Xây dựng các giải pháp kỹ thuật và lựa chọn công nghệ để hoàn thiện hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp Công ty Điện lực 1

Xây dựng các giải pháp kỹ thuật và lựa chọn công nghệ để hoàn thiện hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp Công ty Điện lực 1 Xây dựng các giải pháp kỹ thuật và lựa chọn công nghệ để hoàn thiện hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp Công ty Điện lực 1 luận văn tốt nghiệp thạc sĩ

trường đại học bách khoa hà nội

lời cam đoan

Tôi xin cam đoan luận văn này do tôi thực hiện, các số liệu đã sử dụng trong luận văn và kết quả nghiên cứu hoàn toàn trung thực Toàn bộ nội dung của luận văn chưa được công bố

Mục lục

Danh mục các ký hiệu, các chữ viết tắt 5

Danh mục các hình vẽ 6

Danh mục các bảng biểu 8

Lời nói đầu 10

Chương 1 Hiện trạng hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp - Công ty Điện lực I 12

1.1 Bảo vệ chống sét bằng cột chống sét 12

1.1.1 Bản chất cột chống sét 12

1.1.2 Đánh giá phạm vi bảo vệ của cột chống sét đối với các trạm biến áp trung gian 12

1.1.2.1 Phạm vi bảo vệ của cột chống sét trên cấu hình 1 16

1.1.2.2 Phạm vi bảo vệ của cột chống sét trên cấu hình 2 19

1.2 Bảo vệ chống sét bằng dây chống sét (dây thu sét) cho đường dây trung áp 21

1.2.1 Phạm vi bảo vệ của dây chống sét theo mô hình cổ điển 22

1.2.2 Phạm vi bảo vệ dây chống sét theo mô hình Điện Hình Học 23

1.3 Khe hở phóng điện 25

1.4 Chống sét ống 26

1.5 Chống sét van 29

1.6 Dùng khe hở và chống sét ống bảo vệ đường dây 29

1.7 Bảo vệ các xuất tuyến 35 kV 31

1.8 Bảo vệ các xuất tuyến 22-10-6 kV 32

Chương 2 Đánh giá tình trạng vận hành và đề xuất các giải pháp kỹ thuật để hoàn thiện hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp 35

2.1 Tình trạng vận hành lưới điện trung áp năm 2004 35

2.1.2 Số lượng thiết bị quản lý năm 2004 35

2.1.2 Tình trạng sự cố thiết bị năm 2004 37

2.2 Tình trạng vận hành lưới điện trung áp năm 2005 40

2.2.1 Số lượng thiết bị quản lý năm 2005 40

2.2.2 Tình trạng sự cố thiết bị năm 2005 42

2.3 Tổng quan về bảo vệ chống sét lưới điện trung áp Công ty Điện lực 1 46

2.4 Đề xuất các giải pháp kỹ thuật cần thực hiện để hoàn thiện hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp 48

Chương 3 Lựa chọn công nghệ van chống sét và các thông số kỹ thuật của van để phù hợp với

các chế độ vận hành của lưới điện trung áp 50

3.1 Các phần tử van SiC 51

3.2 Các phần tử van MOV 53

3.3 Khe hở phóng điện 54

3.4 Vật liệu làm vỏ chống sét 56

3.5 Các định nghĩa về thông số của van MOV 59

3.6 Lựa chọn công nghệ chống sét MOV 62

3.6.1 Đối với van SiC 64

3.6.2 Đối với van MOV có khe hở và không có khe hở 64

3.6.2.1 Về cấu tạo 64

3.6.2.2 Về đặc tính bảo vệ của chống sét 65

3.6.2.3 Khả năng chịu quá điện áp tạm thời 66

3.6.2.4 Các đặc tính khác[22] 66

3.7 Lựa chọn các thông số kỹ thuật của van MOV cho các chế độ vận hành của lưới điện trung áp 67

3.7.1 Phối hợp cách điện để chịu quá điện áp 67

3.7.2 Yêu cầu của việc lựa chọn thông số van MOV cho lưới điện 68

3.7.3 Lựa chọn thông số của van cho lưới điện trung tính cách điện hoặc nối đất qua cuộn dập hồ quang 70

3.7.3.1 Đối với lưới 35 kV 70

3.7.3.2 Đối với lưới 10 kV 73

3.7.3.3 Đối với lưới 6 kV 74

3.7.4 Lựa chọn thông số của van cho lưới điện trung tính cách điện có bảo vệ cắt sự cố chạm đất 74

3.7.5 Lựa chọn thông số của van cho lưới điện TT trực tiếp nối đất 76

3.7.6 Lựa chọn thông số của van cho lưới điện trung tính nối đất qua tổng trở nhỏ 77

Chương 4 Nâng cao hiệu quả bảo vệ chống sét đối với đường dây trên không 78

4.1 Sử dụng chống sét ô xít kim loại cho các đường dây trên không 78

4.2 Tính toán năng lượng hấp thụ của chống sét van khi lắp đặt trên đường dây trung áp 79

4.2.1 Quy luật phân bố xác suất dòng điện sét 79

4.2.2 Năng lượng hấp thụ của chống sét theo dòng điện sét 80

4.2.3 Năng lượng hấp thụ của chống sét đường dây theo điện trở nối đất của cột 84

4.3 Yêu cầu kỹ thuật của chống sét và phương án lắp đặt chống sét trên các đường dây trung áp 85

4.3.1 Lựa chọn thông số của chống sét đường dây trung áp 86

4.3.2 Phương án lắp đặt chống sét 86

4.4 Hiệu quả giảm thời gian mất điện do sét đối với đường dây truyền tải khi lắp đặt chống sét van ô xít kẽm trên đường dây 88

4.5 Kết quả sử dụng chống sét van ô xít kim loại lắp đặt trên đường dây để giảm suất sự cố do sét tại Công ty Điện lực 1 89

