Phân tích đánh giá ứng dụng rơ le g60 trong bảo vệ máy phát nhà máy thủy điện sông tranh 2

Đánh giá được về khả năng làm việc an toàn, tin cậy của hệ thống rơ le bảo vệmáy phát thủy điện và biết được các nguyên nhân gây ra sự cố nhằm khôi phục chế độvận hành bình thường tăng đ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN VĂN ĐÔNG

PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG RƠ LE G60 TRONG BẢO VỆ MÁY PHÁT NHÀ MÁY THỦY

ĐIỆN SÔNG TRANH 2

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số : 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Ngườı hướng dẫn khoa học: GS.TS LÊ KIM HÙNG

Đà Nẵng - Năm 2019

Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi Trong luận văn có

sử dụng những dữ liệu của Công ty thủy điện Sông Tranh và tài liệu của hãng Rơ le

GE - Multilin.

Các số liệu, kết quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và chưa từng được

ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác.

Tác giả luận văn

Trần Văn Đông

PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG RƠ LE G60 TRONG

BẢO VỆ MÁY PHÁT NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2

Học viên: Trần Văn Đông Chuyên ngành: Kỹ thuật điện

Mã số: 8520201 Khóa: K34 Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN

Tóm tắt – Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 gồm 2 tổ máy có công suất 190MW cấp điện qua

2 đường dây 220kV đến Trạm 220kV Sông Tranh và Trạm 220kV Tam Kỳ để nối vào hệthống lưới điện quốc gia Nhà máy sử dụng rơ le G60, T60, L30, D60, L90, B90, F650 củahãng GE Multilin và các rơ le khác như MRR1, HRACIC,…để bảo vệ máy phát điện nhưngviệc khai thác vận hành, bảo trì còn chưa hiệu quả, chưa làm chủ được thiết bị do chưa có tàiliệu hướng dẫn cụ thể, bên cạnh đó khi sự cố xảy ra việc chỉnh định, cài đặt các thông số bảo

vệ cần phân tích, đánh giá hoạt động của rơ le G60 Với lý do trên, tác giả đã chọn đề tàinghiên cứu là "Phân tích đánh giá ứng dụng rơ le G60 trong bảo vệ máy phát nhà máy thủyđiện Sông Tranh 2" Tác giả đi sâu tìm hiểu, nghiên cứu, phân tích, đánh giá thiết bị hệ thống

rơ le bảo vệ máy phát tại nhà máy, đặc biệt về cấu hình phần mềm của rơ le, tìm hiểu nguyên

lý, tính toán trị số chỉnh định của các chức năng bảo vệ Sau đó, phối hợp sử dụng hợp bộCMC 256 Plus và xây dựng mô hình mô phỏng Matlab_Sumilink trực quan, giúp ta thửnghiệm, phân tích đánh giá sự làm việc của chức năng 87G bảo vệ máy phát một cách nhanhchóng, tiện ích và đem lại kết quả rất chính xác

Từ khóa: Phân tích rơ le G60; Bảo vệ so lệch máy phát; ứng dụng phần mềm EnerVista UR

Setup, Nhà máy thủy điện Sông tranh 2

ANALYSIS ASSESSMENT RELAY G60 APPLICATIONS IN PROTECTION

GENERATOR OF SONG TRANH 2 HYDROPOWER PLANT Abstract: Song Tranh 2 hydropower plant consists of 2 units with a capacity of 190MW

supplying electricity through 2 220kV lines to 220kV Song Tranh Station and 220kV Tam KyStation to connect to the national grid The factory uses G60, T60, L30, D60, L90, B90, F650relays of GE Multilin and other relays such as MRR1, HRACIC, to protect generators butthe operation, maintenance and maintenance ineffective, not yet able to master the equipmentdue to the lack of specific guidance documents, besides, when the incident occurs, the setting

of protection parameters needs to be analyzed and evaluated the operation of the relay G60.For this reason, the author has chosen the research topic "Analysis and evaluation of relayG60 applications in protecting generator Song Tranh 2 hydropower plant" The author delvesdeep into understanding, researching, analyzing, evaluating equipment of transmitterprotection relay system, especially about software configuration of relays, understandingprinciples and calculating correction values, designation of protection functions After that,coordinating to use CMC 256 Plus and building Matlab_Sumilink visual simulation model,help us experiment, analyze and evaluate the working of 87G function to protect the devicequickly and conveniently and give very accurate results

Keywords: Relay G60 Analysis; protection differential of generator, EnerVista UR Setupsoftware application, Song tranh 2 hydropower plant

TRANG BÌA

LỜI CAM ĐOAN

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH

MỤC LỤC

DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CÁC CHỮ VIẾT TẮT

DANH MỤC CÁC BẢNG

DANH MỤC CÁC HÌNH

MỞ ĐẦU 1

1 Lý do chọn đề tài 1

2 Mục đích nghiên cứu 1

3 Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2

4 Mục tiêu và nhiệm vụ của đề tài 2

5 Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn 2

6 Đặt tên đề tài 3

7 Bố cục luận văn 3

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ MÁY PHÁT ĐIỆN THỦY LỰC VÀ HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ 4

1.1 Tổng quan về máy phát điện thủy lực 4

1.1.1 Cấu trúc máy phát điện thủy lực 4

1.1.2 Đặt tính công suất máy phát 4

1.1.3 Ảnh hưởng góc tải 5

1.1.4 Hệ thống kích từ máy phát điện thủy lực 6

1.1.5 Hệ thống điều tốc máy phát điện thủy lực 8

1.2 Các chế độ làm việc của máy phát điện thủy lực 9

1.2.1 Chế độ làm việc bình thường 9

1.2.2 Chế độ làm việc khi công suất vượt quá định mức 10

1.2.3 Chế độ làm việc khi điện áp đầu cực tăng hoặc giảm so với định mức 10

1.2.4 Chế độ làm việc khi tần số bị dao động 11

1.2.5 Chế độ làm việc khi hệ số công suất thay đổi 12

1.2.6 Các chế độ làm việc không bình thường 12

1.2.7 Các chế độ làm việc khi có tình trạng hư hỏng xảy ra 15

1.3 Các chức năng bảo vệ thường trang bị cho máy phát điện thủy lực 17

1.4 Khái quát về rơ le kỹ thuật số bảo vệ máy phát điện thủy lực 17

1.4.1 Các chức năng của rơ le 17

1.5 Kết luận 25

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ TỔ MÁY NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2 26

2.1 Giới thiệu về nhà máy thủy điện Sông tranh 2 26

2.2 Sơ đồ nối điện chính của nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 26

2.3 Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA 28

2.4 Sơ đồ đấu nối mạch tín hiệu dòng điện, điện áp, mạch tín hiệu và bảo vệ 30

2.5 Sơ đồ logic mạch bảo vệ tổ máy 33

2.6 Rơ le G60 bảo vệ máy phát điện nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 34

2.6.1 Giới thiệu về rơ le G60 của hãng GE-Mutilin 34

2.6.2 Cài đặt rơ le G60 bằng phần mềm EnerVista UR Setup 35

2.7 Các chức năng bảo vệ máy phát điện tại nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 39

2.7.1 Thông số kỹ thuật các thiết bị đối tượng được bảo vệ 39

2.7.2 Bảo vệ so lệch dọc máy phát điện (87G) 40

2.7.3 Bảo vệ chạm đất stator (95%-59N, 100%-64S) 46

2.7.4 Bảo vệ quá điện áp (59) 48

2.7.5 Bảo vệ kém điện áp (27) 48

2.7.6 Bảo vệ quá kích từ (24) 49

2.7.7 Bảo vệ khoảng cách (21) 49

2.7.8 Bảo vệ quá dòng có kiểm tra áp (27/50) 50

2.7.9 Bảo vệ mất đồng bộ (78) 51

2.7.10 Bảo vệ công suất ngược (32) 52

2.7.11 Bảo vệ mất kích từ (40) 52

2.7.12 Bảo vệ dòng điện thứ tự nghịch (46) 54

2.7.13 Chức năng giám điện áp 54

2.7.14 Bảo vệ quá tải máy phát (49) 55

2.7.15 Bảo vệ tần số (81) 55

2.7.16 Bảo vệ so lệch ngang (87GW) 56

2.7.17 Bảo vệ chạm đất roto (64R) 56

2.7.18 Bảo vệ dòng điện trục (38) 56

2.7.19 Bảo vệ quá dòng MBA kích từ (50/51ET) 57

2.8 Cài đặt, cấu hình logic các chức năng bảo vệ 58

2.8.1 Cài đặt thông số chung 58

2.8.2 Cài đặt, chỉnh định trị số bảo vệ các chức năng sử dụng 58

2.9 Tình trạng lỗi, khiếm khuyết hệ thống rơ le tại nhà máy 60

2.10 Kết luận 61

CHƯƠNG 3 THỬ NGHIỆM VÀ MÔ PHỎNG KIỂM TRA, ĐÁNH GIÁ HOẠT ĐỘNG CÁC CHỨC NĂNG BẢO VỆ CỦA RƠ LE G60 63

3.1 Thử nghiệm, kiểm tra và đánh giá hoạt động các chức năng bảo vệ 63

3.1.1 Nội dung các bước thử nghiệm rơ le 63

3.1.2 Kết quả thử nghiệm các chức năng bảo vệ của rơ le G60 67

3.2 Ứng dụng phần mềm Matlab_Simulink để mô phỏng sự làm việc chức năng bảo vệ so lệch máy phát (87G) của Rơ le 76

3.2.1 Giới thiệu về Matlab_Simulink 76

3.2.2 Xây dựng mô hình bảo vệ so lệch máy phát (87G) 77

3.2.3 Mô phỏng hoạt động chức năng 87G bảo vệ máy phát 84

3.3 Kết luận 92

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ 93

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 95 PHỤ LỤC

QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (Bản sao)

BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC

PHẢN BIỆN

CÁC KÝ HIỆU:

H1CT-5 : Biến dòng điện – cuộn dây số 5

H1CT-12 : Biến dòng điện – cuộn dây số 12

I KT : Dòng điện kích thích

MC_901 : Máy cắt đầu cực máy phát

MF_H1 : Máy phát số 1

TUH-10 : Biến điện áp phía trung tính

TUH-12 : Biến điện áp phía đầu cực máy phát

HMI : Giao diện người – máy (Human-Machine-Interface)

MBA : Máy biến áp

Pu : Đơn vị phần trăm (Percent unit)

SCADA : Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (Supervisory Control

And Data Acquisition)

VT : Máy biến điện áp (Voltage Transfomer)

Bảng 2.1: Các chức năng rơ le bảo vệ hệ thống I 29 Bảng 2.2: Thông số kỹ thuật MF-MBA nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 39 Bảng 2.3: Thống kê các lỗi, khiếm khuyết hệ thống rơ le bảo vệ 60

Hình 1.1: Các thành phần chính máy phát điện thủy lực 4

Hình 1.2: Đường cong công suất MF 5

Hình 1.3: Sơ đồ véc tơ điện kháng đồng bộ 5

Hình 1.4: Đặc tuyến ngắn mạch xoay chiều duy trì 16

Hình 1.5: Sơ đồ nguyên lý mạch kích thích MF 16

Hình 1.6: Các chức năng bảo vệ trong rơ le G60 18

Hình 1.7: Cấu trúc phần cứng của rơ le G60 19

Hình 1.8: Sơ đồ hoạt động của module CPU 19

Hình 1.9: Kết nối truyền thông của rơ le 20

Hình 2.1: Sơ đồ nối điện chính nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 27

