HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ VÀ TĐH TRÊN HTĐ QUỐC GIA

 Phân loại bảo vệ dựa trên nguyên lý tác độngĐặc điểm Sơ đồ unit Sơ đồ non-unit Nguyên lý So sánh tín hiệu vào/ra vùng bảo Vùng bảo vệ Giới hạn bằng vị trí các thiết bị đo tín hiệu Giới

TĐH TRÊN HTĐ QUỐC GIA

TRUNG TÂM ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA

PHÒNG PHƯƠNG THỨC

01 GIỚI THIỆU CHUNG VỀ RƠ LE BẢO VỆ

02 CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH

03 HỆ THỐNG RLBV CUA NHÀ MÁY NLTT

GIỚI THIỆU CHUNG VỀ

RƠ LE BẢO VỆ

bao gồm:

 Sự cố hệ thống điện (ngắn mạch): bao gồm các dạng sự

cố một pha/nhiều pha chạm đất, sự cố pha – pha, sự cố 3 pha.

 Bất thường hệ thống điện bao gồm các dạng: quá tải

phần tử hệ thống điện, thay đổi đột ngột công suất truyền tải

do chế độ phụ tải thay đổi hoặc do sự cố gây tách phần tử khác (chế độ N-1), điện áp cao, điện áp thấp, mất đồng bộ, tần

số cao, tần số thấp; mất cân bằng điện áp, dòng điện trên lưới điện do các chế độ mất cân bằng tải, pha không đối xứng, máy cắt không toàn pha, tụt lèo.

 Nguyên nhân sự cố hệ thống điện:

 Hậu quả sự cố hệ thống điện

Phá hỏng thiết bị điện

Mất an toàn cho người và tài sản

Ngừng cung cấp điện, ảnh hưởng đến an ninhcung cấp điện

Ngừng tổ máy do dao động điện, ảnh hưởng đếnchất lượng điện năng (tần số, điện áp, dòng điện)

Mất ổn định hệ thống điện

 Nguyên tắc chung trong việc lựa chọn và chỉnhđịnh RLBV

Đảm bảo tốt nhiệm vụ và đáp ứng 5 yêu cầu:

 Tác động nhanh

Bảo vệ rơ-le cắt nhanh phần tử sự cố sẽ giảmthiểu hư hỏng cho phần tử đó, giảm thiểu ảnhhưởng đến chất lượng điện năng và duy trì ổnđịnh hệ thống điện

 Độ nhạy

Là khả năng dự trữ của bảo vệ đối với dạng sự cốđược tính toán

• Bảo vệ quá dòng: Knhạy = Isự cố min /Ikđ

• Bảo vệ khoản cách: Knhạy= Zkđ/Zvùng bv

 Tính kinh tế

Các thiết bị bảo vệ được trang bị phải thỏa mãnyêu cầu kỹ thuật theo quy định những đồng thờicũng đồng thời cũng phải đảm bảo tính kinh tế

 Yêu cầu về dòng ngắn mạch lớn nhất cho phép và thời gian tối đa loại trừ sự cố đối với bảo vệ chính (TT25,39)

 Cho phép áp dụng 40kA/1s cho thanh cái 110kV của các

phép (kA)

Tmax loại trừ

sự cố bằng BV chính (ms)

Thời gian chịu đựng của BV chính (s)

500kV 50 80 1

220kV 50 100 1

110kV 31,5 (40) 150 1

Trung áp 25 500 1

 Phân loại bảo vệ dựa trên nguyên lý tác động

Sơ đồ bảo vệ unit: bảo vệ so lệch dọc; so lệchpha; bảo vệ khoảng cách, quá dòng có sử dụngkênh truyền

Sơ đồ bảo vệ non-unit: bảo vệ quá dòng, khoảngcách

 Phân loại bảo vệ dựa trên nguyên lý tác động

Đặc điểm Sơ đồ unit Sơ đồ non-unit

Nguyên lý So sánh tín hiệu vào/ra vùng bảo

Vùng bảo vệ Giới hạn bằng vị trí các thiết bị đo

tín hiệu

Giới hạn bởi giá trị chỉnh định (độ nhậy), hướng bảo vệ; vùng bảo vệ phải phối hợp với các bảo vệ xung quanh.

Độ nhạy Độ nhạy cao. Độ nhạy thấp hơn, do phụ thuộc nhiều vào

các yếu tố dòng tải, kết lưới, chế độ vận hành

Giá thành Thường cao hơn đặc biệt khi cần

có trạm trung chuyển tín hiệu.

