0,65 0,369 ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Nhận xét chương I

Sau khi nghiên cứu lý thuyết, tôi đã tiến hành tính toán để lựa chọn tiết diện dây dẫn cho phát tuyến Kết quả là tôi đã lập bảng thông số đường dây, từ đó tính toán được độ sụt áp và tổn thất công suất toàn mạng điện Những kết quả này sẽ được sử dụng để tính toán NM trong Chương 4.

Với tiết diện dây đã được lựa chọn, độ sụt áp trên phát tuyến chính và nhánh rẽ là tương đối nhỏ, điều này giúp đảm bảo hiệu suất tốt cho việc gia tăng phụ tải và đáp ứng nhu cầu mở rộng mạng điện trong tương lai.

Trong Chương 2, em sẽ nghiên cứu để lựa chọn công suất MBA cho từng phụ tải.

TÍNH TOÁN LỰA CHỌN MBA PHÂN PHỐI CHO MẠNG

Máy biến áp (MBA) là thiết bị điện từ tĩnh, hoạt động dựa trên nguyên lý cảm ứng điện từ Chức năng chính của MBA là biến đổi dòng điện xoay chiều từ điện áp này sang điện áp khác mà không thay đổi tần số Trong mạng điện phân phối 22 kV, MBA được sử dụng để hạ điện áp từ 22 kV xuống 0,4 kV, nhằm cung cấp điện cho các phụ tải.

Lựa chọn Máy biến Áp:

∎ Khi không có đồ thị phụ tải, công suất định mức của MBA được chọn theo điều kiện:

S đmB ≥ S pt−max (2.1) với: S đmB – công suất định mức của MBA (kVA);

Spt−max – công suất yêu cầu lớn nhất của phụ tải (kVA).

∎ Khi có đồ thị phụ tải, MBA được chọn theo điều kiện quá tải bình thường và quá tải sự cố:

Chọn MBA theo điều kiện quá tải bình thường

- Vẽ công suất MBA lên đồ thị phụ tải, xác định vùng quá tải để tính S2đt hay k2đt

Hình 2.1 Xác định vùng quá tải để tính S2đt

- So sánh S2đt và 0,9Smax để tìm S2 (hay k2) và T2

+ Nếu S2đt ≥ 0,9Smax thì S2 = S2đt và T2 = ∑Ti  = 2

+ Nếu S2đt < 0,9Smax thì S2 = 0,9Smax và 2 = ∑ 2 0,9 𝑎

- Tính S1 (k1) dựa vào hình vẽ chọn 10h trước vùng quá tải đã dùng để tính k2

Hình 2.2 Chọn 10h trước vùng quá tải để tính k1

- Từ k1 và T2 ta tra bảng tìm k2cp từ bảng đường cong khả năng tải MBA có công suất và nhiệt độ môi trường xung quanh tương ứng

+ Nếu k2cp > k2 thì MBA đã chọn tốt

+ Nếu k2cp < k2 thì phải chọn lại MBA có công suất cao hơn

Hình 2.3 Đường cong khả năng tải của MBA

Chọn MBA theo điều kiện quá tải sự cố

- Cách xác định các hệ số giống như phần quá tải bình thường để kiểm tra:

+ T2 ≤ 6h và không quá 5 ngày đêm liên tục

Tính toán thông số và tôn thất Máy biến áp:

Thông số của MBA được tính như sau:

Tổn thất của MBA hai cuộn dây được tính theo công thức:

+ ∆P0 là tổn hao không tải của MBA (kW)

+ ∆PN là tổn hao ngắn mạch của MBA (kW)

+ St là công suất của phụ tải MBA (kVA)

+ SđmB là công suất định mức của MBA (kVA)

+ i0% là dòng điện không tải % của MBA

+ UN% là điện áp ngắn mạch % của MBA

Hình thưc lắp đặt TBA

Theo quy định về thiết kế dự án lưới điện phân phối với điện áp lên đến 35 kV trong Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam, các tiêu chuẩn Việt Nam được áp dụng để đảm bảo tính an toàn và hiệu quả trong quá trình thi công và vận hành Việc tuân thủ các quy định này không chỉ nâng cao chất lượng công trình mà còn góp phần vào sự phát triển bền vững của hệ thống điện quốc gia.

- MBA 1 pha có công suất từ ≤ 3x100 kVA được lắp đặt theo hình thức trạm treo

- MBA 3 pha có công suất ≤ 560 kVA được lắp theo hình thức trạm ngồi

- MBA 3 pha có công suất ≤ 630 kVA được lắp theo hình thức trạm giàn

- MBA 3 pha có công suất ≥ 750 kVA được lắp đặt theo hình thức trạm nền.

Hình 2.4 Hình thức lắp đặt TBA ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Tính toán lựa chọn máy biến áp phân phối

Tất cả phụ tải đều là phụ tải loại ba (là phụ tải cho phép mất điện) nên chỉ cần đặt một MBA cho từng phụ tải.

Ap dụng điều kiện (2.1) và tra Sổ Tay Lựa Chọn Và Tra Cứu Thiết Bị Điện từ 0,4 –

Công ty Thiết bị Điện Đông Anh đã chế tạo MBA phân phối hai cấp điện áp 500 kV với công suất định mức, sử dụng tổ đấu dây YNyn0, theo kết quả được trình bày trong Bảng 2.1.

Bảng 2.1 Kết quả chọn công suất định mức MBA hai cuộn dây cho phụ tải

Phụ tải Công suất phụ tải

Công suất định mức MBA (kVA)

(W) Dòng điện không tải I0 (%) Điện áp ngắn mạch UN

Sau khi chọn MBA, em lựa chọn hình thức TBA cho các MBA ứng với từng phụ tải như sau:

- TBA giàn: phụ tải 1, phụ tải 4

- TBA nền: phụ tải 2, phụ tải 5, phụ tải 6, phụ tải 7, phụ tải 8

Áp dụng tính toán thông số và tôn thất cua MBA

Ap dụng công thức (2.2), (2.3), (2.4) để tính toán thông số MBA và áp dụng công thức (2.5) và (2.6) để tính toán tổn thất trong MBA.

∎ MBA công suất 1250 kVA sử dụng cho phụ tải 1000 KVA

+ Điện kháng: 𝐵 - Tổn thất trong MBA:

Bảng 2.2 Kết quả tính toán thông số MBA và tổn thất trong MBA

Công suất định mức MBA

Nhận xét chương II

Trong chương 2, tôi đã nghiên cứu các tiêu chí để lựa chọn máy biến áp (MBA) phân phối phù hợp với từng loại phụ tải khác nhau Do không có đồ thị phụ tải cụ thể, MBA được chọn phải có công suất lớn hơn công suất tối đa của phụ tải Điều này đảm bảo rằng MBA đáp ứng được yêu cầu về khả năng chịu tải bình thường cũng như khả năng chịu tải trong trường hợp sự cố.

Em đã nắm vững cách tính toán các thông số của máy biến áp (MBA) như điện trở, điện kháng và tổng trở, đồng thời có khả năng tính toán tổn thất qua các MBA này.

Dựa trên số liệu từ chương mở đầu, chương 1 và chương 2, tôi sẽ thực hiện mô phỏng phát tuyến phân phối đầu đề bằng phần mềm Etap Trong chương 3, tôi sẽ tiến hành mô phỏng bài toán phân bố công suất của mạng điện dựa trên dữ liệu đã thu thập.

PHÂN BỐ CÔNG SUẤT

3.1.1.Các loại nút (thanh cái) trong HTĐ

Trong HTĐ có 3 loại nút hay thanh cái đó là nút cân bằng, nút máy phát và nút phụ tải Môi nút được mô tả như sau:

- Nút cân bằng: là nút cho trước giá trị điện áp U và gốc pha chọn làm chuẩn 0

(thường cho 0 = 0), hai thành phần này có giá trị k đổi.

Nút máy phát, hay còn gọi là nút P,U, cho phép người dùng biết trước công suất thực P mà máy phát điện sản xuất ra, cùng với điện áp U tại thanh cái đó Thông tin này được định trước nhằm đảm bảo năng suất cho nhà máy.

- Nút phụ tải: cho biết trước công suất P và Q của phụ tải yêu cầu, nút phụ tải còn gọi là nút P, Q Nút phụ tải tiêu thụ công suất.

Hình 3.3 Nút phụ tải ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Nếu một nút không có máy phát hoặc phụ tải, nó sẽ được xem như nút phụ tải với công suất P = Q = 0 Dòng công suất tại các thanh cái được quy ước theo hướng đi vào thanh cái.

Hình 3.4 Nút có P = Q = 0 3.1.2.Ma trận tông dẫn thanh cái

Ma trận tổng dẫn là ma trận vuông (n x n) với n là số thanh cái của hệ thống có dạng như sau:

Mỗi phần tử Yii (i = 1,2,3,…,n) trên đường chéo chính của ma trận đại diện cho tổng dẫn của thanh cái đầu vào của thanh cái i, và được tính bằng tổng đại số của tất cả các tổng dẫn của các nhánh kết nối đến thanh cái i.