Hình 2.2: Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA 28

Hình 2.3: Mạch tín hiệu đầu vào (INPUT) rơ le G60 hệ thống I 31

Hình 2.4: Mạch tác động các rơ le bảo vệ hệ thống I 32

Hình 2.5: Mạch tín hiệu các rơ le bảo vệ hệ thống I 33

Hình 2.6: Sơ đồ logic mạch bảo vệ máy phát hệ thống I 33

Hình 2.7: Giao diện giao tiếp chính phần mềm EnerVista UR Setup 36

Hình 2.8: Giao diện cài đặt offline 36

Hình 2.9: Giao diện cài đặt online 37

Hình 2.10: Giao diện Cài đặt System Setup 38

Hình 2.11: Giao diện cài đặt chức năng bảo vệ khoảng cách 38

Hình 2.12: Đặc tính bảo vệ so lệch MF rơ le G60 41

Hình 2.13: Thuật toán phát hiện CT bão hòa 42

Hình 2.14 : Logic làm việc của chức năng 43

so lệch 43

Hình 2.15 : Đặc tuyến của 87G truy xuất từ rơ le G60 45

Hình 2.16: Đặc tuyến của 87G xây dựng bằng Excel 45

Hình 2.17 : Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất stator 95% 46

Hình 2.18: Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất stator 100% 47

Hình 2.19: Cấu hình CT đầu vào bảo vệ so lệch 58

Hình 2.20: Cấu hình trị số chỉnh định bảo vệ so lệch 58

Hình 2.21: Giao diện thiết lập logic rơ le G60 59

Hình 3.1: Sơ đồ kết nối thử nghiệm rơ le bảo vệ 63

Hình 3.2: Khai báo tham số thử nghiệm phần mềm hợp bộ CMC 64

Hình 3.3: Cài đặt đầu ra dòng điện/điện áp 65

Hình 3.6: Khối MF_H1 77

Hình 3.7: Khối Three-Phase Transformer 78

Hình 3.8: Sơ đồ khối bảo vệ 87G 79

Hình 3.9a: Khối nguyên lý đo lường bảo vệ 87G 79

Hình 3.9b: Khối nguyên lý đo lường bảo vệ 87G 80

Hình 3.10: Khối nguyên lý tính toán I_diff a, I_rest a đo lường bảo vệ 87G 80

Hình 3.11: Mô hình khối xử lý Logic bảo vệ 87G 81

Hình 3.12: Khối xử lý Logic các pha A, B, C bảo vệ 87G 81

Hình 3.13: Khối Logic chức năng bảo vệ 87G_ pha A 82

Hình 3.14: Mô hình mô phỏng hoạt động chức năng 87G 83

Hình 3.15: Quá trình xây dựng đặc tính và xác định vị trí làm việc của bảo vệ 87G 84

Hình 3.16: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ vận hành bình tường 85

Hình 3.17: Mô phỏng sự cố bên trong vùng bảo vệ MF 86

Hình 3.18: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 3 pha 86

Hình 3.19: Đặc tính sự cố 3 pha trong vùng bảo vệ 86

Hình 3.20: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 2 pha A, B 87

Hình 3.21: Đặc tính sự cố 2 pha A, B trong vùng bảo vệ 87

Hình 3.22: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 2 pha B, C 88

Hình 3.23: Đặc tính sự cố 2 pha B, C trong vùng bảo vệ 88

Hình 3.24: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 2 pha A,C 89

Hình 3.25: Đặc tính sự cố 2 pha A,C trong vùng bảo vệ 89

Hình 3.26: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 1 pha A-Ground 90

Hình 3.27: Đặc tính sự cố 1 pha A trong vùng bảo vệ 90

Hình 3.28: Mô phỏng sự cố ngoài vùng bảo vệ MF 91

Hình 3.29: Dòng điện và tín hiệu trip sự cố 3 pha ngoài vùng bảo vệ 91

Hình 3.30: Đặc tính sự cố 3 pha ngoài vùng bảo vệ 92

MỞ ĐẦU

1. Lý do chọn đề tài

Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 gồm 2 tổ máy có công suất 190MW cung cấpđiện cho hệ thống lưới điện quốc gia qua 2 đường dây 220kV đến trạm 220kV SôngTranh và Trạm 220kV Tam Kỳ để nối vào hệ thống lưới điện 500kV quốc gia

Nhà máy có vị trí quan trọng trong việc cung cấp nguồn điện cho hệ thống điệnkhu vực miền Trung cũng như việc cung cấp điện cho hệ thống lưới điện quốc gia nóichung, đặc biệt trong giai đoạn hiện nay yêu cầu và mức độ phát triển phụ tải ngàycàng cao Do vậy yêu cầu đối với nhà máy phải vận hành an toàn, liên tục và tin cậy đểđảm bảo cung cấp nguồn điện cho các phụ tải

Máy phát là phần tử quan trọng của nhà máy, khi sự cố xảy ra sẽ ảnh hưởng đếnviệc cung cấp điện cho các phụ tải đặc biệt quan trọng, vì vậy hệ thống rơ le bảo vệđược trang bị để đảm bảo an toàn trong quá trình vận hành tổ máy

Hiện nay, nhà máy thủy điện Sông tranh 2 ứng dụng các loại rơ le của hãng GEMultilin (G60, T60, L30, D60, L90, B90, F650) và rơ le của Đức sản xuất (MRR1,HRACIC) để bảo vệ cho máy phát điện, máy biến áp, đường dây và thanh cái Tuynhiên, việc khai thác vận hành và bảo trì còn chưa hiệu quả, đặc biệt chưa làm chủđược thiết bị do chưa có tài liệu hướng dẫn cụ thể Bên cạnh đó khi sự cố xảy ra, việcchỉnh định các thông số bảo vệ cần phân tích, mô phỏng các sự cố và đánh giá hoạtđộng của rơ le ảnh hưởng đến công suất các tổ máy

Vì vậy vấn đề tìm hiểu, nghiên cứu nhằm trang bị kiến thức lý thuyết và ứngdụng các thiết bị rơ le kỹ thuật số là rất cần thiết Nó sẽ giúp chúng ta làm chủ đượccác thiết bị công nghệ, mang lại hiệu quả ứng dụng cao Đặc biệt, nâng cao hiệu quảtrong công tác vận hành, bảo trì và kiểm tra xử lý sự cố hệ thống rơ le bảo vệ Từ việcphân tích, đánh giá ứng dụng của rơ le sẽ đưa ra các đề xuất giải pháp nếu chưa hợp lý.Đây là cũng lý do tác giả lựa chọn đề tài nghiên cứu

2. Mục đích nghiên cứu

- Nghiên cứu, tính toán giá trị chỉnh định, sơ đồ logic và mô phỏng đặc tính hoạtđộng của rơ le bảo vệ so lệch (87G) MF nhằm mục đích nắm rõ chức năng hoạt độngcủa rơ le

- Thực hiện tính toán một số trường hợp sự cố, mô phỏng sự làm việc của rơ lebảo vệ so lệch và đánh giá khả năng đáp ứng yêu cầu trong bảo vệ máy phát điện tạinhà máy thủy điện Sông Tranh 2

3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

3.1 Đối tượng nghiên cứu

Các vấn đề về bảo vệ máy phát điện thủy lực và rơ le kỹ thuật số bảo vệ so lệch

MF nhà máy thủy điện Sông Tranh 2

3.2 Phạm vi nghiên cứu

Nghiên cứu việc tính toán giá trị chỉnh định và logic tác động cho rơ le kỹ thuật

số bảo vệ so lệch cho máy phát điện thủy lực Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2

Thử nghiệm và sử dụng Matlab_Simulink để mô phỏng đặc tính, chức năng bảo

vệ so lệch của rơ le G60 trong trường hợp sự cố trong và ngoài vùng bảo vệ để phântích đánh giá khả năng đáp ứng yêu cầu bảo vệ cho MF

4. Mục tiêu và nhiệm vụ của đề tài

Tính toán giá trị cài đặt, chỉnh định và cấu hình các chức năng bảo vệ rơ le G60 bảo vệ MF nhà máy thủy điện Sông Tranh 2

Phân tích, đánh giá hoạt động khả năng đáp ứng yêu cầu bảo vệ của rơ le G60 cho MF nhà máy thủy điện Sông Tranh 2

Nhiệm vụ chính:

- Hệ thống hóa các nội dung liên quan về máy phát, hệ thống rơ le bảo vệ

- Tính toán trị số cài đặt, chỉnh định các chức năng bảo vệ MF

- Nghiên cứu cấu hình, đặc tính và logic bảo vệ của rơ le G60

- Thử nghiệm các chức năng bảo vệ bằng hợp bộ thử nghiệm CMC256 Plus

- Phối hợp kết quả thử nghiệm và sử dụng Matlab_Simulink mô phỏng chức năngbảo vệ so lệch (87G) để phân tích, đánh giá hoạt động của rơ le G60 và đề xuất giảipháp xử lý các hạn chế của hệ thống rơ le bảo vệ MF

5. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn

Đây là đề tài nghiên cứu ứng dụng, việc nghiên cứu rơ le G60 bảo vệ so lệch MFgiúp ta nắm bắt được sâu về lý thuyết và thực nghiệm ứng dụng của các rơ le kỹ thuật

số hiện đại của GE – Multilin, từ đó làm chủ được các thiết bị kỹ thuật số

Là tài liệu bổ sung để các nhân viên bảo dưỡng, vận hành tìm hiểu sâu hơn vàlàm chủ được thiết bị hệ thống giúp theo dõi, bảo trì và vận hành thiết bị an toàn tincậy, tránh các sự cố chủ quan gây ảnh hưởng hệ số khả dụng tổ máy và ổn định lưới

Đánh giá được về khả năng làm việc an toàn, tin cậy của hệ thống rơ le bảo vệmáy phát thủy điện và biết được các nguyên nhân gây ra sự cố nhằm khôi phục chế độvận hành bình thường tăng độ ổn định cho hệ thống điện, góp phần đảm bảo nguồnđiện cung cấp điện cho hệ thống lưới điện quốc gia

6. Đặt tên đề tài

Xuất phát từ các lý do như trên, đề tài tác giả được chọn có tên là: "Phân tích đánh giá ứng dụng rơ le G60 trong bảo vệ máy phát nhà máy thủy điện Sông Tranh 2".