Kết luận và hướng phát triển của đề tài 93

Tài liệu tham khảo 95

Phụ lục A 98

Phụ luc B 107

Danh môc c¸c ký hiÖu, c¸c ch÷ viÕt t¾t

Danh mục các hình vẽ

Hình 1.1 Mặt bằng bố trí thiết bị trạm TG Cửa hội – Nghệ an 14

Hình 1.2 Mặt bằng bố trí thiết bị trạm TG Cổ tiết – Phú thọ 15

Hình 1.3 Phạm vi bảo vệ của 2 cột chống sét trên cấu hình 1 17

Hình 1.4 Phạm vi bảo vệ của cột chống sét trên cấu hình 2 19

Hình 1.5 Phạm vi bảo vệ của dây chống sét [5] 22

Hình 1.6 Phạm vi bảo vệ dây chống sét theo mô hình ĐHH 24

Hình 1.7 Khe hở phóng điện 25

Hình 1.8 Chống sét ống 26

Hình 1.9 Bố trí chống sét đoạn xuất tuyến vào trạm biến áp 35 kV 31

Hình 1.10 Bảo vệ các xuất tuyến 3-22 kV 32

Hình 1.11 Bảo vệ các xuất tuyến 3-22 kV nối đất kéo dài 33

Hình 1.12 Bảo vệ các xuất tuyến 3-22 kV từ trạm TG công suất lớn 33

Hình 1.13 Bảo vệ các xuất tuyến 3-22 kV các trạm công suất nhỏ 33

Hình 1.14 Bảo vệ các nhánh rẽ 34

Hình 1.15 Bảo vệ nhánh rẽ vào trạm điện áp đến 35 kV 34

Hình 2.1 Phân loại sự cố MBA năm 2004 theo điện áp 37

Hình 2.2 Phân loại sự cố MBA năm 2004 theo công suất 37

Hình 2.3 Phân loại sự cố MBA năm 2004 theo nguyên nhân 38

Hình 2.4 Phân loại sự cố sứ năm 2004 theo nguyên nhân 38

Hình 2.5 Sự cố CSV lưới 35 kV năm 2004 theo công nghệ 39

Hình 2.6 Sự cố CSV lưới 35 kV sự cố năm 2004 theo nguyên nhân 39

Hình 2.7 Sự cố CSV lưới 10 và 6 kV năm 2004 theo công nghệ 40

Hình 2.8 Sự cố CSV lưới 6 và 10 kV năm 2004 theo nguyên nhân 40

Hình 2.9 Phân loại sự cố MBA năm 2005 theo điện áp 43

Hình 2.10 Phân loại sự cố MBA năm 2005 theo công suất máy 43

Hình 2.11 Phân loại sự cố MBA năm 2005 theo nguyên nhân 43

Hình 2.12 Phân loại sự cố CSVlưới 35 kV năm 2005 theo công nghệ 44

Hình 2.13 Phân loại sự cố CSVlưới 35 kVnăm 2005 theo nguyên nhân 45

Hình 2.14 Sự cố CSV lưới 10 và 6 kV năm 2005 theo công nghệ 45

Hình 2.15.Sự cố CSV lưới 10 và 6 kV năm 2005 theo nguyên nhân 45

Hình 3.1 Mô tả cấu tạo chung của các chống sét van SiC, MOV không khe hở và MOV có khe hở [20] 51

Hình 3.2 Đặc tuyến V-A của SiC [5] 52

Hình 3.3 So sánh đặc tuyến V-A của MOV và SiC [21] 53

Hình 3.4 Cấu tạo khe hở phóng điện [20] 54

Hình 3.5 Đẳng trị của khe hở có điện trở song song [5] 55

Hình 3.6a Mặt cắt van có khe hở vỏ sứ loại AZL của hãng Cooper [24] 57

Hình 3.6b Mặt cắt van không khe hở vỏ Silicone của Cooper [27] 58

Hình 3.7 Dạng điện áp của van MOV có và không có khe hở [21] 66

Hình 3.8 Biểu thị mức phối hợp cách điện [20] 68

Hình 4.1 Quy luật phân bố xác suất dòng điện sét 80

Hình 4.2 Đặc tính quan hệ giữa năng lượng hấp thụ và dòng điện sét 84

Hình 4.3 Quan hệ giữa năng lượng hấp thụ E s và điện trở nối đất R 85

Hình 4.4.Lắp chống sét van ô xít kẽm trên đường dây trung áp 87

Hình 4.5 Lắp đặt CSV cho đường dây 110 kV của Công ty Điện lực 1 92

Danh mục các bảng biểu

Bảng 1.1 Khoảng cách khe hở ngoài theo điện áp danh định [4] 28

Bảng 2.1 Chiều dài đường dây (ĐDK + cáp ngầm) năm 2004 [7] 35

Bảng 2.2 Số lượng trạm biến áp trung gian năm 2004 [7] 35

Bảng 2.3 Số lượng trạm biến áp phân phối năm 2004 [7] 35

Bảng 2.4 Số lượng thiết bị chống sét năm 2004 [7] 35

Bảng 2.5 Số lượng MBA sự cố năm 2004 [7] 37

Bảng 2.6 Số lượng sứ sự cố năm 2004 [7] 38

Bảng 2.7 Số lượng chống sét van sự cố năm 2004 [7] 39

Bảng 2.8 Chiều dài đường dây (ĐDK+ cáp ngầm) năm 2005 [8] 40

Bảng 2.9 Số lượng trạm biến áp trung gian năm 2005 [8] 40

Bảng 2.10 Số lượng trạm biến áp phân phối năm 2005 [8] 41

Bảng 2.11 Số lượng thiết bị chống sét năm 2005[8] 41

Bảng 2.12 Số lượng MBA sự cố năm 2005 [8] 42

Bảng 2.13 Số lượng sứ sự cố năm 2005 [8] 44

Bảng 2.14 Số lượng chống sét van sự cố năm 2005 [8] 44

Bảng 3.1 Thông số kỹ thuật chính của van SiC do Liên xô sản xuất [5] 62

Bảng 3.2 Thông số kỹ thuật của van MOV có khe hở COOPER [24] 63

Bảng 3.3 Thông số kỹ thuật của van MOV không khe hở COOPER [27] 63

Bảng 3.4 Thông số kỹ thuật của van MOV không khe hở AREVA [23] 63

Bảng 3.5 Thông số kỹ thuật của van MOV không khe hở ABB [21] 64

Bảng 3.6 Điện áp và mức cách điện của lưới điện [18] 69

Bảng 3.7 Kết quả tính toán lựa chọn van cho lưới 35 kV TT cách điện 71

Bảng 3.8 Kết quả tính toán chọn thông số van cho lưới 35 kV TTcách điện có điện áp lớn nhất 38,5 kV 72

Bảng 3.9 Kết quả tính toán lựa chọn thông số van cho lưới 10 kV 73

Bảng 3.10 Kết quả tính toán lựa chọn thông số van cho lưới 6 kV 74

Bảng 3.11 Kết quả tính toán lựa chọn van cho lưới 35 kV trung tính cách điện có bảo vệ cắt sự cố chạm đất 75

Bảng 3.12 Kết quả tính toán lựa chọn van cho lưới 22 kV 76

Bảng 3.13 Kết quả tính toán lựa chọn van cho lưới 22 kV nối đất qua tổng trở 77

Bảng 4.1 Kết quả tính toán E s (I) 81

Bảng 4.2 Thông số kỹ thuật chính của chống sét đường dây trung áp 86

Bảng 4.3 Hiệu quả giảm số lần mất điện do sét khi lắp đặt CSV đường dây 89

Bảng 4.4 Thống kê số lần sự cố do sét các đường dây 110 kV 89

Bảng 4.5 Thông số kỹ thuật chính của CSV đường dây 110 kV 91

Bảng 4.6 Thống kê số lần sự cố do sét các đường dây 110 kV khu vực Lào cai, Yên bái sau khi lắp đặt chống sét van 92