Mỗi phần tử Yij (với j ≠ i) ngoài đường chéo chính của ma trận được gọi là tổng dẫn tương hô giữa thanh cái i và thanh cái j, và nó bằng số âm của tổng dẫn nhánh nối giữa i và j.

3.1.3.Ma trận tông trở thanh cái

Ma trận tổng trở ZXB U S tương tự như ma trận tổng dẫn XYB U S, có đặc điểm là ma trận vuông và đối xứng Nó được biểu diễn trong hệ thống n thanh cái với cấu trúc cụ thể.

Một cách đơn giản để xác định ma trận tổng trở ZX B U S đó là ta lấy nghịch đảo ma trận

Xây dựng ma trận tổng trở bằng cách từng bước thêm các phần tử vào mạng điện cho đến khi hoàn thiện ma trận Quá trình thêm nhánh mới sẽ gặp một trong các trường hợp sau đây.

- Trường hợp 1: Thêm một nhánh từ thanh cái chuẩn đến thanh cái mới

Ma trận tổng trở sẽ được mở rộng từ cấp n×n lên cấp (n+1)×(n+1) Nếu nhánh mới được thêm vào là nhánh đầu tiên, ma trận tổng trở sẽ có cấu trúc như sau:

- Trường hợp 2: Thêm một nhánh từ thanh cái chuẩn đến thanh cái cũ

Quá trình thêm nhánh mới a từ thanh cái chuẩn đến thanh cái cũ k sẽ tạo ra mạch vòng Để giải quyết vấn đề này, có thể thực hiện theo trình tự nhất định.

Bước 1: Viết ma trận tổng trở mạch vòng.

+ Phần tử mới thuộc đường chéo chính:

Zaa = Zkk + Znh (3.5) ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

+ Phần tử mới không thuộc đường chéo chính:

Zpa = Zap = Zpk (3.6) với: Zpa, Zap– là tổng trở tương hô giữa mạch vòng a với thanh cái p;

Zkk – tổng trở thanh cái k;

Znh – tổng trở nhánh mới thêm vào.

Bước 2: Loại bỏ mạch vòng bên trong bằng cách phân chia ma trận và thu gọn ma trận để có ma trận tổng dẫn mới.

- Trường hợp 3: Thêm một nhánh giữa thanh cái cũ và một thanh cái mới

Tổng trở của thanh cái mới (ZX ii) được tính bằng tổng của tổng trở thanh cái cũ (Z Xjj) và tổng trở nhánh (ZXn h) được thêm vào Các tổng trở tương hô của thanh cái mới vẫn giữ nguyên như tổng trở tương hô của thanh cái cũ.

- Trường hợp 4: Thêm một nhánh giữa hai thanh cái cũ

Cách giải quyết trong trường hợp này cũng giống như trường hợp 2 Giả sử thêm nhánh mới a từ thanh cái cũ k đến thanh cái cũ m Khi đó:

+ Phần tử mới thuộc đường chéo chính:

Zaa = Zkk + Zmm + Znh − 2Zkm (3.7) + Phần tử mới không thuộc đường chéo chính:

Zpa = Z = Z − Zap pk pm (3.8) với: Zpa, Zap – là tổng trở tương hô giữa mạch vòng a với thanh cái thứ p.

3.1.4.Phân bố công suất dùng phương pháp Newton-Raphson

Phương pháp Newton – Raphson có thể được áp dụng cho số phức dưới dạng vuông góc hoặc cực; trong bài viết này, tôi sẽ chọn phương pháp tính toán theo số phức dạng cực Các bước thực hiện tính toán sẽ được trình bày chi tiết như sau.

- Bước 1: Thành lập ma trận tổng dẫn thanh cái. ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

- Bước 2: Tính các phần tử của ma trận ra số phức dạng cực với góc tính ra radian.

Bước 3: Giả định các giá trị điện áp ban đầu, bao gồm trị số và góc pha, tại các thanh cái phụ tải và thanh cái máy phát, ngoại trừ thanh cái cân bằng Những trị số này sẽ được gọi là các giá trị giả thiết.

- Bước 4: Thực hiện lần lặp thứ nhất:

 Tính P và Q tại thanh cái i theo công thức tổng quát:

Pi = ∑ n=1 U i U n XY in cos (θin + δn − δi) (3.9)

Qi =− ∑ n=1U i U n XY in sin θin + δn − δi (3.10) Với: N là tổng số thanh cái.

- Bước 5: Suy ra các sai số giữa công suất tính toán và công suất quy định:

- Bước 6: Tính đạo hàm riêng các sai số ΔP, ΔQ theo δ (0) , δ , … , (0) δ (0) và

U (0) , U (0) , … , U (0) Sau đó nghịch đảo ma trận Jacobi để xác định ∆δ 0 và ∆ U 0

- Bước 7: Điều chỉnh lại góc và điện áp thanh cái k: δ 1 = δ 0 + ∆δ 0 (3.13) k k k

U 1 = U 0 + ∆ U 0 (3.14) k k k nhất * Chú ý rằng các giá trị này được dùng cho lần lặp sau và kết thúc lần lặp thứ

Bước 8: Tiến hành lặp lại các quy trình tương tự như ở bước 4 cho đến khi sai số giữa công suất tác dụng và công suất phản kháng giữa hai lần lặp nhỏ hơn giá trị đã xác định trước, ε.

Khi bài toán phân tích cấu trúc (PBCS) đã hội tụ, bước tiếp theo là tính toán dòng điện và tổn thất công suất trên các nhánh theo sơ đồ thay thế Quá trình này sẽ giúp xác định các thông số quan trọng về dòng điện và tổn thất công suất trên hệ thống điện.

Hình 3.5 Sơ đồ thay thế hình π

- Do chiều dài ĐDPP nhỏ nên có thể bỏ qua dung dẫn đường dây (y X , ).

- Dòng điện vào thanh cái p của đường dây pq:

Với: yXp q là tổng dẫn đường dây pq.

- Công suất tác dụng và phản kháng đi vào đường dây pq từ thanh cái p:

- Công suất tác dụng và phản kháng đi vào đường dây qp từ thanh cái q:

S ∗ = P − jQ = U∗ U − UyX (3.17) qp qp qp q q p pq

- Tổn thất công suất trên đường dây pq:

∆Spq = ∆Ppq + j∆Qpq = Ppq + Pqp + j Qpq + Qqp (3.18)

- Tổn thất công suất toàn mạng điện:

Giải bài toán PBCS bằng phần mềm ETAP

Do hệ thống điện của tôi có đến 12 thanh cái, việc tính toán PBCS bằng tay trở nên rất khó khăn Vì vậy, tôi sẽ sử dụng phần mềm ETAP để hỗ trợ trong quá trình này Kết quả PBCS được thể hiện như trong hình 3.6.

Hình 3.6 Kết quả PBCS theo phương pháp Newton – Raphson trên ETAP ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Bảng 3.1 Tổng hợp điện áp và độ sụt áp của mạng điện

Thanh cái trung áp Điện áp

Thanh cái hạ áp Điện áp (kV) Độ sụt áp (%)

Nhận xét:. Độ sụt áp tại Bus 5’, Bus 8’, Bus 9’, Bus 10’,Bus 11’ và Bus 12’ đã vượt quá 5% (độ sụt áp cho phép) cần phải có biện pháp hiệu chỉnh.

∎ Các phương án giảm sụt áp tại các thanh cái hạ áp

 Phương án 1: Điều chỉnh nấc điện áp cua MBA

Chỉnh nấc điện áp của tất cả các MBA xuống -5% nhằm tăng điện áp phía hạ áp, đảm bảo mức độ sụt áp không vượt quá 5% Kết quả mô phỏng được thể hiện trong hình 3.7, cùng với độ sụt áp tại các thanh cái hạ áp được tổng hợp trong bảng 3.2.

Hình 3.7 Kết quả PBCS sau khi điều chỉnh nấc điện áp MBA

Bảng 3.2 Điện áp và độ sụt áp tại các thanh cái hạ áp sau khi chỉnh nấc điện áp MBA

Chưa chỉnh nấc MBA Đã chỉnh nấc MBA Điện áp

(kV) Độ sụt áp (%) Điện áp (kV) Độ sụt áp (%)

Bus 11’ 0,376 6,04 0,3942 1,46 ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Chưa chỉnh nấc MBA Đã chỉnh nấc MBA Điện áp

 Phương án 2: Lắp đặt tụ bù

Phương án lắp đặt tụ bù tại thanh cái hạ áp giúp cải thiện hệ số công suất Công suất phản kháng cần bù của bộ tụ được xác định dựa trên công thức cụ thể, đảm bảo hiệu quả trong việc tối ưu hóa hoạt động của hệ thống điện.

Q bu = P phu tải × tanφ trươc − tanφ sau

Hệ số công suất mong muốn: 0,95 →cosφsau = 0,95

Ap dụng công thức trên, em tính được công suất cần bù của các bộ tụ như bảng 3.3.

