Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của các phương thức bảo vệ máy biến áp

Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của các phương thức bảo vệ máy biến áp Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của các phương thức bảo vệ máy biến áp Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của các phương thức bảo vệ máy biến áp luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp luận văn tốt nghiệp,luận văn thạc sĩ, luận văn cao học, luận văn đại học, luận án tiến sĩ, đồ án tốt nghiệp

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI

-

Nguyễn Thế Hùng

Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của các phương thức

bảo vệ máy biến áp

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC

KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

MỤC LỤC

MỤC LỤC 1

LỜI CAM ĐOAN 3

DANH MỤC HÌNH VẼ 4

DANH MỤC BẢNG BIỂU 5

MỞ ĐẦU 6

Chương 1 CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ 8

1.1 Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ 8

1.2 Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ 9

1.3 Một số sự cố thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ 14

1.4 Sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ và đề xuất nghiên cứu 17

Chương 2 CÁC CHỈ TIÊU ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ 18

2.1 Các chỉ tiêu phổ biến để đánh giá độ tin cậy 18

2.1.1 Giới thiệu chung 18

2.1.2 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của các phần tử 18

2.2 Các giải pháp nâng cao khả năng sẵn sàng của hệ thống rơle bảo vệ 20

Chương 3 PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ 25

3.1 Giới thiệu phương pháp cây sự cố đánh giá độ tin cậy 25

3.2 Phương thức kết nối các phần tử trong cây sự cố 27

3.3 Ví dụ áp dụng phương pháp cây sự cố với trường hợp đơn giản 29

Chương 4 ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP 32

4.1 Giới thiệu về trạm biến áp Đông Anh 500kV và phương thức bảo vệ 32

4.1.1 Giới thiệu về trạm biến áp 32

4.1.2 Sơ đồ phương thức bảo vệ của máy biếp áp AT3 tại trạm 33

4.1.3 Ma trận cắt hiện đang sử dụng 36

4.2 Các kịch bản đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ cho máy biến áp AT3 tại trạm biến áp Đông Anh 500kV 38

4.2.1 Các giả thiết khi tính toán độ tin cậy của các sơ đồ bảo vệ MBA 38

4.2.2 Các kịch bản so sánh độ tin cậy sơ đồ phương thức bảo vệ MBA 39

4.3 Giá trị không sẵn sàng của một số phần tử 41

4.4 Giới thiệu phần mềm OpenFTA tính toán cây sự cố 45

4.5 Kết quả đánh giá và các nhận xét 48

4.5.1 Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của Sơ đồ 3 (sơ đồ rút gọn) 48

4.5.2 Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của Sơ đồ 2

(sơ đồ mở rộng) 51

4.5.3 Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của Sơ đồ 1 (sơ đồ tiêu chuẩn) 54

4.5.4 Đánh giá kết quả 57

CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG NGHIÊN CỨU TRONG TƯƠNG LAI 60

5.1 Kết luận 60

5.2 Hướng nghiên cứu trong tương lai 60

PHỤ LỤC 62

TÀI LIỆU THAM KHẢO 72

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn là kết quả nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép

của ai Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được

ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác Nội dung luận văn có tham khảo,

sử dụng và trích dẫn các tài liệu, thông tin đã được đăng tải trên các tác phẩm, tạp chí, bài báo và các trang web theo danh mục tài liệu tham khảo của luận văn

Tác giả

Nguyễn Thế Hùng

DANH MỤC HÌNH VẼ Hình vẽ Trang

Hình 2.1 Hệ thống bảo vệ không có dự phòng 23

Hình 2.2 Hệ thống bảo vệ có dự phòng 23

Hình 3.1 Sơ đồ kết nối kiểu nối tiếp 28

Hình 3.2 Sơ đồ kết nối kiểu song song 28

Hình 3.3 Cây sự cố cho mạch bảo vệ đường dây 30

Hình 3.4 Cây sự cố cho mạch bảo vệ đường dây có rơle dự phòng 31

Hình 4.1Sơ đồ một sợi trạm 220/110kV Đông Anh 32

Hình 4.2 Sơ đồ phương thức bảo vệ 33

Hình 4.3 Ma trận cắt của các bảo vệ cho náy biến áp AT3 33

Hình 4.4 Ma trận cắt của phương thức bảo vệ MBA AT3 Đông Anh 37

Hình 4.5 Sơ đồ phương thức bảo vệ 1 (sơ đồ tiêu chuẩn) 40

Hình 4.6 Sơ đồ phương thức bảo vệ 2 (sơ đồ mở rộng) 41

Hình 4.7 Sơ đồ phương thức bảo vệ 3(sơ đồ rút gọn) 41

Hình 4.8 Giao diện chính của phần mềm 46

Hình 4.9 Các biểu tượng có sẵn trong phần mềm 47

Hình 4.10 Giao diện quản lý dữ liệu của OpenFTA 47

Hình 4.11 Các chức năng hỗ trợ phân tích, tính toán cây sự cố 48

Hình 4.12 Sơ đồ phương thức bảo vệ 3 (sơ đồ rút gọn) 49

Hình 4.13 Cây sự cố với sơ đồ 3 (sơ đồ rút gọn) 49

Hình 4.14 Sơ đồ phương thức bảo vệ 2 (sơ đồ mở rộng) 51

Hình 4.15 Cây sự cố với sơ đồ 2 (sơ đồ mở rộng) 53

Hình 4.16 Sơ đồ phương thức bảo vệ 1 (sơ đồ tiêu chuẩn) 54

Hình 4.17 Cây sự cố với sơ đồ 1 (sơ đồ tiêu chuẩn) 56

DANH MỤC BẢNG BIỂU

Bảng biểu Trang

Bảng 4.2 So sánh mức độ không sẵn sàng của các sơ đồ phương thức bảo vệ khác

Bảng 4.3 Mức độ đóng góp của các hư hỏng tới độ không sẵn sàng của sự kiện đỉnh 58