Tùy thuộc vào trình độ công nghệ được sử dụng.

Có thể dùng cho mọi cấp điện áp Từng dạng rơle đơn giản ít được dùng cho

 Dự phòng bảo vệ

Dự phòng xa (dự phòng vùng bảo vệ)

• Bảo vệ dự phòng đặt ở các trạm xa, các rơ-le và máy cắt được dự phòng bằng các thiết bị tương ứng trên đoạn đường dây kế tiếp đằng trước (tính từ phía nguồn).

• Dự phòng xa được thực hiện chủ yếu trên nguyên tắc phối hợp về giá trị tác động và thời gian.

Dự phòng tại chỗ (dự phòng thiết bị)

CÁC NGUYÊN LÝ BẢO VỆ CHÍNH

 Một số kiến thức cơ bản

 Nguyên lý quá dòng

 Nguyên lý so lệch

 Nguyên lý tổng trở

 Một số kiến thức cơ bản

Định luật Kirchoff

• Tổng dòng điện vào và

ra của một nút (đối tượng) bằng không.

A2

B2

A0 B0 C0

Thuận

Nghịch

Không

 Một số kiến thức cơ bản

Các thành phần đối xứng – Mối quan hệ giữa cácvéc tơ thành phần

Nguyên lý quá dòng

Nguyên lý tác động

Rơ le đo tín hiệu dòng điện

Khi dòng điện > trị số đặt → rơ le khởi động vàđưa tín hiệu cắt MC sau khi đếm hết thời gian

~

I>>

 Dòng điện đo lường

Dòng điện pha (I)

Dòng điện thứ tự nghich (I2)

Dòng điện thứ tự không (3I0)

~

I>>

Δt

 Phối hợp bảo vệ quá dòng

Phối hợp theo thời gian

Phối hợp theo dòng điện

Kết hợp cả dòng điện và thời gian

HT

t

L tc3 = t1 ta2 = Δt + tb1 tb2 = Δt + tc1

I> I> I> D

 Nhằm đảm bảo tính chọn lọc, hoặc độ nhạy, BVQDđược trang bị thêm chức năng xác định hướnghoặc kiểm tra điện áp thấp.

Bảo vệ quá dòng có hướng (67)

2

3

Bảo vệ quá dòng có kiểm tra điện áp (51V)

I2

I1

I(A)

 Tín hiệu đo lường: U, I

Nguyên lý so lệch

 Bảo vệ so lệch dòng điện dựa trên nguyên lý củađịnh luật kirchhoff:

Trong điều kiện làm việc bình thường, dòng điện đivào bằng dòng điện đi ra

Trong điều kiện sự cố, dòng điện đi vào khác dòngđiện đi ra.

TC EQ

TC EQ

10+15>20

+15 +10

Đối với đường dây

M : Measurement

C & D : Comparison & Decision

TC EQ : Telecommunication Equipment

 Khi vận hành bình thường

Idiff = |I1 + I2| = 0

Ibias = |I1| + |I2| = 2I1

Idiff < Ibias → Không tác động

 Khi ngắn mạch trong vùng bảo vệ

Idiff = |I1 + I2| = 2I1

Ibias = |I1| + |I2| = 2I1

Idiff = Ibias → Rơle tác động

Một đặc tính hãm tiêu chuẩn

Idiff

Vùng khóa Vùng tác động K2

 Một đặc tính hãm của rơ le so lệch 7UT6xx

Nguyên lý tổng trở

 Rơ le tác động khi :

Z = Ur/Ir < Zđặt

Hướng công suất ngắn mạch cùng hướng đặt của

rơ le

Các vùng tác động

Vùng tác động độc lập: 1 – 4 vùng

Vùng tác động có sự trợ giúp của kênh truyền

Zc2 Zc1

 Vùng tác động có sự trợ giúp của kênh truyền

Bảo vệ 100% chiều dài đường dây

Thời gian tác động 0s

Điều kiện tác động:

• Phát hiện ra sự cố trong vùng bảo vệ.

• Nhận tín hiệu cho phép cắt từ đầu đối diện.

Vùng tác động có sự trợ giúp của kênh truyền

POTT – Permissive Over-reaching Transfer Trip

PUTT – Permissive Under-reaching Transfer Trip

 POTT – Permissive Over-reaching Transfer Trip

POTT – Permissive Over-reaching Transfer Trip –Weak in feed.