Bảng 3.3 Công suất cần bù của bộ tụ tại các thanh cái hạ áp

Công suất phụ tải (kVA)

Công suất cần bù (kVAr)

Theo bảng 6.9 trong sách “Sổ tay lựa chọn & tra cứu thiết bị điện từ 0,4 đến 500 kV”, tôi đã lựa chọn tụ bù DAE YEONG, mã hiệu DLE-4J75K5T, với cos 3 pha, 𝜑 và điện áp U = 400 V, công suất định mức Qb = 75 kVAr Việc lắp đặt các tụ bù này được thực hiện tại các thanh cái hạ áp, và kết quả tổng hợp được trình bày trong bảng 3.4.

Bảng 3.4 Tổng hợp số lượng tụ bù của môi bộ tụ và công suất của các bộ tụ

Công suất cần bù (kVAr)

Số lượng tụ bù của môi bộ tụ

Sau khi thực hiện bài toán PBCS trên phần mềm ETAP, kết quả mô phỏng được trình bày trong hình 3.5 Độ sụt áp tại các thanh cái hạ áp được tổng hợp chi tiết trong bảng 3.5.

Hình 3.8 Kết quả PBCS bằng ETAP sau khi lắp tụ bù ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Bảng 3.5 Điện áp và độ sụt áp tại các thanh cái hạ áp sau khi lắp tụ bù

Chưa lắp tụ bù Đã lắp tụ bù Điện áp

 Phương án 3: Kết hợp giưa điều chỉnh nấc điện áp cua MBA và lắp đặt tụ bù

Phương án này kết hợp hai phương án 1 và 2 Nếu một trong hai phương án đã được áp dụng nhưng độ sụt áp trên phát tuyến vẫn không đạt yêu cầu, sẽ tiến hành thực hiện phương án còn lại.

Nhận xét chương III

Cả 3 phương án nêu trên đều giúp giảm độ sụt áp tại các thanh cái hạ áp Trong đó, phương án điều chỉnh nấc điện áp MBA trong thực tế khi thực hiện cần phải cắt phụ tải và sau đó mới tiến hành điều chỉnh, nhưng bù lại nó không tốn kém chi phí như phương án lắp đặt các tụ bù Vì đây là bài toán thiết kế, em đã biết được kết quả PBCS trước nên em sẽ ưu tiên sử dụng phương án 1, nếu độ sụt áp vẫn không đạt yêu cầu, em sẽ tiến hành lắp đặt thêm các tụ bù.

Kết quả mô phỏng bằng ETAP cho thấy rằng sau khi điều chỉnh nấc điện áp MBA, độ sụt áp tại các thanh cái hạ áp đã đạt yêu cầu Do đó, tôi sẽ sử dụng kết quả mô phỏng này cho các tính toán tiếp theo.

TÍNH TOÁN NGĂN MẠCH

Ngắn mạch trong hệ thống điện xảy ra khi các dây dẫn pha tiếp xúc với nhau, chạm đất hoặc dây trung tính Hiện tượng này làm thay đổi tổng trở của hệ thống, ảnh hưởng đến các đại lượng mạch, điện áp và dòng điện, dẫn đến quá trình quá độ trước khi ổn định trở lại.

- Các dạng NM trong hệ thống điện:

 NM ba pha đối xứng, kí hiệu N (3) ;

 NM hai pha là NM không đối xứng ký hiệu N (2) ;

 NM một pha chạm đất là NM không đối xứng được ký hiệu N ; (1)

 NM hai pha chạm đất là NM không đối xứng được ký hiệu N (1.1) a b c

Hình 4.1 Các dạng NM trong HTĐ

Có 2 phương pháp tính toán dòng điện NM : định lý Thevenin và ma trận tổng trở thanh cái Do mạch điện của em có nhiều nút nên em dùng định lý Thevenin để tính toán ngắn mạch nhằm tiết kiệm thời gian. Đinh lý Thevenin.

Trong đó: ℎ𝑒𝑣𝑒𝑛𝑛−1 - tổng trở tương đương Thevenin TTT tại vị trí NM;

𝑐ℎạ - tổng trở chạm gián tiếp;

𝑉ℎ𝑒𝑣𝑒𝑛𝑛 = 𝑉(0) - điện áp tương đương Thevenin.

Ma trận tông trở nút.

Thành lập gián tiếp: quan ma trận tổng dẫn cho từng mô hình lần lượt là: TTT TTN, TTK.

Z nút−1 [Y nút−1 ] −1 Z nút−2 [Y nút−2 ] −1 Z nút−3

= [Y nút−3 ] −1 Thành lập trực tiếp:

Thêm từng nhánh một cho đến khi mạng đầy đủ, Có 4 trường hợp thêm nhánh: + Thêm một nhánh từ thanh cái chuẩn đến thanh cái mới.

+ Thêm một nhánh từ thanh cái chuẩn đến thanh cái cũ.

+ Thêm một nhánh từ thanh cái mới đến thanh cái cũ.

+ Thêm một nhánh từ hai thanh cái mới.

4.1.3.Chọn và tính toán các giá tri cơ bản

-Tính dòng điện cơ bản và các tổng trở cơ bản:

4.1.4 Tri số các phần tử trong hệ đơn vi tương đối

Nguồn hệ thống điện thường không xem xét điện trở do giá trị nhỏ, trong khi điện kháng được xác định dựa trên công suất của máy biến áp ba pha (S(3)) và công suất của máy biến áp một pha (S(1)) Điện kháng của TTT và TTN được tính theo đơn vị đo điện.

HTĐ−1 (3) nm Điện kháng TTK tính theo đvtđ:

Tổng trở TTT và TTN của ĐDPP theo đvtđ:

Tổng trở TTK của ĐDPP theo đvtđ:

Z ∗ = K Z 0 ∗ (4.7) ĐDPP−0 ĐDPP−1, trong đó K là hệ số phụ thuộc vào kích thước dây trung tính so với dây pha và tổng trở 0 của đất Nếu không xác định được mối quan hệ giữa dây trung tính và đất, giá trị K có thể được chọn là 4.

Máy biến áp hai cuộn dây có tổng trở, điện trở và điện kháng ở các phía TTT, TTN và TTK đều bằng nhau Để thuận tiện cho việc tính toán, ta quy đổi về phía sơ cấp của máy biến áp.

Tổng trở TTT của MBA hai cuộn dây theo đvtđ:

(4.8) Điện trở TTT của MBA hai cuộn dây theo đvtđ:

MBA Điện kháng TTT của MBA hai cuộn dây theo đvtđ:

∗ MBA−1 với: UN% – điện áp NM% (%);

USC – điện áp định mức phía sơ cấp

(kV); SMBA– công suất định mức MBA

(kVA); PN – tổn hao công suất NM

Tổng trở của máy biến áp (MBA) hai cuộn dây phụ thuộc vào cách đấu dây và tổng trở nối đất ở cả hai phía sơ cấp và thứ cấp Tổng trở này có thể được xác định thông qua việc đo lường hoặc tham khảo từ nhà sản xuất Trong bài viết này, chúng ta sẽ chỉ xem xét trường hợp MBA hai cuộn dây được đấu theo kiểu YNyn0.

4.1.5 Tính toán dòng điện ngắn mạch

∎ Ngắn mạch ba pha đối xưng (a-b-c)

Giả sử NM ba pha tại thanh cái k Khi đó, giá trị các dòng NM thứ tự tại vị trí sự cố:

I2 = I0 = 0 (4.12) với: I1, I2và lần lượt là dòng điện NM TTT, TTN và TTK;I0

Zkk−1 – tổng trở TTT tại hàng k cột k của ma trận tổng trở TTT;

Z chạm – tổng trở chạm gián tiếp.

Dòng điện NM trên ba pha tại vị trí sự cố:

Giá trị dòng điện NM trên ba pha có độ lớn bằng nhau tại vị trí k:

Giả sử có sự cố NM hai pha trên pha b và pha c tại vị trí k của đường dây

Z∗MBA−1 2 − R ∗ MBA−1 2 S ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Khi đó, giá trị các dòng điện NM thứ tự tại vị trí sự cố:

I0 = 0 (4.17) với: Zkk−2– tổng trở TTN tại hàng k cột k của ma trận tổng trở TTN

Giá trị dòng điện NM trên ba pha tại vị trí k:

∎ Ngắn mạch một pha chạm đất (a-g)

Khi xảy ra sự cố NM một pha chạm đất tại vị trí k của đường dây, giá trị các dòng điện NM thứ tự tại vị trí sự cố sẽ được xác định cụ thể.

(4.20) với: Zkk−0– tổng trở TTK tại hàng k cột k của ma trận tổng trở TTK

∎ Ngắn mạch hai pha chạm đất (b-c-g)

Khi xảy ra sự cố NM hai pha chạm đất, cụ thể là pha b chạm pha c và tiếp đất tại vị trí k, giá trị các dòng điện NM tại vị trí sự cố sẽ được xác định theo thứ tự.

