Thiết kế hệ thống bảo vệ và xây dựng cấu trúc mạng sử dụng IEC 61850

Các trạm biến áp hiện nay đều sử dụng rơle kỹ thuật số, tuy nhiên việc tự độnghóa và tích hợp còn nhiều hạn chế do nguyên nhân sau: Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩ

PHẦN MỞ ĐẦU

1 Lý do chọn đề tài

Trong hệ thống điện, rơle bảo vệ sẽ theo dõi một cách liên tục tình trạng và chế

độ làm việc của tất cả các phần tử trong hệ thống điện Khi xuất hiện sự cố, rơle bảo

vệ sẽ phát hiện và cô lập phần tử bị sự cố nhờ máy cắt điện thông qua mạch điệnkiểm soát Khi xuất hiện chế độ làm việc không bình thường, rơle bảo vệ sẽ phát tínhiệu và tuỳ theo yêu cầu cài đặt, có thể tác động khôi phục chế độ làm việc bình

thường hoặc báo động cho nhân viên vận hành

Các trạm biến áp hiện nay đều sử dụng rơle kỹ thuật số, tuy nhiên việc tự độnghóa và tích hợp còn nhiều hạn chế do nguyên nhân sau:

Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giaothức truyền dữ liệu giữa các loại rơle do nhiều hãng khác nhau sản xuất, điều nàylàm cho không thể kết nối các IEDs lại với nhau, tất cả hạn chế trên đã được khắcphục khi xuất hiện các IEDs có chuẩn IEC 61850 và phương thức truyền thông

trong môi trường IEC 61850

Xuất phát từ tầm quan trọng của vấn đề, hướng đến công nghiệp hóa, hiện đại

hóa đất nước, nhằm đưa ra giải pháp mới áp dụng vào hệ thống điện Việt Nam nên

tôi chọn đề tài luận văn là “ Thiết kế hệ thống bảo vệ và xây dựng cấu trúc kết nối mạng dùng IEC 61850”.

Nghiên cứu xây dựng kết nối các IEDs sử dụng giao thức IEC 61850, hướng đến

tự động hóa trạm trong tương lai Giúp cho các kỹ sư Việt Nam có cái nhìn chínhxác về hệ thống bảo vệ

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

Đối tượng nghiên cứu: Trạm 110kV Trà Vinh và các trạm do Tổng Công TyĐiện Lực Miền Nam Quản lý.

Phạm vi nghiên cứu: Luận văn này được nghiên cứu, áp dụng tại Tổng Công Ty

Điện Lực Miền Nam

4 Phương pháp nghiên cứu

Thiết kế, tổng hợp, phân tích số liệu và so sánh bằng cách đi khảo sát thực tế,tập hợp các báo

Phương pháp chuyên gia: tọa đàm và trao đổi các ý kiến với các Công ty điện

lực liên quan nhằm tham khảo và nhận định chính xác nguyên nhân vận hành hệthống điện, tham khảo ý kiến chuyên gia SCADA hãng ABB Phần Lan đang triểnkhai dự án ADB và Toshiba của Nhật đang triển khai hệ thống SCADA trạm 220kVTrà Vinh

5 Kết cấu của đề tài

Ngoài phần danh mục, phần mở đầu, tài liệu tham khảo và phụ lục, luận văn

được kết cấu gồm 4 chương

Chương 1: Giới thiệu tổng quan đề tài

Chương 2: Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle

Chương 3: Ứng dụng phần mềm trong việc mô phỏng hệ thống bảo vệ rơleChương 4: Tìm hiểu và xây dựng cấu trúc kết nối mạng dùng IEC 61850

Chương 1: TỔNG QUAN ĐỀ TÀI 1.1 Tổng Quan

Trong tình hình hiện nay, trước nhu cầu phải tăng chất lượng cung cấp điện,giảm thiểu thời gian gián đoạn điện, đồng thời do phức tạp sơ đồ lưới điện ngày một

gia tăng đòi hỏi các thao tác ngày càng phức tạp, khả năng đáp ứng các yêu cầu trên

hệ thống điện cần phải thay đổi

Đất nước Việt Nam đang trong quá trình đổi mới, tốc độ tăng trưởng kinh tếluôn đạt mức khá cao trong nhiều năm và sẽ duy trì trong nhiều thập kỷ tới Cùng

với sự tăng trưởng kinh tế, việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy vàhiệu quả là một nhiệm vụ quan trọng của ngành điện Việt Nam

Để hoàn thành nhiệm vụ trên, Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam nói chung, TổngCông ty Điện lực Miền Nam nói riêng đã và đang từng bước đổi mới phương thứcđiều hành, hoàn thiện bộ máy quản lý nhằm đảm bảo hiệu quả và tăng năng suất laođộng Một trong những biện pháp thực hiện là tổ chức lại hệ thống điều độ, xây

dựng hệ thống SCADA và trạm 110kV không có người trực

Cải tiến khả năng tự động hóa điều khiển và vận hành lưới điện 110kV EVNSPC bằng cách xây dựng hệ thống SCADA thực hiện các chức năng giám sát, thuthập dữ liệu vận hành tự động và điều khiển từ xa các trạm biến áp 110kV trên toàn

địa bàn hoạt động của EVN SPC nhằm mục đích nâng cao hiệu quả công tác quản

lý vận hành, tối ưu hóa biên chế lực lượng vận hành và giảm thiểu chi phí vận hành

trong tương lai

Nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện, cải thiện chấtlượng điện năng đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng sử dụng điện

Nâng cao năng lực của đội ngũ quản lý và nhân viên vận hành hệ thống điện cóliên quan đến dự án Đặc biệt đối với đội ngũ trực tiếp quản lý hệ thống tự động

hóa, làm chủ được công nghệ và kỹ thuật được chuyển giao từ tư vấn và nhà thầuthiết kế, sản xuất, cung cấp thiết bị và thi công để có thể tự mình tổ chức quản lý

vận hành, bảo dưỡng dự án một cách có hiệu quả cũng như có khả năng tự quyhoạch, thiết kế và thực hiện các ứng dụng mở rộng hệ thống sau khi dự án kết thúc.Các trạm biến áp hiện nay đều sử dụng rơle kỹ thuật số, tuy nhiên việc tự độnghóa và tích hợp còn nhiều hạn chế do nguyên nhân sau: khả năng truyền dữ liệu bịhạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giao thức truyền dữ liệu giữa cácloại rơle do nhiều hãng khác nhau sản xuất, điều này làm cho không thể kết nối cácIEDs lại với nhau, tất cả hạn chế trên đã được khắc phục khi xuất hiện các IEDs cóchuẩn IEC 61850 và phương thức truyền thông trong môi trường IEC 61850.