CHƯƠNG 3: Thử nghiệm và mô phỏng kiểm tra, đánh giá hoạt động các chức năng bảo vệ của rơ le G60

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO

PHỤ LỤC

CHƯƠNG 1 TỔNG QUAN VỀ MÁY PHÁT ĐIỆN THỦY LỰC

VÀ HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ

Trước khi đi vào nghiên cứu phân tích, đánh giá ứng dụng rơ le G60 bảo vệ máyphát điện của hãng GE - Multilin, ta cần tìm hiểu về đối tượng bảo vệ là Máy phát điệnthủy lực; Các chế độ làm việc, tình trạng hư hỏng làm việc không bình thường và trang

bị bảo vệ cho máy phát điện thủy lực Đồng thời tổng quan về các chức năng bảo vệtrang bị cho MF và rơ le kỹ thuật số

1.1 Tổng quan về máy phát điện thủy lực

1.1.1 Cấu trúc máy phát điện thủy lực

Máy phát điện thủy lực là thiết bị biến cơ năng của turbine thủy lực thành điệnnăng cung cấp cho hệ thống điện Các bộ phận chính của máy phát là: Phần quay rotor,phần tĩnh stator, hệ thống kích từ (Excitation) và hệ thống điều tốc (Prime Mover).Ngoài ra còn có các bộ phận phụ trợ khác như hệ thống nước kỹ thuật làm mát và chèntrục, hệ thống báo cháy, hệ thống khí nén, hệ thống điều khiển giám sát,…(Hình 1.1)

Hình 1.1: Các thành phần chính máy phát điện thủy lực

1.1.2 Đặt tính công suất máy phát

Đường cong công suất cho biết giới hạn đã được tính toán của các máy phát điện.Nếu không đáp ứng được những yêu cầu dưới đây MF không được phép hoạt động

- Giới hạn nhiệt độ tăng cao của cuộn dây stator và rotor

- Công suất định mức của MBA kích từ

- Sự tăng nhiệt độ của đầu cực của stator

Trên hình 1.2 vùng có đường vạch giới hạn “phạm vi giới hạn trong vùng bóng tối” là phạm vi mà MF vận hành khi đã thỏa mãn các điều kiện cho phép được chỉ ra

trong vùng giới hạn.

- Đường cong 1 là giới hạn nhiệt độ tăng cao của các cuộn dây stator (bán kính làcông suất định mức MVA)

- Đường cong 2 là giới hạn nhiệt độ tăng

cao của cuộn dây kích từ (còn gọi đây là đường

cong giới hạn khả năng kích thích)

- Đường cong 3 là giới hạn giới hạn nhiệt

độ tăng cao của các đầu cực stator (giới hạn kích

thích cực tiểu)

- Đường cong 4 là giới hạn sự ổn định của

trạng thái ổn định theo lý thuyết

- Đường cong 5 là giới hạn sự ổn định của

trạng thái ổn định theo thực tế

- Điểm 6 là điểm vận hành định mức có

công suất phát định mức và hệ số cosφ định mức

- Điểm 7 là điểm có khả năng mang tải

tuyến tính

- Đường thẳng 8 là hệ số cosφ ứng với

công suất định mức

- Đường thẳng a là giới hạn phạm vi công suất hữu công định mức (P)

Trên thực tế có thể điều chỉnh trong một phạm vi cho phép đường cong công suấtbằng cách:

- Điều chỉnh dòng điện kích từ của MF kích từ bằng bộ tự động hạn chế kém kíchthích, quá kích thích, hạn chế dòng điện

- Trong trường hợp công suất phản kháng dẫn trước thì độ ổn định điện áp của máy phát điện được khắc phục bởi bộ AVR “Tự động điều chỉnh điện áp”

- Với MF có công suất lớn thì việc mở rộng giới hạn ổn định động của MF là nhờ

sự trợ giúp của bộ PSS (bộ ổn định hệ thống điện) quá độ

- Có thể điều chỉnh được công suất tác dụng trong phạm vi công suất phát định mức của MF như đường thẳng a

1.1.3 Ảnh hưởng góc tải

Hình 1.3: Sơ đồ véc tơ điện kháng đồng bộ

Trên Hình 1.3 là sơ đồ tương tương và véc tơ điện kháng đồng bộ, trong đó:

- Eo là sức điện động cảm ứng định mức trên đầu cực MF; ra là điện trở đồng bộ;

Xa là điện kháng ảo; X1 là điện kháng rò phần ứng; Xs là điện kháng đồng bộ; R làđiện trở của tải; X là điện kháng của tải; Zs là tổng trở đồng bộ; là góc tải hay độ lệchpha trong giữa điện áp U và Eo

- E là sức điện động bên trong MF

Góc tải là góc lệch pha giữa sức điện động không tải Eo và điện áp U trên cựcmáy phát khi mang tải Góc tải tăng giảm theo sự tăng giảm của dòng điện phụ tải vàkhông phụ thuộc vào cosφ

Khi phụ tải tăng thì góc tải tăng lên nghĩa là độ sụt áp tăng Để duy trì góc tảikhông đổi thì điều tốc của tua bin MF tăng cường ngay mô men, lực quay cho tua bin.Đây là giải pháp chính để duy trì ổn định điện áp MF trong quá trình vận hành máyphát điện

Thí dụ: Với máy phát điện tua bin nước, khi phụ tải tăng, điều tốc trong tua binnước phải kịp thời điều chỉnh tăng lượng nước chảy vào tua bin để tăng cường lựcquay cho cánh tua bin, duy trì góc tải không đổi, giữ ổn định điện áp trên các đầu cựcmáy phát điện

1.1.4 Hệ thống kích từ máy phát điện thủy lực

1.1.4.1 Khái quát

Hệ thống kích từ điều chỉnh điện áp đầu ra và công suất phản kháng MF đồng bộbằng cách điều khiển trực tiếp dòng kích từ đầu ra các cầu chỉnh lưu thyristor Bộ phậnchính của HTKT là 2 kênh điều khiển Chức năng chính của các kênh điều khiển làđiều chỉnh điện áp đầu ra MF theo một chu trình khép kín

Hệ thống kích từ được thiết kế đảm bảo các chế độ làm việc của máy phát thuỷđiện lực như sau: Chạy không tải, chế độ mang tải của MF, chế độ bù đồng bộ và khởiđộng đen tổ máy (chế độ nạp điện đường dây)

1.1.4.2 Nguyên lý hoạt động

Hệ thống kích từ điều chỉnh điện áp đầu ra và công suất phản kháng của MFđồng bộ bằng cách điều khiển trực tiếp dòng điện một chiều đầu ra các cầu chỉnh lưu.HTKT được thực hiện theo sơ đồ tự kích Cuộn dây rotor nhận điện từ đầu cực MFthông qua MBA kích từ và bộ chỉnh lưu thyristor Chỉnh lưu dòng điện bằng sơ đồ cầuchỉnh lưu thyristor 3 pha Bộ chỉnh lưu gồm 02 cầu chỉnh lưu thyristor nối song song

về phía xoay chiều và một chiều Bộ chỉnh lưu sẽ đảm bảo tất cả các chế độ làm việccủa HTKT khi bị hư hỏng một trong các cầu này Mỗi cầu chỉnh lưu gồm có 06 nhánh,mỗi nhánh gồm có một thyristor, một cầu chì để bảo vệ quá dòng và mạch RC bảo vệquá áp khi chuyển mạch

Hệ thống kích từ cũng có thể vận hành ở những chế độ khác, chẳng hạn như chế

độ điều khiển cosφ hay điều khiển công suất phản kháng (Q) Ngoài ra, HTKT còn cóthể vận hành ở chế độ điều chỉnh bằng tay (điều chỉnh trực tiếp dòng kích từ) phục vụcho công tác bảo dưỡng, thí nghiệm hiệu chỉnh để đưa hệ thống vào vận hành

Để bảo vệ quá điện áp cho mạch lực phía một chiều khi HTKT bị quá điện áp độtngột tới giá trị cài đặt 1800V thì bộ bảo vệ quá điện áp sẽ làm việc, cuộn dây rotorđược phóng điện qua giàn điện trở phi tuyến Sau khi triệt tiêu quá áp, điện áp giảmxuống dưới 1100V HTKT trở về làm việc lại bình thường

1.1.4.3 Nguyên lý kích từ ban đầu

Quá trình kích từ ban đầu được thực hiện khi HTKT đã sẵn sàng làm việc, các hệthống phụ trợ MF đã sẵn sàng làm việc, bộ điều chỉnh làm việc tốt, không xuất hiệncác lỗi cảnh báo trên các kênh điều chỉnh và HTKT

Hệ thống kích từ thông thường sử dụng hai phương pháp kích từ: dùng điện áp

dư MF để kích từ và dùng nguồn bên ngoài phụ trợ (nguồn 220VDC) Kích từ bằng từ

dư có thể được bật và tắt trên giao diện người - máy (HMI) Nếu trong thời gian 10giây, trị số điện áp phía cuộn dây hạ áp MBA kích từ đạt được (10- 20)V thì quá trình

tự kích bắt đầu xảy ra, lúc này điện áp đầu cực MF sẽ tăng dần đến 10%Un Nếu sauthời gian 10 giây, trị số điện áp phía cuộn dây hạ áp MBA kích từ không đạt được 10-20V thì nguồn kích từ ban đầu 220VDC tự động được đưa vào và trong khoảng thờigian 5 giây tiếp theo điện áp đầu cực MF sẽ tăng dần và đạt đến trị số 10%Un, nếutrong khoảng thời gian 5 giây tiếp theo điện áp đầu cực MF không đạt đến trị số10%Un thì tín hiệu kích từ ban đầu không thành công sẽ được hiển thị trên giao diệnngười - máy (HMI)

Khi điện áp đầu cực MF đạt từ 10% điện áp định mức Lúc này các cầu chỉnh lưulàm việc và mạch kích từ ban đầu tự động được tách ra Quá trình tiếp theo là quá trình

tự kích Sau một thời gian nhất định, dưới sự giám sát và điều chỉnh của bộ chỉnh lưu,điện áp đầu cực MF tăng dần lên và đạt đến trị số sẵn sàng hoà đồng bộ

1.1.5 Hệ thống điều tốc máy phát điện thủy lực

Số đôi cực của MF không đổi nên muốn đảm bảo tần số dòng điện không đổi taphải duy trì số vòng quay n của rotor MF

Rotor của MF được nối đồng trục với tuabin, dưới tác dụng lực của năng lượngdòng nước tác động lên tuabin thuỷ lực sinh ra moment quay làm cho rotor MF quaytheo Ta có phương trình động lực trên trục tuabin là:

Mt – Mc = J.dω/dtTrong đó: Mt là mômen động lực có tác dụng làm cho tuabin quay Đối với nhàmáy thuỷ điện mô men này do dòng nước sinh ra; Mc là mômen cản trên trục tuabin

MF gồm mômen do ma sát, mômen điện từ Mô men này là do dòng điện chạy trongphần ứng của MF sinh ra, mô men này thay đổi khi phụ tải MF thay đổi; J là mômenquán tính của hệ qui đổi về trục tuabin; ω là tốc độ góc của tuabin MF, ta có:

Từ phương trình trên ta thấy số vòng quay của tổ máy không đổi khi dω/dt=0, cónghĩa là lúc này mô men động lực bằng mômen cản hay công suất của tuabin cân bằngcông suất của phụ tải MF Vì công suất phụ tải của MF thường thay đổi liên tục nênmuốn đảm bảo tần số dòng điện phát ra không đổi ta phải điều chỉnh công suất tuabincho phù hợp

Công suất của tuabin do dòng nước cung cấp được xác định theo công thức:

NTB= 9,81.η.Q.HTrong đó: η là hiệu suất sử dụng cột nước của tuabin; Q là lưu lượng dòng nước(m³/s); H là Chiều cao cột nước (m) Từ công thức trên cho ta thấy được có thể thayđổi η, Q hay chiều cao cột nước H để điều chỉnh công suất của tuabin, nhưng tiện lợi

và kinh tế nhất là điều chỉnh lưu lượng nước qua tuabin

Lưu lượng nước của một dòng nước qua tiết diện S được xác định:

Trong đó:

cắt ngang của dòng nước (m²)

Vì độ cao cột nước H tại thời điểm ta xét gần như không đổi nên vận tốc củadòng nước chảy qua tuabin là không đổi Vậy, để điều chỉnh lưu lượng thì ta phải thayđổi tiết diện dòng chảy khi ra khỏi đường ống.