Zkk−0 + 3Zchạm + Zkk−2 ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

(4.25) Để đơn giản hơn, em xét trường hợp xảy ra NM hai pha chạm đất trực tiếp tức

Áp dụng tính toán cho mạch điện

4.2.1.Chọn các giá tri cơ bản

Ap dụng công thức (4.2) và (4.3), kết quả các giá trị cơ bản được tổng hợp trong bảng 4.1

Bảng 4.1 Các giá trị cơ bản đã chọn

4.2.2.Tính tông trở thư tự các phần tử theo đơn vi tương đối

Ap dụng các công thức (4.4) và (4.5) để tính các điện kháng thứ tự : Điện kháng TTT và TTN tính theo đvtđ:

HTĐ−1 HTĐ−2 500 Điện kháng TTK tính theo đvtđ:

HTĐ−0 300 b) Đường dây phân phối

Xét đoạn 1-2: Từ Bảng 1.9 và áp dụng các công (4.6) và (4.7), em tính được các tổng trở thứ tự trong đvtđ của đoạn 1-2 như sau:

Tổng trở TTT và TTN của ĐDPP theo đvtđ:

Tổng trở TTK của ĐDPP theo đvtđ:

Các đoạn còn lại em tính toán tương tự, có được bảng tổng kết tổng trở TTT, TTN và TTK của các phần tử như sau:

Bảng 4.2 Bảng tổng kết tổng trở TTT, TTN và TTK của các phần tử

Tổng trở TTT, TTN Tổng Trở TTK

4.2.3.Áp dụng vào tính toán ngắn mạch:

Hình 4.2 Ngắn mạch trên phát tuyến chính tại nút số 3

Ta có tổng trở TTT, TTN và TTK của nút số 3 lần lượt là:

= j0,6 + 0,818 + j0,861 + 0,545 + j0,574 = 1,363 + j2,035 đvtđ ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Với cách làm tương tự, em xác định được tổng trở thứ tự tại các nút còn lại, kết quả tổng hợp như bảng 4.3.

Bảng 4.3 Tổng trở thứ tự tại các nút

∎Tính ngắn mạch 3 pha đối xưng (a-b-c)

Tại nút số 3 Ap dụng công thức (4.11) và (4.12) khi đó giá trị các dòng điện ngắn mạch thứ tự tại vị trí nút số 3 là:

Tại điểm sự cố chọn Zchạm = 0

Dòng điện thứ tự thuận:

Giá trị dòng NM trên ba pha có độ lớn bằng nhau tại nút số 3 :

∎ Tính ngắn mạch 2 pha không chạm đất (b-c)

Tại nút số 3 Ap dụng công thức (4.15), (4.16) và (4.17) khi đó giá trị các dòng điện ngắn mạch thứ tự tại vị trí nút số 3

Dòng thứ tự không: I0 = 0 đvtđ

Ap dụng công thức (4.18) và (4.19), dòng ngắn mạch 2 pha không chạm đất là:

 Dòng ngắn mạch 2 pha không chạm đất:

∎ Tính ngắn mạch 2 pha chạm đất (b-c-g)

Tại nút số 3 Ap dụng công thức (4.23), (4.24) và (4.25) : Để đơn giản hơn, em xét trường hợp xảy ra NM hai pha chạm đất trực tiếp tức là

Vậy dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất cần tìm:

Inm−b = I0 + a²I1 + aI2 =− 1,278 − j0,464 đvtđ Inm−c = I + aI + a²I = 0,98 + j0,914 0 1 2 đvtđ

Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất:

∎ Tính ngắn mạch 1 pha chạm đất (a-g)

Tại nút số 3 của đường dây Khi đó, giá trị các dòng điện NM thứ tự tại vị trí sự cố ĐÔ AN TÔT NGHIÊP theo công thức (4.20):

Giá trị dòng điện NM trên ba pha tại nút số 3:

Dòng ngắn mạch 1 pha chạm đất tại vị trí sự cố số (3):

Các nút còn lại em tính toán tương tự Kết quả tổng hợp trong bảng 4.4.

Bảng 4.4 Kết quả tính tay ngắn mạch tại các nút

∎ Giải bài toán ngắn mạch bằng phần mềm ETAP

Chúng tôi đã sử dụng phần mềm ETAP để mô phỏng các trường hợp ngắn mạch (NM) và so sánh với kết quả tính toán thủ công Kết quả mô phỏng cho trường hợp NM ba pha được trình bày trong hình 4.3, trong khi hình 4.4 thể hiện kết quả tính toán các dạng NM bằng ETAP.

Hình 4.3 Kết quả mô phỏng NM ba pha trên ETAP

Hình 4.4 Kết quả tính toán các dạng NM bằng ETAP

∎ So sánh kết quả tính toán NM giưa tính tay và sử dụng phần mềm ETAP

Bảng 4.5 So sánh kết quả tính toán NM giữa tính tay và sử dụng phần mềm ETAP

Tính tay ETAP Tính tay ETAP Tính tay ETAP Tính tay ETAP

Dựa trên bảng so sánh kết quả, giá trị dòng điện NM giữa tính tay và phần mềm ETAP chỉ có sai số tối đa 7%, chủ yếu do phương pháp làm tròn số khác nhau Do đó, việc thực hiện tính toán ngắn mạch trên phần mềm ETAP không chỉ mang lại độ chính xác cao mà còn tiết kiệm thời gian hiệu quả.

Nhận xét chương IV

Trong chương 4, tôi đã học cách tính toán ngắn mạch cho hệ thống điện Để thực hiện việc này một cách dễ dàng và chính xác, cần xác định rõ phương pháp tính toán và áp dụng nó một cách cẩn thận, kỹ lưỡng.

Sau khi nghiên cứu lý thuyết, tôi bắt đầu tính toán ngắn mạch (NM) cho mạng điện Quá trình này phức tạp và tốn nhiều thời gian, nhưng đã giúp tôi nâng cao kỹ năng tính toán và áp dụng phương pháp NM theo định lý Thevenin vào thực tế Trong trường hợp NM trực tiếp, giá trị dòng điện NM ba pha lớn nhất, trong khi NM một pha có giá trị nhỏ nhất Các kết quả tính toán NM này sẽ được sử dụng trong Chương 5 để lựa chọn và chỉnh định các thiết bị bảo vệ (TBBV).

LỰA CHỌN, CHỈNH ĐỊNH, PHỐI HỢP CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ

Giới thiệu thiết bi bảo vệ mạng điện phân phối

Bảo vệ mạng điện phân phối là việc bảo vệ các thành phần như đường dây phát tuyến chính, nhánh rẽ và MBA Việc lựa chọn thiết bị bảo vệ (TBBV) phù hợp phụ thuộc vào thông số của mạng điện Các TBBV thường được sử dụng bao gồm máy cắt (MC), cầu chì tự rơi và rơle quá dòng điện.

Máy cắt (MC) là thiết bị quan trọng trong hệ thống điện (HTĐ), có chức năng đóng cắt các thành phần như đường dây và máy biến áp (MBA) Ngoài việc đóng cắt dòng điện phụ tải để đảm bảo hoạt động hiệu quả, máy cắt còn có khả năng cắt dòng ngắn mạch (NM).

Căn cứ vào phương pháp dập tắt hồ quang để phân loại MC bao gồm : MC ít dầu,

MC nhiều dầu, MC không khí, MC chân không, MC điện từ,

MC được đặt ở đầu phát tuyến làm thiết bị bảo vệ chính.

Rơle quá dòng điện là thiết bị quan trọng trong hệ thống điện, có chức năng phát hiện dòng điện sự cố, thực hiện định thời gian và gửi tín hiệu lệnh cắt đến máy cắt.

Rơle quá dòng điện được phân loại theo các mã số 50, 51, 50N và 51N theo tiêu chuẩn ANSI Trong đó, mã 50 và 51 tương ứng với bảo vệ quá dòng điện cắt nhanh (BVCN) và bảo vệ quá dòng điện cực đại (BVCĐ) Các mã 50N và 51N đại diện cho bảo vệ quá dòng điện cắt nhanh TTK (BVCN TTK) và bảo vệ quá dòng điện cực đại TTK (BVCĐ TTK).

Rơle quá dòng điện hoạt động dựa trên việc so sánh giữa dòng điện khởi động và dòng điện được đo từ máy biến dòng điện (MBDĐ) Khi dòng điện đo được lớn hơn dòng điện khởi động, rơle sẽ gửi tín hiệu cắt cho máy cắt theo thời gian đã được cài đặt trước.

5.1.3.1 Cấu tạo và nguyên tắc hoạt động

Cấu tạo của cầu chì tự rơi bao gồm:

- Khung đỡ làm bằng sắt có hình chữ C dùng để gắn ống chì và bộ phận cách điện.

- Bộ phận cách điện có thể làm bằng sứ hay polyme. ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

- Ông chì dùng để chứa dây chì.

- Dây chì được chế tạo bằng bạc, thiết hay hợp kim.

Đầu nối dây có thiết kế đặc biệt giúp thao tác đóng mở trở nên dễ dàng Trong trạng thái bình thường, dòng điện qua dây chì thường nhỏ hơn hoặc nằm trong khoảng cho phép, do đó lượng nhiệt tỏa ra không đủ để làm nóng chảy chì Tuy nhiên, khi xảy ra tình trạng quá tải hoặc sự cố, điều này có thể dẫn đến nguy cơ.