Lợi ích khi ứng dụng các IEDs và IEC 61850 vào tự động hóa trong hệ thống

điện cụ thể tự động hóa trạm biến áp là một hệ thống hiện đại, có độ tin cậy vậnhành cao, đảm bảo liên tục giám sát tình trạng vận hành, thao tác và xử lý nhanh sự

cố lưới điện nhằm giảm thời gian mất điện khách hàng, ngoài ra còn mang lại hiệuquả lớn về giảm chi phí nhân sự Vì vậy, hệ thống này đã được áp dụng tại nhiều

nước trên thế giới trong các thập kỷ qua

Cuối cùng mục đích của luận văn ứng dụng các thiết bị IEDs và nghiên cứu ứngdụng giao thức IEC 61850 là xu hướng hiện đại để tự động hóa trạm biến áp vàotrong hệ thống điện nói chung, cụ thể là hệ thống điện Việt nam ở cấp điện áp110kV nói riêng

Để đáp ứng nhu cầu trên, các thiết bị và truyền thông phải đáp ứng về kỹ thuật

đó là lý do tôi muốn nghiên cứu về các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) và xây

dựng cấu trúc mạng sử dụng giao thức IEC 61850 Sau đây là 2 giải pháp thu thậptín hiệu theo kiểu truyền thống và IEC 61850

Giải pháp lấy tín hiệu SCADA ở trạm 110kV theo kiểu truyền thống

Hình 1.1 Mô hình theo kiểu truyền thốngGiải pháp lấy tín hiệu SCADA ở trạm 110kV bằng giao thức IEC 61850

Hình 1.2 Mô hình theo kiểu IEC 61850

Tủ MK2

Tủ ĐKBV 110kV

Tủ MK2

Tủ ĐKBV 110kV

Phòng

22kV

Máy tính điều khiển

Phòng điều hành

SPC

A2

PCs

Hình 1.3 Cấu trúc hệ thống mạng dùng IEC 61850 trạm 110kV Trà Vinh

1.2 Mô tả

1.2.1 Hệ thống bảo vệ rơle

Đối với các trạm biến điện áp cao thế, cũng như trong quá trình vận hành hệ

thống điện nói chung, có thể xuất hiện tình trạng sự cố thiết bị, đường dây hoặc dochế độ làm việc bất thường của các phần tử trong hệ thống Các sự cố này thườngkèm theo hiện tượng dòng điện tăng lên khá cao và điện áp giảm thấp, gây hư hỏngthiết bị và có thể làm mất ổn định hệ thống Các chế độ làm việc không bình thường

làm cho điện áp, dòng điện và tần số lệch khỏi giới hạn cho phép Nếu để tình trạng

này kéo dài, thì có thể sẽ xuất hiện sự cố lan rộng

Muốn duy trì hoạt động bình thường của hệ thống và các hộ tiêu thụ khi xuấthiện sự cố, cần phải phát hiện càng nhanh càng tốt chỗ sự cố và cách ly nó ra khỏiphần tử bị hư hỏng Nhờ vậy các phần còn lại sẽ duy trì được hoạt động bình

thường, đồng thời cũng giảm được mức độ hư hại của phần tử bị sự cố Làm đượcđiều này chỉ có các thiết bị tự động mới thực hiện được Các thiết bị này gọi chung

là rơle bảo vệ

Trong hệ thống điện, rơle bảo vệ sẽ theo dõi một cách liên tục tình trạng và chế

độ làm việc của tất cả các phần tử trong hệ thống điện Khi xuất hiện sự cố, rơle bảo

vệ sẽ phát hiện và cô lập phần tử bị sự cố nhờ máy cắt điện thông qua mạch điệnkiểm soát Khi xuất hiện chế độ làm việc không bình thường, rơle bảo vệ sẽ phát tínhiệu và tuỳ theo yêu cầu cài đặt, có thể tác động khôi phục chế độ làm việc bình

thường hoặc báo động cho nhân viên vận hành

Tuỳ theo cách thiết kế và lắp đặt mà phân biệt rơle bảo vệ chính, rơle bảo vệ dựphòng :

− Bảo vệ chính trang thiết bị là bảo vệ thực hiện tác động nhanh khi có sự cốxảy ra trong phạm vi giới hạn đối với trang thiết bị được bảo vệ

− Bảo vệ dự phòng đối với cùng trang thiết bị này là bảo vệ thay thế cho bảo

vệ chính trong trường hợp bảo vệ chính không tác động hoặc trong tình trạng sửachữa nhỏ Bảo vệ dự phòng cần phải tác động với thời gian lớn hơn thời gian tác

động của bảo vệ chính, nhằm để cho bảo vệ chính loại phần tử bị sự cố ra khỏi hệ

thống trước tiên (khi bảo vệ này tác động đúng)

Rơle kỹ thuật số với ưu điểm về độ tin cậy, chức năng và tính linh hoạt Tuy

nhiên, chức năng quan trọng nhất để phân biệt giữa rơle kỹ thuật số và các thiết bị

trước đó là khả năng thu thập và phản ứng với các dữ liệu và sau đó sử dụng dữ liệunày để tạo ra thông tin Những thông tin này bao gồm: Định vị sự cố và kiểu sự cố,

dòng và điện áp trước sự cố/lúc sự cố/sau sự cố, trạng thái hoạt động của rơle, trạngthái input/output của rơle, đo lường tức thời và theo yêu cầu, thông số hoạt độngcủa máy cắt, thông số hoạt động của rơle

Các thiết bị đo lường và điều khiển được sản xuất bằng cách sử dụng kỹ thuật vi

xử lý, thường được gọi là các thiết bị điện tử thông minh Thiết bị vi xử lý này là

con “chip” có thể xử lý dữ liệu, nhận lệnh, và giao tiếp thông tin giống như 1 máy

tính Thiết bị điện tử thông minh cũng có thể chạy các quá trình tự động và thôngtin liên lạc được xử lý thông qua các cổng nối tiếp giống như các cổng thông tin liênlạc trên một máy tính Một số ví dụ của thiết bị điện tử thông minh được sử dụngtrong hệ thống điện như: Các MBA đo lường, cảm biến, thiết bị đầu cuối từ xa,cổng truyền thông tin, bộ đo lường, bộ ghi sự cố kỹ thuật số, cổng giao thức

Dữ liệu từ rơle của TBA có nhiều công dụng và cung cấp giá trị đáng kể để phục

vụ cho việc vận hành, bảo trì, lên kế hoạch Công nghệ mới cung cấp một số lựachọn thay thế để thu thập, lưu trữ, và phân phối thông tin này một cách hiệu quả vàkinh tế Các kỹ sư bảo vệ hệ thống điện có khả năng giao tiếp và truy xuất thông tinchính xác từ các thiết bị dùng kỹ thuật vi xử lý, thường được gọi là các IEDs Trongthập kỷ qua, những IEDs này thực hiện việc đo lường và phân tích thiết bị của hệthống điện dựa trên các thuật toán của nhà sản xuất cụ thể Việc tích hợp và tự độnghóa trạm biến áp là các công cụ quan trọng nhất sử dụng hiện nay để tích hợp các

rơle và các IEDs khác nhau trong môi trường trạm biến áp, hình thành nên một hệ

thống điều khiển và đo lường kinh tế để hỗ trợ cho các trạm biến áp về các khíacạnh: giám sát, phân tích, và tự động hóa Các sơ đồ thông tin truyền thông và cácgiao thức được thiết kế và phát triển thực thi cơ bản chiến lược này

Trong nhiều năm qua, có những bất lợi cho các kỹ sư bảo vệ đó là các sản phẩmIEDs từ các nhà sản xuất khác nhau có giao diện thông tin khác nhau Nhìn chung,giao thức hay trình tự và cấu trúc của tin nhắn là duy nhất cho mỗi hệ thống Tuynhiên, nhu cầu và mong muốn tích hợp các rơle và IEDs trong 1 trạm biến áp để sápnhập các thông tin liên lạc của chúng đã khuyến khích nhiều kỹ sư và các tổ chức

kỹ thuật điện trên toàn thế giới cùng làm việc với nhau để xác định cấu trúc truyềnthông tin của thế hệ các rơle và IEDs kế tiếp để điều khiển và giám sát trạm Thế hệcủa tiêu chuẩn này sẽ tránh xa các hệ thống không tương thích phức tạp, không phùhợp, đảm bảo khả năng tương tác của các nhà cung cấp rơle và IEDs khác nhau