MỞ ĐẦU

Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy nhiên do hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra

và có thể dẫn tới những thiệt hại lớn cho hệ thống

Có thể thấy phương thức bảo vệ của các thiết bị chính trong hệ thống đã được qui định khá rõ ràng; tuy nhiên phần đấu nối các thiết bị và mạch nhị thứ còn khác nhau giữa các trạm Việc khác nhau của hệ thống nhị thứ là do quan điểm thiết kế của các hãng không giống nhau Vấn đề cần được thảo luận là phương thức bảo vệ và hệ thống mạch nhị thứ nào sẽ có độ tin cậy cao hơn và phù hợp

về mặt kinh tế

Xuất phát từ lý do này, luận văn đã đi sâu nghiên cứu cách thức đánh giá định lượng độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ, phương pháp sử dụng là phương pháp cây sự cố Phạm vi nghiên cứu sẽ giới hạn đối với phương thức bảo vệ máy biến áp vì đây là thiết bị phổ biến trên lưới điện và có giá thành lớn Phần tính toán áp dụng kết quả nghiên cứu sẽ thực hiện đối với sơ đồ phương thức bảo vệ của máy biến áp AT3 220kV trạm biến áp truyền tải Đông Anh, Hà Nội

Về mặt cấu trúc luận văn được chia ra thành 5 chương

Chương 1: Giới thiệu chung về cấu hình và các yêu cầu đối với hệ thống rơle

bảo vệ; đồng thời giới thiệu các sơ đồ phương thức chung bảo vệ máy biến áp 220kV & 500kV và các hư hỏng thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ Trong chương này cũng đặt ra mục tiêu nghiên cứu của luận văn

Chương 2: Giới thiệu các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá độ tin cậy của hệ

thống điều khiển bảo vệ và các giải pháp để nâng cao độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ

Chương 3: Giới thiệu phương pháp cây sự cố dùng để đánh giá mức độ không

sẵn sàng của hệ thống rơle bảo vệ

Chương 4: Áp dụng phương pháp cây sự cố để đánh giá mức độ không sẵn

sàng loại trừ sự cố trong vùng đối với một số sơ đồ bảo vệ máy biến áp phổ biến với mức độ dự phòng tăng dần Phạm vi áp dụng là với sơ đồ bảo vệ máy

biến áp AT3 220kV trạm Đông Anh Phần mềm OpenFTA được sử dụng để xây dựng và đánh giá mức độ không sẵn sàng

Chương 5: Đánh giá chung và đưa ra các hướng nghiên cứu trong tương lai

Chương 1 CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ

THỐNG RƠLE BẢO VỆ 1.1 Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ

Nhiệm vụ chính của thiết bị bảo vệ rơle là tự động cắt phần tử hư hỏng

ra khỏi hệ thống điện, ghi nhận phát hiện ra tình trạng làm việc không bình thường của các phần tử hư hỏng trong hệ thống điện Tùy vào mức độ tình

trạng làm việc bất thường mà rơle bảo vệ có thể chỉ báo tín hiệu hoặc tác động

+ Chọn lọc tương đối: Theo nguyên tắc tác động của mình, bảo vệ có thể làm việc như là bảo vệ dự trữ khi ngắn mạch phần tử lân cận

+ Chọn lọc tuyệt đối: Bảo vệ chỉ làm việc trong trường hợp ngắn mạch ở chính phần tử được bảo vệ

b) Tác động nhanh

Càng cắt nhanh phần tử bị ngắn mạch sẽ càng hạn chế được mức độ phá hoại của phần tử ấy, càng giảm được thời gian tụt thấp điện áp ở các hộ tiêu thụ và càng có khả năng giữ ổn định của hệ thống điện Để giảm thời gian cắt ngắn mạch cần phải giảm thời gian tác động của thiết bị bảo vệ rơle Tuy nhiên trong

một số trường hợp để thực hiện yêu cầu tác động nhanh thì không thể thỏa mãn

yêu cầu chọn lọc Hai yêu cầu này đôi khi mâu thuẫn nhau

nhỏ nhất) khi ngắn mạch trực tiếp ở cuối vùng bảo vệ và đại lượng đặt (tức dòng khởi động)

d) Đảm bảo độ tin cậy

Bảo vệ phải luôn luôn sẵn sàng khởi động và tác động một cách chắc chắn trong tất cả các trường hợp ngắn mạch trong vùng bảo vệ và các tình trạng làm

việc không bình thường đã định trước Mặt khác bảo vệ không được tác động khi ngắn mạch ngoài Nếu bảo vệ có nhiệm vụ dự trữ cho các bảo vệ sau nó thì khi ngắn mạch trong vùng dự trữ bảo vệ này phải khởi động nhưng không được tác động khi bảo vệ chính đặt gần chỗ ngắn mạch hơn chưa tác động Để tăng tính đảm bảo của bảo vệ cần:

+ Dùng rơle có chất lượng cao

+ Chọn sơ đồ bảo vệ rơle đơn giản nhất

+ Các bộ phận phụ (cực nối, dây dẫn) dùng trong sơ đồ phải chắc chắn,

tiếp xúc tốt

+ Thường xuyên kiểm tra sơ đồ bảo vệ

1.2 Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ

Hiện nay, hệ thống đường dây và các máy biến áp truyền tải điện năng đóng một vai trò quan trọng trong việc đưa điện năng sản xuất được đến hộ tiêu thụ

Số lượng các trạm biến áp truyền tải điện tăng lên không ngừng do phải đáp ứng nhu cầu tăng rất nhanh của phụ tải Việc sử dụng các máy biến áp ở các cấp điện áp 500, 220, 110, 22 kV trong hệ thống truyền tải điện ngày càng

nhiều chính vì vậy mà phương thức sử dụng dùng để bảo vệ cho máy biến áp

phần tử quan trọng nhất trong trạm biến áp ngày càng trở nên quan trọng Bên cạnh các yêu cầu kỹ thuật, các yêu cầu về tính kinh tế ngày càng được quan tâm nhằm nâng cao độ tin cậy để bảo vệ máy biến áp tốt hơn và tối ưu về mặt kinh tế

Việc phát hiện loại trừ nhanh sự cố bên trong máy biến áp giúp tăng khả năng cung cấp điện liên tục cho toàn hệ thống điện Theo quy định mới của EVN ban hành năm 2016 về cấu hình hệ thống và quy cách kỹ thuật của rơle bảo vệ cho các máy biến áp 500kV; 220kV và 110kV như sau (trích lược): a) Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 500/220kV:

+ Bảo vệ chính 1: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51,50N/51N Tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng chân sứ máy

biến áp

+ Bảo vệ chính 2: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N Tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng ngăn máy

cắt đầu vào các phía máy biến áp

+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 500kV: Được tích hợp các chức năng

bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 500kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 500kV

+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV: Được tích hợp các chức năng

bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV

+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp: Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp

+ Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26), rơle áp

lực máy biến áp (63), rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90),

rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được

gửi đi cắt trực tiếp máy cắt hai phía thông qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phòng của máy biến áp b) Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 220/110kV:

+ Bảo vệ chính 1: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng chân sứ máy

biến áp

+ Bảo vệ chính 2: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào các phía máy biến áp

+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV: Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV

+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 110kV: Được tích hợp các chức năng

bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 110kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110kV

+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp: Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp

+ Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26), rơle áp lực máy biến áp (63), rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90), rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được

gửi đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thông qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phòng của máy biến áp (F87T1, F87T2)

c) Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 110kV:

+ Bảo vệ chính: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64 (theo

nguyên lý tổng trở thấp), 50/51, 50N/51N Tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào các phía của máy biến áp

+ Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây 110kV: Được tích hợp các chức năng

bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ 110kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110kV

+ Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 1: Được tích hợp các chức năng

bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp 1 của máy biến áp

+ Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 2: Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp 2 của máy biến áp

+ Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26), rơle áp

lực máy biến áp (63), rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90), rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được

gửi đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thông qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời thông qua bộ bảo vệ chính và dự phòng 110kV của máy biến áp (F87, F67/67N)

Ví dụ về sơ đồ phương thức bảo vệ đối với các ngăn lộ và máy biến áp:

1.3 Một số sự cố thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ

Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy nhiên

do hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra như

liệt kê sau đây:

a) Hư hỏng phần cứng rơle của rơle bảo vệ

Bảo vệ cho các máy áp là hệ thống các rơle bao gồm rơle số, rơle điện cơ Về

mặt cấu tạo các rơle kỹ thuật số bao gồm các linh kiện điện tử, các phần tử

bảng mạch như IC, chíp, điốt, transitor, tụ điện…Các linh kiện điện tử này được tổ hợp thành các đầu vào input và đầu ra output để thực hiện cơ cấu tác động mỗi khi rơle thực hiện chức năng bảo vệ Rơle bảo vệ luôn luôn hoạt động 24/24h trong ngày luôn luôn sẵn sàng để tác động khi có sự cố xảy ra trong máy biến áp, mặt khác các linh kiện điện tử cũng có tuổi thọ nhất định chính vì vậy mà có xác suất hư hỏng nhất định dẫn đến nguyên nhân làm rơle

-11

FROM TVT09-E09

FROM CT INCOMING BAY 110kV AT1 TRANS (E09) AT1 TRANS.D04

FROM CT 220kV

WTI, OTI

87T1,49,64,FR AVR

AT3

BH OL WT OT

800-1200-2000/1A TM-250000/220

FR - FAULT RECORDER

F50/51 - INSTANTANEOUS AND TIME O/C PROTECTION F50/51N - INSTANTANEOUS AND TIME GROUND O/C PROTECTION F50BF - BREAKER FAILURE PROTECTION

AVR - TRANSFORMER VOLTAGE REGULATOR BCU - BAY CONTROL UNIT

WTI - WINDING TEMPERATURE INDICATOR, OTI - OIL TEMPERATURE INDICATOR TPI - TAP CHANGER POSITION INDICATOR

OL - LOW OIL LEVER RELAY

OT - HIGH OIL TEMPERATURE PROTECTION

LEGEND:

5P20 0,5

5P20 5P20 5P20 0,5 5P20 5P20 50/51,50/51N 50/51,50/51N87T2,49,FR

F59N - ZERO SEQUENCE OVERVOLTAGE PROTECTION

FROM CT INCOMING BAY 22kV AT1 TRANS.

F74 - TRIP CIRCUIT SUPERVISION

5P20

0,4kV

M

kV 3 0,11 3

23 0,11VTK13

TM1-560

5P20 TO 87T2 OF AT1 TRANS.

3P 0.5

7PA22 X 286

A - AMPEMET - AMPEMET DELECTOR SWITCH

không tác động khi có sự cố xảy Bên cạnh các rơle kỹ thuật số bảo vệ máy

biến áp còn có rơle điện cơ, các rơle cơ này hoạt đồng dựa trên nguyên lý điện

từ, được cấu tạo từ các cuộn dây, mạch điện từ và các tiếp điểm Qua quá trình

hoạt động lâu dài rơle cơ cũng bị ảnh hưởng và hư hỏng như đứt dây, già hóa

mạch điện từ, các tiếp điểm của rơle tiếp xúc kém

b) Hư hỏng nguồn làm việc cho rơle bảo vệ

Trong bất cứ trạm biến áp nào cũng luôn luôn có hệ thống nguồn AC/DC cung

cấp cho toàn bộ hệ thống mạch bảo vệ cũng như điều khiển của các thiết bị máy cắt, dao cách ly…Khi có sự cố xảy ra cho dù rơle có hoạt động đúng và tác động nhưng nếu thiếu hệ thống nguồn DC cung cấp thì máy cắt cũng không

thể cắt được, chính vì lẽ đó mà hệ thống nguồn AC/DC trong trạm biến áp rất quan trọng Theo quy chuẩn của EVN thì trong trạm biến áp thường có hai hệ

thống nguồn DC riêng biệt và hoạt động độc lập với nhau Nguồn DC được dự phòng nóng bằng hai hệ thống acquy độc lập Hai hệ thống acquy độc lập này được phụ nạp bằng hai hệ thống điện AC riêng biệt của trạm Một nguồn lấy từ nguồn tự dùng địa phương bên ngoài trạm, một nguồn AC lấy qua máy biến áp

tự dùng trong trạm điện Với thiết kế hệ thống nguồn AC/DC như vậy đảm bảo cho hệ thống mạch nhị thứ điều khiển bảo vệ hoạt động tin cậy giúp cho rơle