Bảng A.1 Chiều dài đường dây trên không các Điện lực 2004 98

Bảng A.2 Chiều dài đường dây cáp ngầm các Điện lực năm 2004 99

Bảng A.3 Số lượng trạm biến áp trung gian các Điện lực năm 2004 100

Bảng A.4 Số lượng trạm biến áp phân phối các Điện lực năm 2004 101

Bảng A.5 Số lượng thiết bị chống sét các Điện lực năm 2004 102

Bảng A.6 Số lượng MBA phân phối các Điện lực bị sự cố năm 2004 103

Bảng A.7 Số lượng sứ các Điện lực bị sự cố năm 2004 104

Bảng A.8 Số lượng CSV các Điện lực bị sự cố năm 2004 105

Bảng A.9 Sản lượng điện mất do sự cố các Điện lực năm 2004 106

Bảng B.1 Chiều dài đường dây trên không các Điện lực năm 2005 107

Bảng B.2 Chiều dài đường dây cáp ngầm các Điện lực năm 2005 108

Bảng B.3 Số trạm biến áp trung gian các Điện lực năm 2005 109

Bảng B.4 Số lượng trạm biến áp phân phối các Điện lực năm 2005 110

Bảng B.5 Số lượng thiết bị chống sét các Điện lực năm 2005 111

Bảng B.6 Số lượng MBA trung áp các Điện lực bị sự cố năm 2005 112

Bảng B.7 Số lượng sứ các Điện lực bị sự cố năm 2005 113

Bảng B.8 Số lượng CSVcác Điện lực bị sự cố năm 2005 114

Bảng B.9 Sản lượng điện mất do sự cố các Điện lực năm 2005 115

Lời nói đầu

Ngày nay, cùng với việc thay thế các thiết bị đóng cắt cũ dùng dầu bằng các thiết bị đóng cắt dùng khí SF6 hoặc chân không, thay thế các thiết bị bảo

vệ điện từ cũ bằng các thiết bị bảo vệ dùng công nghệ số thì trong lĩnh vực chống sét các van chống sét Carbua Silic (SiC) được thay thế bằng các van ô xít kẽm (ZnO)

Việc sử dụng các thiết bị có công nghệ mới rõ ràng ưu việt hơn các thiết

bị dùng công nghệ cũ, tuy nhiên cần phải định hướng được việc lựa chọn công nghệ mới và lựa chọn thông số kỹ thuật của các thiết bị mới để phù hợp với chế độ vận hành của lưới điện

Những năm gần đây, ngành điện đã tập trung đầu tư để nâng cấp hệ thống điện truyền tải 110 kV và 220 kV do vậy về cơ bản hệ thống điện truyền tải đã được hiện đại hoá (sử dụng các thiết bị có công nghệ mới) Đối với lưới

điện trung áp do khối lượng quản lý lớn, việc đầu tư cải tạo chỉ mới thực hiện

ở mức chắp vá do vậy độ tin cậy về cung cấp điện chưa cao, trên cơ sở thực tiễn về công tác quản lý vận hành và kinh nghiệm sử dụng các thiết bị mới tác giả mong muốn đánh giá thực trạng hệ thống lưới điện trung áp của Công ty

Điện lực 1 để từ đó đưa ra các giải pháp về mặt kỹ thuật và công nghệ để hoàn thiện hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp

Mục đích của luận văn là xây dựng định hướng về việc sử dụng các thiết

bị chống sét có công nghệ mới và các giải pháp kỹ thuật về việc lựa chọn thông số của van chống sét cho lưới điện để giảm suất sự cố lưới điện trung áp

do sét gây nên đáp ứng yêu cầu cao về việc cấp điện an toàn và liên tục cho phụ tải

Nội dung của luận văn gồm 4 chương và phần phụ lục:

Chương 1 Hiện trạng hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện trung áp Công

ty Điện lực I

Chương 2 Đánh giá tình trạng vận hành và đề xuất các giải pháp kỹ thuật hoàn thiện hệ thống bảo vệ chống sét lưới điện lưới điện trung áp

Chương 3 Lựa chọn công nghệ van chống sét và thông số kỹ thuật của van để phù hợp với chế độ vận hành của lưới điện

Chương 4 Nâng cao hiệu quả bảo vệ chống sét đối với đường dây tải

điện trên không

Để hoàn thành luận văn này, tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sự hướng dẫn, chỉ bảo tận tình của thầy giáo TS Trần Văn Tớp, bộ môn Hệ thống

điện, trường Đại học Bách khoa Hà Nội

Xin chân thành cảm ơn các thầy cô giáo trong bộ môn Hệ thống điện, Trung tâm Bồi dưỡng và Đào tạo sau đại học – Trường Đại học Bách khoa

Hà Nội

Xin chân thành cảm ơn bạn bè, đồng nghiệp đã có những ý kiến, đóng góp quý báu

Do thời gian có hạn, vấn đề nghiên cứu có liên quan đến nhiều lĩnh vực

và vốn hiểu biết chưa nhiều nên chắc chắn luận văn này còn nhiều thiếu sót, hạn chế Tác giả rất mong nhận được sự góp ý của các thầy cô, các chuyên gia, bạn bè đồng nghiệp để hoàn thiện đề tài này

Xin trân trọng cảm ơn!

Chương 1 Hiện trạng hệ thống bảo vệ chống sét lưới

điện trung áp - Công ty Điện lực I

Trong chương này sẽ trình bày các biện pháp bảo vệ chống sét (bảo vệ chống sét hoặc quá điện áp khí quyển) đã dùng ở lưới điện trung áp (6, 10, 22

và 35 kV) của Công ty Điện lực I trên quan điểm đánh giá các mặt:

* Bản chất của biện pháp bảo vệ

* Các thiết bị bảo vệ đã sử dụng

* Các tồn tại

1.1 Bảo vệ chống sét bằng cột chống sét

Để bảo vệ chống sét đánh thẳng cho các công trình thường dùng hệ thống thu sét – cột thu sét (cột chống sét) hoặc dây thu sét, bao gồm: bộ phận thu sét (kim hoặc dây thu sét), bộ phận nối đất và dây nối đất Trong lưới điện trung áp dùng cột chống sét để chống sét đánh trực tiếp vào trạm biến áp trung gian hoặc trạm phân phối, tuy nhiên các trạm biến áp phân phối thường là các trạm biến áp có kết cấu kiểu trạm treo (gọn và đơn giản) do vậy chủ yếu cột chống sét dùng để bảo vệ cho trạm trung gian

1.1.1 Bản chất cột chống sét

Cột chống sét là vật thể mang một mũi kim loại nhọn có dây nối đất kim loại, kim được đặt ở một vị trí cao hơn phần được bảo vệ Do kim đặt ở chỗ cao, cấu tạo có mũi nhọn nên tạo ra điện trường có cường độ rất cao (hơn hẳn các chỗ khác), vì vậy khi có phóng điện sét thì sẽ phóng vào kim thu sét và dòng sét được dẫn xuống đất Do đó trong vùng bảo vệ sẽ không bị sét phóng trực tiếp

1.1.2 Đánh giá phạm vi bảo vệ của cột chống sét đối với các trạm biến áp trung gian

Hiện nay các trạm biến áp trung gian 35/10 kV hoặc 35/6 kV do Công ty

Điện lực 1 quản lý thường sử dụng hai máy biến áp với các gam công suất:

1600, 1800, 2500, 3200, 4000, 5600 hoặc 6300 kVA Có 2 cấu hình đặc trưng của trạm biến áp trung gian trên lưới Công ty Điện lực 1 bao gồm:

* Cấu hình 1 : Các trạm biến áp trung gian chỉ có các xuất tuyến 10 kV

hoặc 6 kV

- Phía 35 kV : có 01 lộ vào

- Máy biến áp : 02 máy 35/10 kV hoặc 35/6 kV

- Phía 10 kV : có 02 hoặc 03 xuất tuyến

- Diện tích bố trí thiết bị trạm: chiều dài 17-25 m, chiều rộng 14-24 m

- Trạm sử dụng 01 hoặc 02 kim thu sét cao 22 - 24 m, đặt trên xà pooc tích của trạm