1.2.2 Giao thức IEC 61850

Tự động hóa trạm dùng để điều khiển trạm biến áp được kết nối từ nhiều thiết bịIEDs liên kết với nhau qua mạng truyền thông tốc độ cao như cáp quang, Router vàSwitch Như chúng ta đã biết, hiện nay tiếng anh được xem là ngôn ngữ giao tiếpchung trên toàn thế giới, tương tự như truyền thông giữa các thiết bị trong trạm biến

áp IEC 61850 là dịch vụ truyền thông chung cho các thiết bị tại trạm

Giao thức là một tập hợp các quy tắc cơ bản phải tuân theo để giao tiếp có trật tựgiữa hai bên hoặc nhiều bên giao tiếp Việc truyền thông tin giữa những hệ thống

xử lý dữ liệu từ các nhà sản xuất khác nhau đặc biệt thường bị khó khăn do thực tế

có sự khác nhau về kỹ thuật phát triển của cách thức truyền thông tin dữ liệu và việc

xử lý dữ liệu, thường dẫn đến kết quả là các giao diện trở nên phức tạp và đắt tiền.Theo mô hình của Tổ chức tiêu chuẩn quốc tế (ISO) thường được gọi là liên kết hệthống mở (OSI), quá trình truyền thông được chia thành bảy lớp cơ bản

Những lớp này xác định: Cách thức luồng dữ liệu chạy từ đầu cuối của một hệthống thông tin liên lạc này đến đầu cuối của hệ thống thông tin khác và ngược lại.Hai thiết bị chỉ có thể giao tiếp nếu mỗi lớp trong mô hình thiết bị gửi phù hợp vớimỗi lớp trong mô hình thiết bị nhận Người sử dụng có thể khá thường xuyên thựchiện các sự lựa chọn này trong bất kỳ lớp nào Tổ hợp những sự lựa chọn được thựchiện để thực thi một giao thức được gọi là một cấu hình Các quy tắc được thiết kếbởi một profile giao thức được thiết lập để tổ chức hoạt động về các chức năng sau

đây: Cấu trúc chung, kiểm soát sự cố, kiểm soát trình tự, sự thông suốt của đường

truyền, kiểm soát đường dây, kiểm soát thời gian time-out, kiểm soát sự khởi động

Có nghĩa là có hàng ngàn sự kết hợp của những thỏa thuận về giao thức có thể đượctạo ra với qui mô rộng lớn Các giao thức chính được tìm thấy sử dụng rộng rãi

trong môi trường trạm biến áp đó là:

+ MODBUS: Một giao thức phổ biến là giao thức chủ-tớ (master-slave)cũng đã trở thành phổ biến trong trạm biến áp Các vấn đề đơn giản như các câulệnh READ / WRITE với các địa chỉ bên trong một thiết bị điện tử thông minh(IED)

+ Giao thức mạng lưới phân phối (DNP):

Giao thức chủ-tớ ngày càng được dùng phổ biến chủ yếu là ở Bắc Mỹ Giaothức này có thể chạy trên đa phương tiện truyền thông, chẳng hạn như RS-232 vàRS-485 và có thể phát hành nhiều loại tin nhắn đọc/ghi với một thiết bị điện tửthông minh

IEC-870-5-101: Được coi là “bạn đồng hành” đến từ châu Âu với giao thức này

Nó khác biệt với giao thức chủ-tớ đó là: cấu trúc gửi tin hơi khác và khả năng truycập thông tin đối tượng từ các thiết bị điện tử thông minh

+ UCA: Là Cấu trúc truyền thông tiện ích được thiết kế để đáp ứng mọi yêucầu có thể có trong thiết bị trạm biến áp

Hình 1.4 Truyền thông cơ bản hệ thống tự động hóa trong TBA theo IEC61850.IEC 61850 dựa trên yêu cầu và cơ hội về sự phát triển giao thức truyền thôngtiêu chuẩn để cho phép khả năng tương tác của các các thiết bị điện tử thông minh

từ các nhà sản xuất khác nhau Các hệ thống tiện ích cũng yêu cầu khả năng liên kết

thay đổi của các thiết bị điện tử thông minh, đó là khả năng thay thế một thiết bịđược cung cấp bởi một nhà sản xuất này với một thiết bị được cung cấp bởi nhà sản

xuất khác, mà không làm thay đổi các yếu tố khác trong hệ thống

IEC 61850 làm cho việc sử dụng các tiêu chuẩn hiện có và các nguyên tắc thôngtin liên lạc được chấp nhận 1 cách phổ biến, cho phép tự do trao đổi thông tin giữacác thiết bị điện tử thông minh Xem xét các yêu cầu hoạt động từ bất kỳ tiêu chuẩntruyền thông nào phải xem xét các chức năng hoạt động của trạm biến áp Tuynhiên, giao thức truyền thông theo tiêu chuẩn IEC 61850 tập trung vào việc: khôngphải tiêu chuẩn hóa các chức năng tham gia vào hoạt động của trạm biến áp, cũngkhông phải tiêu chuẩn hóa sự bố trí phân phối trong các hệ thống tự động hóa củatrạm biến áp IEC 61850 xác định tất cả các chức năng được biết đến trong một hệthống tự động hóa trạm biến áp và chia chúng thành các chức năng phụ trợ hay còngọi là các nút logic Một nút logic là một chức năng phụ nằm trong một nút vật lý,

trao đổi dữ liệu với các thực thể logic riêng biệt khác Trong IEC 61850, tất cả cácnút logic đã được nhóm lại theo khu vực ứng dụng chung nhất của chúng, một văn

bản mô tả ngắn về chức năng, một số chức năng của thiết bị nếu có thể áp dụng vàmối liên hệ giữa các nút logic và các chức năng IEC 61850 tách riêng các ứng dụngthiết kế độc lập để chúng có thể giao tiếp bằng cách sử dụng các giao thức truyền

thông khác nhau Điều này do thực tế là các nhà cung cấp và các hệ thống tiện ích

đã duy trì các chức năng ứng dụng được tối ưu hóa để đáp ứng từng yêu cầu cụ thể

Do đó, IEC 61850 cung cấp một giao diện trung lập giữa các đối tượng ứng dụng và

dịch vụ ứng dụng liên quan, cho phép trao đổi tương thích của dữ liệu giữa cácthành phần của một hệ thống tự động hóa của trạm biến áp

Một trong những tính năng quan trọng nhất của IEC 61850 là không những chỉgiao tiếp thông tin mà còn thể hiện đặc tính chất lượng của các công cụ kỹ thuật,biện pháp quản lý chất lượng, và quản lý cấu hình Điều này là cần thiết vì khi các

hệ thống tiện ích đang có kế hoạch xây dựng một hệ thống tự động hóa trạm biến ápvới ý định kết hợp các thiết bị điện tử thông minh từ các nhà cung cấp khác nhau,

họ mong đợi không chỉ khả năng tương tác của các chức năng và các thiết bị màcòn là một hệ thống xử lý đồng nhất.