sẵn sàng tác động cô lập phần tử bị hư hỏng khi có sự cố xảy ra Tuy nhiên xác suất hư hỏng hệ thống nguồn AC, DC vẫn có thể xảy ra như hư hỏng acquy, hư

hỏng tủ chỉnh lưu AC/DC, hư hỏng các máy biến áp tự dùng cung cấp điện từ 22/0,4kV, hư hỏng attomat v.v Chính vì vậy khi xét đến tổng quan về độ tin cậy của cả hệ thống role bảo vệ của máy biến áp trong trạm điện cần phải xét

tới hệ thống DC này

c) Hư hỏng biến dòng điện, biến điện áp

Các biến dòng điện và biến điện áp cung cấp tín hiệu để rơle liên tục kiểm tra

và phát hiện các tình trạng làm việc bất thường hoặc sự cố Khi có sự cố xảy ra, các giá trị dòng điện và điện áp này vượt quá (hoặc giảm thấp hơn) giá trị cài đặt trong rơle thì rơle sẽ tác động gửi lệnh tới cắt các máy cắt để cô lập điểm sự

cố Xác xuất hư hỏng biến dòng điện và biến điện áp là rất nhỏ và chiếm một tỷ

lệ thấp trong thực tế

d) Hư hỏng, đấu sai mạch nhị rơle bảo vệ

Bên cạnh những nhân tố khách quan thì nhân tố chủ quan của con người cũng

là một trong nguyên nhân gây ra sai sót khiến rơle tác động nhưng không cắt được khi có sự cố xảy ra Rơle muốn làm việc được cần phải đấu các mạch điện nhị thứ liên quan như mạch lực dòng điện, điện áp cấp cho rơle, mạch nguồn DC nuôi, mạch các input đầu vào nhị phân, các đầu ra output tiếp điểm làm việc đi cắt các máy cắt Rơle hoạt động cắt đúng được máy cắt theo yêu

cầu chỉ khi các mạch này đúng với nguyên lý thiết kế của rơle Thực tế cho

thấy xác suất xảy ra việc đấu sai mạch nhị thứ này là khá nhiều, lý do có thể là

do trình độ, do kỹ năng và cả do hiểu sai về nguyên lý hoạt động của rơle dẫn đến nhầm lẫn

e) Sai sót khi cài đặt và cấu hình rơle

Một nguyên nhân khá phổ biến dẫn tới hệ thống rơle bảo vệ không hoạt động như mong muốn là do sai sót khi cấu hình rơle, cài đặt giá trị tác động, cài đặt các output, input cho rơle bảo vệ Như chúng ta đã biết rơle là một sản phẩm điện tử thông minh của con người dùng để bảo vệ cho các thiết bị điện, tuy nhiên tùy vào đối tượng bảo vệ mà nó cần phải được cài đặt các thông số phù hợp theo tính toán trước Công việc này này đòi hỏi người cài đặt và cấu hình rơle phải có chuyên môn, trình độ và được đào tạo Công việc cài đặt không đúng sẽ dẫn đến rơle làm việc sai, làm việc không đúng gây ảnh hưởng tới tuổi thọ của thiết bị điện nói riêng và ảnh hưởng đến các thiết bị khác lân cận Ngày nay dưới tác động của khoa học và kỹ thuật các loại rơle kỹ thuật số phát triển không ngừng cả về số lượng và chất lượng, ngày càng có nhiều hãng rơle và nhiều chủng loại rơle khác nhau, sử dụng nhiều loại phần mềm khác nhau để cài đặt cũng như cấu hình chức năng bảo vệ Chính vì thế khi một chủng loại hay một hãng rơle mới đưa vào vận hành trên lưới công việc cài đặt cũng như thí nghiệm đôi khi cũng xảy ra sai sót dẫn đến nguyên nhân không cắt được

máy cắt khi có sự cố xảy ra

f) Hư hỏng của bản thân máy cắt

Một yếu tố quan trọng chính dẫn tới việc hệ thống rơle không loại trừ được sự

cố chính là do hư hỏng của bản thân máy cắt Mặc dù rơle bảo vệ đã tác động,

mạch nhị thứ làm việc tốt, các cuộn cắt đã làm việc nhưng máy cắt vẫn không cắt được đó là do nguyên nhân như hư hỏng chính cuộn cắt, cuộn cắt bị hỏng, các cơ cấu cơ khí của máy cắt bị kẹt làm cho các trụ cực của máy cắt không thể tách rời tiếp điểm chính của máy cắt Xác suất hư hỏng này nói chung xảy ra khá ít và hiếm khi gặp trong thực tế

1.4 Sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ và đề xuất nghiên cứu

Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy nhiên

do hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra và có

thể dẫn tới những thiệt hại lớn cho hệ thống

Có thể thấy phương thức bảo vệ của các thiết bị chính trong hệ thống đã được qui định khá rõ ràng; tuy nhiên phần đấu nối các thiết bị và mạch nhị thứ còn khác nhau giữa các trạm Cấu hình của các hệ thống nhị thứ có thể khác nhau tùy theo quan điểm thiết kế của các hãng Vấn đề cần quan tâm đối với đơn vị

sử dụng là phương thức bảo vệ và hệ thống mạch nhị thứ nào sẽ có độ tin cậy cao hơn và phù hợp về mặt kinh tế

Xuất phát từ lý do này, luận văn sẽ đi sâu nghiên cứu cách thức đánh giá định lượng độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ dựa trên phương pháp cây sự cố Phạm vi nghiên cứu sẽ giới hạn đối với phương thức bảo vệ máy

biến áp vì đây là thiết bị phổ biến trên lưới điện và có giá thành lớn Phần tính toán áp dụng kết quả nghiên cứu sẽ thực hiện đối với sơ đồ phương thức bảo vệ

của máy biến áp AT3 tại trạm 500kV Đông Anh, Hà Nội

Chương 2 CÁC CHỈ TIÊU ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ

THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ

2.1 Các chỉ tiêu phổ biến để đánh giá độ tin cậy

2.1.1 Giới thiệu chung

Độ tin cậy của hệ thống (hoặc phần tử) là xác suất để hệ thống hoặc phần tử hoàn thành các nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian xác định và điều kiện nhất định Độ tin cậy và các chỉ số liên quan là một đại lượng xác

suất, phụ thuộc thời gian; tuy nhiên trong nhiều trường hợp có thể sử dụng giả thiết các chỉ số không phụ thuộc thời gian để tính toán độ tin cậy Đây chỉ là phương pháp gần đúng nhưng khả thi để có thể áp dụng trong thực tế

Đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi như hệ thống điện và các phần tử của

nó thì khái niệm khoảng thời gian xác định không có ý nghĩa bắt buộc vì hệ

thống làm việc liên tục Do đó độ tin cậy được đo bởi một đại lượng thích hợp hơn là độ sẵn sàng

“Độ sẵn sàng là xác suất để để hệ thống (hay phần tử) hoàn thành hoặc sẵn sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ”

Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ

và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời gian hoạt động Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, đó là xác suất

để hệ thống (hay phần tử) ở trạng thái hỏng

2.1.2 Các ch ỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của các phần tử

Độ tin cậy của các phần tử là yếu tố quyết định độ tin cậy của cả hệ

Một số chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá độ tin cậy của phần tử với giả

sau [1]:

MTBF là tổng của MTTF và MTTR Vì MTTR là thường nhỏ so với

λ-1

ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ (là tỉ số giữa thời gian hệ thống ở

phương thức tính mức độ sẵn sàng:

Với hệ thống rơle bảo vệ thường quan tâm tới thời gian không thể sẵn sàng làm

việc của hệ thống trong một năm Độ không sẵn sàng (Unavailability) là xác suất để hệ thống hay phần tử ở trạng thái hỏng Để tính hệ số không sẵn sàng,

ta xác định chu kỳ % sự cố mà các thành phần, thiết bị hoặc hệ thống không sẵn sàng thực hiện các chức năng của mình như phương trình (2)

Theo công thức 2: có thể giảm mức độ không sẵn sàng bằng cách:

- Giảm thời gian trung bình sửa chữa: tăng cường thí nghiệm, kiểm tra rơle, tăng cường thiết bị rơle dự phòng

- Giảm thời gian trung bình hư hỏng: sử dụng các thiết bị có tỷ lệ hư hỏng

thấp, thiết kế chắc chắn tin cậy

Các chỉ số đánh giá mức độ sẵn sàng và không sẵn sàng đều không có đơn vị, tuy nhiên có thể qui đổi ra thành các đại lượng thời gian khi tính cho một năm

2.2 Các giải pháp nâng cao khả năng sẵn sàng của hệ thống rơle bảo vệ

Hệ thống bảo vệ bao gồm các rơle và các thiết bị phụ trợ, khi có sự cố các rơle

sẽ tác động cắt các máy cắt để loại trừ sự cố Với lưới điện trung thế có thể sử dụng cầu chì và các thiết bị tự đóng lại để loại trừ sự cố

Do có vai trò quan trọng nên hệ thống bảo vệ được thiết kế dựa trên nguyên tắc phải đảm bảo luôn sẵn sàng phát hiện và loại trừ các sự cố Để tăng cường mức

độ sẵn sàng thì hệ thống rơle thường được thiết kế theo nguyên tắc

- Sử dụng hệ thống có các rơle tại chỗ dự phòng cho nhau

- Hệ thống rơle luôn có các bảo vệ dự phòng cấp trên để đảm bảo loại trừ được sự cố khi các bảo vệ tại chỗ bị hư hỏng (có vùng chồng lấn giữa

bảo vệ giữa bảo vệ tại chỗ và bảo vệ dự phòng từ xa)

Giải pháp tăng cường dự phòng là phương thức sử dụng thêm một hoặc nhiều các thiết bị bảo vệ dự phòng bên cạnh bảo vệ chính để tránh việc hệ thống cùng

bị một loại hư hỏng dẫn tới không cắt được sự cố trên lưới Hệ thống bảo vệ có

dự phòng được sử dụng chủ yếu ở lưới điện truyền tải vì lý do: nếu không có

hệ thống dự phòng thì khi hư hỏng thiết bị sẽ dẫn tới phải cắt sự cố bằng các bảo vệ cấp trên và dẫn tới kéo dài thời gian loại trừ sự cố Việc kéo dài thời gian loại trừ sự cố có thể dẫn tới các hậu quả nghiêm trọng như mất ổn định, rã lưới Hệ thống bảo vệ dự phòng cũng được sử dụng phổ biến đối với máy phát điện và máy biến áp công suất lớn

Các phương thức thiết kế hệ thống bảo vệ dự phòng bao gồm:

- Sử dụng hai bộ rơle bảo vệ (Main 1 và Main 2)

- Sử dụng thêm các kênh thông tin dự phòng

- Thiết kế các hệ thống mạch dòng điện và mạch điện áp riêng biệt cho hai bộ rơle bảo vệ

- Sử dụng hệ thống nguồn điện một chiều riêng

- Sử dụng máy cắt có hai cuộn cắt, các cuộn cắt được điều khiển bằng các mạch cắt riêng với nguồn dc độc lập với nhau

Riêng với máy cắt điện do không thể đầu tư máy cắt dự phòng nên cần được trang bị bảo vệ dự phòng hư hỏng máy cắt

Ngày nay việc áp dụng hệ thống bảo vệ dự phòng ở các cấp điện áp đã trở nên kinh tế hơn vì các rơle hiện nay đã được tích hợp sẵn nhiều tính năng bảo vệ trong một rơle Tuy nhiên việc tăng cường các rơle bảo vệ cũng có thể dẫn tới khả năng hệ thống bị mất an toàn do các tác động không mong muốn của hệ thống này; để tránh các trường hợp này thì với các hệ thống có nhiều rơle cần xem xét thiết kế logic cắt máy cắt chỉ khi có ít nhất 2 bảo vệ cùng tác động Một giải pháp khác nâng cao độ an toàn là sử dụng các rơle các hãng khác nhau