Dòng điện NM lớn đi qua dây chì khiến dây chì nóng chảy và đứt, từ đó cô lập đối tượng gặp sự cố Sự cố này cũng làm ống chì rơi xuống, tạo ra không gian hở dễ thấy, đảm bảo an toàn cho quá trình sửa chữa.

FCO là thiết bị đóng cắt điện trên lưới điện phân phối, được lắp đặt tại vị trí đầu nhánh rẽ với chiều dài lớn hơn 1 km và dòng điện không vượt quá 50A, sử dụng FCO 100A Thiết bị này chỉ có loại một pha, lắp đặt ngoài trời và thao tác đóng cắt được thực hiện bằng sào.

LBFCO là một dạng cầu chì tự rơi nhưng có thêm thiết bị dập hồ quang và có thể đóng/cắt có tải.

Thiết bị được lắp đặt tại đầu nhánh rẽ trung áp dài trên 1 km, với dòng điện phụ tải từ 50A đến 100A Thiết bị này cần thiết cho các loại phụ tải yêu cầu thao tác đóng/cắt có tải trong quá trình vận hành.

Dây chì là phụ kiện thiết yếu, có chức năng cô lập sự cố bằng cách nóng chảy khi dòng điện vượt quá mức cho phép.

Có nhiều loại dây chì theo tiêu chuẩn IEC và ANSI, với sự khác biệt chủ yếu là thời gian đứt Theo tiêu chuẩn ANSI, dây chì loại K và T thường được ưa chuộng.

K được gọi là dây chì đứt nhanh, còn dây chì loại T là loại đứt chậm.

Recloser là thiết bị bảo vệ và ngắt 3 pha tự động, được lắp đặt ngoài trời với hiệu suất cao Thiết bị này có khả năng đóng lặp lại theo yêu cầu và đo lường, lưu trữ các đại lượng cần thiết Các chức năng điều khiển, bảo vệ và đo lường của Recloser được thực hiện thông qua tủ điều khiển, một phần thiết yếu không thể thiếu.

Sau khi nghiên cứu chức năng và vị trí lắp đặt của các thiết bị bảo vệ (TBBV), tôi đã chọn các thiết bị cụ thể để bảo vệ mạng điện Đối với phát tuyến chính, tôi sử dụng máy cắt (MC), rơle quá dòng điện và Recloser, trong khi cho nhánh rẽ và MBA, tôi chọn cầu chì tự rơi Để đảm bảo an toàn cho mạng điện phân phối, việc lựa chọn TBBV phù hợp là chưa đủ, mà còn cần phải điều chỉnh các thiết bị này Mỗi TBBV có ưu nhược điểm riêng, do đó cần điều chỉnh thông số để chúng hoạt động phối hợp hiệu quả Tiếp theo, tôi sẽ nghiên cứu cách điều chỉnh và phối hợp các TBBV này.

5.2.1 Chỉnh đinh các thiết bi bảo vệ

5.2.1.1 Bảo vệ máy biến áp

Chọn cầu chì tự rơi Đối với MBA chọn cầu chì tự rơi thỏa:

I cắt−đm ≥ I nm−max (5.3) với: U đm – điện áp định mức cầu chì;

U mđ – điện áp định mức của mạng điện (22kV);

I đm – dòng điện định mức của cầu chì tự rơi;

Ilv−max – dòng điện làm việc cực đại của đối tượng bảo vệ; I cắt−đm – dòng điện cắt định mức của cầu chì tự rơi;

Inm−max – dòng điện NM lớn nhất tại vị trí đặt thiết bị.

Khi chọn dây chì bảo vệ cho máy biến áp (MBA), cần lưu ý đến công suất cực đại của phụ tải, dòng điện kích từ của MBA, dòng phụ tải nguội và khả năng tải của MBA.

- Dòng điện phụ tải nguội trong thời gian 10s:

3Umđ ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

- Dòng kích từ của MBA trong thời gian 0,1s:

- Dòng kích từ của MBA trong thời gian 0,01s:

Dây chì được lựa chọn cần có thời gian đứt lớn hơn 10 giây tại 3I đm−MBA, lớn hơn 0,1 giây tại 12I đm−MBA và lớn hơn 0,01 giây tại 25I đm−MBA Ngoài ra, có thể tham khảo việc chọn dây chì bảo vệ MBA theo Quyết định số 1299/QĐ-EVN ngày 03/11/2017 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, quy định về thiết kế dự án lưới điện phân phối với điện áp lên đến 35kV, như được nêu trong Bảng PL 3.1.

MC đầu phát tuyến chính có thể chọn theo các điều kiện (5.1), (5.2) và (5.3).

Chọn tỷ số biến dòng K :I

I sc−MBDĐ ≥ I lv−max = S pt−max

(5.7) với: I sc−MBDĐ – dòng điện phía sơ cấp của MBDĐ;

Spt−max – công suất yêu cầu lớn nhất của phụ tải.

- Chỉnh định dòng điện khởi động:

+ Dòng điện khởi động sơ cấp:

Hệ số an toàn Kat được xác định trong công thức I kđ−sc = K at I nm−max (5.8), với giá trị từ 1,2 đến 1,3 Đối với ứng dụng này, chọn Kat là 1,2 Dòng điện NM cực đại Inm-max được tính tại cuối đối tượng bảo vệ.

+ Dòng điện khởi động thứ cấp:

(5.9) với: K – tỷ số biến dòng;I

Ksđ – hệ số sơ đồ MBDĐ Nếu đấu sao, sao thiếu thì lấy K = 1, còn khi đấusđ tam giác hoặc hình số tám lấy K =sđ 3 Chọn K = 1.sđ

+ Dòng điện chỉnh định vào rơle:

Thời gian tác động của BVCN được xác định là một đặc tính độc lập (ĐTĐL), như mô tả trong Hình 5.1 Thời gian này được coi là tức thời trong khoảng thời gian nhất định.

Hình 5.1 Đặc tính thời gian độc lập

K tv lv−max (5.12) với: Kmm– hệ số mở máy, thường được chọn từ 1,3 đến 3 Chọn Kmm = 1,3;

Ktv – hệ số trở về, có giá trị từ 0,85 đến 0,9 nếu là rơle điện cơ, bằng 1 đối với rơle tĩnh hay rơle kỹ thuật số.

+ Dòng điện khởi động rơle:

Ikđ−tc −1 ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

- Thời gian tác động: Đối với BVCĐ có hai cách lựa chọn thời gian tác động là : + ĐTĐL: dạng đặc tính giống như Hình 5.1.

+ ĐTPT: là dạng đặc tính được mô tả như Hình 5.2.

Hình 5.2 Đặc tính thời gian phụ thuộc

Chú ý rằng: Nếu IR > 20 thì lấy bằng 20.

Thời gian tác động của BVCĐ với ĐTPT có thể được xác định theo tiêu chuẩn IEC hoặc ANSI/IEEE Trong đồ án này, tôi chọn ĐTPT rất dốc theo tiêu chuẩn IEC Phương trình cho ĐTPT rất dốc có dạng: t tđ.

= 13.5 Tp với Tp – là hệ số nhân thời gian (5.15)

Giá trị hệ số nhân thời gian được điều chỉnh trên rơle cùng với dạng ĐTPT tương ứng Để xác định giá trị này, cần chọn thời gian tác động mong muốn của rơle từ 0.3s đến 0.5s và xem xét một sự cố NM gần vị trí lắp đặt rơle nhằm xác định giá trị dòng điện NM Sau đó, thay thế các giá trị đã xác định vào phương trình ĐTPT đã chọn.

- Độ nhạy: Độ nhạy được đánh giá bằng hệ số nhạy:

K I I kđ−tc với: Inm−min – dòng điện NM cực tiểu khi xảy ra NM tại cuối đường dây.

I kđ−sc = K × 3I at 0−max (5.17) với: 3I0-max – dòng điện NM TTK cực đại xảy ra tại cuối đối tượng bảo vệ.

I kđ−tc K sđ × I kđ−sc

- Thời gian tác động: Tương tự như chỉnh định chức năng 50, chọn đặc tính thời gian là ĐTĐL như công thức (5.11) và được mô tả như Hình 5.1.

I kđ−sc = K × I at kcb−max = K K K I at đn ss nm−max (5.20) với: Ikcb−max– dòng điện không cân bằng cực đại;

K đn – hệ số đồng nhất của các MBDĐ có giá trị từ 0,1 đến 1 Chọn K đn = 0,3;

Kss – sai số của MBDĐ (thường chọn 0,1).

I kđ−tc = K sđ × I kđ−sc

- Thời gian tác động: Tương tự như chỉnh định chức năng 51 nhưng lưu ý rằng giá trị I được thay thế bằng giá trị 3I R 0

- Độ nhạy: Độ nhạy của BVCĐ TTK được tính như sau:

K I I kđ−tc với: 3I0−min– dòng điện NM TTK cực tiểu tại cuối đối tượng bảo vệ.