Đảm bảo chất lượng cho các chu kỳ tồn tại của hệ thống là một trong những khía

cạnh quan trọng bao trùm của IEC 61850, trong đó xác định trách nhiệm của cácnhà sản xuất rơle và các IEDs Các chỉ dẫn về điều kiện môi trường và các dịch vụphụ trợ với các khuyến nghị về sự liên quan của các yêu cầu cụ thể từ các tiêuchuẩn khác nhau và thông số kỹ thuật cũng được xác định IEC 61850 hứa hẹn sẽ làmột bước tiến lớn trong việc phát triển và được sự chấp nhận của các hệ thống tự

động hóa trạm biến áp trên toàn thế giới Tiêu chuẩn này cuối cùng sẽ mang lại lợi

ích thực sự để tự động hóa và tích hợp trạm

IEC 61850 và Cấu trúc truyền thông tiện ích (UCA) là điều có thể để tích hợp

các IEDs và rơle của trạm thông qua việc tiêu chuẩn hóa Việc sử dụng các tiêu

chuẩn hiện hành và những nguyên tắc truyền thông thường được chấp nhận cùngvới các tiêu chuẩn mới như IEC 61850 và UCA cung cấp một cơ sở vững chắc chokhả năng tương tác giữa các IEDs trong trạm biến áp dẫn đến hệ thống bảo vệ và

điều khiển linh hoạt và mạnh mẽ hơn

Từ những vấn đề trên, trên quan điểm về mặt ứng dụng, mục đích IEC 61850 là

hỗ trợ các thiết bị trong trạm và truyền thông giữa các thiết bị này bằng cách:

+ Chuẩn hóa các tên viết tắt cho các chức năng và thiết bị trong trạm

+ Đặt tên và qui định chức năng, thông tin

+ Qui định cách truy nhập chức năng và cách trao đổi thông tin

Chương 2: THIẾT KẾ HỆ THỐNG BẢO VỆ RƠLE 2.1 Giới thiệu

Mục đích của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng tớikhách hàng tiêu thụ, những thiệt hại to lớn và vô cùng khốc liệt gây ra đối với xãhội hiện đại nếu để xảy ra tình trạng mất điện thường xuyên và kéo dài, vì vậy cungcấp điện với yêu cầu ngày càng tăng về độ tin cậy và an toàn cung cấp điện là một

đòi hỏi khách quan của cuộc sống

Do đó, khi có bất kỳ sự cố nào xảy ra trong các thiết bị của hệ thống điện, thìđiểm sự cố phải được cô lập một cách nhanh chóng, nếu không sẽ gây ảnh hưởng

lan tràn

Mục đích hệ thống bảo vệ rơle phát hiện sự cố và cô lập ngay những phần tử sự

cố trong hệ thống điện, bởi vậy hệ thống bảo vệ là phần không thể tách rời trong hệthống điện Trong chương 2 tôi sẽ trình bày cách tính toán ngắn mạch, tính toán trị

số đặt, phối hợp thời gian trong trạm 110kV Trà Vinh, tiếp theo đây là phần chi tiết

ở chương 2

2.2 Trình bày sơ đồ 1 sợi

Sơ đồ một sợi được minh họa như hình vẽ của trạm bao gồm: 2 ngăn lộ 110kV,

2 ngăn MBA và 09 lộ ra, sơ đồ một sợi trình bày chi tiết các thiết bị điều khiển, bảo

vệ và kết nối các IEDs dùng IEC 61850 (sơ đồ sẽ chi tiết nằm trong phần bản vẽ A0

ở cuối luận văn) Các chức năng và ký hiệu sẽ thể hiện chi tiết trong sơ đồ

Các trạng thái vận hành của trạm, để tính toán các trị số đặt về dòng, kiểm tra độnhạy, xác định khả năng cắt sự cố của các hệ thống bảo vệ sẽ thiết kế Ơ đây ta tínhtoán ngắn mạch và phân bố dòng ngắn mạch qua các phần tử cần bảo vệ trong trạmvới các chế độ vận hành có thể như sau:

Chế độ làm việc 2 máy: Trạm nhận điện từ hệ thống, máy cắt phân đoạn đóng,hai máy biến áp làm việc song song

Chế độ làm việc 1 máy: Trạm vận hành chỉ một máy biến áp, máy còn lại bị sự

cố hoặc 2 máy vân hành song song nhưng máy cắt phân đoạn cắt

HTĐ

2x25MVA

Hình 2.1 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Trà Vinh

2.3 Trình bày phần mềm tính toán ngắn mạch và rơle

ASPEN OneLiner là chương trình tính toán ngắn mạch và phối hợp relay dànhcho các kỹ sư tính toán relay Chương trình cho phép người kỹ sư thay đổi giá trị

cài đặt relay, cấu hình hệ thống điện và thấy được kết quả ngay lập tức Sau đây làvài đặc điểm nổi bật của chương trình OneLiner:

Tương thích với hệ điều hành Microsoft Windows

− Giao diện đồ họa tương tác dễ sử dụng Mô hình chính xác máy biến áp 2, 3cuộn dây, máy dịch pha, đường dây, máy phát, tải, tụ bù và hỗ cảm thứ thự không

Mô hình chi tiết cầu chì, recloser và relay quá dòng, khoảng cách Thư viện relay

cho phép người dùng cập nhật Chương trình tính ngắn mạch mô phỏng tất cả các

loại sự cố cổ điển, bao gồm sự cố thanh cái, trên đường dây, cuối đường dây và

đường dây hở Kích thước hệ thống điện là không giới hạn (cho phép tối đa là

10.000 thanh cái) với yêu cầu bộ nhớ ít nhất

− Tốc độ xử lý nhanh (ít hơn 1 giây cho 1 sự cố với hệ thống 5000 thanh cáichạy trên máy tính 486 tốc độ vi xử lý 66MHz) Hiển thị đồ họa trạng thái trước sự

cố và thời gian tác động của relay trên sơ đồ 1 sợi và biểu đồ pha

− Phối hợp relay quá dòng và relay khoảng cách, vẽ tự động đặc tuyến relayquá dòng, khoảng cách trên màn hình, cho các bản in chất lượng cao, hỗ trợ mạngmáy tính (số máy tính sử dụng đồng thời bằng hoặc ít hơn số khóa cứng gắn vào cácmáy tính trong mạng)

− Để có thể sử dụng được chương trình ASPEN Oneliner, ta cần phải có bộ

phần mềm cài đặt và khóa phần mềm (dạng khóa cứng cắm vào cổng máy in LPT)

Hiện nay, Trung tâm điều độ đang có bộ chương trình ASPEN Oneliner phiên bản

V1998G, bộ cài đặt chỉ có 1 tập tin SETUP.EXE duy nhất với dung lượng 5.42MB

Để cài đặt chương trình Aspen, thi hành tập Tin SETUP.EXE và chọn đường dẫn

tới thư mục mong muốn, chương trình sẽ tiến hành cài đặt vào máy tính, và sau

cùng là bước cấu hình cho chương trình

− Sau khi dùng phần mềm Aspen OneLiner tính toán ngắn mạch Để đảm bảo

tính chính xác và thực tế, tôi sẽ lấy số liệu tính toán dòng ngắn mạch của Trung tâm