để tránh việc xảy ra cùng một lỗi hư hỏng Một số kỹ sư cho ràng việc sử dụng các rơle với các nguyên tắc hoạt động khác nhau và sử dụng nền tảng phần cứng khác nhau sẽ làm giảm nguy cơ hoạt động sai của rơle vì thế đã đề nghị

khi thiết kế sơ đồ dự phòng thì sử không sử dụng cùng một loại rơle bảo vệ của cùng một hãng Tuy nhiên hiện nay các rơle có thể sử dụng chung các thiết bị phần cứng của một số nhà sản xuất dẫn tới việc sử dụng các rơle của các hãng khác nhau có thể không cần thiết, thực tế cho thấy xác suất cùng một phần tử bị

hư hỏng cùng một thời điểm với hai rơle giống nhau là rất thấp

Việc sử dụng rơle giống hệt nhau trong một hệ thống bảo vệ chính có những ưu điểm sau:

- Hai hệ thống giống nhau cho phép các kỹ sư thiết kế một hệ thống và sử dụng được hai lần: giảm nhân công khi cài đặt, cấu hình; tránh được các lỗi khi cài đặt; giảm xác suất nhầm lẫn của con người

- Đảm bảo sự phối hợp bảo vệ tốt hơn do hai hệ thống bảo vệ giống nhau

- Giảm chi phí và giá thành tích hợp vào hệ thống tự động hóa trạm

- Các nhân viên vận hành sẽ dễ sử dụng hệ thống hơn do có chung giao diện

- Các kỹ sư có thể phân tích dữ liệu với cùng một loại công cụ và kỹ năng

- Nhân viên có thể chỉ cần đào tạo chuyên sâu về một loại rơle thay vì phải

học cách sử dụng hai rơ le cho cùng một mục đích

- Xử lý sự cố đơn giản hơn vì dễ dàng hơn cho người sử dụng để so sánh các báo cáo của hai rơle giống hệt nhau cho cùng một sự cố

Ví dụ minh họa về phương thức bảo vệ máy biến áp không có/có dự phòng:

nguồn điện một chiều độc lập và các máy cắt phía cao áp và hạ áp đều có hai cuộn cắt dự phòng cho nhau Khi có sự cố máy biến áp một hoặc cả hai bảo vệ rơle tác động gửi lệnh cắt cắt hai máy cắt cao áp và hạ áp cô lập điểm sự cố Tuy nhiên sơ đồ trên vẫn chưa xét đến ảnh hưởng của hiệu quả nếu thêm một biến dòng điện tại điểm trung tính của máy biến áp

Trong sơ đồ dự phòng thường giả thiết các thiết bị dự phòng có chất lượng tương đương nhau về các chỉ số như độ nhạy và về tốc độ hoạt động

Chương 3 PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN

CẬY CỦA HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ

3.1 Giới thiệu phương pháp cây sự cố đánh giá độ tin cậy

Phương pháp cây sự cố (Fault Tree Analysis - FTA) là một công cụ hữu dụng

để phân tích rủi ro và đánh giá độ tin cậy; giúp các kỹ sư có thể hiểu một hệ thống có thể bị hư hỏng dừng hoạt động do các yếu tố nào; nhận dạng được cách thức tốt nhất để giảm rủi ro hoặc cũng đánh giá được tỷ lệ có thể xảy ra các sự kiện với hệ thống đang quan tâm [1]

Phương pháp cây sự cố được phát triển từ năm 1962 tại Bell Laboratories, Mỹ

và nhanh chóng được phát triển và công nhận như một công cụ hữu hiệu đối với các chuyên gia phân tích độ tin cậy Trong giai đoạn đầu phát triển, công cụ được dùng chủ yếu trong các nhiệm vụ quốc phòng, tuy nhiên sau đó đã được

sử dụng rộng rãi trong công nghiệp hàng không vũ trụ, hóa chất, hạt nhân….và nhiều lĩnh vực kỹ thuật khác

FTA dựa trên phương thức phân tích từ trên xuống, bắt đầu với sự kiện không mong muốn có thể xảy ra sau đó xác định sự kiện cơ sở (Base event - BE) Trạng thái không mong muốn của hệ thống được diễn tả bởi Top Event (TE)

TE và BE được kết hợp với nhau thông qua các cổng logic (AND gate, OR gate) Cây sự cố là công cụ để nhận dạng và đánh giá các tổ hợp của các sự kiện không mong muốn có thể dẫn tới trạng thái không mong muốn của hệ thống

Sự kiện không mong muốn được coi là Top Event của cây sự cố Ví dụ: máy cắt không cắt được khi có sự cố được coi là một sự kiện không mong muốn đối với hệ thống rơle bảo vệ (TOP EVENT) Truy xuất ngược từ việc máy cắt không cắt được có thể do hai nguyên nhân: hư hỏng của bản thân máy cắt hoặc

hư hỏng của bản thân rơle; hai điều kiện này hợp thành lôgic OR (HOẶC) Xem xét tiếp việc hư hỏng của rơle có thể do hư hỏng phần cứng hoặc lỗi của phần mềm; hai điều kiện này lại hợp thành một lôgic OR Để tránh việc rơle bị

hư hỏng có thể sử dụng hai rơle dự phòng lẫn nhau, điều kiện này hợp thành logic AND do việc hư hỏng rơle gây ra ảnh hưởng tới việc không cắt máy cắt chỉ xảy ra khi hai rơle cùng hư hỏng

Một phần tử có thể xuất hiện tại nhiều chỗ trong cây sự cố nếu phần tử này có liên hệ và ảnh hưởng tới nhiều phần tử khác trong cùng hệ thống

Cây sự cố thường được diễn tả dưới dạng đồ họa sử dụng các phần tử logic AND, OR…để dễ phân tích tính toán

Các biểu tượng thông dụng diễn tả các sự kiện trong phương pháp cây sự cố:

Sự kiện cơ bản: hư hỏng hoặc lỗi trong một phần tử của

hệ thống (ví dụ: nguồn dc bị hỏng)

Sự kiện bên ngoài: sự kiện thuộc diện mong đợi có thể

xảy ra (không phải hư hỏng của bản thân phần tử)

Sự kiện chưa phát triển: sự kiện có thể không gây ra hệ

quả hoặc sự kiện chưa có đủ thông tin để đánh giá

Sự kiện điều kiện: các điều kiện mà gây ảnh hưởng hoặc

hạn chế tới đầu ra của các cổng logic (ví dụ: chế độ vận

hành có thể ảnh hưởng tới việc hư hỏng của BI dẫn tới

hệ thống bảo vệ mất tín hiệu dòng điện)

Sự kiện trung gian: sự kiện đạt được tại đầu ra của các

cổng logic

Các biểu tượng thông dụng diễn tả các logic trong phương pháp cây sự cố

OR: đầu ra xuất hiện nếu bất cứ đầu vào nào xuất hiện

AND: đầu ra xuất hiện nếu tất cả các đầu vào xuất hiện

(các đầu vào độc lập với nhau)

OR chuyên biệt: đầu ra xuất hiện nếu một đầu vào chỉ

định trước xuất hiện

AND ưu tiên: đầu ra chỉ xuất hiện nếu tất cả các đầu vào

xuất hiện tại một bước nào đó được chỉ định trước (bước

chỉ định trước này do sự kiện điều kiện quyết định)

Biểu tượng chuyển tiếp: dùng để liên kết đầu vào đầu ra

của các cây sự cố (ví dụ liên kết từ hệ thống con tới hệ

Chuyển tiếp raMỗi cây hỏng hóc được thành lập cho một sự kiện đỉnh

Ưu điểm: cây sự cố là phương pháp hiệu quả để nghiên cứu độ tin cậy của hệ thống phức tạp Phương pháp này cho phép đánh giá về chất lượng cũng như

số lượng trên quan điểm độ tin cậy Về mặt chất lượng cây sự cố cho hình ảnh

rõ ràng về nguyên nhân, cách thức xảy ra hỏng hóc và các hành vi của hệ thống Hơn nữa, phương pháp cây sự cố cho phép tính được các chỉ tiêu độ tin cậy của hệ thống

3.2 Phương thức kết nối các phần tử trong cây sự cố

- Kết nối kiểu nối tiếp:

Hệ thống hoạt động tốt nếu tất cả các phần tử của hệ thống hoạt động tốt (Hình 3.1)

Hình 3.1 Sơ đồ kết nối kiểu nối tiếp

Nếu các phần tử không tương tác với nhau thì các sự cố là độc lập với nhau và

độ tin cậy của hệ thống bằng tích các độ tin cậy của các phần tử hợp thành:

PHT=P1.P2.P3…Pn

Trong đó Pi: là xác suất của phần tử thứ I ở trạng thái tốt

Từ đó cũng có thể tính được xác suất trạng thái hỏng của hệ thống nối tiếp là:

Ví dụ của kiểu kết nối này là BI – Rơle – Máy cắt: tín hiệu cắt máy cắt khi sự

cố chỉ có được nếu tất cả các phần tử như BI và Rơle và bản thân Máy cắt hoạt động tốt

- Kết nối kiểu song song:

Các phần tử được nối song song, tạo ra khả năng dự phòng và nâng cao độ tin cậy của hệ thống Hệ thống chỉ gặp sự cố khi tất cả các phần tử cấu thành của

Nếu biết cường độ phục hồi μ1 và μ2 và tần suất hư hỏng λ1 và λ2 của các phần tử thì có thể tính được cường độ phục hồi μHT và tần suất hư hỏng λHTcủa

hệ thống như sau:

μ = μ1+ μ2

𝜆 = 𝜆1 𝜆2 �𝜇1 +1 𝜇2�1Còn nếu biết xác suất trạng thái hỏng của phần tử là Q1 và Q2 thì:

Phương pháp lát cắt tối thiểu:

Lát cắt bao gồm các phần tử mà khi các phần tử này đồng thời hỏng thì hệ

thống sẽ hỏng Với giả thiết rằng mỗi phần tử đều có khả năng đáp ứng nhu cầu

tải Lát cắt tối thiểu là lát cắt bao gồm số lượng tối thiểu các phần tử Hệ thống chỉ tốt khi tất cả các lát cắt tối thiểu đều tốt, nếu chỉ một lát cắt tối thiểu hỏng thì hệ thống sẽ hỏng Một lát cắt tối thiểu hỏng khi tất cả các phần tử của nó

hỏng Như vậy lát cắt được mô tả bằng sự nối song song các phần tử của nó, còn sơ đồ độ tin cậy của hệ thống sẽ là sự ghép nối tiếp của các lát cắt tối thiểu

3.3 Ví dụ áp dụng phương pháp cây sự cố với trường hợp đơn giản

Xét một hệ thống bảo vệ rơle đơn giản gồm một máy cắt, rơle quá dòng điện,

biến dòng điện cung cấp tín hiệu cho rơle và hệ thống nguồn thao tác dc (Hình 3.3) Áp dụng cây sự cố để phân tích khả năng hệ thống bảo vệ này không sẵn sàng để loại trừ được sự cố trên đường dây được bảo vệ

Sự kiện cần quan tâm là hệ thống không loại trừ được sự cố được coi là sự kiện đỉnh (Top Event) Để đơn giản giả thiết các sự kiện hỏng hóc xảy ra độc lập với nhau

Hình 3.3 Cây sự cố cho mạch bảo vệ đường dây

Sự kiện đỉnh được giả thiết là “Không cắt được máy cắt khi có sự cố trong vùng được bảo vệ” Phương pháp cây sự cố được bắt đầu từ sự kiện đỉnh, sau

đó phụ thuộc vào mối quan hệ logic của các sự kiện đỉnh với các sự kiện sự cố thành phần (thân, cành, lá….), thành lập cây sự cố thông qua các sự cố trung gian và các cổng logic Cổng OR ở Hình 3.3 chỉ ra rằng bất cứ sự cố thành

phần nào đều dẫn tới sự cố đỉnh

Ví dụ cường độ hư hỏng của các phần tử như sau:

- 0,01 cho máy cắt;

- 0,0001 cho CT;

- 0,001 cho rơle;

- 0,01 cho ắc quy;

- 0,0001 cho kênh truyền

Do các phần tử nối với nhau qua logic OR nên tần suất xuất hiện sự kiện đỉnh bằng tổng tần suất của các sự kiện nhánh và bằng:

0.01+0.001+0.001+0.01+0.0001=0.0221

Có thể nâng cao độ tin cậy của hệ thống (giảm tần suất xuất hiện sự kiện đỉnh) bằng cách thiết kế hệ thống bảo vệ với sơ đồ có dự phòng (Hình 3.4)