HỆ THỐNG RLBV CỦA NMNLTT

 Thông tư Quy định HTĐ Truyền tải (TT25/2016/TT-BCT), Thông tư Quy định HTĐ Phân phối (TT39/2015/TT-BCT):

 Quy phạm trang bị điện (Quyết định số 19/2006/QĐ-BCN);

 Quy định yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống rơ le bảo vệ và tự động hóa trong nhà máy điện và trạm biến áp (dưới thông tư 25- đang soạn thảo);

 Quyết định số 2896/QĐ-EVN-KTLĐ-TĐ của EVN về việc Quy định

về tiêu chuẩn kỹ thuật của hệ thống điều khiển tích hợp, cấu hình

hệ thống bảo vệ, quy cách kỹ thuật của rơ le bảo vệ cho đường dây và TBA 500 kV, 220 kV và 110 kV của EVN; Quy định về công tác thí nghiệm đối với rơ le bảo vệ kỹ thuật số.

Bảo vệ MBA

 Bảo vệ chính :

 Tích hợp chức năng: 87T, 49, 64, 50/51, 50/51N, tín hiệu dòng điện các phía → lấy từ CT MC MBA.

 BV dự phòng cuộn dây 110kV:

 Tích hợp chức năng: 67/67N, 50/51, 50/51N, 27/59, 50BF, 74.

 67/67N, 50/51, 50/51N, 25, 50BF, FR.

 Chức năng 87N, 50/51G phải được trang bị cho tất cả các cuộn dây trung áp đấu Y và có trung tính nối đất trực tiếp hoặc qua tổng trở.

 BV dự phòng cuộn dây trung áp có trung tính cách ly:

 67/67N, 50/51, 50/51N, 25, 50BF, FR, 59N.

 BV công nghệ: RL nhiệt độ (26), RL áp lực (63), RL gaz (96), RL báo mức dầu (71) được trang bị đồng bộ với MBA và gửi đi cắt MC

ba phía.

 Tích hợp chức năng: 87T, 49, 64, 50/51, 50/51N, tín hiệu dòng điện các phía → lấy từ CT MC MBA.

 Bảo vệ chính số 2:

 Tích hợp chức năng: 87T, 49, 64, 50/51, 50/51N, tín hiệu dòng điện các phía → lấy từ CT đầu cực MBA.

 BV dự phòng cuộn dây 220kV:

 Tích hợp chức năng: 67/67N, 50/51, 50/51N, 27/59, 50BF, 74.

 BV dự phòng cuộn dây trung áp: tương tự với MBA 110kV.

 Các bảo vệ công nghệ (RL nhiệt độ (26), RL áp lực (63), RL gaz

Bảo vệ đường dây

 ĐZ trên không 220kV có truyền tin bằng cápquang:

Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 87L, 67/67N,50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74

Bảo vệ dự phòng: tích hợp chức năng: 21/21N,67/67N, 50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74

F87 và F21 được phối hợp với đầu đối diện thôngqua kênh truyền bằng cáp quang

 ĐZ trên không 220kV không có truyền tin bằngcáp quang:

Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 21/21N,67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74

Bảo vệ dự phòng: tích hợp chức năng: 21/21N,67/67N, 50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74

BV F21 hai đầu ĐZ được phối hợp với nhau thôngqua kênh PLC

 ĐZ 110kV có truyền tin bằng cáp quang

Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 87L, 21/21N,67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74

Bảo vệ dự phòng: tích hợp chức năng: 67/67N,50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74

BV so lệch truyền tín hiệu phối hợp với đầu đốidiện thông qua kênh truyền bằng cáp quang

 ĐZ 110kV không có truyền tin bằng cáp quang:

Bảo vệ chính: tích hợp chức năng: 21/21N,

67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74

Bảo vệ dự phòng: tích hợp chức năng: 67/67N, 50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 85, 74

BV F21 hai đầu ĐZ được phối hợp thông qua PLC

ELECTRICITY

Bảo vệ thanh cái

 Bảo vệ chính:

Bảo vệ so lệch thanh cái (87B)

 Bảo vệ dự phòng:

Bảo vệ quá dòng (50/51, 50/51N)

Bảo vệ máy cắt

 Tất cả các MC của TBA nâng áp đề được trang bịbảo vệ chống từ chối máy cắt (50BF).

 Việc xác định máy cắt chưa cắt được có thể thôngqua tiếp điểm phụ hoặc theo dõi dòng chạy quamáy cắt.