điều độ hệ thống điện Miền Nam (A2) tới thanh cái 110kV của trạm 110kV Trà

Vinh và được A2 tính toán dòng điện ngắn mạch bằng phần mềm Aspen onlinerphiên bản 5.0 có license, từ giá trị dòng ngắn tại thanh cái 110kV có được tôi tínhbằng tay tiếp tục, giá trị các dòng điện ngắn mạch tính đến thanh cái 110kV củatrạm như sau:

+ Dòng điện ngắn mạch ba pha lớn nhất 1288A

+ Dòng điện ngắn mạch ba pha nhỏ nhất 1012A

+ Dòng điện ngắn mạch một pha lớn nhất 1623A

+ Dòng điện ngắn mạch một pha nhỏ nhất 1311A

− Sơ đồ ngắn mạch tại thanh góp 110 kV ở chế độ max (N1) Chế độ làm việc

trạm vận hành 2 máy biến áp, ngắn mạch tại thanh góp 22 kV (N2):

Hình 2.2 Sơ đồ thứ tự thuận, nghịch, không tại N2

− Sơ đồ ngắn mạch tại thanh góp 110 kV ở chế độ min (N1) Chế độ làm việc

trạm vận hành 1 máy biến áp, ngắn mạch tại thanh góp 22 kV (N2):

Hình 2.3: Sơ đồ thứ tự thuận, nghịch, không tại N2 khi vận hành 1 máy

− Điện kháng tính trong hệ đơn vị tương đối cơ bản được xác định theo công

Sau khi tính toán ngắn mạch, chúng ta được kết quả tổng hợp dòng ngắn mạch ở cácchế độ thể hiện như bảng 2.1 và 2.2

I 1623 4671 1075 1623 3279 980

I(1)N

( ) 1 0N

( ) 1,1 N

I 1311 4110 1043 1311 2993 952

I(1)N

( ) 1 0N

2.4 Trình bày đặc tính các loại rơle

Thiết kế hệ thống bảo vệ đóng vai trò quan trọng, nó đảm bảo rằng hệ thống bảo

vệ sẽ tác động với tất cả các điều kiện theo yêu cầu Việc cân nhắc thỏa mãn cácyêu cầu dựa vào thực tế, số lần sự cố xảy ra, dựa theo kinh nghiêm, thông số và vaitrò thiết bị được bảo vệ Với những loại rơle trước đây, thường dùng nhiều loại rơlekết hợp với nhau, mỗi phần tử chỉ thực hiện một chức năng duy nhất

Hiện nay với các loại rơle số được tích hợp nhiều chức năng, khả năng cho phépchỉ cần một rơle bảo vệ là có thể cho một đối tượng cần bảo vệ, đây là ưu điểm của

rơle kỹ thuật số

Qua thời gian đi khảo sát thực tế hệ thống điện miền nam sử dụng nhiều cáchãng rơle trên thế giới như Toshiba, ABB, SEL, Micom, Siemens Các hãng rơle

trên đều đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật của Tập Đoàn Lực Việt Nam yêu cầu,nhưng số lượng rơle được ứng dụng đa số trên hệ thống điện là rơle họ Micom

Từ những ưu khuyết điểm của rơle kỹ thuật số Micom, trong luận văn tôi chọn

rơle họ Micom để thiết kế cho hệ thống bảo vệ và mô phỏng thực nghiệm các thông

số cho trạm 110kV Trà Vinh, đây là lý do tôi chọn rơle họ Micom để thực hiện tínhtoán và mô phỏng thực nghiệm trong luận văn

2.4.1 Rơle quá dòng:

− Rơle Micom P123 là hợp bộ rơle dòng điện kỹ thuật số, thường được dùng

bảo vệ cho các đường dây trên không hoặc cáp với cấp điện áp trung thế Rơle có 2nhóm chỉnh định

Hình 2.4 Sơ đồ mô phỏng bảo vệ

− Rơle P123 có các chức năng chính: Bảo vệ quá dòng pha - pha, bảo vệ quá

dòng chạm đất, bảo vệ quá dòng thứ tự nghịch…Ngoài ra rơle P123 còn có các

chức năng: Đo lường 3 pha & N, ghi sự cố, bảo vệ không đối xứng, bảo vệ hư hỏngmáy cắt, giám sát mạch cắt máy cắt.

− Chức năng bảo vệ quá dòng pha - pha:

+ Có 3 cấp bảo vệ I>, I>> và I>>> có thể lựa chọn và làm việc độc lập nhau

+ Cấp 3 làm việc với đặc tính thời gian độc lập, cấp 1 và 2 có thể chọn làmviệc theo đặc tính thời gian độc lập (DMT) hoặc phụ thuộc (IDMT, RI)

Hình 2.5 Logic cắt I>, I>> & I>>>

Hình 2.6 Đặc tính cắt từ chức năng bảo vệ quá dòng

− Trong đặc tính IDMT có thể chọn các kiểu:

+ Tiêu chuẩn IEC SI, SCT, VI, LCT, EI và RC

+ Tiêu chuẩn IEEE MI, VI, EI

− Khi chọn đặc tính thời gian phụ thuộc, thời gian trở về của rơle khi mứcdòng hạ thấp hơn ngưỡng chỉnh định được trì hoãn bởi reset

Hình 2.7 Đặc tính thời gian cắt từ chức năng bảo vệ quá dòng

− Chức năng bảo vệ quá dòng chạm đất [50/51N] :

+ Có 3 cấp bảo vệ IE>, IE>>, IE>>> có thể chọn và làm việc độc lập vớinhau

+ Cấp 3 làm việc với đặc tính thời gian độc lập, cấp 1 và 2 có thể chọn làmviệc theo đặc tính thời gian độc lập (DMT) hoặc phụ thuộc (IDMT, RI)

2.4.2 Rơle quá dòng có hướng

− Rơle Micom P127 là rơle bảo vệ quá dòng có hướng của ALSTOM Đây là

hợp bộ rơle kỹ thuật số được ứng dụng rộng rải đối với các phần tử trong hệ thống

như: motor, máy phát, đường dây trên không và mạng cáp ngầm ở các cấp điện áp

truyền tải và phân phối

− Các chức năng bảo vệ chính của P127: Bảo vệ quá dòng có hướng, bảo vệchạm đất có hướng, bảo vệ kém dòng, bảo vệ quá dòng thứ tự nghịch, bảo vệ quá tảinhiệt….Ngoài ra P127 còn có một chức năng như đo lường, ghi sự cố, bảo vệ lỗimáy cắt, giám sát mạch cắt máy cắt

2.4.3 Rơle bảo vệ so lệch

− Bảo vệ so lệch máy biến áp cũng dựa trên cơ sở của nguyên tắc so sánh dòng

điện ở hai đầu phần tử được bảo vệ (cả về trị số và hướng) đối với bảo vệ so lệch

dòng điện của máy biến áp là so sánh dòng điện phía cao áp I1 và dòng điện phía

hạ áp I2 Vùng bảo vệ được giới hạn giữa 2 vị trí các CT phía cao áp và hạ áp đưavào so lệch

− Tình trạng làm việc bình thường và ngắn mạch ngoài :

+ Xét trong trường hợp lý tưởng (bỏ qua tất cả sự sai số của CT sự sai khác

của dòng điện 2 phía MBA hay hai đầu đường dây) Ta có: I1s, I2s cùng hướng và

có tỉ số được xác định bằng tỉ số biến của MBA lực

+ Các máy biến dòng CT1 và CT2 cung cấp dòng 2 phía cho bảo vệ solệch thì cực tính của phía thứ cấp của chúng phải đấu sao cho khi ngắn mạch ngòai

và làm việc ở chế độ bình thường dòng thứ cấp I1T của CT1 và Ì2T của CT2 đitrong mạch của rơle so lệch phải ngược nhau và tỷ số biến phải chọn tương thích đểtriệt tiêu lẫn nhau Nghiã là dòng qua rơle Ip = I1T - I2T = 0 (bảo vệ so lệch khônglàm việc)

− Tình trạng ngắn mạch trên phần tử được bảo vệ :

+ Khi có ngắn mạch trong vùng bảo vệ dòng điện phía sơ cấp của các máybiến dòng có hướng ngược với nhau ⇒ I1T và I2T cùng hướng ⇒ Ip = I1T +I2T ≠ 0 Lúc này rơle so lệch sẽ tác động khi trị số đặt Ikđr của nó nhỏ hơn giá trịdòng điện qua rơle.