Hình 3.4 Cây sự cố cho mạch bảo vệ đường dây có rơle dự phòng

Vẫn với sơ đồ trên, bổ sung thêm một rơle dự phòng (rơle quá dòng có thời gian 51) Cây sự cố trong trường hợp này có thêm cổng AND Cổng AND này

thể hiện cả hai rơle hỏng mới gây ra sự kiện “cả hai rơle không tác động” với cường độ hư hỏng là 0,001×0,001 = 0,000001 Tần suất sự cố của sự kiện đỉnh trong trường hợp này sẽ là 0,0202 Như vậy độ tin cậy ở sơ đồ này đã được cải thiện do có thêm rơle dự phòng (cải thiện 8,6%)

Chương 4 ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ ĐÁNH GIÁ ĐỘ

TIN CẬY HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP

4.1 Giới thiệu về trạm biến áp Đông Anh 500kV và phương thức bảo vệ

4.1.1 Giới thiệu về trạm biến áp

Sơ đồ nối điện chính trạm biến áp Đông Anh 220/110kV

Sơ đồ phương thức bảo vệ cho máy biến áp 220/110kV của trạm Đông Anh

Hình 4.2 Sơ đồ phương thức bảo vệ

Ma trận cắt của hệ thống rơle bảo vệ cho máy biến áp

Hình 4.3 Ma trận cắt của các bảo vệ cho náy biến áp AT3

4.1.2 Sơ đồ phương thức bảo vệ của máy biếp áp AT3 tại trạm

Trạm biến áp 500kV Đông Anh nằm trên địa bàn Hà Nội bao gồm các cấp điện

áp 500kV, 220kV và 110kV Trạm được thiết kế là trạm không người trực sử dụng hệ thống điều khiển máy tính SICAM PAS của hãng SIEMENS Toàn bộ các tín hiệu của các ngăn lộ đường dây và máy biến áp được giám sát qua các rơle vừa làm chức năng bảo vệ vừa làm điều khiển giám sát BCU

Phía 500kV sử dụng sơ đồ tứ giác thiếu gồm ba máy cắt 500kV, có ngăn lộ xuất tuyến đường dây và một ngăn lộ tổng cấp cho máy biến áp AT1

Phía 220kV sử dụng sơ đồ hai thanh cái bao gồm 4 ngăn lộ đường dây, một ngăn lộ liên lạc 212 và 02 ngăn lộ tổng cấp cho máy biến áp AT1 và AT3 Phía 110kV sử dụng sơ đồ hai thanh cái có thanh cái vòng bao gồm 06 ngăn lộ đường dây, một ngăn lộ liên lạc 112 và 01 ngăn lộ tổng cấp cho máy biến áp AT3 có công suất 250/250/50MVA

Phương thức bảo vệ cho máy biến áp AT3 bao gồm các bảo vệ chính sau: a) Bảo vệ so lệch máy biến áp F87T1 sử dụng rơle 7UT86 khai thác các chức năng:

lực dòng dầu OLTC, chỉ thị mức dầu cao nhất, thấp nhất của máy biến áp được gửi vào rơle F87T1 để hiển thị lên hệ thống điều khiển máy tính MAIL 1 b) Bảo vệ so lệch máy biến áp F87T2 sử dụng rơle 7UT86 khai thác các chức năng:

+ Chức năng bảo vệ so lệch F87

+ Chức năng quá tải F49 và các chức năng bảo vệ quá dòng pha-pha F50/F51, quá dòng pha-đất F50N/F51N

Bảo vệ 7UT86 sử dụng mạch dòng điện lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào các phía của máy biến áp AT3 Bên cạnh đó các tín hiệu bảo vệ công nghệ của máy biến áp như tín hiệu rơle ga, dòng dầu, áp lực đột biến thùng dầu chính của máy biến áp, tăng cao, áp lực dòng dầu OLTC, chỉ thị mức dầu lớn

nhất và nhỏ nhất của máy biến áp được gửi vào rơle F87T2 để hiển thị lên hệ thống điều khiển máy tính MAIL 2

c) Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 220kV sử dụng rơle 7SJ85 khai thác các

chức năng quá dòng pha – pha, pha –đất có hướng F67/67N; quá dòng pha-pha, pha-đất không hướng F50/51, F50N/51N; chức năng bảo vệ chống quá áp thấp

áp F59/F27; chức năng kiểm tra đồng bộ F25

Đồng thời rơle có nhiệm vụ thu thập tín hiệu và điều khiển của ngăn lộ BCU Bảo vệ 7SJ85 sử dụng mạch dòng điện lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 220 của máy biến áp AT3 Tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện

áp thanh cái 220kV qua mạch lặp lại dao cách ly của ngăn lộ

d) Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 110kV sử dụng rơle 7SJ85 khai thác các

chức năng quá dòng pha–pha, pha–đất có hướng F67/67N, quá dòng pha-pha, pha-đất không hướng F50/51, F50N/51N; chức năng bảo vệ chống quá áp thấp

áp F59/F27; chức năng kiểm tra đồng bộ F25

Rơle cũng kiêm luôn làm chức năng thu thập tín hiệu và điều khiển của ngăn lộ BCU Bảo vệ 7SJ85 sử dụng mạch dòng điện lấy từ máy biến dòng ngăn máy

cắt đầu vào phía 110 của máy biến áp AT3 Tín hiệu điện áp được lấy từ máy

biến điện áp thanh cái 110kV qua mạch lặp lại dao cách ly của ngăn lộ

e) Bảo vệ quá dòng dự phòng phía 22kV sử dụng rơle 7SJ82 khai thác các

chức năng quá dòng pha pha, không hướng F50/51, chức năng bảo vệ chống quá áp F59, chức năng bảo vệ chống hư hỏng máy cắt F50BF, đồng thời kiêm luôn làm chức năng thu thập tín hiệu và điều khiển BCU của ngăn lộ phía 22kV Bảo vệ 7SJ82 sử dụng mạch dòng điện lấy từ máy biến dòng chân sứ của máy biến áp AT3

f) Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26), rơle áp lực