∎ Chỉnh định dòng khởi động cho MCTĐL Điện tử:

- Bảo vệ quá dòng điện pha:

Ikđp=Kat × Ipt-max (5.24) ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Với I -dòng điện khởi động phản ứng theo dòng điện phakđp

Ipt−max –dòng điện phụ tải cực đại

Kat – hệ số an toàn lấy từ 2 đến 2,5 → Chọn K = 2at

- Bảo vệ quá dòng điện TTK:

Với I kđđ -dòng điện khởi động phản ứng theo dòng điện TTK

K at – hệ số an toàn lấy từ 0,3 đến 0,6 → Chọn K = 0,4at

Cầu chì tự rơi là thiết bị bảo vệ nhánh rẽ, và việc lựa chọn cần dựa trên các điều kiện cụ thể (5.1), (5.2) và (5.3) Khi chọn dây chì, cần lưu ý đến công suất cực đại của phụ tải và dòng điện làm việc cực đại của nhánh rẽ, đồng thời xem xét tính phối hợp với các cầu chì tự rơi bảo vệ MBA Nội dung này sẽ được nghiên cứu chi tiết hơn trong các phần tiếp theo.

5.2.2 Phối hợp các thiết bi bảo vệ

5.2.2.1 Phối hợp các cầu chì tự rơi

Nguyên tắc phối hợp giữa các cầu chì tự rơi yêu cầu rằng thời gian cắt tổng của dây chì dưới không được vượt quá 75% thời gian nóng chảy cực tiểu của dây chì trên Đặc tính phối hợp thời gian giữa hai dây chì được minh họa trong Hình 6.3.

Để chọn dây chì phù hợp với công thức (5.24), cần tham khảo bảng phối hợp giữa hai dây chì của nhà sản xuất (Bảng PL 3.2), đảm bảo rằng thời gian phối hợp giữa hai dây chì t ct−dc2 < 0,75t nc−min−dc1 (5.26).

5.2.2.2 Phối hợp rơle quá dòng điện và cầu chì tự rơi

Nguyên tắc phối hợp giữa cầu chì tự rơi và rơle quá dòng điện là rất quan trọng, trong đó cầu chì tự rơi sẽ luôn tác động trước để loại bỏ sự cố Để đạt được hiệu quả này, cần lựa chọn bậc thời gian phù hợp giữa hai thiết bị.

Bậc thời gian khi rơle R là rơle kỹ thuật số: ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

∆t = tR − tct−dc = 0,12 s (5.27) với: – thời gian tác động của rơle;tR tct−dc – thời gian cắt tổng của dây chì.

Hình 5.4 Phối hợp thời gian tác động giữa rơle và cầu chì tự rơi

5.2.2.3 Phối hợp giưa MCTĐL và cầu chì tự rơi Để thỏa tính chọn lọc, cần thỏa 2 điều kiện:

Thời gian nóng chảy tối thiểu của dây chì cần phải lớn hơn thời gian cắt nhanh A của Rec, đồng thời phải xem xét hệ số hiệu chỉnh Khc do ảnh hưởng của số lần cắt và thời gian TĐL.

Với I gđ1 -dòng điện tại điểm giao của K A và đường nóng chảy cực tiểu của dây hc chì.

Inm-max- dòng điện NM cực đại sau FCO/LBFCO

 Điều kiện 2: Thời gian cắt tổng của dây chì không được lớn hơn thời gian cắt chậm C của Rec.

Với I gđ2 -dòng điện tại điểm giao giữa C và đường cắt tổng của dây chì.

Inm-min- dòng điện NM cực tiểu sau FCO/LBFCO

Kết hợp (5.27) và (5.28) ta được :

I gđ2 < (I nm−min ; I nm−max ) < I gđ1 (5.30)

5.2.2.4e.Phối hợp giưa Rơle và MCTĐL

Nguyên tắc phối hợp trong hệ thống điện cho thấy rằng khi xảy ra sự cố ngắn mạch (NM) sau rơle (R), rơle sẽ tác động trước, trong khi rơle quá dòng điện (ec) chỉ giữ vai trò dự trữ Các đường đặc tính của rơle được thể hiện trên các đường đặc tính của hệ thống.

Rec và đảm bảo bậc thời gian an toàn.

Bậc thời gian khi rơle R là rơle kỹ thuật số:

∆t = tR − tc = 0,3 s (5.31) với: – thời gian tác động của rơle;tR tc– thời gian cắt chậm của R ec

Hình 5.5 Phối hợp thời gian giữa Rơle và MCTĐL Rec

Áp dụng lựa chọn và chỉnh đinh các thiết bi bảo vệ cho mạng điện

5.3.1.Lựa chọn các thiết bi bảo vệ:

∎ Bảo vệ máy biến áp

 Bảo vệ MBA1 có công suất 630 kVA:

- Ap dụng các điều kiện (5.1), (5.2) và (5.3) để chọn bộ FCO khi biết được:1

+ Điện áp định mức của lưới: U đm = 22 kV

+ Dòng điện làm việc cực đại: Giả sử MBA có thể quá tải ngắn hạn 30 % trong thời gian không quá 120 phút nên:

+ Dòng điện NM lớn nhất tại thanh cái 6: I (3) = 3,208 kA

Theo bảng 2.1 trong “Sổ Tay Lựa Chọn & Tra Cứu Thiết Bị Điện từ 0,4 – 500 kV” trang 104, chúng tôi đã chọn bộ FCO do Chance sản xuất với các thông số được liệt kê trong Bảng 5.11.

Bảng 5.1 Kết quả chọn FCO bảo vệ MBA 630 kVA1 1

Mã số Loại Điều kiện Định mức Dấu Tính toán

27 kV có điện áp chịu đựng

3×22 nm−max ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

- Ap dụng các công thức (5.4), (5.5) và (5.6) để chọn dây chì khi biết được:

Kết luận: Từ kết quả tính toán kết hợp với Bảng PL 3.1 em chọn dây chì 30K.

Chọn bộ cầu chì tự rơi và dây chì cho các MBA còn lại em thực hiện tương tự Kết quả được tổng hợp như Bảng 5.2.

Bảng 5.2 Kết quả chọn FCO bảo vệ MBA

Loại 27 kV có điện áp chịu đựng 125 kV

- Ap dụng các điều kiện (5.1), (5.2) và (5.3) để chọn bộ cầu chì tự rơi khi biết: + Điện áp định mức của lưới: U đm = 22 kV

+ Dòng làm việc cực đại: Ilv−max 600 = 15,746A

+ Dòng điện ngắn mạch lớn nhất tại thanh cái 2: I (3) = 6,004 kA

Em đã chọn thiết bị bảo vệ LBFCO cho nhánh rẽ, nhằm đảm bảo khả năng đóng cắt khi có dòng tải, điều này giúp thuận lợi hơn trong quản lý và vận hành hệ thống.

Theo bảng 2.2 trên trang 105 của “Sổ Tay Lựa Chọn & Tra Cứu Thiết Bị Điện từ 0,4 – 500 kV”, chúng tôi đã chọn bộ LBFCO do Chance chế tạo với các thông số được nêu trong Bảng 5.3.1 nm−max.

Bảng 5.3 Thông số của LBFCO1 bảo vệ nhánh 2-6

Mã số Loại Điều kiện Định mức Dấu Tính toán

Áp dụng điều kiện (5.26) và tham khảo Bảng PL 3.2, chúng tôi đã chọn dây chì của LBFCO1 kết hợp với dây chì dưới 30K, tương ứng với dòng điện NM cực đại 3208 A ngay sau FCO Kết quả cho thấy dây chì 100K là lựa chọn phù hợp, vì cả dây chì 100K và dây chì 30K đều có khả năng phối hợp tốt với dòng điện NM lên tới 3450 A.

Các nhánh rẽ còn lại em thực hiện tương tự Kết quả được thể hiện như Bảng 5.4.

Bảng 5.4 Kết quả chọn cầu chì tự rơi bảo vệ nhánh rẽ

Nhánh Tên Loại Mã số Dây chì

- Điện áp định mức của lưới: U đm = 22 kV

- Dòng làm việc cực đại: Ilv−max = 175,829 A

- Dòng điện NM lớn nhất tại thanh cái 1: I (3) = 13,122 kA

Dựa vào thư viện phần mềm Etap, bài viết này hướng dẫn cách chọn rơle quá dòng điện R kỹ thuật số mã 7SJ551 của Siemens, cùng với máy cắt MC và MBDĐ1.1, nhằm đảm bảo hiệu quả và an toàn trong các hệ thống điện.