+ Như vậy chức năng của bảo vệ so lệch máy biến áp là bảo vệ chính bảo

vệ những hư hỏng xảy ra bên trong máy biến áp

− Như vậy điều cần đặc biệt chú ý trong các sơ đồ bảo vệ so lệch là cần phảiđấu đúng cực tính của các cuộn thứ cấp của các CT để đảm bảo lúc bình thường và

ngắn mạch ngoài dòng thứ cấp của các CT ngưọc chiều nhau và bằng nhau về trị số

+ Bảo vệ sẽ tác không đúng khi ngắn mach ngoài vùng nếu sự cân bằng vềdòng thứ cấp I1T và I2T bị phá vỡ Lúc đó Ip có thể lớn hơn giá trị đặt

+ Trong khi đó do đặt thù của máy biến áp hệ thống dòng điện giữa phía

cao và phía hạ có trị số và góc pha khác nhau, tỷ số biến CT thì không thể chọn tuỳ

ý mà phải theo những cấp bậc theo tiêu chuẩn nên dòng không cân bằng luôn luônxuất hiện

− Các nguyên nhân đặt thù gây ra Ikcb luôn có ở rơle so lệch: bên cạnh các

nguyên nhân riêng có ở MBA, dòng không cân bằng còn gây ra còn do các nguyênnhân sau: đặt tính từ hoá CT và trở kháng tải

+ Các CT đặt phía cao trung hạ có kết cấu khác nhau, có dòng làm việc

khác nhau, có đường đặt tính từ hóa khác nhau làm cho Ith1- Ith2 lớn dẫn đến Ikcb

lớn

+ Sự khác nhau về đặt tuyến từ hóa của các kiểu CT đặt lồng trên các sứ

đầu ra của máy cắt so với các biến dòng có kết cấu đặt ngoài thường là quá nhiều

Ngay cả khi các CT điện chế tạo giống nhau thì đường đặc tính từ hóa cũng rất khógiống nhau

+ Đối với MBA do dòng làm việc ở các phía rất khác nhau, CT ở các phía

cũng phải chọn khác nhau, tỷ số biến CT2 phía rất khác nhau nên ảnh hưởng củanguyên nhân này càng lớn

+ Nguyên nhân thứ 2 là trở kháng tải dẫn đến các cuộn thứ cấp của các CTkhá lớn và rất khác nhau trên các vế của sơ đồ bảo vệ

+ Trở kháng tải bao gồm trở kháng của cáp nối nhị thứ từ biến dòng đến

rơle khoảng cách khá dài và không cân bằng

+ Ngoài ra cũng cần phải tính đến một điểm là ở các nhóm CT đấu theohình tam giác luôn luôn phải mang tải nặng hơn ở các nhóm máy biến dòng đấutheo hình sao

− Khi xảy ra ngắn mạch ngoài: Nguyên nhân đặc biệt thứ 3 là trên các biến áplực có 3 cuộn dây đồng thời ngay ở cả những máy biến áp lực có 2 cuộn dây

nhưng có 2 máy cắt ở một phía nào đó ở cuộn dây, thì khi có ngắn mạch ngoài

vùng bảo vệ bội số dòng ngắn mạch đi qua các nhóm CT đặt ở các phía khác nhau.Kết quả là các nhóm CT ở các phía khác nhau bị từ hóa ở mức độ khác nhau (sựkhác biệt về dòng từ hóa giữa chúng càng lớn do vậy dòng không cân bằng cũng

tăng lên

− Khi điều áp, từ hoá MBA: Thành phần dòng không cân bằng xuất hiện khithay đổi hệ số biến của máy biến áp khi máy biến áp này có bộ điều chỉnh Dòng

không cân bằng gây ra bởi dòng từ hóa của máy biến áp lực

− Khi có máy biến dòng trung gian: Ikcb gây ra do máy biến dòng bảo hòatrung gian hoặc máy biến dòng tự ngẫu có sai số

− Các yêu cầu và các biện pháp khắc phục: Điều trước tiên cần quan tâm trongbảo vệ so lệch máy biến áp là xuất phát từ đặc điểm của máy biến áp ở đây các dòngnhất thứ đi vào và đi ra khỏi vùng bảo vệ khác nhau về trị số thậm chí cả về gócpha Vì vậy việc cân bằng dòng nhị thứ trở nên rất phức tạp vì biến dòng được chếtạo theo tiêu chuẩn nên ta không thể chọn biến dòng hoàn toàn theo yêu cầu, do đó

việc cân bằng dòng nhị thứ mà chỉ dưạ vào tỷ số biến dòng là điều không thể làm

được và cũng chính điều này mà trong bảo vệ so lệch MBA ta thường sử dụng bảo

vệ so lệch có máy biến dòng bảo hoà trung gian hay dùng bảo vệ so lệch có máybiến dòng tự ngẫu Đối với sự sai lệch về góc lệch pha người ta sẽ khắc phục bằngcách phối hợp sơ đồ đấu dây của CT

+ Đối với rơle so lệch kỹ thuật số phải có chức năng phối hợp để bù sự sai

khác về trị số và góc pha của dòng điện 2 phía (Bù trị số và bù góc lệch pha)

Phương pháp trên thực chất vẫn chưa không khắc phục hết các dòng không cân

bằng đã xuất hiện Nếu chỉ dùng phương pháp trên thì trị số tác động ICP > IΔ (ICP

là dòng đặt cho cơ quan thực hiện), và ICP phải rất lớn Để đảm bảo độ nhạy taphải tìm mọi biện pháp làm giảm nhỏ dòng không cân bằng IΔ

+ Như ta biết dòng không cân bằng trong bảo vệ so lệch MBA cơ bản là do

dòng không cân bằng gây bởi CT Việc giảm dòng không cân bằng gây ra bởi sai sốcủa CT được đảm bảo bằng cách chọn CT và tải của nó ở phiá thứ cấp sao chochúng không bị bảo hoà ở giá trị lớn nhất của dòng ngắn mạch xuyên qua

+ Bằng các biện pháp trên tuy có giảm nhẹ được dòng không cân bằng songgiá trị của nó vẫn còn lớn

+ Do vậy để dung hoà mâu thuẩn giữa tính chọn lọc và độ nhạy cho bảo vệ

so lệch cùng với các biện pháp nêu trên để tránh được sự tác động của bảo vệ dodòng không cân bằng, ta thường áp dụng những biện pháp tạo đặt tính hãm cho bảovệ