 So sánh điện áp, góc pha và tần số 2 phía của MC

để thực hiện việc cho phép hòa đồng bộ hoặckhép vòng

 Giá trị được quy định trong Quy định quy trìnhthao tác trong hệ thống điện quốc gia (Thông tư44/2014)

 Cấu hình hệ thống rơ le bảo vệ đối với ĐZ trung áp, lưới trung tính nối đất trực tiếp:

 Hợp bộ bảo vệ được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 81, 25, 50BF, 74, 27/59.

 Cấu hình hệ thống rơ le bảo vệ cho ĐZ trung áp, lướitrung tính cách ly hoặc qua tổng trở:

 Hợp bộ bảo vệ được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 67Ns (bảo vệ chạm đất có hướng độ nhạy cao), 50/51, 50/51N, 50BF, 81, 25, 50BF, 74, 27/59.

 MBA có công suất > 6.3MVA phải được trang bị bảo

 Các bảo vệ công nghệ (RL nhiệt độ (26), RL áp lực (63),

RL gaz (96), RL báo mức dầu tăng thấp (71)) được trang bị đồng bộ với MBA.

 Các chức năng bảo vệ cơ bản 49, 50/51, 50BF, 81, 27/59, FR.

 67/67G, 50/51G được trang bị đối với lưới trungtính cách ly hoặc nối đất qua điện trở

 67/67N, 50/51N được trang bị đối với lưới trungtính nối đất trực tiếp

PHỐI HỢP THỰC HIỆN CHỈNH ĐỊNH

RƠ LE BẢO VỆ

 Thông tư số 40-2014/BCT: Quy định quy trình Điều độ HTĐ Quốc gia (2014).

 Thông tư số 25-2016/BCT: Quy định HTĐ truyền tải (2016).

 Thông tư số 39-2015/BCT: Quy định HTĐ phân phối (2015).

 Quyết định số 1656/QĐ-EVN: Hướng dẫn trình tự, thủ tục đóng điện lần đầu và chạy thử nghiệm thu đối với các công trình điện (2008).

 Quyết định số 1198/QĐ-EVN: Quy trình phối hợp kiểm soát thực hiện chỉnh định rơ le bảo vệ (2011).

 Quyết định số 246/QĐ-EVN: Quy chế Đàm phán, Ký kết và Thực hiện hợp đồng mua bán điện các dự án điện (2014).

Tính toán trị số chỉnh định rơle bảo vệ và tự độngcho hệ thống điện 500kV, tính toán trị số chỉnhđịnh cho các hệ thống tự động chống sự cố diệnrộng, sa thải phụ tải trên hệ thống điện quốc gia.

Kiểm tra và thông qua trị số chỉnh định rơ le bảo

vệ và tự động cho khối máy phát - máy biến ápcủa nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấpđiều độ quốc gia

 Nhiệm vụ của cấp điều độ miền:

 Tính toán trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động cho lưới điện 220 kV, 110 kV thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.

 Kiểm tra và lập phiếu chỉnh định cho hệ thống thiết bị sa thải phụ tải theo tần số của hệ thống điện miền theo các mức tần số do Cấp điều độ quốc gia cung cấp.

 Kiểm tra và thông qua trị số chỉnh định rơ le bảo vệ và

tự động cho khối máy phát - máy biến áp của nhà máy điện thuộc quyền điều khiển của Cấp điều độ miền.

 Kiểm tra và thông qua trị số tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ và tự động trong lưới điện phân phối

 Cung cấp tài liệu kỹ thuật, quy trình vận hành thiết bị của nhà máy cho các cấp điều độ để thực hiện tính toán, kiểm tra.

 Cung cấp báo cáo tính toán giá trị chỉnh định của các chức năng bảo vệ liên quan đến lưới điện quốc gia theo yêu cầu của cấp điều độ điều khiển.

 Cài đặt giá trị chỉnh định của các chức năng bảo vệ liên quan đến lưới điện quốc gia theo bản phê duyệt của cấp điều độ điều khiển cũng như gửi văn bản xác nhận hoàn

1) Cung cấp tài liệu kỹ thuật:

Danh mục tài liệu phục vụ công tác kiểm tra, thông qua trị số RLBV:

 Sơ đồ một sợi phần điện;

 Thông số thiết bị nhất thứ: ĐZ đấu nối, MB, cáp trung thế, thiết bị đóng cắt, thiết bị đo lường, thiết bị bù…

 Sơ đồ nguyên lý phương thức bảo vệ, mạch nhị thứ bảo vệ;

 Thông tin rơ le bảo vệ (order code, version…), tài liệu hướng dẫn, phần mềm giao tiếp mô phỏng rơ le;

 Báo cáo tính toán trị số chỉnh định rơ le (tính từ điểm đấu nối

về phía khách hàng đấu nối).