* Cấu hình 2 : Các trạm biến áp trung gian vừa có xuất tuyến 35 kV vừa

có xuất tuyến 10 kV hoặc 6 kV

- Phía 35 kV : có 01 lộ vào và 01 hoặc 02 lộ ra

- Máy biến áp : 02 máy 35/10 kV hoặc 35/6 kV

- Phía 10 kV : có 02 hoặc 03 xuất tuyến

- Diện tích bố trí thiết bị trạm: chiều rộng 14-18 m, chiều dài 16- 20 m

- Trạm sử dụng 01 hoặc 02 kim thu sét cao 22 - 24 m, đặt bên ngoài phần bố trí thiết bị

Trong mục này sẽ đánh giá phạm vi bảo vệ của cột chống sét theo mô hình cổ điển và mô hình ĐHH đối với 02 trạm trung gian : trạm trung gian Cửa hội – Nghệ an (mặt bằng bố trí thiết bị mô tả trên hình 1.1) đặc trưng cho cấu hình 1 và trạm trung gian Cổ tiết – Phú thọ (mặt bằng bố trí thiết bị của trạm mô tả trên hình 2.2) đặc trưng cho cấu hình 2

1.1.2.1 Phạm vi bảo vệ của cột chống sét trên cấu hình 1

Quy mô của trạm trung gian Của hội – Nghệ an:

- Phía 35 kV : có 01 lộ vào

- Máy biến áp : 02 máy 1600+4000 KVA, điện áp 35/10 kV

- Phía 10 kV : có 03 xuất tuyến

- Diện tích bố trí thiết bị trạm: chiều dài 22,5 m, chiều rộng 22 m

- Trạm sử dụng 02 kim thu sét đặt cách nhau 15 m, chiều cao kim 22 m,

đặt trên xà pooc tích của trạm

- Hệ thống thanh cái ở độ cao 8 m , cách kim thu sét 6 m

- Các MBA T1 và T2 cao 4m, đặt cách kim thu sét 9,5 m

* Theo mô hình cổ điển (thực nghiệm)

Một kim chống sét có độ cao h sẽ có một vùng bảo vệ dạng hình chóp, hình chóp này ở độ cao hx sẽ có tiết diện tròn có bán kính rx , rx được xác định theo công thức sau:

+

Trong đó: h: độ cao cao nhất của kim chống sét

hx : độ cao của vùng bảo vệ

rx : bán kính bảo vệ ứng với độ cao hx

ha = h – hx

Trường hợp có 2 cột chống sét, độ cao vùng bảo vệ giữa 2 cột được xác

định ho = h – S/7, trong đó S – khoảng cách giữa 2 cột chống sét Từ đó ta xác định được phạm vi bảo vệ chống sét cho cấu hình 1 theo mô hình cổ điển

là cung M-G1-T1-G2-M’ trên hình 1.3

B1 B2'

C1

r = 2m

F2 S1

- Các máy biến áp ở độ cao 4 m có bán kính bảo vệ 24,4 m do vậy cũng nằm trong vùng bảo vệ an toàn của cột chống sét

khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung BC hoặc CD thì sét sẽ đánh vào đỉnh cột chống sét, trong trường hợp này thiết bị trạm sẽ được an toàn

- Xét khi bán kính phóng điện r > 22 m (lớn hơn chiều cao cột chống sét) tương ứng với cú sét có dòng điện I>Is0 = 4,39 kA thì phạm vi bảo vệ

được nâng cao lên so với cung A-B-C-D-E và toàn bộ thiết bị trạm cũng được bảo vệ an toàn

- Xét khi bán kính phóng điện r < 22 m (bé hơn chiều cao của cột chống sét) tương ứng với cú sét có dòng điện I<Is0 = 4,39 kA, giả thiết trường hợp bán kính phóng điện rs1 = 9,5 m tương ứng với cú sét có dòng điện

Is1 = 1,53 kA thì miền thu sét tương ứng với cung A1-B1-C1-D1-E1-F1-H1 khi đó nếu tiên đạo sét xuất hiện trên cung A1B1 hoặc F1H1 thì sét sẽ đánh xuống đất tại vị trí cách cột thu sét các khoảng cách OM1 = O’M1’ = 9,5m tức là sét sẽ đánh vào phần máy biến áp T1 và T2, xác suất sét đánh vào phần máy biến áp T1 và T2 ở mặt đất tương ứng với p1 = 1 – exp(-1,53/26,1) = 0,056 (chiếm 5,6 %) và khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung B1C1 hoặc E1F1 thì sét sẽ đánh vào thân cột (G1K1 và G1I1) nhưng hệ thống thanh cái của trạm không bị sét đánh do OK1 = O’I1 = 9,5 m >8 m Trường hợp bán kính phóng điện rs2 = 8 m (bằng chiều cao của hệ thống thanh cái) tương ứng với

cú sét có dòng điện Is2 = 1,24 kA thì miền thu sét sẽ là cung E2-F2-H2, khi đó nếu tiên đạo sét xuất hiện ở cung B2C2 hoặc E2F2 thì sét sẽ

A2-B2-C2-D2-đánh vào thân cột chống sét (G1K2 và G2I2) và dàn thanh cái của trạm ở độ cao 8 m so với mặt đất sẽ bị sét đánh (G1K2 = G2I1 = 8 m) , xác suất có sét

đánh vào hệ thống thanh cái của trạm là p2 = 1- exp(-1,24/26,1) = 0,045 (chiếm 4,5 %), tuy nhiên do hệ thống thanh cái có mức cách điện BIL = 350

kV và tổng trở sóng Z = 400 Ω do vậy dòng điện tới hạn Ic = 2BIL/Z = 1,75

kA > Is2 như vậy mặc dù sét đánh vào hệ thống thanh cái của trạm nhưng sẽ không gây nên phóng điện trên cách điện của thanh cái và khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung A2B2 thì các máy biến áp T1 và T2 cũng sẽ bị sét đánh

1.1.2.2 Phạm vi bảo vệ của cột chống sét trên cấu hình 2

Quy mô của trạm trung gian Cổ tiết – Phú thọ:

- Phía 35 kV : có 01 lộ vào và 02 lộ ra

- Máy biến áp : 02 máy 1800+3200 KVA, điện áp 35/10 kV

- Phía 10 kV : có 03 xuất tuyến

- Diện tích bố trí thiết bị trạm: chiều dài 16 m, chiều rộng 15 m

- Trạm sử dụng 01 kim thu sét , chiều cao kim 24 m, đặt bên ngoài phần

bố trí thiết bị

- Hệ thống thanh cái ở độ cao 8 m so, cách kim thu sét 10 m

- Các MBA T1 và T2 cao 4 m, đặt cách kim thu sét 15 m

* Theo mô hình cổ điển

F1 E1

B1

M1' M

A2

M1 27,4

38,4 19,24

B'