+ Như sử dụng rơle được nối qua máy biến dòng bảo hoà trung gian như

loại PHT 565 hoặc qua máy biến trong bảo hoà trung gian có cuộn hãm IIZT-11 Lúc này dòng tác động của rơle sẽ phụ thuộc vào dòng hãm

+ Hoặc các loại rơle kỹ thuật số có đặt tính phân cực (đặc tính hãm) Đốivới các rơle này thì dòng tác động của rơle phụ thuộc vào dòng đi vào các phía của

rơle

+ Như đã biết dòng xuyên qua các CT càng lớn thì dòng không cân bằng

càng lớn nên đặt tính hãm phải giải quyết được vấn đề là khi dòng xuyên qua các

CT càng lớn thì dòng tác động của rơle phải càng lớn Độ dốc của đặt tính hãm cóthể thay đổi được để phù hợp với dòng không cân bằng

+ Dùng các loại rơle có máy biến dòng bảo hoà trung gian còn có lợi trongviệc khắc phục hiện tượng từ hoá khi đóng xung kích các MBA, vì qua biến dòngbảo hoà thành phần phi chu kỳ, thành phần lớn nhất dòng từ hoá bị cản lại không đi

vào rơle

+ Trong các loại rơle kỹ thuật số thì phải có chức năng khoá sóng hài Với

các trường hợp phối hợp mạch dòng bằng sơ đồ nối dây CT cho các MBA Y/ Δ thì

phía hình Δ của MBA CT đấu hình Y, phía Y của MBA CT phải đấu Δ để triệt tiêuthành phần thứ tự không do thành phần thứ tự không từ phía hình Y MBA khôngtruyền qua phía hình Δ của MBA

− Trong luận văn tôi sẽ trình bày dòng P63x của Micom dùng để bảo vệ MBA2,3,4 cuộn dây và có 3 cấp chỉnh định:

+ Cấp 1: có thể chọn hãm song hài bậc hai hoặc quá kích từ

+ Cấp 2 và 3: không phụ thuộc hãm song hài hoặc quá kích từ

Hình 2.8 Đặc tính tác động relay chức năng so lệch

+ Đặc tính chức năng bảo vệ so lệch trung tính REF

Hình 2.9 Đặc tính chức năng bảo vệ so lệch trung tính REF

2.4.4 Rơle bảo vệ khoảng cách

− Rơle bảo vệ khoảng cách Micom P441 là hợp bộ rơle kỹ thuật số, thườngđược dùng bảo vệ cho các đường dây cao áp

− Chức năng bảo vệ khoảng cách: là chức năng chính của rơle, làm việc theonguyên lý trở kháng thấp Z< Rơle bao gồm 6 vùng làm việc, trong đó :

+ Vùng 1: Luôn luôn làm việc hướng thuận

+ Vùng 1x, 2, 3: Có thể chọn không làm việc hoặc làm việc hướng thuận

+ Vùng 4: Có thể chọn không làm việc hoặc làm việc theo hướng ngược

− Định vị điểm sự cố: Chức năng này tính toán trở kháng sự cố và khoảng cách

từ chỗ đặt CT, PT đến điểm sự cố Kết quả được hiển thị bằng km, Ω hoặc % đườngdây bảo vệ, tuỳ chọn

Hình 2.11 Hiển thi điểm sự cố

− Bảo vệ SOTF (Đóng vào đường dây sự cố): Rơle dùng đầu vào kiểm tra

trạng thái máy cắt hoặc tín hiệu đường dây “chết” để khởi tạo bảo vệ này Khi xảy

ra sự cố có sẵn trên đường dây, rơle sẽ đưa ra lệnh cắt nhanh dù điểm sự cố xảy ra ởvùng 1, 1x, 2 , tuỳ chọn

− Chức năng bảo vệ quá dòng dự phòng: có 4 cấp tác động độc lập nhau

+ Cấp 1 & 2 có thể chọn làm việc theo hướng thuận hoặc hướng ngượchoặc vô hướng, khi lỗi aptomat PT (khai báo đầu vào) và rơle đang chọn làm việc

có hướng thì rơle tự động chuyển qua làm việc vô hướng với thời gian chỉnh định

riêng hoặc khoá, tuỳ chọn Đặc tính thời gian độc lập hoặc phụ thuộc Góc hướngbảo vệ khoảng cách

Hình 2.12 Phối hợp thời gian tác động

+ Cấp 3: Có thể chọn làm việc vô hướng hoặc khóa, với đặc tính thời gian

độc lập Có thể chọn làm việc liên tục hoặc chỉ làm việc với chức năng SOTF-TOR

+ Cấp 4: Có thể chọn làm việc vô hướng hoặc khóa, với đặc tính thời gian

độc lập Dùng để bảo vệ khi sự cố trên thanh cái và chỉ có hiệu lực khi đầu vào

“Stub Bus Isolator Open” hiệu lực

− Chức năng bảo vệ quá dòng chạm đất: Có hai cấp bảo vệ

+ Cấp 1: Có thể chọn làm việc vô hướng hoặc hướng thuận hoặc hướng

ngược hoặc khóa Lỗi aptomat TU có thể chọn để khóa hoặc đưa rơle đến chế độ

làm việc vô hướng Đặc tính thời gian: Độc lập hoặc phụ thuộc

+ Cấp 2: Có thể chọn làm việc vô hướng hoặc hướng thuận hoặc hướng

ngược hoặc khóa Lỗi aptomat TU có thể chọn để khóa hoặc đưa rơle đến chế độ

làm việc vô hướng Đặc tính thời gian độc lập

− Chức năng bảo vệ kém - quá điện áp: Mỗi một chức năng (kém - quá) có 2cấp bảo vệ có thể chọn làm việc P -N hay P -P

+ Cấp 1 có thể chọn theo đặc tính độc lập hoặc phụ thuộc

+ Cấp 2 làm việc đặc tính độc lập

− Chức năng kiểm tra đồng bộ: Chức năng được dùng để đóng MC bằng tayhoặc tự động đóng lặp lại

− Chức năng tự động đóng lặp lại:

+ Rơle cho phép đóng lặp lại 3 pha có kiểm tra hòa hoặc không kiểm tra

hòa, số lần đóng lặp lại cho phép/1chu trình là 4 lần

+ Lệnh khởi tạo: Có thể chọn các chức năng từ bảo vệ có trong rơle

+ Giám sát trạng thái và tình trạng máy cắt

− Chức năng lỗi máy cắt: Lệnh khởi tạo từ bên trong hoặc bên ngoài rơle Rơle

giám sát ngưỡng dòng hoặc ngưỡng dòng và trạng thái máy cắt hoặc bảo vệ trở về

và ngưỡng dòng

− Chức năng ghi sự cố: Ghi được 5 sự cố mới nhất có thể đọc trên màn hình

− Trình tự cài đặt bằng tay: Dùng phím “UP”, “DOWN”,”LEFT” và “RIGHT”

để lựa chọn thông số cần chỉnh định và chỉnh định đến trị số mong muốn Dùngphím “UP” hoặc “C” để về lại màn hình ngầm định Dùng phím “E” để thừa nhận

thông số mới Dùng phím “C” để huỷ bỏ thông số mới

Hình 2.13 Biểu diễn menu relay P44x

2.5 Bài toán tính phối hợp bảo vệ

− Khi tính các thông số đặt của các chức năng trên, ta chỉ cần tính ở chế độmax vì đặt ở chế độ max ta đã đảm bảo bảo vệ cả chế độ min