Ngoài ra, khách hàng đấu nối cần cung cấp các tài liệu kỹ thuật phục vụ các công tác mô phỏng tính toán, lập KHVH …

Thời hạn cung cấp TL:

 Lưới điện truyền tải: 3 tháng/ NMĐ; 2 tháng/ ĐZ & TBA.

 Lưới điện phân phối: 2 tháng/ NMĐ; 1 tháng/ ĐZ & TBA.

chỉnh định rơ le bảo vệ

Thời hạn ban hành văn bản thông qua: 20 ngày làm việc (kể từ

khi nhận đủ tài liệu.

3) Kiểm soát việc thực hiện chỉnh định:

Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải/ phân phối gửi văn bản xác nhận đã thực hiện chỉnh định tới A0/Ax.

 luong-tai-tao/default.aspx

https://www.nldc.evn.vn/CateNewsg/4/251/Nang-THU THẬP THÔNG TIN VÀ

PHÂN TÍCH SỰ CỐ

Thông tư số 40 – Quy định quy trình Điều độ HTĐQuốc gia (2014).

 Thông tư số 28 – Quy định quy trình Xử lý sự cốtrong HTĐ Quốc gia (2014)

 Quyết định số 185/QĐ-EVN: Quy trình điều tra sự

cố NMĐ, lưới điện, HTĐ của EVN (2014)

 Đơn vị tham gia đấu nối có trách nhiệm thu thập các

thông tin sau:

 Thời điểm xảy ra sự cố, các phần tử bị sự cố;

 Thông số chỉnh định thực tế đang cài đặt trong các rơ-le bảo vệ, tự động của trạm đã tác động và/hoặc khởi

trách nhiệm thu thập các thông tin:

 Thời điểm xảy ra sự cố, các phần tử bị sự cố, điều kiện thời tiết / công tác / tình hình hiện trường khu vực xảy

ra sự cố

 Tình trạng vận hành hệ thống trước sự cố.

 Diễn biến sự cố:

 Quá trình xử lý sự cố của của KSĐH A0/Ax;

 Thông tin liên quan đến sự cố vừa xảy ra được truy xuất

 Đơn vị tham gia đấu nối có trách nhiệm:

 Lập và gửi báo cáo sự cố tới cấp Điều độ điều khiển (A0 hoặc Ax).

 Các thông tin truy xuất từ thiết bị ghi nhận được gửi kèm thư điện tử về cấp Điều độ điều khiển theo các địa chỉ

• A0: phantichsuco.A0@evn.com.vn ; phantichsuco.A0@gmail.com

• Ax: phantichsuco.Ax@evn.com.vn ; phantichsuco.Ax@gmail.com

 Thời hạn gửi Báo cáo sự cố: không chậm hơn 24h kể từ khi xảy ra sự cố.

Cấp điều độ miền (Ax) có trách nhiệm:

Lập và gửi báo cáo sự cố tới A0

Thời hạn gửi Báo cáo sự cố: không chậm hơn 48h

kể từ khi xảy ra sự cố

 Cấp điều độ Quốc gia (A0) có trách nhiệm:

Lập và gửi báo cáo sự cố tới EVN

Thời hạn gửi Báo cáo sự cố: không chậm hơn 72h

kể từ khi xảy ra sự cố

 Nhiệm vụ của đơn vị tham gia đấu nối:

Thực hiện phân tích sự cố dựa trên các thông tinthu thập được, xác định nguyên nhân, đánh giácông tác vận hành thiết bị;

Lập và gửi Báo cáo phân tích sự cố tới A0/Ax khi

có yêu cầu của A0/Ax;

Đề xuất các biện pháp ngăn ngừa sự cố (nếu có)

và tham gia thực hiện các biện pháp này trongphạm vi trách nhiệm

 Căn cứ vào báo cáo sự cố và các thông tin thu thập được tiến hành phân tích xác định nguyên nhân sự cố;

 Đánh giá mức độ tin cậy, an toàn của các thiết bị, chất lượng của công tác vận hành hệ thống, rơ-le bảo vệ;

 Trong trường hợp kết quả phân tích của A0/Ax có sự khác biệt so với đơn vị tham gia đấu nối, cần tiến hành trao đổi thảo luận để đảm bảo hiệu quả của việc PTSC;

 Đề xuất các biện pháp ngăn ngừa sự cố (nếu có) và tham gia thực hiện các biện pháp này trong phạm vi