0 M2

B2 S1

Hình 1.4 Phạm vi bảo vệ của cột chống sét trên cấu hình 2

Phạm vi bảo vệ là cung M-B’-G-M’, dàn thanh cái của trạm ở độ cao

hx1 = 8 m có bán kính bảo vệ rx1 = 19,24 m và các máy biến áp T1, T2 có độ cao hx2 = 4 m có bán kính bảo vệ rx2 = 27,4 m, ở mặt đất bán kính bảo vệ là 38,4 m do vậy toàn bộ thiết bị của trạm nằm trong phạm vi bảo vệ an toàn

* Theo mô hình Điện Hình Học (ĐHH)

- Khi bán kính phóng điện rs0 = 24 m (bằng chiều cao cột chống sét), tương ứng với các cú sét có dòng điện Is0 = 4,9 kA thì miền thu sét là cung A-B-C-D, khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung AB hoặc CD thì sét sẽ đánh xuống đất ở khu vực bên ngoài phần bố trí thiết bị của trạm, khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung BC thì sét sẽ đánh vào cột chống sét do vậy toàn bộ thiết

bị của trạm được bảo vệ an toàn, đối với các cú sét có biên độ I>Is0 thì phạm

vi bảo vệ được mở rộng và thiết bị của trạm đuợc bảo vệ an toàn

- Xét khi bán kính phóng điện r<rs0 , giả thiết bán kính phóng điện

rs1 = 15 m tương ứng với cú sét có dòng điện Is1 = 2,72 kA thì miền thu sét là cung A1-B1-C1-D1-E1-F1, do đó khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung A1B1 thì sét sẽ đánh xuống đất tại vị trí cách cột thu sét khoảng cách OM1 = 15 m tức là sét sẽ đánh vào phần các máy biến áp T1 và T2, xác suất sét đánh vào các máy biến áp là p1 = 1 – exp(-2,72/26,1) = 0,098 (chiếm 9,8%) và khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung B1C1 hoặc D1E1 thì sét chỉ đánh vào thân cột chống sét (đoạn GG1) với khoảng cách OG1 = 15 m Trường hợp bán kính phóng điện rs2 = 10 m tương ứng với cú sét có dòng điện Is2 = 1,64 kA khi đó miền thu sét là cung A2-B2-C2-D2-E2-F2 và khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung A2B2 thì sét sẽ đánh xuống đất tại vị trí cách cột chống sét khoảng cách OM2 = 10 m tức là sét sẽ đánh vào hệ thống thanh cái của trạm, do Is2 = 1,64

kA <Ic = 1,75 kA (dòng điện tới hạn gây nên phóng điện trên cách điện của hệ thống thanh cái) nên sẽ không gây nên phóng điện trên thanh cái của trạm và khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung B2C2 thì sét chỉ đánh vào thân cột chống sét (GG2) với khoảng cách OG2 = 10 m

* Theo mô hình Điện Hình Học thì đối với các cú sét có dòng điện bé vẫn tồn tại khả năng sét đánh vào hệ thống thanh cái và vào phần thiết bị của trạm, tuy nhiên khi sét đánh vào hệ thống thanh cái thì sẽ không gây nên phóng điện trên cách điện của hệ thống thanh cái còn khi sét đánh vào phần thiết bị của trạm, đặc biệt là các máy biến áp thì sẽ gây nên hư hỏng máy biến

áp, xác suất sét đánh vào các máy biến áp trên cấu hình 1 và cấu hình 2 chiếm 5,6 – 9,8 % Như vậy các thiết bị của trạm trung gian sẽ không được bảo vệ

an toàn tuyệt đối theo lý thuyết của mô hình ĐHH

* Thông thường cột chống sét dùng dây và hệ thống nối đất riêng, cột chống sét phải có khoảng cách theo quy định đến các thiết bị điện khác, để

điện áp ở cột chống sét không phóng điện sang các thiết bị khác, vì khi dùng cột chống sét có nghĩa là thu sét đánh trực tiếp vào cột, dòng sét Imax có thể tới hàng trăm kA, nếu điện trở nối đất là 4 – 10 Ω thì điện áp ngược có thể tới hàng trăm kV

* Đối với các trạm biến áp đặt cột chống sét ngay trên xà đặt thiết bị

điện hoặc ngay trên các vật kiến trúc (nhà cửa), có nghĩa là dùng chung hệ thống nối đất của các thiết bị điện, vì vậy để tránh phóng điện ngược cần phải tuân thủ các quy định về khoảng cách theo quy phạm để đảm bảo sự bảo vệ an toàn cho các thiết bị điện

1.2 Bảo vệ chống sét bằng dây chống sét (dây thu sét) cho đường dây trung áp

Các đường dây trung áp 6-10-22-35 kV sử dụng dây chống sét trong các trường hợp sau:

- Đường dây đẳng cấp 1 (cung cấp cho phụ tải quan trọng) 35 kV dùng dây chống sét toàn tuyến

- Các xuất tuyến 35 kV của các trạm trung gian 35/10, 35/6 kV, các xuất tuyến này chỉ dùng dây chống sét ở một hoặc vài khoảng cột có kết hợp với thiết bị chống sét ống

- Dùng dây chống sét nối giữa các cột chống sét để bảo vệ cho trạm biến

áp, nó có tác dụng nâng chiều cao bảo vệ ở vùng giữa các cột chống sét

Trên lưới điện trung áp do Công ty Điện lực 1 quản lý, hiện nay các xuất tuyến 35 kV của các trạm biến áp trung gian chỉ sử dụng 01 dây chống sét, chiều dài đoạn dây chống sét thường là 2 km Mục đích để tránh dây pha bị phóng sét trực tiếp và dẫn sét trực tiếp vào trạm, phá hỏng thiết bị trạm Dây chống sét thường dùng là dây thép 35-50 mm2 , đối với đường dây trung áp thì dây chống sét được nối đất ở tất cả các cột

1.2.1 Phạm vi bảo vệ của dây chống sét theo mô hình cổ điển

Hình 1.5 Phạm vi bảo vệ của dây chống sét [5]

Phạm vi bảo vệ của dây chống sét được xác định tương tự như đối với cột chống sét, mặt cắt thẳng đứng theo phương vuông góc với dây chống sét của phạm vi bảo vệ có các hoành độ là 0,6 h và 1,2 h Góc giữa đường thẳng

đứng với đường thẳng nối liền dây chống sét và dây dẫn được gọi là góc bảo

vệ α, từ hình 1.5 ta xác định được góc bảo vệ tới hạn tương ứng với điều kiện tgα = 0.6 hay α = 31o , có nghĩa là nếu góc α< 31o thì đường dây sẽ nằm trong vùng bảo vệ an toàn của dây chống sét Kết quả nghiên cứu thực nghiệm đã chỉ ra nếu α = 20-25o trở xuống thì xác suất phóng sét vào đường dây nhỏ hơn 0,001 có nghĩa là bảo vệ được 100 %

- Góc α = 30o, xác suất phóng sét ≈ 0,0025 có nghĩa là bảo vệ được 99,75%

- Góc α = 37o, xác suất phóng sét ≈ 0,01 có nghĩa là bảo vệ được 99 %

- Góc α = 43o, xác suất phóng sét ≈ 0,03 có nghĩa là bảo vệ được 97 %

Đường dây 35 – 110 kV thường được sử dụng với α = 20-25o

Nhận xét:

Các quy định dùng dây chống sét ở đường dây trung áp trên lưới điện Công ty Điện lực I đều thực hiện đầy đủ với góc bảo α <25o, có nghĩa là theo mô hình cổ điển thì các đoạn xuất tuyến 35 kV của các trạm trung gian được bảo vệ 100%

1.2.2 Phạm vi bảo vệ dây chống sét theo mô hình Điện Hình Học

Thông số điển hình đường dây 35 kV sử dụng 01 dây chống sét:

- Cột : Sử dụng cột bê tông ly tâm cao 16,4 m

- Dây dẫn 3 pha bố trí hình tam giác, 1 pha trên và 2 pha dưới

- Độ treo cao dây chống sét so với mặt đất h = 14,4 m

- Độ treo cao dây pha trên so với mặt đất: hddT = 12,05 m

- Độ treo cao 2 pha dưới so với mặt đất: hdd = 9,55 m

- Khoảng cách từ dây pha ngoài đến tim cột lớn nhất 1,7 m

- Cách điện của đường dây : BIL = 350 kV

- Tổng trở sóng của đường dây : Z = 400 Ω

Khi sét đánh vào dây dẫn pha thì điện áp trên dây dẫn sẽ có giá trị I.Z/2

và sẽ gây phóng điện trên bề mặt cách điện nếu I ≥ Ic = 2BIL/Z (dòng điện tới hạn)

Từ số liệu trên ta có dòng điện tới hạn : Ic = 2x350/400 = 1,75 kA, với

cú sét có dòng điện Ic = 1,75 kA thì khoảng cách phóng điện rc = 6.72xIc 0.8 = 10,5 m, như vậy khoảng cách phóng điện rc< h (độ treo cao của dây chống

sét) Theo lý thuyết mô hình Điện Hình Học (ĐHH) thì phạm vi bảo vệ tương ứng với trường hợp này cho ở hình vẽ sau:

i

B o

Io

B' C'

M i

Hình 1.6 Phạm vi bảo vệ dây chống sét theo mô hình ĐHH

Từ hình vẽ 1.6 nhận thấy:

- Khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung AB sét sẽ đánh vào dây chống sét

- Khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung BC sét sẽ đánh vào dây dẫn

- Khi tiên đạo sét xuất hiện trên cung CD sét sẽ đánh xuống đất

Như vậy là tồn tại khả năng sét đánh vòng qua dây chống sét vào dây dẫn, tuy nhiên khi dòng điện sét Ii > Ic thì khả năng sét đánh vào dây dẫn giảm (cung B’C’ bị rút ngắn) và tới khi dòng điện sét bằng Io thì khả năng này sẽ không tồn tại (tương ứng với điểm M) lúc đó sét hoặc đánh vào dây chống sét hoặc đánh xuống đất mà không đánh vào dây pha

* Nếu dòng điện sét có biên độ I<Ic = 1,75 kA thì tồn tại khả năng sét

đánh vòng qua dây chống sét vào dây pha, tuy nhiên không gây nên phóng

điện trên cách điện của đường dây

* Nếu dòng điện sét có biên độ 1,75 <I< Io = 2,42 kA thì tồn tại khả năng sét đánh vào dây pha gây nên phóng điện trên cách điện của đường dây

* Nếu dòng điện sét có biên độ I>2,42 kA thì không tồn tại khả năng sét

đánh vào dây pha của đường dây

* Xác suất xuất tồn tại khả năng sét đánh vòng qua dây chống sét vào dây pha được xác định : p = 1 – exp(-Io/26,1) = 0,089, có nghĩa là chỉ có 9% xác xuất sét đánh vào dây pha

* Để đạt được hiệu quả của bảo vệ thì góc bảo vệ α phải thoả mãn điều kiện: Io<Ic hay sinα ≤ 1- (h-∆h/2)/rc = - 0,14

1.3 Khe hở phóng điện

Khe hở phóng điện gồm 2 cực, mỗi cực có thể là mũi nhọn hoặc một tấm uốn có góc nhọn, giữa 2 cực là không khí Một trong 2 cực được nối đất còn một cực nối vào chỗ mang điện cần được bảo vệ chống sét Các dạng khe hở

để bảo vệ sứ, bảo vệ máy biến áp được mô tả trên hình 1.7

Vào máy biến áp

Sứ S

Dây pha

S

Máy biến áp Sứ

Hình 1.7 Khe hở phóng điện

Đặc trưng của khe hở phóng điện là đặc đặc tính Vôn – Giây, các thiết

bị cần bảo vệ cũng có đặc tính Vôn-Giây, vì vậy cần phải phối hợp giữa 2 đặc tính Vôn – Giây của thiết bị bảo vệ và thiết bị được bảo vệ Giới hạn trên đặc

tính Vôn – Giây của khe hở bảo vệ phải thấp hơn giới hạn dưới đặc tính Vôn – Giây của thiết bị được bảo vệ khoảng 15%

Nếu điện cực là hình cầu hoặc tẩm phẳng (song song) thì điện trường tương đối đều, và đặc tính Vôn – Giây gần như nằm ngang, khi đó điện áp U gần như cố định còn t có thể thay đổi lớn Người ta dùng loại cực cầu hoặc phẳng để đo điện áp phóng điện hoặc để bảo vệ cho máy biến áp

Trong thực tế, nếu điện cực là mũi nhọn thường đặt đứng, sau khi phóng

điện thường kéo theo dòng điện ngắn mạch ở tần số công nghiệp (điện lưới), vì vậy máy cắt đầu đường dây sẽ cắt do dòng điện ngắn mạch, vì thế để tránh việc ngừng cung cấp điện phải trang bị thiết bị tự động đóng lại máy cắt

Nhận xét:

* Việc dùng khe hở phóng điện để bảo vệ sứ cho các đường dây trung áp của Công ty Điện lực 1 rất hạn chế

* Một số máy biến áp công suất chỉ được bảo vệ bằng khe hở phóng

điện, điều này hiện nay chưa hợp lý vì đặc tính phóng điện của khe hở không

ổn định

1.4 Chống sét ống

Chống sét ống là một thiết bị bảo vệ chống sét dạng phóng điện qua khe

hở, chống sét ống rất hay dùng để bảo vệ đường dây, trạm biến áp

1 – ống cách điện và sinh khí

2 – Cách điện hình trụ

3 - Điện cực hình tròn – phẳng

S1 – Khe hở phóng điện trong

S2 – Khe hở phóng điện ngoài

Chống sét ống gồm một ống nhựa bằng giấy – Nhựa để cách điện và khi có hồ quang trong ống sẽ sinh khí để dập hồ quang, điện cực trong hình trụ, điện cực ngoài hình Tròn –Phẳng

Khi lắp láp sẽ hình thành 2 khe hở phóng điện: S1 là khe hở trong hay còn gọi là khe hở dập hồ quang, S2 là khe hở ngoài hay gọi là khe hở công tác

Khi có phóng sét cả 2 khe hở S1 và S2 đều phóng điện (có thể S2 ở ngoài phóng điện trước đưa đến phóng điện tiếp ở S1) lúc này sẽ kéo theo dòng điện ngắn mạch ở tần số 50 Hz làm phát sinh hồ quang nhiệt độ cao trong ống Chất nhựa sinh khí trong ống bốc hơi tạo áp suất lớn trong ống (tới vài chục áp suất khí quyển) làm mát cực của S1 và tạo ra gió thổi hồ quang ra miệng ống,