− Trong thực tế tính toán tại A2, các hệ số K của chức năng 51, 51N của máycắt đầu nguồn được chọn theo dòng điện ngắn mạch tại thanh cái 15kV, 22kV saocho thời gian tác động 51, 51N ứng với các dòng điện này từ 0,2 -0,5s (tại TPHCM

là 0,5s và các nơi khác là 0,2 s) và phải bảo đảm máy cắt đầu nguồn tác động phối

hợp có chọn lọc

− Trong công tác tính toán chỉnh định rơle quan trọng nhất là chúng ta phảiphối hợp thời gian tác động của các rơle sao cho ứng với mỗi sự cố rơle tác độngphải phối hợp được với nhau theo nguyên tắt rơle nào gần điểm sự cố nhất thì tác

động trước, rơle nào xa hơn sẽ tác động sau theo cùng 1 hướng và trong mọi trường

hợp đều không được tác động bậc vược cấp Để làm được điều này chúng ta phải

làm bài toán ngược, có nghĩa là cho thời gian tác động trước và tính toán chọn hệ số

nhân thời gian sau cùng

− Nguyên tắt chọn như sau:

+ Chọn dòng ngắn mạch lớn nhất đi qua tất cả các máy cắt theo hướng cầnphối hợp bảo vệ.

+ Chọn thời gian tác động cắt máy cắt gần nhất từ 0-0,2s

+ Các máy cắt phía sau máy cắt (hướng về nguồn) phải phối hợp với máycắt vừa chọn (thời gian từ 0,3-0,5s)

+ Tính toán chọn dòng khởi động cho từng máy cắt

+ Chọn đặt tuyến cho từng máy cắt (nên chọn cùng họ để dễ dàng phối hợp

và chính xác cao)

+ Tính toán chọn hệ số nhân thời gian cho từng rơle

− Thiết bị rơle được dùng để tính toán chỉnh định dòng khởi động và thời gian

tác động dùng rơle Micom của hãng Areva

Bảng 2.3: Các dạng đặt tuyến đường cong rơle Micom

2.5.1 Tính toán cho bảo vệ 50/51N, phía 22kV

2.5.1.1 Bảo vệ quá dòng có thời gian (chức năng 51, 51N):

− Bảo vệ quá dòng pha có thời gian 51 :

Dòng khởi động của bảo vệ được tính theo công thức:

> = at mm max

lvBI tv

Trong đó: Ikđ– trị số dòng khởi động của bảo vệ

INmin– trị số dòng ngắn mạch nhỏ nhất đi qua bảo vệ

yêu cầu độ nhạy: Kn=1,1 ÷ 1,3 khi làm bảo vệ dự trữ

Kn=1,5 ÷ 1,8 khi làm bảo vệ chính

− Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian 51N :

Tại Việt Nam thường xảy ra tình trạng dòng điện trên các pha bất đối xứng, điềunày sẽ làm tăng dòng IN, nếu IN lớn hơn IN> thì rơle 51N tác động nhầm Theo thực

tế tại Việt Nam, để tránh trường hợp 51N tác động nhầm do lưới bất đối xứng người

ta chọn IN>từ 20% đến 40% dòng khởi động 51 Dòng khởi động của bảo vệ chạm

đất được chọn theo I> tính theo công thức:

Dòng khởi động phía thứ cấp của BI:

N

I 0,35.I 0,35.199 69,65A ⇒ IN> = 0,35.0,33 0,1155A =

(1,1) Nmin 3 n

2.5.1.2 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (chức năng 50, 50N):

− Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 50:

Dòng khởi động của bảo vệ được tính theo công thức:

− Bảo vệ quá dòng thứ tự không cắt nhanh 50N:

Dòng khởi động của bảo vệ được tính theo công thức:

3I 1075AVậy IN>> = 1,2.1075 1290A =

Dòng khởi động phía thứ cấp của BI:

>>

= 1290 600/1= 2,15 A

2.5.1.3 Tính bội số thời gian đặt: T p

− Bảo vệ quá dòng pha có thời gian:

> = + ∆

Đường dây có chiều dài vừa phải, thời gian cắt của bảo vệ đường dây t = 0s,∆t =0,5 sec

Vậy t> = + 0 0,5 0,5s =

- Để tính bội số thời gian đặt của các bảo vệ ta sử dụng đặc tính thời gian tác độngphụ thuộc:

dat b

N kd

a

I

1 I

Trong đó: a,b – các hệ số, phụ thuộc vào đặc tính thời gian của từng bảo vệ Sử

dụng đặc tính thời gian tác động dốc chuẩn: a = 0,14; b = 0,02

max N2 51N kd

0,14

I

1 I

0,14

4068

1 199

=> TP = 0,22s

Căn cứ vào đặt tuyến ta chọn Tp=0,5

Vậy thời gian tác động thực theo đặc tuyến là

− Bảo vệ quá dòng thứ tự không có thời gian 51N:

Ta có :

3I

1 I

0,14

5487

1 39,3

2.5.2 Tính toán bảo vệ phía MBA

2.5.2.1 Bảo vệ quá dòng có thời gian (chức năng 51S, 51NS):

− Bảo vệ quá dòng pha có thời gian 51S:

> = at mm max

lv tv

>

= 951

(2) Nmin 2 n

− Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian51NS :

Dòng khởi động phía thứ cấp của BI:

N

I 0,35.I 0,35.951 332A⇒ IN> = 0,35.0,79 0,276A =

(2) Nmin 2 n

2.5.2.2 Bảo vệ quá dòng có thời gian sơ cấp MBA (chức năng 51P, 51NP):

− Bảo vệ quá dòng pha có thời gian 51P :

>

= 190 150/1=1,26 A

(2) Nmin 2 110 n

⇒ INP> = 66,6 = 0,443A

150 / 1

(1) Nmin 2 110 n

Tính thời gian đặt của sơ cấp MBA : Tp

− Bảo vệ quá dòng pha có thời gian 51P:

> = > + ∆ = + =

t t t 1,125 0,5 1,625s

Trong đó: a,b – các hệ số, phụ thuộc vào đặc tính thời gian của từng bảo vệ Sử

dụng đặc tính thời gian tác động dốc chuẩn: a = 0,14; b = 0,02

0,14

I

1 I

Với dòng ngắn mạch pha lớn nhất tại N1 là (3) =

0,14 1,625 T

1288

1 190

=

P

T 0,45s

Căn cứ vào đặc tuyến ta chọn Tp=0,5

Vậy thời gian tác động thực theo đặc tuyến là

− Bảo vệ quá dòng thứ tự không có thời gian 51NP:

3I

1 I

Thay số vào ta được:

0,14

1623

1 66,5

2.5.2.3 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh sơ cấp MBA (chức năng 50P, 50NP):

Dòng khởi động của bảo vệ được tính theo công thức:

>>

= 976

− Bảo vệ quá dòng thứ tự không cắt nhanh:

Dòng khởi động của bảo vệ được tính theo công thức:

>>

= 1316,8 150/1 = 8,77 A

2.5.2.4 Tính toán cho bảo vệ so lệch máy biến áp

Tính toán giá trị trung bình

− Dòng điện định mức máy biến áp phía 110kV:

=>

dm

dmBA dmp

U

S I

dm

S I

dmT BI

I

A n