1.2 Các chế độ làm việc của máy phát điện thủy lực

1.2.1 Chế độ làm việc bình thường

Là chế độ làm việc ổn định, đáp ứng được yêu cầu công suất của phụ tải, duy trìđược thời gian cung cấp điện liên tục với tần số và điện áp đầu cực của MF đạt trị sốđịnh mức cho phép

Ở chế độ làm việc bình thường nhiệt độ của MF phải nằm trong giới hạn nhiệt độcho phép Khi vận hành nhiệt độ trong MF tăng lên, nhiệt độ trong giới hạn quy địnhđược gọi là nhiệt độ cho phép, ở chế độ làm việc bình thường thì nhiệt độ cho phéptrên các bộ phận của MF được quy định trong quy phạm kỹ thuật Không được phépvận hành máy phát điện với nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ cho phép

- Khi nhiệt độ của khí làm mát là 450C thì độ tăng nhiệt độ và nhiệt độ lớn nhấtcho phép của các bộ phận trong MF được quy định cho cuộn dây rotor (850C, 1300C),cuộn dây stator (700C, 1150C) và lõi sắt stator (600C, 1050C)

- Khi nhiệt độ gió làm mát MF tăng giảm hơn 450C bắt buộc phải tăng hoặc giảmdòng điện qua stator Trường hợp nếu tăng 10C trong phạm vi từ 450C ÷ 500C thì phảigiảm dòng điện 2% Iđm, từ 500C ÷ 550C thì giảm dòng điện 3% Iđm và nếu giảm

10C trong phạm vi 450C ÷ 250C thì cho phép tăng 0,5% Iđm.

- Khi nhiệt độ gió làm mát giảm thấp dưới 250C không được tăng dòng điện stator (Is) quá 100% Iđm

Công suất của máy phát điện bị giới hạn bởi nhiệt độ của các bộ phận trên MF.Công suất định mức của MF được quy định theo công suất biểu kiến S [kVA] với các

điều kiện tiêu chuẩn về điện áp, dòng điện, tần số Các tổn thất sắt trên lõi thép và tổnthất đồng trên cuộn dây MF được xác định bởi điện trở và dòng điện chứ không quyđịnh theo công suất tác dụng.

Điện áp định mức trên cực MF quyết định bởi số cuộn dây nối tiếp của cùng mộtpha và cường độ từ thông cắt qua các cuộn dây stator Như vậy muốn có MF có điện

áp cao hơn cần phải chế tạo số lượng thanh dẫn nhiều hơn, stator có nhiều rãnh hơn,điều này đồng nghĩa với việc chế tạo mạch từ của stator lớn hơn, cách điện của các bốidây dẫn điện phải tốt hơn và phải đảm bảo được điều kiện thông gió cho MF Đây lànguyên nhân làm cho giá thành chế tạo của MF tăng lên

Hệ số công suất của máy phát điện thường từ 0,8 đến 0,98 Khi cần tăng cườngkhả năng truyền tải công suất lớn nhất thì MF được chế tạo với hệ số công suất là 1,0.Tốc độ quay định mức phụ thuộc vào tốc độ quay của tuabin Ngoài ra, còn phụthuộc vào số đôi cực của MF Nếu tốc độ quay là n, số đôi cực là p, tần số của hệ thống

là f = 50Hz thì tốc độ quay đồng bộ là:

Số đôi cực thay đổi tùy theo cấu tạo của từng loại MF, tốc độ quay của MF phảiđảm bảo đạt được tốc độ đồng bộ của hệ thống điện

1.2.2 Chế độ làm việc khi công suất vượt quá định mức

Công suất định mức của máy phát điện cho biết khả năng cung cấp điện năng liêntục trên đầu cực của MF Trong chế độ làm việc bình thường hệ số công suất cosφđmnằm trong phạm vi: cos = 0,8÷ 0,95.

Công suất của các máy phát điện bị giới hạn bởi sự tăng nhiệt độ của MF, khi MFmang tải đến định mức thì nhiệt độ của MF cũng không được vượt quá nhiệt độ chophép Sự tăng nhiệt độ là do trong MF có tổn thất sắt từ và tổn thất do điện trở trongcuộn dây MF (tổn thất do điện trở còn gọi là tổn thất đồng):

- Tổn thất sắt từ là do có từ thông khép mạch qua lõi thép của MF, vì lõi thép của

MF có từ trở và có dòng điện xoáy (dòng Fu cô) làm cho nhiệt độ của lõi thép lên

- Tổn thất do điện trở gây nên là vì trong các cuộn dây của MF đều có điện trởthuần R(Ω), khi có dòng điện chạy qua cuộn dây thì cuộn dây sẽ bị nóng lên, dòngđiện càng tăng lên thì mức độ phát nóng càng tăng

Điện áp và dòng điện là hai yếu tố gây nên sự tăng nhiệt độ của MF

1.2.3 Chế độ làm việc khi điện áp đầu cực tăng hoặc giảm so với định mức

Điện áp định mức là một chỉ tiêu quan trọng đánh giá chất lượng cung cấp điện,

do đó sự sai lệch điện áp cho phép trên đầu cực máy phát điện được quy định sự sailệch điện áp cho phép là Ucf = ±5%

Điện áp trên đầu cực MF thường được duy trì định mức (Uđm), tuy nhiên trongvận hành có nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng điện áp bị dao động khác với điện

áp định mức gây ra những ảnh hưởng không tốt cho MF và phụ tải tiêu thụ điện Sựdao động điện áp trên đầu cực MF ảnh hưởng trực tiếp đến tuổi thọ của MF và sự ổnđịnh của hệ thống

Khi mang tải điện áp đầu cực giảm U < 95% UđmF dòng điện stator Is sẽ tăng lêndẫn đến tình trạng cuộn dây và mạch từ của máy phát điện bị phát nóng làm suy giảmkhả năng cách điện dẫn đến phá hỏng cách điện MF

Khi điện áp đầu cực giảm thấp dưới mức U < 90 % UđmF MF sẽ có nguy cơ mất

ổn định với hệ thống điện Điện áp giảm sẽ gây ảnh hưởng trực tiếp đến tình trạng làmviệc của phụ tải:

- Động cơ điện sẽ quay yếu không đạt được tốc độ định mức dẫn đến dòng điện qua cuộn dây tăng lên làm nóng động cơ, gây ra tổn thất điện năng

- Đèn chiếu sáng không đủ điện áp làm cho hiệu suất chiếu sáng giảm đi, quang thông (ánh sáng phát ra) giảm có hại cho mắt người, chóng hỏng bóng đèn

Nếu điện áp tăng cao U > 105% UđmF thì từ thông chính o trong lõi thép tăng lêngây nóng mạch từ làm nguy hại cho cách điện của cuộn dây và làm suy giảm dần khảnăng dẫn từ của lõi thép Nếu U > 110% UđmF thì cuộn dây MF dễ bị chọc thủng cáchđiện, phá hỏng MF

Khi điện áp dao động vượt quá giới hạn cho phép thì hệ thống tự động điều chỉnhđiện áp AVR, PSS khởi động để duy trì điện áp đầu cực MF

1.2.4 Chế độ làm việc khi tần số bị dao động

Tần số f(Hz) của máy phát điện là một tham số quyết định việc ổn định cũng nhưcho phép MF hòa vào hệ thống điện Các MF hoạt động không cùng tần số sẽ khôngcho phép hòa vào hệ thống điện Trong chế độ làm việc bình thường tần số f = 50Hzhoặc dao động trong phạm vi cho phép: fcf = ±0,2Hz hoặc fcf = ± 0,4% fđm.

Như vậy trong chế độ làm việc bình thường tần số của MF được phép dao độngtrong phạm vi f = 49,8Hz đến f = 50,2Hz

Dựa trên biểu thức tính toán tốc độ đồng bộ theo công thức (1.6)

Nếu tần số của MF tăng vượt quá giới hạn cho phép f > 50,2Hz thì rotor của MF

và tuabin chạy vượt tốc làm mòn hỏng các gối trục Tần số tăng lên dẫn đến sự lệchpha điện áp của máy phát điện (UF) và điện áp của hệ thống điện (Uht) (UF, Uht) là góc lệch pha điện áp của máy phát điện và điện áp của hệ thống điện, là góc lệch cfpha giới hạn cho phép Nếu(UF, Uht) > cf thì MF sẽ rơi vào tình trạng mất ổn định Nếu tần số giảm quá giới hạn cho phép f < 49,8Hz thì tốc độ quay giảm, điều

kiện làm mát bị giảm làm cho MF bị phát nóng Do điện áp trên đầu cực MF tỉ lệ vớisức điện động phần ứng mà sức điện động phần ứng lại tỉ lệ với số vòng quay Eư =

Ce .n, do đó khi tốc độ giảm thì điện áp trên đầu cực MF cũng giảm theo Để duy trìđiện áp định mức của MF phải:

- Tăng dòng điện kích thích lên lớn hơn định mức Ikt > Iktđm làm cho điện áp trênđầu cực MF tăng lên Nhưng việc tăng dòng kích thích có thể làm cho làm cuộn dâyrotor phát nóng bất lợi cho MF

- Giảm bớt phụ tải để giảm phản ứng phần ứng và giảm mô men điện từ làm cho điện áp trên đầu cực MF tăng lên nhưng công suất phát ra của MF lại giảm đi

1.2.5 Chế độ làm việc khi hệ số công suất thay đổi

Trong chế độ làm việc bình thường hệ số cosφ được quy định nằm trong một giớihạn đảm bảo chỉ tiêu vận hành kinh tế nhất cho máy phát điện Trong thực tế hệ số cosφthường hay dao động ngoài giới hạn định mức, hệ số cosφ được quy định: cosφđm

= 0,8 ÷ 0,95

- Khi cosφF < cosφđm: Công suất tác dụng (PF = SF.cosφF) phát ra của MF giảm đi,sinφ tăng lên, công suất phản kháng (QF = SF.sinφF) tăng lên, dòng điện phản kháng Ipktăng lên làm cho phản ứng khử từ tăng lên dẫn đến điện áp đầu cực MF giảm đi Muốn giữ

ổn định điện áp phải tăng dòng điện kích từ lớn hơn dòng kích từ định mức:

Ikt > Iktđm Nhưng khi dòng điện kích từ tăng lên quá định mức sẽ lại gây ra phát nóng cho cuộn dây rotor

- Khi cosφF > cosφđm: cosφF tăng thì sinφF giảm đi, công suất phản kháng (QF =SF.sinφF) giảm đi, dòng điện phản kháng Ipk giảm đi làm cho phản ứng khử từ giảmdẫn đến điện áp đầu cực tăng lên Muốn giữ ổn định điện áp phải giảm dòng điện kích

từ Khi giảm dòng kích từ thì nhiệt độ của MF giảm đi, công suất tác dụng (PF =

SF.cosφF) phát ra của MF sẽ được phép tăng lên Nếu như PF > PFđm thì động cơ sơcấp của máy phát điện lại rơi vào tình trạng quá tải, bất lợi cho MF Khi hòa vào lướiđiện quốc gia nếu cosφF > 0,95 thì MF sẽ phát huy tối đa công suất, hiệu suất làm việc