đến khi dòng điện ngắn mạch đi qua trị số không thì hồ quang sẽ tắt

Khi chống sét ống làm việc sẽ nghe tiếng nổ và có luồng khí nóng thổi

ra khỏi ống, khi bố trí ống phải sao cho phạm vi luồng khí phụt ra (dài tới

2,5-3 m và rộng 1,5-2,5-3,5 m) không thổi vào các bộ phận mang điện

Vì S1 có tác dụng dập hồ quang dựa vào năng lượng của dòng điện ngắn mạch, vì vậy mỗi loại chống sét phải định rõ dòng điện ngắn mạch tối thiểu và tối đa, khi dòng điện ngắn mạch nhỏ hơn trị số tối thiểu thì không dập được

hồ quang và khi dòng điện ngắn mạch lớn hơn trị số tối đa thì dẫn đến nổ chống sét gây vỡ ống, thông thường ống chịu được áp suất với Ikmax trong thời gian 0,01-0,05 s

Khoảng cách S2 có các giá trị khác nhau và phụ thuộc vào điện áp danh

định của lưới theo bảng sau:

Bảng 1.1 Khoảng cách khe hở ngoài theo điện áp danh định [4]

Khe hở S1 tăng và đường kính ống tăng lên (sau một số lần phóng sét)

quá 20-25% trị số ban đầu thì phải thay chống sét ống Khi chọn chống sét ống phải tính toán dòng ngắn mạch lớn nhất (3 pha ngắn mạch hoặc 1 pha ngắn mạch) và dòng điện ngắn mạch nhỏ nhất (2 pha ngắn mạch)

* Không kiểm tra được kích thước ống sinh khí

* Khi lắp đặt không kiểm tra giới hạn dòng điện ngắn mạch

1.5 Chống sét van

Chống sét van là thiết bị dùng để bảo vệ chống sét truyền dẫn sau khi sét

đã được cắt biên độ và giảm độ dốc, thực tế thường dùng chống sét van để bảo

vệ cho các thiết bị :

- Máy biến áp

- Các cuộn dây (chưa có phụ tải) của máy biến áp

- Máy biến dòng điện áp

- Động cơ điện

- Tụ bù

- Cáp điện

Nhận xét:

Tình hình sử dụng chống sét van trên lưới trung áp Công ty Điện lực 1 :

* Trên lưới điện trung áp số lượng các chống sét van dùng công nghệ cũ (SiC) còn nhiều, chiếm 60% số lượng chống sét van trên lưới trung áp

* Các máy biến áp công suất nhỏ hơn 160 KVA hiện nay vẫn không

được bảo vệ chống sét bằng chống sét van (chủ yếu là các trạm biến áp cũ), hay số lượng thiết bị chống sét van ít hơn số lượng máy biến áp trên lưới

* Các chống sét van công nghệ mới (ZnO) sử dụng trên lưới có rất nhiều chủng loại, từ nhiều nhà sản xuất và có nhiều nguồn gốc khác nhau

1.6 Dùng khe hở và chống sét ống bảo vệ đường dây

Đường dây trung áp thường không có dây chống sét và sử dụng sứ đứng hoặc sứ chuỗi Đa số các lần phóng điện sét vào khoảng giữa hai cột của pha tạo ra dòng sét (dòng điện sét và điện áp sét), trong lưới trung áp 35 kV trở xuống thì mức độ chịu đựng điện áp sét (BIL) thấp nên nói chung khi có sét phóng vào 1 pha thì chắc chắn pha đó sẽ có phóng điện tạo ra dòng sét, đồng thời hỗ cảm sang pha khác, tuỳ theo điện áp hỗ cảm này có thể phóng tiếp ở

các pha khác, có nghĩa là khi có sét thì ít nhất một pha bị phóng sét xuống đất

và có thể phóng 2 hoặc 3 pha tạo ngắn mạch giữa các pha

Khi phóng sét thường phóng ở mặt sứ, đôi khi phóng điện xuyên ty Sứ

bị phóng sét mặt ngoài có khả năng làm hỏng men sứ hoặc do nhiệt của hồ quang đưa đến phá hỏng sứ

Để bảo vệ sứ có thể dùng khe hở phóng điện (mỏ phóng điện) nối song song với sứ và cách sứ một khoảng đủ để hồ quang không ảnh hưởng tới mặt

sứ Khe hở phóng điện phải có khoảng cách phóng sao cho khe hở không thể phóng điện khi có quá điện áp thao tác nhưng phải phóng điện khi có sét hay

điện áp phóng của khe hở phải thấp hơn mức cách điện của sứ

Đối với sứ đứng 12 kV thì khoảng cách mỏ phóng 85 mm

Đối với sứ đứng 24 kV thì khoảng cách mỏ phóng 115 mm

Đối với sứ đứng 36 kV thì khoảng cách mỏ phóng 220 mm

Các vị trí quan trọng, nhưng nơi xung yếu (cột cao), sứ xuyên, sứ máy biến áp và những nơi cần giảm dòng sét truyền đến nới khác (giảm độ dốc sét truyền dẫn) cần có khe hở bảo vệ

Khi sóng sét phóng qua khe hở bảo vệ (hoặc mặt sứ ở 1 pha) đối với lưới 35-10-6 kV có trung tính cách điện thì tạo ra dòng chạm đất 1pha nhỏ, nên sau khi phóng sét khe hở hoặc mặt sứ phục hồi cách điện và tự dập tắt hồ quang của dòng chạm đất (nhỏ) và lưới điện vận hành bình thường Nếu dòng

điện chạm đất kéo theo lớn thì lúc đó dòng điện chạm đất sẽ ổn định hồ quang (không dập tắt được) tạo ra phóng điện giao động và quá điện áp thao tác có thể dẫn đến phá hỏng các sứ khác Vì vậy khi dùng khe hở phóng điện hoặc chống sét ống cho lưới trung tính cách điện thì không thể để dòng điện chạm

đất lớn (phải bù cuộn dập hồ quang)

Khi phóng sét ở 2 hoặc 3 pha thì dòng điện kéo theo sẽ là dòng ngắn mạch lớn do đó máy cắt đầu đường dây sẽ cắt và hồ quang ở khe hở bị dập tắt, phụ tải sẽ bị mất điện

Việc dùng khe hở phóng điện ở đường dây trung áp có thể thay thế bằng chống sét ống thì ưu việt hơn Chống sét ống khác với khe hở ở chỗ khi có dòng ngắn mạch kéo theo thì bản thân chống sét ống tự dập tắt hồ quang rất nhanh (thường 0,5 chu kỳ), máy cắt đầu đường dây chưa kịp cắt do đó phụ tải

sẽ không bị mất điện Bảo vệ rơ le đầu đường dây có dùng chống sét ống có thời gian kéo dài 4-5 chu kỳ để không làm việc nhầm khi chống sét ống phóng

điện

1.7 Bảo vệ các xuất tuyến 35 kV

Các trạm biến áp vì có các thiết bị (máy biến áp, máy cắt, máy biến dòng điện, máy biến điện áp, ) có mức chịu cách điện không cao bằng sứ của đường dây, vì vậy dòng điện sét (điện áp sét) khi vào đến thiết bị trạm (đặc biệt là máy biến áp) chỉ có thể là một bộ phận nhỏ của sét (không để sét