Bảng 5.5 Kết quả chọn MC1của Siemens

Mã hiệu Điều kiện Định mức Dấu Tính toán

Bảng 5.6 Kết quả chọn MBDĐ1theo tiêu chuẩn IEC của Siemens

KI U (kV) S (VA) Cấp chính xác ZMBDĐ (Ω)

 Bảo vệ đường dây phân phối 3-5: sử dụng MCTĐL Recloại điện tử có mã hiệu có mã hiệu NOVA27 của Cooper trong thư viện ETAP

Bảng 5.7 Kết quả chọn MCTĐL Rec

Mã hiệu Điều kiện Định mức Dấu Tính toán

5.3.2.Chỉnh đinh các thiết bi bảo vệ

∎ Chỉnh đinh rơle quá dòng điện R 1

- Chỉnh đinh chưc năng 50: áp dụng các công thức (5.8) đến (5.11)

+ Dòng điện ngắn mạch 3 pha tại thanh cái 3: 4,299 kA

I kđ−sc = Kat × Inm−max = 1,2 × 4,299 × 10 3 = 5158,8 A

I K × I kđ−sc = 1 × 5158,8 = 6,449 A kđ−tc sđ

+ Dòng điện chỉnh định vào Rơle R với độ phân giải là 0,01 A:1

+ Chỉnh định thời gian tác động: chức năng 50 sẽ được chỉnh định theo đặc tính độc lập, chỉnh định thời gian tác động: ttđ=0,1s

- Chỉnh đinh chưc năng 51: áp dụng các công thức (5.12) đến (5.16)

1 + Dòng điện khởi động thứ cấp:

I = K sđ × I kđ−sc = 1 × 274,293 = 0,343 A kđ−tc

+ Dòng chỉnh định vào Relay R với độ phân giải 0,01 A:1

Chỉnh định thời gian tác động cho ĐTPT Very Inverse theo tiêu chuẩn IEC là rất quan trọng Hệ số nhân thời gian được xác định bằng công thức (5.15), với giả định NM ba pha ngay tại Rơle.

R1 (tại thanh cái 3) thời gian tác động mong muốn của Rơle R là 0,5 s.1

 Inm−max tại thanh cái 3 là 4,299 kA

 Thời gian tác động là 0,5s t tđ = 13,5 ×

+ Chỉnh định hệ số nhân thời gian vào rơle với độ phân giải là 0,01:

- Chỉnh đinh chưc năng 50N: áp dụng các công thức (5.17) đến (5.19)

+ Dòng điện khởi động sơ cấp: nm ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Với 3I0−max = I = 2,255 kA (1) tại thanh cái 3

I I = K × I kđ−sc = 1 × 2706 = 3,38 A kđ−tc kđ−tc sđ

+ Dòng chỉnh định vào Rơle R với độ phân giải 0,01 A:1

+ Chỉnh định thời gian tác động: tương tự như chỉnh định chức năng 50:

Vậy em chọn thời gian tác động của rơle: tR = 0,05 s

- Chỉnh đinh chưc năng 51N: áp dụng các công thức từ (5.20) đến (5.23)

I kđ−sc = Kat K đn Kss Inm−max = 1,2 × 0,3 × 0,1 × 4,299 × 10 = 154,764 A3

+ Dòng chỉnh định vào Rơle R với độ phân giải 0,01 A:1

Chỉnh định thời gian tác động cho Rơle bảo vệ rất quan trọng, vì vậy nên chọn ĐTPT Very Inverse theo tiêu chuẩn IEC Hệ số nhân được xác định bằng cách giả định rằng NM một pha chạm đất ngay sau Rơle R, tại thanh cái 1.

3) thời gian tác động mong muốn của rơle là 0,3 s.

 3I0−max = I (1) tại thanh cái 3 là 2,255 kA

 Thời gian tác động là 0,3s t tđ = 13,5 ×

+ Chỉnh định hệ số nhân thời gian vào rơle với độ phân giải là 0,01: Tp = 0,31 Kết quả chỉnh định rơle R1 được tổng hợp như Bảng 5.8

Bảng 5.8 Kết quả chỉnh định các chức năng 50/50N và 51/51N của R1

Chức năng Thông số Giá trị

Chức năng Thông số Giá trị t> t = 13,5 Tp Với T = 0,55P tđ IR

-Chỉnh định hoạt động của MCTĐL Rec :

 Chỉnh định số lần cắt là 2 lần trong đó 1 lần cắt nhanh A và 1 lần cắt chậm C

 Chỉnh định thời gian TĐL là 5s và thời gian phục hồi là 180s.

Hiệu chỉnh sự phối hợp giữa MCTĐL Rec và dây chì có Khclà 1,25 là một bước quan trọng trong thiết kế mạng điện phân phối Thông tin này được dựa trên bảng 3.11 trong sách “Thiết kế mạng điện phân phối có ứng dụng phần mềm ETAP” của thầy Đặng Tuấn Khanh, giúp tối ưu hóa hiệu suất và độ an toàn của hệ thống điện.

- Chỉnh định bảo vệ quá dòng điện pha:

 Ap dụng công thức (5.24), dòng điện khởi động pha với Kat=2:

 Dòng điện khởi động pha chỉnh định vào Recvới độ phân giải 1A: I kđp "0 A

 Trong phần mềm ETAP , chọn đặc tính tác động nhanh A là đường cong 102 và chọn đặc tính tác động chậm C là đường cong 140.

- Chỉnh định bảo vệ quá dòng điện TTK:

 Ap dụng công thức (5.25), dòng điện khởi động đất với Kat=0,4

 Trong phần mềm ETAP chọn đặc tính tác động nhanh A là đường cong 101 và chọn đặc tính tác động chậm C là đường cong 140 ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Bảng 5.9 Kết quả chỉnh định MCTĐL Rec

MCTĐL Rec Dòng điện khởi động (A) Đặc tính thời gian (s)

Kiểm tra sự phối hợp các thiết bi bảo vệ

5.4.1 Xem đặc tính bảo vệ MBA cua dây chì

Sau khi cài đặt các thông số phần mềm ETAP, bài viết sẽ trình bày đặc tính của các cầu chì tự rơi bảo vệ máy biến áp (MBA) tương ứng Hình 5.6 sẽ minh họa rõ nét đặc tính của FCO bảo vệ.

Hình 5.6 Đặc tính dây chì của FCO bảo vệ MBA1 1

Dựa vào Hình 5.6, đường cong đặc tính thời gian nóng chảy của dây chì nằm dưới và hoàn toàn bao phủ đường cong hư hỏng của MBA, cho thấy rằng dây chì 30K có khả năng bảo vệ MBA một cách hiệu quả.

Các trường hợp còn lại em thực hiện tương tự, kết quả là tất cả dây chì đã lựa chọn bảo vệ hoàn toàn các MBA tương ứng.

5.4.2 Kiểm tra sự phối hợp giưa các cầu chì tự rơi

Kiểm tra sự phối hợp giữa LBFCO và FCO1 1

 Xét sự cố chạm pha

- Kiểm tra sự phối hợp giữa LBFCO và FCO khi NM N và N xảy ra sau FCO tại 1 1 (3) (2)

1 thanh cái 6’.Kết quả mô phỏng bằng ETAP như Hình 5.7 và Hình 5.8. ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Hình 5.7 Phối hợp giữa LBFCO và FCO khi có N(3) tại thanh cái 6’1 1

Thời gian tác động của LBFCO : 1 tnc−min−LBFCO 1 = 3,44 s

Thời gian tác động của FCO : 1 t ct−FCO1 = 0,213 s

Ap dụng điều kiện (5.26): t ct−FCO1 = 0,213 s < 0,75tnc−min−LBFCO1 = 0,75 × 3,44 = 2,58 s

Hình 5.8 Phối hợp giữa LBFCO và FCO khi có N(2) tại thanh cái 6’1 1

Ap dụng điều kiện (5.26): t ct−FCO1 = 0,281 s < 0,75tnc−min−LBFCO1 = 0,75 × 5,91 = 4,43 s

Kết luận: LBFCO1 và FCO phối hợp bảo vệ tốt khi có sự cố chạm pha1

 Xét sự cố chạm đất

- Kiểm tra sự phối hợp giữa LBFCO và FCO khi NM N(1) và N(1,1) xảy ra sau FCO1 1 1 tại thanh cái 6’ Kết quả mô phỏng bằng ETAP như Hình 5.9 và Hình 5.10.

Hình 5.9 Phối hợp giữa LBFCO và FCO khi có N tại thanh cái 6’ 1 1 (1)

Ap dụng điều kiện (5.26): t ct−FCO1 = 0,258 s < 0,75tnc−min−LBFCO1 = 0,75 × 4,98 = 3,74 s ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

Hình 5.10 Phối hợp giữa LBFCO và FCO khi có N(1.1) tại thanh cái 6’1 1

Ap dụng điều kiện (5.26): t ct−FCO1 = 0,215s < 0,75tnc−min−LBFCO1 = 0,75 × 3,51 = 2,63 s

Kết luận: LBFCO và FCO đã phối hợp hiệu quả trong việc bảo vệ khi xảy ra sự cố chạm đất Đối với các nhánh rẽ còn lại, tôi đã tiến hành kiểm tra tương tự và tất cả đều đáp ứng đủ điều kiện phối hợp.

Khoảng chênh lệch thời gian tác động giữa hai dây chì phụ thuộc vào kích thước của dây chì và giá trị dòng điện NM Khi giá trị dòng điện NM tăng, khoảng cách thời gian này sẽ giảm xuống.

5.4.3 Kiểm tra sự phối hợp giưa MCTĐL và cầu chì tự rơi:

∎ Phối hợp giưa 𝐞 và LBFCO 4 :

 Xét sự cố chạm pha:

- Kiểm tra sự phối hợp giữa Recvà LBFCO khi N xảy ra tại thanh cái 10, khi đó kết 4 (3) quả được mô phỏng trên ETAP như Hình 5.11 nm nm

Hình 5.11 Sự phối hợp giữa R ec và LBFCO khi N(3) tại thanh cái 4

I gđ2 = 775,3 A < I (3) =2,625 kA < I gđ1 =2,884 kA → Đạt yêu cầu

Với : I gđ1 -dòng điện tại giao điểm của đặc tính cắt nhanh (102) của R đã hiệu chỉnh cóec

Khc là 1,25 với đường nóng chảy cực tiểu của LBFCO4

I gđ2 -dòng điện tại giao điểm của đặc tính cắt chậm C (140) với đường cắt tổng của LBFCO4

I (3) : dòng điện NM 3 pha tại thanh cái 10

Kiểm tra sự phối hợp giữa Rec và LBFCO khi sự cố N xảy ra tại thanh cái 10, với kết quả mô phỏng 4 (2) quả trên phần mềm ETAP, như thể hiện trong Hình 5.12.

I gđ2 = 784,5 A < I (2) =2,273 kA < I gđ1 =2,899 kA → Đạt yêu cầu

I (2) : dòng điện NM 2 pha tại thanh cái 10

 Xét sự cố chạm đất:

- Kiểm tra sự phối hợp giữa R ec và LBFCO khi N(1) xảy ra tại thanh cái 10, khi 4 đó kết quả được mô phỏng trên ETAP như Hình 5.13 nm nm−min

I (1) : dòng điện NM 1 pha chạm đất tại thanh cái 10

Kiểm tra sự phối hợp giữa R ec và LBFCO khi xảy ra sự kiện N(1,1) tại thanh cái 10 cho thấy kết quả mô phỏng trên ETAP, được thể hiện trong Hình 5.14.

Hình 5.14 Sự phối hợp giữa R ec và LBFCO khi N(1,1) tại thanh cái 4

I gđ1 =1,122 kA → Đạt yêu cầu

I (1,1) :dòng điện 3I do N gây ra tại thanh cái 100 (1,1)

∎ Kiểm tra tương tự MCTĐL R với các LBFCO,FCO còn lại : thỏa điều kiện phối hợp ec chọn lọc

5.4.4 Kiểm tra sự phối hợp giưa rơle quá dòng điện và cầu chì tự rơi

Sau khi kiểm tra sự phối hợp giữa các cầu chì tự rơi, bước tiếp theo là kiểm tra sự tương thích giữa rơle quá dòng điện R và các cầu chì tự rơi ở đầu nhánh rẽ, cụ thể là giữa R và LBFCO.

 Xét sự cố chạm pha

- Giả sử có N(3) và N(2) tại thanh cái 7, khi đó sự phối hợp giữa Rơle R 1 và LBFCO 2 được mô phỏng trên ETAP như Hình 5.15 a) b)

Hình 5.15 a) Sự phối hợp giữa Rơle R và LBFCO khi N(3) tại thanh cái 71 2

Hình 5.15 b) Sự phối hợp giữa Rơle R và LBFCO khi N tại thanh cái 71 2 (2)

∆t = t R1 − t ct−LBFCO2 > 0,12 s + Đường đặc tính của R nằm dưới đường cong đặc tính thời gian tác động của dây 1 chì 140K

→Chưa đáp ứng chọn lọc ĐÔ AN TÔT NGHIÊP

 Xét sự cố chạm đất

- Giả sử có N và N tại thanh cái 7, khi đó sự phối hợp giữa hai thiết bị được mô (1) (1.1) phỏng trên ETAP như Hình 5.16 a) b)

Hình 5.16 a) Sự phối hợp giữa Rơle R1 và LBFCO2 khi N(1) tại thanh cái 7

Hình 5.16 b) Sự phối hợp giữa Rơle R và LBFCO khi N(1,1) tại thanh cái 71 2

∆t = t R1 − t ct−LBFCO2 < 0,12 s + Đường đặc tính của R nằm dưới đường cong đặc tính thời gian tác động của dây 1 chì 140K

→Chưa đáp ứng chọn lọc

Em tiến hành chỉnh định lại R , cách thực hiện là chỉnh định trực tiếp trên ETAP kết 1 quả sau khi chỉnh định được thể hiện như Bảng 5.10.

Bảng 5.10 Kết quả điều chỉnh các chức năng 50/50N và 51/51N của R1

Chức năng Thông số Giá trị

I0> 0,6 A t0> t = 13,5 Tp Với Tp = 1,686 tđ IR

Sau khi điều chỉnh các thông số cho R, tôi đã tiến hành kiểm tra sự phối hợp giữa R và LBFCO trong các trường hợp NM N(3), N(2), N(1) và N(1.1) tại thanh cái 71 2 để quan sát sự thay đổi Kết quả mô phỏng được trình bày trong Hình 5.17 và Hình 5.18.

Hình 5.17 a) Sự phối hợp giữa LBFCO 2 và Rơle R sau hiệu chỉnh khi N(3) tại thanh cái1

Hình 5.17 b) Sự phối hợp giữa LBFCO 2 và Rơle R sau hiệu chỉnh khi N(2) tại thanh cái 71 ĐÔ AN TÔT NGHIÊP a) b)

Hình 5.18 a) Sự phối hợp giữa LBFCO2 và Rơle R sau hiệu chỉnh khi N(1) tại thanh cái 71

Hình 5.18 b) cho thấy sự phối hợp hiệu quả giữa LBFCO2 và Rơle R sau khi điều chỉnh tại N(1,1) trên thanh cái 71 Để xác minh sự tương thích của R với các LBFCO và FCO trên nhánh rẽ khác, em 1 đã tiến hành kiểm tra tương tự và đạt được kết quả thỏa mãn điều kiện phối hợp.

5.4.5 Kiểm tra sự phối hợp giưa Rơle R và MCTĐL R : 1 ec

 Xét sự cố chạm pha:

- Kiểm tra sự phối hợp giữa R ec và Rơle R1 khi N(3) và N(2) xảy ra tại thanh cái 4 khi đó kết quả được mô phỏng trên ETAP như Hình 5.19 a) b)

Hình 5.19 a) Sự phối hợp giữa R ec và Rơle R khi N(3) tại thanh cái 41

Hình 5.19 b) Sự phối hợp giữa Rec và Rơle R khi N(2) tại thanh cái 41

 Khi N(3) tại thanh cái 4 trường hợp sự cố lâu dài thì Rơle R tác động sau đặc 1 tính cắt chậm t=2,54s >0,3s thỏa điều kiện (5.31)→ đảm bảo tính chọn lọcRec ∆

 Tương tự khi N(2) tại thanh cái 4: sự phối hợp giữa Rec và Rơle R đảm bảo 1 tính chọn lọc.

 Xét sự cố chạm đất:

Kết quả kiểm tra sự phối hợp giữa Recvà Rơle R khi N và N xảy ra tại thanh cái 4 được mô phỏng trên ETAP, thể hiện qua hình ảnh cụ thể như Hình 5.20 Qua kết quả này, chúng ta có thể đánh giá được sự phối hợp giữa các thiết bị và hệ thống điện trong trường hợp xảy ra sự cố, từ đó đưa ra các biện pháp cải thiện và đảm bảo an toàn cho hệ thống điện.

Hình 5.20 a) Sự phối hợp giữa R ec và Rơle R khi N(1) tại thanh cái 41

Hình 5.20 b) Sự phối hợp giữa Recvà Rơle R khi N1 (1,1) tại thanh cái 4

 Khi N tại thanh cái 4 trường hợp sự cố lâu dài thì Rơle R tác động sau đặc tính (1) 1 cắt chậm Rec t=7,04s > 0,3s thỏa điều kiện (5.31)→ đảm bảo tính chọn lọc∆

 Tương tự khi N(1,1) tại thanh cái 4: sự phối hợp giữa R ec và Rơle R đảm bảo tính1 chọn lọc.

Hệ thống bảo vệ mạng điện đã được kiểm tra và cho thấy sự phối hợp hiệu quả giữa các thiết bị bảo vệ, đảm bảo tính chọn lọc trong quá trình hoạt động.

Tiêu đề	Thiết Kế Mạng Điện Trung Thế 22 Kv Có Ứng Dụng Phần Mềm Etap
Tác giả	Trần Anh Quyền
Người hướng dẫn	ThS. Đặng Tuấn Khanh
Trường học	Trường Đại Học Bách Khoa
Chuyên ngành	Điện - Điện Tử
Thể loại	Đồ án tốt nghiệp
Năm xuất bản	2023
Thành phố	TP Hồ Chí Minh

Định dạng
Số trang	112
Dung lượng	11,34 MB