µ của MF có tăng lên nhưng MF sẽ hoạt động mất ổn định

1.2.6 Các chế độ làm việc không bình thường

Chế độ làm việc không bình thường là chế độ làm việc mất ổn định của máy phátđiện, không đáp ứng được yêu cầu công suất của phụ tải, không duy trì được thời giancung cấp điện liên tục với tần số và điện áp đạt định mức cho phép

Chế độ làm việc không bình thường hay xảy ra trong một khoảng thời gian ngắn.Nếu tình trạng này có nguy cơ phá hỏng MF thì phải cho ngừng hoạt động MF

Ngày nay, các máy phát điện được trang bị các thiết bị tự động có khả năng kiểm

soát tình trạng hoạt động của MF thông qua các thiết bị đo lường, tín hiệu Trong đó,

hệ thống điều khiển tự động có khả năng duy trì ổn định điện áp và tần số, hệ thống rơ

le tự động cắt điện khi có sự cố ngắn mạch, chạm đất một pha trong cuộn dây statorhoặc chạm đất mạch điện kích thích, mất đồng bộ khi giảm dòng điện kích thích hoặcmất điện cuộn dây kích thích MF

1.2.6.1 Chế độ quá tải máy phát

Khi công suất phát ra tăng cao hơn so với công suất định mức của MF được gọi

là quá tải: SF > SđmF, PF > PđmF, QF > QđmF

Khi quá tải dòng điện xoay chiều đi qua cuộn dây stator và dòng điện một chiều

đi qua cuộn dây rotor tăng lên quá trị số định mức làm cho nhiệt độ MF tăng cao sẽlàm hỏng cách điện của MF

- Trong các chế độ hoạt động bất thường của MF, quá tải ngắn hạn cho phép theo dòng stator với bội số dòng điện so với trị số định mức dòng điện stator

- MF khi cường hành kích thích cho phép tăng gấp đôi dòng kích thích định mứctrong khoảng thời gian 50s Cường hành kích thích là trạng thái chập tắt các vòng dâycủa cuộn dây kích thích rotor để tăng tức thời dòng điện kích thích nhằm chống suygiảm điện áp đầu cực MF khi dòng điện stator tăng đột biến

Trong các chế độ bất thường của MF, thời gian quá tải ngắn hạn cho phép được quy định theo bội số quá tải dòng điện kích thích so với dòng điện định mức

1.2.6.2 Chế độ làm việc không đối xứng

Chế độ vận hành không đối xứng còn gọi là chế độ lệch tải có dòng điện phụ tải 3pha không cân bằng nhau, làm xuất hiện thành phần thứ tự nghịch Dòng điện I2 cảmứng trên cuộn dây stator từ thông nghịch 2 có vận tốc quay nhanh gấp 2 lần tốc độđồng bộ, từ thông 2 lại cảm ứng trên cuộn dây rotor và trên mạch từ rotor một dòngđiện I’2 có tần số f2 = 100Hz, gấp đôi tần số f1 = 50Hz Dòng điện I’2 gây ra tổn haophụ làm cho thân rotor và cuộn dây rotor bị phát nóng cục bộ Ngoài ra tác dụng tương

hỗ của dòng điện I’2 và từ thông 2 là sinh ra mô men cản M2 có chiều ngược với chiềucủa mô men đồng bộ M1 gây rung động máy phát điện

Trong vận hành bình thường cũng có lúc xảy ra sự mất đối xứng không phải do

sự cố gây ra, giới hạn “mất đối xứng” cho phép được quy định theo sự chênh lệch củadòng điện giữa các pha của stator với dòng điện định mức

Với máy phát điện tuabin nước dòng điện chênh lệch trong một pha không quá20% so với dòng điện định mức của MF (IđmF) so với dòng điện định mức Thời giancho phép hoạt động ngắn hạn trong các chế độ đối xứng được tính như sau:

I2%2.t ≤ 40s

Trong đó: I2% là dòng điện thứ tự nghịch tính theo phần trăm dòng điện

stator (Is), t là thời gian làm việc không đối tính bằng giây

1.2.6.3 Chế độ làm việc không đồng bộ

Trong hệ thống điện các máy phát điện sẽ hoạt động bình thường ở chế độ đồng

bộ Trường hợp xảy ra mất đồng bộ là khi điện áp và tần số của MF nào đó bị daođộng không phù hợp với hệ thống Nguyên nhân mất đồng bộ là do dòng điện kíchthích đột nhiên giảm hoặc bị mất kích thích, do ngắn mạch nội bộ máy phát điện, do sự

cố trong hệ thống tuabin và một vài nguyên nhân khác

Chế độ không đồng bộ xảy ra ngay cả khi bắt đầu hòa đồng bộ máy phát điện vàolưới điện Yêu cầu khi hòa đồng bộ MF là phải có cùng tần số, cùng điện áp, cùng thứ

tự pha Khi hệ thống tự động hòa đồng bộ hoạt động sai thì máy phát điện không hòađược với hệ thống, nếu hệ thống rơ le chống hòa sai làm việc không tốt sẽ dẫn đến tìnhtrạng mất đồng bộ ngay tại thời điểm hòa

Khi xảy ra mất đồng bộ dòng điện stator của MF đột nhiên tăng rất lớn, điện áp

hệ thống bị dao động, máy phát điện có tiếng rú mạnh, các đồng hồ bị dao động mạnhngay lập tức hệ thống rơ le bảo vệ khởi động đi cắt máy phát đó ra khỏi hệ thống Vìvậy, MF không được phép hoạt động ở chế độ không đồng bộ

1.2.6.4 Khi nhiệt độ máy phát tăng quá trị số cho phép

Máy phát điện đang làm việc bình thường, công suất nằm trong định mức nếuphát hiện thấy nhiệt độ của cuộn dây stator, rotor, mạch từ MF tăng cao và hệ thốnglàm mát tăng vượt quá 300C thông qua chỉ báo của nhiệt kế Điều này cần được lưu ýcác nguyên nhân do công suất tải tăng đột biến, đường thông gió hoạt động kém hiệuquả, có hư hỏng hệ thống bơm nước tuần hoàn làm mát…cần kiểm tra để tìm nguyênnhân xử lý, nếu không phát hiện ra và giải quyết được phải cho ngừng hoạt động MF

1.2.6.5 Máy phát nhận công suất tác dụng (MF hoạt động chế độ động cơ)

Máy phát đang vận hành ở chế độ bình thường đột nhiên chuyển sang chế độđộng cơ, lúc này mô men quay trên trục MF không còn nữa dẫn đến tình trạng côngsuất cơ truyền từ hệ thống tua bin sang trục MF bị mất, MF chuyển thành động cơđiện Khi đó MF sẽ nhận một công suất P’F từ hệ thống điện dùng để thắng lực ma sáttrên trục MF và kéo tua bin quay Lúc này đồng hồ đo công suất hữu công chỉ trị số

âm, đồng hồ đo công suất vô công chỉ tăng lên, điện áp và tần số giảm xuống, có tínhiệu chuông và đèn báo “đóng van trước tuabin” hoặc báo sự cố tuabin Rotor của MFquay với vận tốc n = n1, dòng điện kích thích trong rotor tồn tại nên MF sẽ phát racông suất vô công Q’F lên lưới điện Thực tế cho thấy P’F > PF và Q’F > QF

Gặp trường hợp này, không cần thiết dừng ngay MF mà phải tìm cách phục hồilại mở lại van trước tuabin, nhanh chóng đưa nước vào tua bin để máy phát trở lại

trạng thái bình thường, sau đó điều chỉnh nâng công suất hữu công của MF lên, điềuchỉnh điện áp và tần số về trị số quy định Nếu không khôi phục được thì mới tách MF

ra khỏi lưới điện

1.2.7 Các chế độ làm việc khi có tình trạng hư hỏng xảy ra

1.2.7.1 Khi có chạm đất 1 pha cuộn dây stator

Thông thường máy phát điện đấu Y cuộn dây stator, trung điểm 3 cuộn dây đượcnối đất, các MF đều được trang bị rơ le bảo vệ chạm đất Khi xảy ra chạm đất rơ le bảo

vệ chạm đất sẽ khởi động đi cắt điện MF Nếu bảo vệ rơ le không tác động phải giảmtải ngay và tách MF ra khỏi lưới

1.2.7.2 Khi có chạm đất 1 pha cuộn dây rotor

Máy phát vận hành ổn định được hay không là do điều chỉnh dược dòng điện kích thích để duy trì điện áp đầu cực MF đạt định mức cho phép Cuộn dây kích thích hoặc mạch điện kích thích bị chạm đất sẽ đột biến thay đổi IKT, chính vì vậy không cho phép chạm đất trong mạch kích thích, phải giảm tải ngay và tách MF ra khỏi lưới

1.2.7.3 Khi có ngắn mạch đầu cực máy phát điện

Ngắn mạch đầu cực là trạng thái nguy hiểm nhất đối với máy phát điện vì xuấthiện lực điện động tác dụng lên cuộn dây phần ứng làm xô lệch cuộn dây và gây ra quánhiệt phá hỏng cách điện MF

Đặc tuyến ngắn trên Hình 1.4 có thành phần một chiều IDC giảm dần theo hằng

số thời gian Ta Thành phần dòng điện xoay chiều IAC đạt trị số lớn nhất khi ngắnmạch, sau đó dòng điện này giảm dần và chuyển sang trạng thái ngắn mạch duy trì cóđặc tuyến hình sin và có biên độ không đổi Dòng điện một chiều sinh ra trong quátrình quá độ xảy ra ngắn mạch Khi ngắn mạch dòng điện phần ứng tăng lên gây ra sựgiảm từ thông của dòng điện khích thích và dẫn đến giảm rất nhanh điện áp của máyphát Vì từ thông sinh ra trên cuộn cản có chiều ngược chiều từ thông chính nên đã hạnchế được sự suy giảm từ thông chính, do đó trong thời gian quá độ từ 9 đến 10 chu kỳđầu tiên điện áp vẫn được duy trì

Thời gian quá độ được tính từ thời điểm có ngắn mạch đến thời điểm có dòngđiện một chiều giảm bằng không Quá trình quá độ này kéo dài từ 9 đến 10 chu kỳ đầutiên, mỗi chu kỳ là 0.02sec Thời gian siêu quá độ được tính trong 3 chu kỳ đầu tiên,dòng điện ngắn mạch siêu quá độ tăng đột biến có thể đến 40 lần dòng điện định mức.Trong khoảng thời gian siêu quá độ lực điện động tăng rất lớn có thể bẻ cong trục, làmbung các bối dây stator MF Sau 0,2 sec tương ứng với 9 đến 10 chu kỳ đầu tiên là thờigian ngắn mạch duy trì, dòng điện ngắn mạch duy trì có thể tăng lên từ 7 đến 10 lầndòng điện định mức Trong thời gian ngắn mạch duy trì nhiệt độ của MF tăng lên qúagiới hạn cho phép gây phá hỏng cách điện

Hình 1.4: Đặc tuyến ngắn mạch xoay chiều duy trì

Do thời gian ngắn mạch quá độ rất ngắn nên các thiết bị bảo vệ rơ le và máy cắtđiện không kịp tác động Chính vì vậy phải tính toán chỉnh định rơ le bảo vệ theo dòng

điện ngắn mạch duy trì.

1.2.7.4 Máy phát điện bị mất kích thích

Mất kích thích là tình trạng hư hỏng mạch kích thích dẫn đến mất điện cuộn dâykích thích như Hình 1.5, nguyên nhân do đứt mạch cuộn dây kích thích, chạm đất cuộndây kích thích tại hai điểm làm cho cuộn dây kích thích bị nối tắt hoàn toàn và hư hỏngmáy phát điện kích thích (do đứt mạch cuộn dây kích thích của máy phát điện kíchthích thích, chổi than của điện trở điều

chỉnh tiếp xúc kém…)

Trường hợp hư hỏng mạch kích thích

tua bin của máy phát điện vẫn quay để cấp

công suất cơ M1, MF không phát ra điện mà

lại nhận điện áp từ hệ thống Lúc này hệ

thống điện lại cung cấp cho máy phát điện

một lượng công suất vô công Q’F làm cho

điện áp của hệ thống bị suy giảm Ngoài ra

hệ thống điện còn phải cung cấp cho MF một dòng điện kích thích phụ trên cuộn dâykích thích đủ để MF phát ra công suất tác dụng P’F làm cho dòng điện trên stator bịtăng lên

Loại trừ trường hợp mất kích thích do đứt mạch cuộn dây kích thích CKF, cáctrường hợp còn lại cuộn dây kích thích vẫn là một mạch kín trong khi đó rotor vẫnquay với vận tốc n làm cho công suất PF bị giảm đột ngột và mô men cản điện từ bịgiảm đột ngột so với mô men sơ cấp MCđt < M1 dẫn đến tốc độ của rotor (n1) bị tănglên, MF xuất hiện hệ số trượt s, lúc này MF rơi vào trạng thái không đồng bộ

Khi đã rơi vào tình trạng không đồng bộ sẽ xuất hiện mô men cản điện từ khôngđồng bộ Mckđb làm cho tốc độ của rotor lại giảm xuống, lúc này số chỉ trên các đồng

hồ đo điện áp, đo dòng điện, đo tần số, đo công suất bị dao động, máy phát điện cóhiện tượng chấn động

Nếu máy cắt mạch kích thích MCKT nhảy mà máy cắt đầu cực MF chưa nhảy vàđiện áp kích thích vẫn bình thường thì lập tức đóng điện trở lại MCKT để nâng điện ápkích thích lên Nếu điện áp kích thích bình thường mà dòng điện trên mạch kích thíchbằng không thì chắc chắn mạch kích thích rotor bị đứt, cần thay thế máy kích thíchchính bằng một máy kích thích dự phòng Trong mọi điều kiện không cho phép MFlàm việc trong chế độ mất kích thích

1.3 Các chức năng bảo vệ thường trang bị cho máy phát điện thủy lực

Trước đây, Tổng Công ty điện lực Việt Nam có quy định về cấu hình hệ thống vàqui cách kỹ thuật rơ le bảo vệ cho đường dây và TBA Tuy nhiên, đối với máy phátđiện thủy lực chưa có quy định nào về cấu hình, phương thức hệ thống bảo vệ và quycách kỹ thuật rơ le Tùy theo sơ đồ đấu dây cấp điện của nhà máy mà ta thiết kếphương thức bảo vệ rơ le cho tổ máy để đảm bảo các vấn đề kinh tế - kỹ thuật Theoquan điểm thiết kế hiện nay, các máy phát điện có công suất lớn được bố trí hai hệthống bảo vệ độc lập và được trang bị bằng rơ le kỹ thuật số hiện đại tích hợp đầy đủcác chức năng bảo vệ cho MF trong mọi chế độ vận hành Để bảo vệ cho MF vận hànhtrong các chế độ làm việc không bình thường và hư hỏng, mỗi tổ máy thường đượctrang bị để bảo vệ gồm các chức năng chính sau: Bảo vệ so lệch dọc (87G), bảo vệ solệch ngang (87GW), bảo vệ chống chạm đất stator (64S), bảo vệ chạm đất mạch kích

từ (64R), bảo vệ mất kích từ (40), bảo vệ mất đồng bộ (78), bảo vệ quá tải, quá nhiệt(49) Ngoài ra, còn các chức năng bảo vệ dự phòng được trang bị như bảo vệ khoảngcách (21G), bảo vệ tần số (81), bảo vệ quá điện áp (59), bảo vệ kém điện áp (27), bảo

vệ công suất ngược (32), bảo vệ mất cân bằng tải (46), bảo vệ quá kích thích (24)

1.4 Khái quát về rơ le kỹ thuật số bảo vệ máy phát điện thủy lực

1.4.1 Các chức năng của rơ le

Hiện nay, các rơ le số bảo vệ MF được chế tạo tích hợp đầy đủ các chức năng, có

bộ vi xử lý riêng, cung cấp các chức năng bảo vệ, điều khiển, giám sát, lưu trữ thôngtin và tự chuẩn đoán dùng cho các MF tuabin nước, khí và thuỷ lực (Hình 1.6)

Chức năng tự chuẩn đoán chứa một bộ ghi sự kiện có khả năng lưu trữ 1024 sựkiện đã được đánh dấu thời gian, khả năng lưu trữ có thể dao động lên 64 lần ghi.Đồng hồ bên trong dùng để ghi dấu thời gian có thể được đồng bộ với một tín hiệuIRIG-B, hoặc bằng giao thức SNTP qua cổng Ethernet

Sự đánh dấu thời gian chính xác này cho phép dãy sự kiện được xác định xuyênsuốt trong hệ thống Sự thu thập dữ liệu có thể được cài đặt để ghi lại giá trị các thông

số đo lường trước và sau một sự kiện để xem trên máy tính Các công cụ này làm giảmđáng kể thời gian sữa chữa và đơn giản hoá việc tạo thành một bản báo cáo về một sựkiện sự cố trong hệ thống

Rơ le kỹ thuật số sử dụng công nghệ bộ nhớ cực nhanh cho phép nâng cấp thêmcác chức năng mới

Hình 1.6: Các chức năng bảo vệ trong rơ le G60

1.4.2 Cấu trúc và nguyên lý hoạt động của rơ le

1.4.2.1 Cấu trúc phần cứng

Cấu trúc phần cứng của loại rơ le GE là các

module card riêng lẻ cho từng chức năng đầu vào,

chức năng xử lý và đầu ra được kết nối theo kiểu giắt cắm liên hệ truyền thông với nhau

Thành phần bao gồm (Hình 1.7):

 Các phần tử đầu vào gồm đầu vào digital, đầu vào ảo, đầu vào analog, đầu vào dòng, đầu vào áp, đầu vào từ xa, đầu vào trực tiếp

Các phần tử đầu ra gồm đầu ra digital, đầu ra ảo, đầu ra analog, đầu ra qua

truyền thông (DNA), đầu ra trực tiếp.

Hình 1.7: Cấu trúc phần cứng của rơ le G60 1.4.2.2 Nguyên lý hoạt động của rơ le

Hình 1.8: Sơ đồ hoạt động của module CPU

Rơ le làm việc theo nguyên tắc các phần tử đầu vào tiếp nhận và xử lý các thôngtin rồi đưa vào bộ xử lý trung tâm CPU Module Bộ CPU Module sẽ xử lý thông tinđầu qua các cổng logic, các phần tử bảo vệ rồi đưa các tín hiệu đầu ra cho tương ứng(Hình 1.8) Ngoài ra, các rơ le đều có cổng giao tiếp truyền thông dùng để kết nối với

hệ thống giám sát điều khiển hoặc giao diện với người sử dụng thông qua các cổngthông thường như 2 cổng RS485 (115.2 kbps), 1 cổng RS232 (19.2 kbps), 2 cổngEthernet 10 Base- F…bằng các giao thức IEC 61850, Modbus TCP, IEC60870-5-104

và DNP 3.0 và IEC60870-5-104

Các thiết bị hoạt động theo kiểu quét tuần hoàn Thiết bị đọc các đầu vào bảngtrạng thái đầu vào, xử lý chương trình logic và sau đó đặt từng đầu ra về trạng thái

thích hợp trong bảng trạng thái đầu ra Bất kỳ việc thực thi tác vụ kết quả nào cũng được ưu tiên gián đoạn điều khiển.

Mặt trước của các rơ le có giao diện như hình

bên, rơ le có màn hình chính để hiển thị các thông tin

(giá trị cài đặt, vận hành, tác động, cảnh báo ), các

phím bấm, các đèn LED cảnh báo và cổng giao diện

với máy tính (cổng RS232, Ethernet) Người sử dụng có thể giao điện với rơ le quacổng RS232 hoặc cổng Ethernet

Rơ le có thể kết nối với các hệ thống SCADA, DCS (Hình 1.9)

Hình 1.9: Kết nối truyền thông của rơ le

1.4.3 Công tác bảo dưỡng và thử nghiệm đối với rơ le kỹ thuật số

Hàng năm, chúng ta phải bỏ ra một nguồn kinh phí lớn cho việc thử nghiệm, bảodưỡng rơ le cũng như phân bổ nhân sự và thiết bị tương ứng Khác với các rơ le kiểuđiện từ và bán dẫn trước đây, rơ le kỹ thuật số ngày nay sử dụng công nghệ tích hợpcao rất ít gặp phải các vấn đề mà các rơ le kiểu điện từ trước đây gặp phải, ngược lạicác rơ le kỹ thuật số lại gặp phải các vấn đề mà rơ le kiểu điện từ ít gặp Do sự thay đổi

về công nghệ, các chính sách về thí nghiệm cũng phải được thay đổi theo cho phù hợpnhằm tiết kiệm công sức và các chi phí không cần thiết

1.4.3.1 Các thử nghiệm, bảo dưỡng rơ le kỹ thuật số

Mục đích của việc thử nghiệm rơ le bảo vệ là để tối ưu hoá độ sẵn sàng cho bảo

vệ và tối thiểu hoá việc tách khỏi vận hành của rơ le Chúng ta phải đề ra các phương

pháp thử nghiệm và chu kỳ thử nghiệm phù hợp cho các loại thiết bị thí nghiệm rơ lebảo vệ khác nhau.

Khi một rơ le truyền thống gặp trục trặc sẽ dẫn đến rơ le ra lệnh cắt sai, hoặc làmbiến đổi các đặc tính vận hành của rơ le Các rơ le truyền thống không có khả năng tựgiám sát, vì vậy việc thử nghiệm định kỳ là cần thiết để bảo đảm sự vận hành đúng cho

rơ le Nếu có vấn đề phát sinh đối với rơ le truyền thống, chúng sẽ không được pháthiện cho đến khi được thí nghiệm định kỳ, hoặc rơ le không vận hành đúng khi xuấthiện sự cố trong hệ thống điện Do đó, độ tin cậy của các rơ le truyền thống hầu nhưphụ thuộc vào tần suất thực hiện bảo dưỡng định kỳ

Các sự cố của rơ le số cũng có thể gây ra việc rơ le tách khỏi vận hành và có thểkhông vận hành đúng khi có sự cố Tuy nhiên, các đặc tính rơ le nói chung không bịảnh hưởng bởi các hư hỏng Các hư hỏng có thể dẫn đến việc chức năng tự giám sátđưa ra thông báo hư hỏng, hoặc làm cho người sử dụng nhận ra hỏng hóc trong quátrình sử dụng thông thường

Chức năng tự giám sát của rơ le số phải có tối thiểu các chức năng sau: giám sátcác chip bộ nhớ, bộ chuyển đổi A/D, nguồn cấp và bộ nhớ lưu giữ các thông số chỉnhđịnh, các chức năng tự giám sát trạng thái và đóng tiếp điểm cảnh báo khi tìm thấy hưhỏng Ngoài ra, rơ le số còn phải cách ly các chức năng cắt và điều khiển khi tìm thấy

hư hỏng một cách chắc chắn Do chức năng tự giám sát được thực hiện thường xuyêntrong rơ le, hư hỏng ở các phần tử thường được phát hiện và phát hiện hiện sớm khixảy ra

Thử nghiệm gồm 3 thử nghiệm chính: Thử nghiệm đặc tính độ chính xác cácphần tử; thử nghiệm trước khi đưa vào phần vận hành và thử nghiệm định kỳ Các thửnghiệm thường được các Trung tâm thí nghiệm đến thực hiện với sự hỗ trợ của cáccông cụ chuyên dụng

- Thông thường nếu chu kỳ bảo dưỡng ngắn thì độ tin cậy của toàn hệ thống sẽtăng lên, tuy nhiên cũng có những hạn chế nhất định Đó là xác suất xảy ra sự cố hệthống có thể xảy ra trong quá trình thực hiện bảo dưỡng định kỳ Việc bảo dưỡng định

kỳ sẽ gây ra rủi ro mà các rơ le chức năng có thể bị xâm hại hoặc bị tách khỏi vận hành

do việc thử nghiệm

- Thời gian giữa các lần thử nghiệm thường được tính theo năm Nếu một rơ le bị

hư hỏng mà không biết trước và đã sửa chữa thì có rủi ro do các rơ le không được thửnghiệm và chúng sẽ không vận hành đúng trong các trường hợp cần thiết

- Để vạch ra thời gian biểu cho bảo dưỡng định kỳ, cần phải cân bằng các rủi ro:rủi ro để tồn tại các rơ le hư hỏng vào vận hành và rủi ro nhỏ hơn của việc hư hỏng các

rơ le bình thường

- Các thử nghiệm định kỳ sẽ xác định hư hỏng trong rơ le bảo vệ như thế nào? Đểtìm ra các hư hỏng có thể đang tồn tại, sẽ rất có ích khi xác định loại hư hỏng có thểxảy ra ở tất cả các phần của rơ le Sau đó, xác định loại thử nghiệm sẽ được thực hiệncho rơ le bằng các phương pháp cần thiết.

1.4.3.2 Thử nghiệm định kỳ cho các loại rơ le kỹ thuật số

Các rơ le kỹ thuật số thường được trang bị các chức năng tự thử nghiệm Việc tựthử nghiệm sẽ xác nhận việc vận hành đúng của các phần tử thiết yếu trong rơ le Khiviệc tự thử nghiệm tìm thấy điều kiện bất thường, tiếp điểm đầu ra có thể được đónglại, rồi gửi thông báo, hoặc cung cấp các chỉ số khác liên quan đến hư hỏng Khi xuấthiện cảnh báo, kỹ thuật viên có thể được điều động để sửa chữa hoặc thay thế thiết bịmột cách nhanh chóng

Chúng sẽ có lợi cho việc xác định các yêu cầu cho việc bảo dưỡng định kỳ bằngviệc phân chia các phần cứng theo các mục và thực hiện bảo dưỡng chi tiết theo cácthử nghiệm từng phần tương ứng Để phục vụ cho các mục đích thử nghiệm, sẽ thuậntiện hơn khi chia rơ le thành 3 phần như dưới đây:

 Phần đầu vào tương tự (analog input)

 Phần xử lý

 Mạch tiếp điểm vào ra

Phần đầu vào tương tự thường được giám sát bằng chức năng tự động thửnghiệm Tuy nhiên chúng có thể bị hạn chế phần nào bởi vì điều kiện xác lập khôngthể được xác định hoàn toàn Với rơ le bảo vệ, thường có nhiều điều kiện xác lậptương ứng với mỗi chế độ vận hành Phần đầu vào tương tự của rơ le số chỉ tự thửnghiệm cục bộ, hay cho các công việc hỗ trợ cho bảo dưỡng định kỳ để xác nhận cácphần tử đo lường tương tự

Nhiều rơ le số có đưa vào các đặc tính đo đếm cho phép người sử dụng xác địnhmức độ chính xác của phần đầu vào nhị phân Người sử dụng có thể xác minh các đạilượng đo và có thể được bảo đảm rằng rơ le sử dụng dữ liệu đúng cho các tính toán củachúng

Mạch tiếp điểm đầu vào/ra là một phần khác của rơ le số cho phép riêng cho việcthử nghiệm tự động Vì lý do này, chúng có thể phù hợp cho việc thực hiện kiểm trađịnh kỳ việc cắt Nhiều rơ le số cung cấp đặc tính cắt mà cho phép người sử dụng cắt

rơ le tại chỗ hoặc từ xa Việc kiểm tra cắt sẽ kiểm chứng việc đấu nối mạch cắt và khảnăng tích hợp của cuộn cắt Đặc tính của lệnh cắt cung cấp khả năng cắt máy cắt màkhông cần mô phỏng sự cố cho rơ le Nếu rơ le luôn tác động khi có sự cố, việc vậnhành rơ le trên thực tế sẽ là đánh giá thích hợp đối với các chức năng vào /ra của rơ le

Phần xử lý tín hiệu số, thông thường đối với bộ vi xử lý, là giao diện giữa đầuvào tương tự và và tiếp điểm đầu ra/vào Các tiếp điểm đầu vào/ra tương tự không thểhoạt động khi không có quá trình xử lý, việc kiểm tra sử dụng và bảo dưỡng một rơ lethông thường sẽ hoạt động như là việc kiểm tra định kỳ bộ vi xử lý Thêm nữa, các nhàsản xuất có thể cung cấp chức năng giám sát liên tục trạng thái máy tính thông quaviệc tự thử nghiệm.

Người sử dụng nên cộng tác với các nhà cấp hàng để xác định các chức năng rơ

le chưa được kiểm tra bằng việc tự thử nghiệm và các chức năng đó nên được kiểm tranhư thế nào tại hiện trường Đối với trường hợp của bộ phận xử lý thì thông thườngkhông yêu cầu thử nghiệm đặc biệt nào

Rất nhiều đặc tính bảo dưỡng có thể được thực hiện bởi lệnh từ xa và thường có thểthay thế cho việc bảo dưỡng định kỳ Ngoài ra, cần quan tâm đến việc phân tích dữ liệu sự

cố trong rơ le số mà chúng có thể giúp ích cho việc kiểm tra bảo dưỡng định kỳ

Do rơ le số cung cấp một biểu hiện sao cho khi có vấn đề phát sinh, khả năng rơ

le bị hỏng hóc mà vẫn được vận hành trong khoảng thời gian đáng kể, sẽ được giảmxuống Khi ta giám sát các tiếp điểm cảnh báo tự thử nghiệm, nói chung một rơ le bị

hư hỏng sẽ được sửa chữa hoặc thay thế trong vòng vài giờ hoặc vài ngày

1.4.3.3 Phân tích dữ liệu rơ le kỹ thuật số

Khi sử dụng đúng, các đặc tính mà báo cáo sự kiện do rơ le số cung cấp sẽ giúpích cho việc bảo dưỡng định kỳ Các báo cáo sự kiện nói chung sẽ cung cấp một bảnghi vận hành của mỗi rơ le cùng với cách giải quyết như nhau đối với các rơ le số ởcùng một cấp độ Các nhân viên thí nghiệm có thể xác định các vấn đề rơ le trong dữliệu sự kiện bằng cách phân tích bản ghi sự cố Việc phân tích các bản ghi sự kiện của

rơ le sẽ chỉ ra các vấn đề mà có thể không nhận thấy do một số hạn chế đối với chứcnăng tự thử nghiệm rơ le số [6]

Các báo cáo sự kiện cũng có thể chỉ ra các vấn đề ngoại vi của rơ le số CácMBA, các mạch cắt, thiết bị giao tiếp, các thiết bị đầu vào/ra dự phòng là các ví dụ vềthiết bị ngoại vi có thể được giám sát gián tiếp thông qua báo cáo sự kiện Vài hướngdẫn cơ bản có thể trợ giúp cho việc tìm kiếm hư hỏng thông qua báo cáo sự kiện:

- Vị trí của điểm sự cố được chỉ ra có phù hợp với vị trí điểm sự cố thực haykhông? Nếu rơ le chỉ ra vị trí sự cố không phù hợp với vị trí thực, người sử dụng sẽđược cảnh báo về khả năng tồn tại các lỗi chỉnh định tổng trở, các vấn đề về tỷ số biếnMBA

- Vị trí điểm sự cố có nằm trong vùng chỉnh định hay không? Các phân tích phụtrợ về vị trí điểm sự cố sẽ giúp ta kiểm tra chỉnh định của rơ le Vị trí của điểm sự cốphải phù hợp với vùng tổng trở đã định trước Nếu vị trí điểm sự cố nằm ngoài vùng

tổng trở, điện trở sự cố có thể ảnh hưởng đến việc tác động của phần tử rơ le khi có sự cố.

- Các phần tử rơ le có hoạt động như mong đợi hay không? Bản báo cáo sự kiện

sẽ chỉ ra từng kênh tương tự và trạng thái của từng phần tử rơ le trong toàn bộ quátrình báo cáo Nếu một phần tử được chỉnh định hoặc vận hành không đúng, lỗi này sẽthể hiện ngay trong dữ liệu báo cáo sự kiện

- Thời gian vận hành của MC có hợp lý không? Thời gian tác động của MC cóthể được giám sát bằng cách so sánh lệnh cắt đầu ra và trạng thái đầu vào MC Thờigian tác động MC bị chậm hay không phù hợp sẽ chỉ ra rằng MC cần phải được bảodưỡng kịp thời

- Các giá trị đo dòng điện và điện áp trước sự cố có hợp lý hay không? Các báocáo sự kiện thường chỉ ghi lại một phần nhỏ dữ liệu trước sự cố Các thông tin trước sự

cố cho phép người sử dụng phân tích khả năng tích hợp hệ thống trước sự cố xảy ra

- Phân bố công suất có phù hợp với dữ liệu hệ thống hay không? Phân bố côngsuất theo dữ liệu trước sự cố có thể được so sánh với các công cụ ghi sự cố khác, đểxác nhận chiều công suất phù hợp với tất cả công cụ ghi sự cố Nếu chiều công suấtkhông phù hợp, tức là đã xuất hiện lỗi trong việc kết nối của một trong số các công cụ

1.4.3.4 Lựa chọn chu kỳ thời gian thử nghiệm tối ưu

Phân tích xác suất cho thấy rằng các rơ le có chức năng tự thử nghiệm thì khôngcần thiết phải thử nghiệm định kỳ như là rơ le không có chức năng tự thử nghiệm Nếu

rơ le được kiểm tra đúng và chức năng tự thử nghiệm không bị hư hỏng thì không cần

có thêm thử nghiệm rơ le nào khác

Việc sử dụng các chức năng báo cáo của rơ le số tương đương như các công cụbảo dưỡng Việc phân tích báo cáo sự kiện cần được tiến hành bổ sung hoặc thay thếcho việc kiểm tra bảo dưỡng định kỳ đối với rơ le có chức năng tự thử nghiệm Việcphân tích báo cáo sự kiện sẽ làm tăng mức độ sâu sắc trong hiểu biết cho người làmcông tác thử nghiệm đối với rơ le số trong HTĐ

Giảm sự phức tạp và tần suất thử nghiệm rơ le số sẽ tiết kiệm nhân công Nguồnnhân lực được sử dụng nhiều hơn cho việc thử nghiệm các rơ le kiểu truyền thống Kếtquả là sẽ đem lại độ tin cậy và độ sẵn sàng cao hơn cho tất cả các rơ le, kể cả rơ le kiểutruyền thống và cả rơ le số

Trên cơ sở phân tích trên đây, kết hợp với thực trạng công tác quản lý, vận hành

hệ thống rơ le bảo vệ trên hệ thống điện, thời gian cho công tác thí nghiệm định kỳ với

rơ le kỹ thuật số được thực hiện là 3 năm và rơ le kiểu truyền thống là 1 năm

1.5 Kết luận

Các vấn đề về máy phát điện thủy lực, đặc tính công suất, ảnh hưởng góc tải vàcác hệ thống liên quan đến các chế độ làm việc bình thường của MF như HTKT, hệthống điều tốc, là nội dung cơ sở nhằm phân tích, đánh giá ứng dụng hiệu quả rơ le kỹthuật số cho hệ thống bảo vệ MF

Sự nắm bắt sâu sắc, đầy đủ các chế độ làm bình thường, không bình thường vàcác chế độ làm việc khi có tình trạng hư hỏng xảy ra đối với MF đưa ra phương án đầu

tư trang bị đầy đủ các chức năng bảo vệ sẽ giúp chúng ta phân tích, đánh giá đúng vàđầy đủ ứng dụng hiệu quả rơ le kỹ thuật số cho hệ thống bảo vệ MF

Cấu tạo phần cứng loại rơ le GE khác với một số loại rơ le kỹ thuật số, các chứcnăng là các card module riêng lẻ kết nối theo kiểu giắt cắm nên rất thuận lợi, kinh tếhơn trong công tác sửa chữa, bảo dưỡng và thay thế khi bất kỳ module nào bị hỏng.Hiện nay, việc ứng dụng nhiều loại rơ le kỹ thuật số khác nhau cho nhiều đốitượng được bảo vệ, trong đó sự tích hợp các chức năng, sự phối hợp làm việc của rơ lengày càng tối ưu hóa công nghệ rất phức tạp nên công tác bảo dưỡng và thử nghiệmđối với rơ le kỹ thuật số cũng đòi hỏi cần sự nghiên cứu nhất định, đặc biệt sự phântích dữ liệu của rơ le và lựa chọn chu kỳ thời gian thử nghiệm tối ưu là rất cần thiết đểthử nghiệm đưa đưa vào vận hành liên tục, an toàn và tin cậy

CHƯƠNG 2 PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ TỔ MÁY

NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2

Trên các nội dung cơ sở của chương một, trong chương hai tác giả đi sâu vào tìmhiểu nghiên cứu hệ thống rơ le bảo vệ, tính toán thông số chỉnh định và phân tích cácchức năng của rơ le bảo vệ MF tại nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 Hệ thống rơ lebảo vệ MF nhà máy được đầu tư thiết kế bằng loại rơ le kỹ thuật số G60 công nghệmới của hãng sản xuất GE Multilin đưa vào vận hành từ năm 2010 cho đến nay, đây làloại rơ le đang được ứng dụng để bảo vệ MF tại một số ít nhà máy điện trong Hệ thốngđiện Việt Nam, vì vậy rất cần thiết nghiên cứu ứng dụng của loại rơ le này

2.1 Giới thiệu về nhà máy thủy điện Sông tranh 2

Nhà máy thuỷ điện Sông Tranh 2 nằm trên Sông Tranh thuộc bậc thang hệ thốngsông Vu Gia – Thu Bồn Nhà máy thuộc 2 xã Trà Tân và Trà Đốc huyện Bắc Trà My,cách thị trấn huyện Bắc Trà My khoảng 10km về phía Tây, cách thị xã Tam Kỳ 70km

về phía Tây Nam, toạ độ tuyến đập là 19019’50” độ vĩ Bắc, 108008’30” độ kinh đông.Nhà máy là một dự án đa mục tiêu với các nhiệm vụ chính như sau:

- Phát điện cung cấp công suất 190MW cho hệ thống điện Quốc gia, với sản lượng điện trung bình hàng năm là 679,6 GWh (106 kWh);

- Chống lũ cho vùng hạ lưu Nhà máy;

- Tạo nguồn nước bổ sung cho khu vực hạ lưu vào mùa kiệt đáp ứng nhu cầu phục vụ nước sinh hoạt, công nghiệp và đẩy mặn cho vùng đồng bằng hạ lưu;

- Phát triển kinh tế xã hội của khu vực;

- Đầu tư xây dựng nhà máy, ngoài việc đảm bảo thực hiện nhiệm vụ chính, còntạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển kinh tế - xã hội của khu vực phía vùng Tâycủa tỉnh Quảng Nam

2.2 Sơ đồ nối điện chính của nhà máy thủy điện Sông Tranh 2

Sơ đồ nối điện chính của nhà máy như Hình 2.1, gồm các thành phần chính sau:

- Nhà máy gồm 2 tổ máy, mỗi tổ máy có công suất 95MW (Uđm = 13,8kV, f=50Hz, cosφ= 0,85) được nối bộ với 3 máy biến áp 1 pha được đấu nối theo sơ đồ Y/∆-

11, các MBA 1 pha có công suất 40MVA, điện áp U= 230/ ±2x2,5/13,8kV, Uk =12%

- Kết nối giữa MF và MBA áp lực bằng các thanh dẫn dòng đặt trong ống dẫn dòng (IPB 6300A, Ip = 230kA) và hợp bộ máy cắt 13,8kV

- Hợp bộ MC 13,8kV bao gồm 3 máy biến điện áp, chống sét van 13,8kV, 2 daotiếp địa ES, dao cách ly (DS-7700A, Ip=32kA) và MC đầu cực loại HGC-3(CB-SF6-7700A, Ik=63kA/3s, Ip=32kA) Máy cắt đầu cực sử dụng bộ truyền động tích năngbằng lò xo thủy lực để truyền động đóng cắt cho cả 3 pha, sử dụng khí SF6 để cáchđiện và dập hồ quang Dao cách ly và dao tiếp địa được truyền động bằng động cơ.

Hình 2.1: Sơ đồ nối điện chính nhà máy thủy điện Sông Tranh 2

- Phía cao áp MBA, công suất được truyền tải bằng đường dây nhôm lõi thép raTrạm phân phối 220kV Sơ đồ trạm được thiết kế theo sơ đồ hai thanh góp có thanhgóp vòng, có MC nối và MC vòng đầy đủ Trên sơ đồ có bố trí các thiết bị sau: MC220kV mã hiệu LG314 (CBSF6-245kV-3150A-40kA/1s), các DCL có mã hiệu

GW4A-252DW nES gồm DCL 3 pha có 2 DTĐ (DS/2ES-245kV-2500A-50kA/3s-3Ø),DCL 3 pha có 1 DTĐ (DS/1ES-245kV-2500A-50kA/3s-3Ø) và DCL 1 pha (DS-245kV-2500A-50kA/3s-1Ø), các máy biến dòng, máy biến điện áp và chống sét van.Nhà máy phát công suất qua các MBA tăng áp truyền tải lên trạm phân phối 220kV vàđến trạm 220kV Tam Kỳ bằng 2 xuất tuyến đường dây 271 và 272

- Hệ thống tự dùng xoay chiều của nhà máy được lấy từ phía hạ áp MBA T1, T2

tổ máy H1 và H2 thông qua thanh dẫn dòng đến 2 MBA tự dùng TD91 và TD92

(TD1600kVA, 13,8±2x2,5%/0,4kV, Uk= 6%) Từ hạ áp MBA TD91 và TD92 được cấpcho 2 THB 1 và 2, hai THB này được liên lạc với nhau thông qua MC phân đoạn.Ngoài ra hệ thống tự dùng còn có cấp dự phòng từ lưới 35kV của địa phương thôngqua MBA tự dùng TD3 (TD3-1600kVA, 35±2x2,5%/0,4kV, Uk=6%) và máy phátDiesel D1 dự phòng (Loại HPC520/680kW- 0,4kV, 50Hz, cosφ=0,8).

- Hệ thống kích từ của các tổ máy là hệ thống kích từ tĩnh, được thực hiện theo

sơ đồ tự kích, cuộn dây roto được nhận điện từ đầu cực MF thông qua MBA kích từTE1 (TE2) và HTKT của 2 tổ máy H1 (H2)

2.3 Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA

Hệ thống rơ le bảo vệ khối MF – MBA nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 được thiết kế gồm 2 hệ thống bảo vệ vận hành độc lập cho mỗi tổ máy như Hình 2.2

Hình 2.2: Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA

Mỗi một đối tượng được thiết kế đầy đủ các chức năng để đảm bảo bảo vệ trongmọi chế độ làm việc, các chức năng bảo vệ được quy định ký hiệu bởi các chỉ danh vàđược tích hợp trong 1 loại rơ le kỹ thuật số nhất định (Bảng 2.1)

Bảng 2.1: Các chức năng rơ le bảo vệ hệ thống I

Stt Chức năng bảo vệ

Tương tự các chức năng bảo vệ và sơ đồ đấu nối hệ thống II cũng giống như hệ

thống I, chỉ khác rơ le bảo vệ dòng điện trục (38) được bố trí ở hệ thống II

Hai hệ thống bảo vệ trên được thiết kế vận hành độc lập, các tín hiệu mạch dòng

điện, điện áp được lấy riêng cho từng chức năng rơ le, các nguồn tín hiệu bảo vệ, giám

sát, điều khiển và nuôi rơ le được cấp từ hai nguồn 220VDC độc lập, dự phòng cho

nhau Vì vậy rất đảm bảo được độ tin cậy của hệ thống bảo vệ

Các chức năng và phương thức bảo vệ MF được thiết kế đáp ứng đúng quy định

quy phạm trang bị điện [1] và IEEE, Guide for AC Generator Protection [ 20]

2.4 Sơ đồ đấu nối mạch tín hiệu dòng điện, điện áp, mạch tín hiệu và bảo vệ

Sơ đồ đấu nối mạch lấy tín hiệu đo lường dòng điện, điện áp cho các rơ le được

thực hiện đấu nối vào các đầu vào của rơ le, tùy theo các chức năng bảo vệ, đối tượng

và phạm vi bảo vệ để đảm bảo loại trừ các trường hợp sự cố xảy ra