đánh trực tiếp vào thiết bị trạm) Vì vậy phần lớn sóng sét phải được các tầng bảo vệ chống sét trạm phóng xuống đất, phần còn lại vào đến thiết bị trạm phải thấp hơn mức chịu sét của thiết bị

Độ dốc của sóng sét (hoặc đầu sóng) vào đến thiết bị cũng phải giảm nhỏ, vì vậy đối với lưới 35 kV để giảm đầu sóng phải dùng dây chống sét ở

đầu trạm (1-2 km) ngoài ra còn phải phối hợp với các chống sét ống như hình 1.9

Mục đích của PT1 là cắt biên độ đầu sóng sét, PT1 phải là loại có khe phóng ngoài 100-200 mm, điện trở nối đất Rnđ ≤10 Ω PT2 đặt gần thiết bị trạm phải có mức phóng điện thấp hơn mức chịu cách điện của thiết bị là 25%, nhưng phải đủ để không làm việc khi xông điện đường dây, vì khi PT2

làm việc có thể gây giao động tần số cao làm hư hỏng thiết bị trạm, thông thường PT2 có khe hở ngoài 120 mm

Trong trường hợp dòng ngắn mạch quá lớn vượt quá khả năng dập hồ quang của PT2 thì phải thay thế PT2 bằng phe hở phóng điện cho chuỗi sứ treo

ở đầu xuất tuyến 35 kV

Trường hợp PT1 có Rnđ > 10 Ω thì phải bổ sung thêm PT3 đặt cách PT1

hai khoảng cột PT3 có tác dụng giảm sóng sét phối hợp với PT1

1.8 Bảo vệ các xuất tuyến 22-10-6 kV

Cũng tương tự như đối với lưới 35 kV phải thực hiện các biện pháp giảm biên độ và độ dốc của sóng sét trước khi truyền vào trạm

Đối với lưới 22-10-6 kV vì cột thấp nên không dùng dây chống sét cho

đoạn xuất tuyến để giảm độ dốc của sóng sét

Để giảm biên độ sóng sét thường dùng các bộ chống sét ống PT1, PT2

giống như đối với lưới 35 kV, tuy nhiên khoảng cách giữa PT1 và PT2 chỉ

100-200 m và để giảm độ dốc của sóng sét thì dùng dây nối đất như các trường hợp sau:

H×nh 1.13 B¶o vÖ c¸c xuÊt tuyÕn 3-22 kV c¸c tr¹m c«ng suÊt nhá

Hình 1.15 Bảo vệ nhánh rẽ vào trạm điện áp đến 35 kV

Hình 1.15 a: Dùng cho đường dây 35 kV có chiều dài nhánh rẽ nhỏ hơn

200 m, nếu Rz <5 Ω thì chỉ sử dụng PT1, nếu 5 <Rz <10 Ω thì sử dụng cả PT1

và PT2

Hình 1.15 b: Dùng cho đường dây 35 kV có chiều dài nhánh rẽ lớn hơn

200 m và PB cách máy biến áp không quá 10 m

Hình 1.15 c: Dùng cho đường dây 35 kV có chiều dài nhánh rẽ lớn hơn

200 m, sử dụng 01 bộ PT1 cộng với dây chống sét hoặc cột thu lôi

Chương 2 Đánh giá tình trạng vận hành và đề xuất các giải pháp kỹ thuật để hoàn thiện hệ thống bảo vệ

chống sét lưới điện trung áp 2.1 Tình trạng vận hành lưới điện trung áp năm 2004

10 kV (Km)

6 kV (Km)

Nhận xét:

Tình hình sử dụng thiết bị bảo vệ chống sét cho luới trung áp năm 2004:

* Đối với đường dây 35 kV

- Tổng số chiều dài đường dây 35 kV : 21 348,47 km

- Tổng số bộ chống sét ống sử dụng: 3 097 bộ

Như vậy, bình quân sử dụng 0,145 bộ chống sét ống trên 1 km đường dây, hay khoảng 6,8 km đường dây 35 kV được lắp đặt 01 bộ chống sét ống

* Đối với đường dây 22 kV

- Tổng số chiều dài đường dây 22 kV : 1 428,96 km

- Tổng số bộ chống sét ống sử dụng: 221 bộ

Như vậy, bình quân sử dụng 0,154 bộ chống sét ống trên 1 km đường dây, hay khoảng 6,5 km đường dây 22 kV được lắp đặt 01 bộ chống sét ống

* Đối với đường dây 10 và 6 kV

- Tổng số chiều dài đường dây 10 và 6 kV : 12 390,61 km

- Tổng số bộ chống sét ống sử dụng: 2 647 bộ

Như vậy, bình quân sử dụng 0,213 bộ chống sét ống trên 1 km đường dây, hay khoảng 4,7 km đường dây 10 và 6 kV được lắp đặt 1 bộ chống sét ống

* Đối với các trạm biến áp

do c¸ch ®iÖn bÞ suy gi¶m sau thêi gian vËn hµnh 25 n¨m

* Trong sè 202 m¸y biÕn ¸p ph©n phèi bÞ sù cè (chiÕm 1,03 %) th×:

MBA 35/0.4 kV 74.26%

MBA 22/0.4 kV 4.95%

MBA 10,6/0.4 kV 20.79%

H×nh 2.1 Ph©n lo¹i sù cè MBA n¨m 2004 theo ®iÖn ¸p

S=250-320 KVA 24%

S>400 KVA 5%

S<180 KVA 70.79%

H×nh 2.2 Ph©n lo¹i sù cè MBA n¨m 2004 theo c«ng suÊt

Do vận hành >25 năm 14.85%

Khác 5.45%

Do sét 79.70%

Hình 2.3 Phân loại sự cố MBA năm 2004 theo nguyên nhân

* Lưới 35 kV tỷ lệ số cách điện bị sự cố chiếm 1,91 %

* Lưới 22 kV tỷ lệ số cách điện bị sự cố chiếm 0,72 %

* Lưới 10 và 6 kV tỷ lệ số cách điện bị sự cố chiếm 1,6 %

* Phân loại theo nguyên nhân sự cố thì tỷ lệ % sự cố được mô tả như hình vẽ dưới đây

Do quá

điện áp nội bộ 22%

Nguyên nhân khác 1%

Do sét 77%

Hình 2.4 Phân loại sự cố sứ năm 2004 theo nguyên nhân

ZnO 74%

Hình 2.5 Sự cố CSV lưới 35 kV năm 2004 theo công nghệ

Do sét 33%

Do chạm

đất lưới 41%

Khác 26%

Hình 2.6 Sự cố CSV lưới 35 kV sự cố năm 2004 theo nguyên nhân

* Lưới 22 kV có 16 bộ bị sự cố, chiếm 0,87% Lưới 22 kV sử dụng 100% loại chống sét thế hệ mới (chống sét ZnO) Nguyên nhân sự cố chống sét van lưới 22 kV chủ yếu do sét

* Lưới 10 kV và 6 kV có 151 bộ bị sự cố, chiếm 0,72%, trong đó: