Bảo vệ hệ thống điện phức tạp lê kim hùng

Rơle kỹ thuật số sử dụng vi xử lý có cài đặt thuật toán viết bằng mã máy tính, đầu vào tương tự, đầu vào số và đầu ra số, đèn LED. Các giá trị chỉnh định được cài đặt bằng phím bấm và RLBV dùng thuật toán để đưa ra quyết định. Bên cạnh những tích chất ưu việt về kỹ thuật như độ tin cậy, phân tích sự cố, giảm thiểu số lượng tủ bảng điện và giảm chi phí kiểm tra định kỳ; thiết bị tích hợp này còn có thể kết nối qua các mạng thông tin nhằm phục vụ các giải pháp SCADA. Các dòng sản phẩm RLBV kỹ thuật số (RLBV KTS) tích hợp nhiều tính năng ưu việt, hiện đại, chất lượng, tin cậy, mang đặc trưng riêng của từng hãng và đáp ứng đầy đủ các yêu cầu

Theo tiêu chuẩn quốc tế hiện hành, các chức năng bảo vệ và tự động được

ký hiệu bằng các mã số và chữ ví dụ theo danh mục điển hình như sau:

F21/21N: chức năng bảo vệ khoảng cách pha/đất

F25: Chức năng kiểm tra hoà đồng bộ

F26: Chức năng quá nhiệt dầu/ cuộn dây MBA

F27/59: Chức năng bảo vệ kém/quá áp

F32: Chức năng định hướng công suất

F37: Chức năng bảo vệ kém áp hoặc kém công suất

F40: Chức năng bảo vệ chống mất kích từ

F46: Chức năng bảo vệ dòng điện thứ tự nghịch

F49: Chức năng bảo vệ quá tải nhiệt

F50/ F50N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh pha/đất

F51/ F51N: Bảo vệ quá dòng pha/đất có thời gian

F26Q: Nhiệt độ dầu MBA

F26W: Nhiệt độ cuộn dây MBA

F63: Rơle áp lực MBA

F96B, F9Q: Rơle hơi MBA, OLTC

F71P, F71Q: Mức dầu MBA, OLTC cảnh báo

F64R: Bảo vệ chống chạm đất cho cuộn rôto

F64G: Bảo vệ chống chạm đất cho cuộn stato

F67/67N: Chức năng bảo vệ quá dòng pha/đất có hướng

F68: Chức năng bảo vệ chống dao động công suất

F74: Chức năng giám sát mạch cắt MC

F78: Chức năng bảo vệ góc lệch pha

F79: Chức năng tự động đóng lặp lại

F81: Chức năng sa thải phụ tải theo tần số

F85: Chức năng nhận thông tin phối hợp tác động với sự trợ giúp của kênh thông tin (cắt liên động theo sơ đồ PUTT, POTT …)

F87: Bảo vệ so lệch

F87B: Chức năng bảo vệ so lệch thanh cái

F87G: Chức năng bảo vệ so lệch máy phát

F87L: Chức năng bảo vệ so lệch dọc đường dây

F87M: Chức năng bảo vệ so lệch động cơ

F87T: Chức năng bảo vệ so lệch máy biến áp

87REF: Chức năng bảo vệ chạm đất giới hạn MBA (chỉ giới hạn cho cuộn dây đấu sao có nối đất)

F90: Chức năng điều chỉnh điện áp

F51/27: Chức năng quá dòng có kiểm tra điện áp

50PD: Chức năng bảo vệ không đồng pha MC

FR: Chức năng ghi sự cố

FL: Chức năng định vị điểm sự cố

BCU: Điều khiển thiết bị đóng cắt mức ngăn lộ (màn hình hiển thị sơ đồ mức ngăn và thông tin vận hành)

MÃ SỐ CHỨC NĂNG

Theo tiêu chuẩn quốc tế hiện hành, các chức năng bảo vệ và tự động được

ký hiệu bằng các mã số và chữ ví dụ theo danh mục điển hình như sau:

F21/21N: chức năng bảo vệ khoảng cách pha/đất

F25: Chức năng kiểm tra hoà đồng bộ

F26: Chức năng quá nhiệt dầu/ cuộn dây MBA

F27/59: Chức năng bảo vệ kém/quá áp

F32: Chức năng định hướng công suất

F37: Chức năng bảo vệ kém áp hoặc kém công suất

F40: Chức năng bảo vệ chống mất kích từ

F46: Chức năng bảo vệ dòng điện thứ tự nghịch

F49: Chức năng bảo vệ quá tải nhiệt

F50/ F50N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh pha/đất

F51/ F51N: Bảo vệ quá dòng pha/đất có thời gian

F26Q: Nhiệt độ dầu MBA

F26W: Nhiệt độ cuộn dây MBA

F63: Rơle áp lực MBA

F96B, F9Q: Rơle hơi MBA, OLTC

F71P, F71Q: Mức dầu MBA, OLTC cảnh báo

F64R: Bảo vệ chống chạm đất cho cuộn rôto

F64G: Bảo vệ chống chạm đất cho cuộn stato

F68: Chức năng bảo vệ chống dao động công suất

F74: Chức năng giám sát mạch cắt MC

F78: Chức năng bảo vệ góc lệch pha

F79: Chức năng tự động đóng lặp lại

F81: Chức năng sa thải phụ tải theo tần số

F85: Chức năng nhận thông tin phối hợp tác động với sự trợ giúp của kênh thông tin (cắt liên động theo sơ đồ PUTT, POTT …)

F87: Bảo vệ so lệch

F87B: Chức năng bảo vệ so lệch thanh cái

F87G: Chức năng bảo vệ so lệch máy phát

F87L: Chức năng bảo vệ so lệch dọc đường dây

F87M: Chức năng bảo vệ so lệch động cơ

F87T: Chức năng bảo vệ so lệch máy biến áp

87REF: Chức năng bảo vệ chạm đất giới hạn MBA (chỉ giới hạn cho cuộn dây đấu sao có nối đất)

F90: Chức năng điều chỉnh điện áp

F51/27: Chức năng quá dòng có kiểm tra điện áp

50PD: Chức năng bảo vệ không đồng pha MC

FR: Chức năng ghi sự cố

FL: Chức năng định vị điểm sự cố

SOFT: Chức năng chống đóng MC vào điểm sự cố

BCU: Điều khiển thiết bị đóng cắt mức ngăn lộ (màn hình hiển thị sơ đồ mức ngăn và thông tin vận hành)

CHUYÊN ĐỀ BẢO VỆ RƠ LE

1 Kiến thức chung về bảo vệ đường dây

2 Bảo vệ khoảng cách

3 Bảo vệ so lệch

4 Bảo vệ Máy biến áp

5 Bảo vệ Thanh cái

Chức năng bảo vệ tích hợp; Chức năng đo lường; Chức năng điều khiển; Chức năng giám sát; Chức năng truyền thông; Chức năng ghi sự kiện

Trong thực tế, cấp chính xác của RLBV không chỉ phụ thuộc vào công nghệ phần cứng mà còn phụ thuộc vào các thuật toán xử lý tín hiệu và ra quyết định Do đó, việc nghiên cứu tìm ra các thuật toán tối ưu có quyết định nhanh, chính xác đang là thách thức lớn trong khâu thiết kế RLBV kỹ thuật số Bên cạnh đó việc cấu hình ứng dụng RLBV cần phải có kiến thức chuyên môn để vận hành và thử nghiệm Phiên bản phần mềm sẽ phải cập nhật thường xuyên từ nhà sản xuất Cho nên, việc áp dụng các phương pháp thông minh (mạng nơron nhân tạo, logic mờ, thuật toán di truyền…) với khả năng học dữ liệu mẫu để nhận dạng trong những năm gần đây đang được nghiên cứu cho RLBV, và mang lại kết quả khả quan Tuy nhiên, hướng nghiên cứu này vẫn còn hạn chế trong lưới điện phức tạp, điều kiện vận hành liên tục thay đổi

Rơle điện cơ

Tại Việt Nam, hầu như tất cả các trạm điện (110kV, 220kV, 500kV), nhà máy thủy điện, nhiệt điện đều đang sử dụng RLBV KTS để thực hiện nhiệm vụ điều khiển, bảo vệ và truyền thông

RLBV kỹ thuật số sử dụng phổ biến hiện nay

SCHNEIDER P443, P543, P633, P123, P127, P921…

SEL SEL 421, SEL 451, SEL 487, SEL 551…

SIEMENS 7UT633, 7SA613, 7SJ600, 7UM…

TOSHIBA GRZ200, GRL200, GRD200, GRB200…

GE L90, D30, L60, C90, T60, 745, G60, 889…

So sánh tóm tắt đặc tính kỹ thuật của 3 chủng loại RLBV

Nguyên tắc làm việc Cơ điện từ Sử dụng transitor, IC Vi xử lý với thuật

toán Phần cứng đo lường Đĩa cảm ứng,

đo lường

Chuyển đổi điện cơ

Phát hiện ngưỡng, so sánh với giá trị tham chiếu trong

bộ so sánh tương tự

Chuyển đổi A/D, kỹ thuật số

Bộ thời gian Đồng hồ cơ Đồng hồ tĩnh Bộ đếm

Công suất CT Cao 8-10VA Thấp 1VA Thấp < 0.5VA

Bảo dưỡng Thường xuyên Thường xuyên Ít khi

Thông số chỉnh định Thang đặt Chuyển mạch Bàn phím bấm số

Bộ ghi nhiễu loạn Không hỗ trợ Không hỗ trợ Có

Lê Kim Hùng

Vùng bảo vệ và các yêu cầu của HT BVRL:

Mạng lưới kết nối gồm 3 khâu, tương ứng có mỗi vùng bảo vệ cho đối tượng

Rơle bảo vệ (RLBV) theo dõi liên tục tình trạng làm việc của đối tượng Khi xuất hiện tình trạng bất thường, RLBV phát hiện và gửi tín hiệu đi cô lập các phần tử hư hỏng thông qua các máy cắt điện (MC) hoặc/và báo tín hiệu cho nhân viên trực ca vận hành

Rơle làm việc đúng? Rơle làm việc không đúng? RL làm việc sai? Nguyên nhân có thể là chỉnh định rơle sai, sai sót trong việc phối hợp sơ đồ bảo vệ, phần tử trong hệ thống như biến dòng (CT), biến điện áp (VT), và mạch nhị thứ

Với vai trò quan trọng như vậy, đòi hỏi RLBV phải đảm bảo được các yêu cầu khắt khe như độ tin cậy, chọn lọc, tác động nhanh, nhạy và tin cậy:

- Tính chọn lọc: là khả năng bảo vệ có thể phát hiện và loại trừ đúng phần tử bị

sự cố ra khỏi hệ thống Hệ thống điện luôn phát triển và ngày càng phức tạp do vậy tính chọn lọc của bảo vệ ngày càng được yêu cầu cao Tính chọn lọc gồm 2 loại là chọn lọc tuyệt đối và chọn lọc tương đối

- Tác động nhanh: tính tác động nhanh của rơle bảo vệ là một yêu cầu hết sức

quan trọng, vì việc cô lập càng nhanh chóng phần tử bị sự cố thì sẽ càng hạn chế mức độ thiệt hại do sự cố gây ra, càng giảm thời gian sụt điện áp ở vùng lân cận điểm sự cố, giảm xác suất gây hư hỏng nặng hơn và nâng cao khả năng duy trì chế độ làm việc ổn định của các máy phát và toàn bộ HTĐ

- Độ nhạy: độ nhạy của bảo vệ đặc trưng cho khả năng phát hiện sự cố của rơle

hoặc hệ thống bảo vệ, được biểu diễn bằng hệ số độ nhạy Kn, đó là tỷ số giữa trị số của đại lượng vật lý đặt vào rơle khi có sự cố với ngưỡng tác động của nó Tuỳ thuộc vào vai trò của bảo vệ mà yêu cầu về độ nhạy cũng khác nhau Các đối tượng bảo vệ càng quan trọng thì yêu cầu độ nhạy càng cao

- Độ tin cậy: là tính năng đảm bảo cho thiết bị bảo vệ làm việc đúng, chắc chắn

Độ tin cậy gồm có tin cậy khi tác động và tin cậy không tác động

M

Cấu trúc rơle kỹ thuật số:

Cấu tạo mặt trước của RLBV KTS Schneider P12x

Thiết bị RLBV KTS phải giám sát, phát hiện được các hư hỏng nội bộ như phần cứng, phần mềm cài đặt và mạch cấp nguồn điện cho thiết bị để đưa ra cảnh báo và tự động khóa các chức năng bảo vệ

Cách đấu nối truyền thống cho phép các dữ liệu thông tin truyền và nhận là tín hiệu tương tự và nhị phân RLBV làm việc theo tín hiệu điện, được nối với hệ thống điện thông qua các CT, VT Tín hiệu dòng điện, điện áp qua bộ biến đổi đầu vào, bộ chuyển đổi sẽ được so sánh với giá trị chỉnh định của rơle và nếu vượt quá/kém ngưỡng này, rơle sẽ tác động gửi tín hiệu đi cắt MC và cảnh báo trên bảng đèn tín hiệu

Chuẩn truyền thông

So với các hệ thống bảo vệ và điều khiển sử dụng các cổng truyền thông RS232 hoặc RS485 (vẫn còn dựa trên các tiêu chuẩn cũ như Modbus, IEC103 và DNP3), thì lộ trình cải tạo các TBA truyền thống thành TBA tự động hoá dựa trên tiêu chuẩn IEC

61850 điều khiển bằng máy tính của EVN chỉ cần sử dụng một sợi cáp mạng LAN đơn,

Chuyển đổi A/D

Modun chức năng bảo vệ

Modun truyền thông

Modbus, DNP, Courier, IEC60870- 5-103, IEC61850,…

Modun giao tiếp người dùng (HMI)

Màn hình, đèn LED, bàn phím

Cổng RS232

Phím chức năng Đèn tín hiệu

Màn hình LCD

Lê Kim Hùng giao thức TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet Protocol) và cơ chế xử lý thông tin dạng biến Goose để tạo ra dây nối ảo (thay cho sợi cáp đồng) giữa hai hay nhiều thiết bị RLBV trên một mạng LAN có tốc độ 100Mbit/s

Hệ thống mới đã làm thay đổi cơ bản cách thực thiết kế nhị thứ của trạm, giảm tối thiểu dây tín hiệu xuống còn không quá 200 đầu cáp, và nâng cao khả năng thực hiện các ứng dụng bảo vệ và điều khiển phân tán với thời gian trễ < 4ms (đối với TBA truyền thống sử dụng cáp đồng là < 40ms) Ngoài ra, các biến Goose còn được giám sát liên tục nhằm kiểm tra trạng thái kết nối có bị mất không Đây chính là sự khác biệt so với sử dụng dây đồng trước đây

TBA tự động hoá sử dụng kiểu đấu nối dây nhị thứ truyền thống

Mạng truyền thông trạm lớn sử dụng IEC 61850-8 và IEC61850-9

Ethernet Switch2 BCU2 RLBV2 Đồng hồ

Ethernet Switch1 BCU1 RLBV1 Đồng hồ

VT

XCBR

1 PTRC1

Thiết bị điều khiển Thiết bị trộn tín hiệu TVTR

1

TCTR1

CT

Qui ước mã số:

Theo tiêu chuẩn quốc tế hiện hành, các chức năng bảo vệ và tự động được ký hiệu bằng các mã số và chữ ví dụ theo danh mục điển hình như sau:

F21/21N: BV khoảng cách pha/đất

F25: Kiểm tra hoà đồng bộ

F26: Quá nhiệt (dầu/cuộn dây MBA)

F51/ F51N: BVQD pha/đất có thời gian

F26Q: Nhiệt độ dầu MBA

F26W: Nhiệt độ cuộn dây MBA

F63: Rơle áp lực MBA

F96B, F9Q: Rơle hơi MBA, OLTC

F71P, F71Q: Mức dầu MBA, OLTC

F64R: Chống chạm đất cho cuộn rôto

F64G: Chống chạm đất cho cuộn stato

F67/67N: BVQD pha/đất có hướng

F68: Chống dao động công suất

F74: Giám sát mạch cắt MC

F78: Bảo vệ góc lệch pha F79: Tự động đóng lặp lại F81: Sa thải phụ tải theo tần số F85: Truyền TT phối hợp tác động

F87: Bảo vệ so lệch F87B: Bảo vệ so lệch thanh cái F87G: Bảo vệ so lệch máy phát F87L: Bảo vệ so lệch dọc đường dây F87M: Bảo vệ so lệch động cơ F87T: Bảo vệ so lệch máy biến áp 87REF:vBVchạm đất giới hạn MBA (cho cuộn dây đấu sao có nối đất)

F90: Chức năng điều chỉnh điện áp F51/27: Quá dòng có kiểm tra điện áp 50PD: Bảo vệ không đồng pha MC FR: Chức năng ghi sự cố

FL: Chức năng định vị điểm sự cố SOFT: Chống đóng MC vào điểm sự cố BCU: Điều khiển thiết bị đóng cắt mức ngăn lộ (màn hình hiển thị sơ đồ mức ngăn và thông tin vận hành)

Tình hình sự cố và hệ thống rơle bảo vệ đường dây truyền tải

Đối với hệ thống điện, các sự cố xảy ra phần lớn là sự cố đường dây dẫn điện, các sự cố đường dây gây ảnh hưởng đến vận hành an toàn hệ thống điện rất lớn, đặc biệt khi có sự cố đối với các đường dây truyền tải điện siêu cao áp Để giải quyết vấn đề sự

cố, các thiết bị rơle bảo vệ đóng vai trò rất quan trọng trong công tác vận hành hệ thống điện Các thiết bị rơle bảo vệ có vai trò phát hiện và loại trừ sớm các phần tử sự cố trong

hệ thống điện ra khỏi vận hành, giúp duy trì trạng thái vận hành an toàn và ổn định cho

hệ thống điện

Lê Kim Hùng Theo thống kê như bảng dưới cho thấy, đối với các sự cố xảy ra trên lưới điện truyền tải thì sự cố xảy ra đối với đường dây chiếm phần lớn Sự cố đường dây chiếm tỉ

lệ khoảng 70% trên tổng số sự cố của lưới truyền tải

Các nguyên nhân gây sự cố hư hỏng có thể do các hiện tượng thiên nhiên như giông bão, động đất, lũ lụt do các thiết bị hao mòn, già cỗi gây chạm chập, đôi khi do công nhân vận hành thao tác sai gây ra [1] Để tránh mất điện trên diện rộng khi xảy ra hư hỏng RLBV thì trong hệ thống bảo vệ của ngăn lộ có cấp điện áp 220kV, 500kV thường có

2 bảo vệ riêng biệt Nếu bảo vệ chính không làm việc thì bảo vệ dự phòng sẽ tác động MC

3 pha rời phải có rơle kiểm tra chống đóng/cắt không đồng pha

Thống kê sự cố lưới điện truyền tải năm 2016

Đối tượng

sự cố

Cấp điện áp Phân loại

Số lần (lần) Tổng số lần

Tỷ

lệ (%) Đường dây

500kV Sự cố kéo dài 17

46

Sự cố thoáng qua 29 220kV Sự cố kéo dài 45

a) Đối với các đường dây 500kV

- Bảo vệ chính: được tích hợp các chức năng bảo vệ 87L, 21/21N, 67/67N, 50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 50BF, 85, 74

- Bảo vệ dự phòng: được tích hợp các chức năng bảo vệ 21/21N, 67/67N, 50/51, 50/51N, 79/25, 27/59, 50BF, 85, 74

- Chức năng 50BF, 79/25, 27/59 được dự phòng đúp, được tích hợp trong bảo

vệ dự phòng và trong bảo vệ chính

- Bảo vệ so lệch truyền tín hiệu trên đường cáp quang

- Chức năng bảo vệ khoảng cách trong bảo vệ chính được phối hợp hai đầu với nhau thông qua sợi cáp quang nêu trên

- Bảo vệ khoảng cách dự phòng được phối hợp hai đầu với nhau thông qua kênh tải ba

b) Đối với các đường dây 220kV có đường truyền cáp quang

- Bảo vệ chính: được tích hợp các chức năng bảo vệ 87L, 67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74

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

- Chức năng 50BF, 79/25, 27/59 không cần phải dự phòng, có thể được tích hợp

ở một trong hai bộ bảo vệ nêu trên

- Bảo vệ so lệch và khoảng cách được phối hợp với đầu đối diện thông qua kênh truyền bằng cáp quang

c) Đối với các đường dây 220kV không có đường truyền cáp quang

- Bảo vệ chính: được tích hợp các chức năng bảo vệ 21/21N, 67/67N, 50/51, 50/51N, 50BF, 85, 74

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

- Chức năng 50BF, 79/25, 27/59 không cần phải dự phòng, có thể được tích hợp

ở một trong hai bộ bảo vệ nêu trên

- Bảo vệ khoảng cách hai đầu đường dây được phối hợp với nhau thông qua kênh truyền tải ba

- Hệ thống rơle bảo vệ được trang bị cho lưới điện 220kV và 500kV hiện nay nhìn chung hoạt động tin cậy và chọn lọc tốt

Các bảo vệ chính để BV đường dây truyền tải

Đối với các đường dây truyền tải điện cao áp và siêu cao áp tại Việt Nam, bảo vệ cho đường dây hiện đang sử dụng hai bộ bảo vệ chính đó là bảo vệ so lệch dọc và bảo

vệ khoảng cách Riêng đường dây 500kV bảo vệ so lệch dọc có vai trò đặc biệt quan trọng cho nên đó là một bảo vệ chính bắt buộc phải có Bảo vệ so lệch dọc là loại bảo vệ

có nguyên lý làm việc tốt nhất, tác động không thời gian trì hoãn, có thể tác động với mọi dạng ngắn mạch và đảm bảo tính chọn lọc tuyệt đối

Ví dụ BV đường dây 500kV:

Tại Việt Nam, đường dây siêu cao áp 500kV có chiều dài khoảng 1.500km, làm nhiệm vụ liên kết hệ thống điện của 3 miền Cấu hình hệ thống RLBV của ngăn lộ đường dây tại TBA 500kV gồm có:

Bảo vệ chính: dùng RLBV so lệch dọc đường dây, tích hợp các chức năng bảo vệ

F87L, 67/67N, 50/51, 50N/51N, 74, F85, FR, FL và đo lường

Bảo vệ dự phòng: dùng RLBV khoảng cách, tích hợp các chức năng bảo vệ

21/21N, SOFT, 67/67N, 50/51, 50N/51N, F85, 74, FR, FL và đo lường

Chức năng F87L của bảo vệ chính sử dụng đặc tuyến hãm, có 1 hoặc 2 độ dốc để phù hợp với khả năng của CT và đặc điểm của hệ thống Thời gian tác động của F87L nhỏ hơn 01 chu kỳ RLBV có khả năng bù tỷ số biến CT bằng thuật toán và không cần biến dòng trung gian hay đổi nối mạch ngoài RLBV có khả năng ổn định, không tác

Lê Kim Hùng động nhầm do sai số sinh ra bởi biến dòng tại 01 hoặc cả 02 đầu đường dây bị bão hoà Phương thức truyền tín hiệu giữa hai đầu đường dây thông qua kênh kỹ thuật số, sử dụng cáp quang

Cấu hình hệ thống RLBV cho đường dây truyền tải 500kV

Chức năng F21/21N của bảo vệ dự phòng có 4 vùng bảo vệ (đặc tuyến hình tứ giác

và hình tròn) cho sự cố pha-pha và sự cố pha-đất (tối thiểu có 1 vùng có thể đặt hướng

Thiết bị điều khiển

27/59

RLBV so lệch dọc

87L 79/25 67/67

N 50BF

51/51N

50/50N

85 F74 FR/FL

thuận hoặc hướng nghịch để làm bảo vệ dự phòng cho thanh cái) RLBV có đặc tính tránh xâm phạm tải giúp ngăn ngừa sự tác động sai của RLBV trong những trường hợp tải lớn Ngoài ra, RLBV có chức năng khoá tác động khi có dao động công suất ổn định

và đưa ra lệnh cắt khi dao động không ổn định Bên cạnh đó, chức năng giám sát hư hỏng mạch áp VT cho phép rơle khoá bảo vệ khoảng cách Phương thức truyền tin qua kênh truyền tương tự hoặc kỹ thuật số, sử dụng thiết bị tải ba lắp đặt giữa hai đầu đường dây hoặc sử dụng tuyến cáp quang thứ hai cùng với thiết bị truyền dẫn độc lập (nếu đường dây 500kV có 2 tuyến cáp quang độc lập)

Bảo vệ quá dòng pha, quá dòng chạm đất, quá dòng thứ tự nghịch (có hướng hoặc không hướng) với đặc tính thời gian xác định hoặc thời gian phụ thuộc (theo tiêu chuẩn IEC và ANSI)

Chức năng F79/25, 50BF, 27/59 có thể được tích hợp ở trong hai bộ bảo vệ nêu trên hoặc sử dụng thiết bị bảo vệ riêng và phải được truyền đồng thời trên hai đường truyền của bảo vệ chính và dự phòng đến đầu đối diện

Chức năng F87L, F21/21N, F79 và các mạch nhị thứ đi kèm phải đảm bảo làm việc tin cậy khi phát hiện sự cố từng pha và gửi tín hiệu đi cắt/đóng lại 1 pha và 3 pha tương ứng Thiết bị RLBV chính, dự phòng phải lấy tín hiệu dòng điện từ các cuộn dòng thứ cấp khác nhau và phải có mạch cắt độc lập với nhau

Thiết bị điều khiển mức ngăn lộ BCU: sử dụng màn hình LCD thể hiện sơ đồ một

sợi của ngăn và có đủ số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho các mạch điều khiển, liên động, chỉ thị trạng thái thiết bị và cảnh báo một số tín hiệu chính của các thiết bị trong ngăn

Ví dụ BV đường dây 220kV:

Hệ thống RLBV đường dây cao áp 220kV gồm có hai bộ bảo vệ:

Bảo vệ chính: dùng RLBV so lệch dọc đường dây, tích hợp các chức năng bảo vệ

Lê Kim Hùng Phương thức truyền tín hiệu: Kênh truyền tín hiệu RLBV giữa hai đầu đường dây cho bảo vệ chính và dự phòng phải độc lập nhau về mặt vật lý Chức năng F87L của bảo

vệ chính dùng phương thức truyền tín hiệu qua kênh kỹ thuật số, sử dụng cáp quang nối trực tiếp hoặc đi vòng hoặc kênh thuê riêng của nhà cung cấp dịch vụ công cộng Chức năng 85 (PUTT, POTT,…) của bảo vệ dự phòng dùng phương thức truyền tin qua kênh truyền tương tự hoặc kỹ thuật số, sử dụng thiết bị tải ba hoặc cáp quang đi vòng (độc lập

về sợi quang và thiết bị viễn thông với kênh truyền của bảo vệ chính) hoặc kênh thuê riêng của nhà cung cấp dịch vụ công cộng

Các chức năng bảo vệ liên động khác ở hai đầu đường dây như F27/59, 50BF, DTT… phải được truyền đồng thời trên hai đường truyền của bảo vệ chính và dự phòng

Thiết bị điều khiển mức ngăn lộ BCU: phải có màn hình LCD thể hiện sơ đồ một

sợi của ngăn và đảm bảo số lượng BI/BO để lấy đủ tín hiệu cho các mạch điều khiển, liên động điều khiển, chỉ thị trạng thái thiết bị và cảnh báo một số tín hiệu chính của các thiết bị trong ngăn Ngoài ra, số lượng BI/BO dự phòng cho ngăn ĐD là ≥ 20%

Các vấn đề chi tiết được trình bày trong sách chuyên khảo “RL KTS BV HTĐ’ của tác giả Lê Kim Hùng-Vũ Phan Huấn

BẢO VỆ KHOẢNG CÂCH (21)

Với hạn chế của BVQD (thời gian BV ở đầu nguồn lớn, đặc biệt trong mạng phức tạp, khối lượng tính toân lớn cho việc phối hợp khó đảm bảo tính chọn lọc) nín bảo vệ khoảng câch (F21/21N) đê phât triển, sử dụng rơle tổng trở cực tiểu (rơle khoảng câch) lăm việc theo nguyín tắc tổng trở (ZR = UR/IR) ZR tỷ lệ thuận với khoảng câch từ chỗ đặt bảo vệ đến chỗ ngắn mạch trín đường dđy Nếu ZR < ZKĐ thì có sự cố trong vùng căi đặt

 Sự cố thường gặp đối với ĐZ tải điện:

* ngắn mạch * chạm đất * quá điện áp * đứt dây * quá tải

- Bảo vệ trong lưới hạ áp: dùng cầu chảy

- Bảo vệ các ĐZ trung áp: dùng BV quá dòng, quá dòng có hướng, khoảng

cách, so lệch dùng cáp chuyên dùng

- Đối với ĐZ cao áp và siêu cao áp: dùng BV khoảng cách, so lệch dòng, so

sánh pha, so sánh hướng

Sơ đồ logic nguyín lý lăm việc:

Sau đo lường, nhiệm vụ rơle lă phât hiện vă phđn loại 10 dạng sự cố Từ đó, cho phĩp rơle xâc định hướng sự cố, mạch vòng tính toân tổng trở sự cố pha – pha vă pha – đất vă khởi tạo chức năng bảo vệ

Câc phương phâp giâm sât thông số để Phât hiện sự cố, Phđn loại sự cố, Xâc định hướng

sự cố, Tính tổng trở đói với câc dạng ngắn mạch…có thể xem sâch chuyín khảo (tâc giả

Lí Kim Hùng-Vũ Phan Huấn)

Phương thức bảo vệ cho đường dđy:

Khi N, rơ le 21 tâc động cắt đồng thời xuất tín hiệu cho 79 đóng lại MC sau thời gian đặt trước Trong trường hợp chức năng 21 không lăm việc, rơle 67 sẽ lăm việc Rơle 27/59 sẽ tâc động cắt MC khi điện âp vượt mức căi đặt (59), khi điện âp thấp hơn mức căi đặt (27) nó bâo động

UA, UB, UC, U0

IA, IB, IC, I0

AND

Xâc định hướng

Phât hiện

sự cố

Cắt sự cố Xâc định

tổng trở

đo Phđn loại

Lê Kim Hùng

Các bảo vệ rơ le dùng bảo vệ các xuất tuyến 22kV:

- Bảo vệ quá dòng: 7SJ61 - Kém áp: 7RW6000 - Tần số thấp: 7RW6000

Khi có N, 50.51/50.51N sẽ tác động bật MC đồng thời

nó xuất tín hiệu cho rơ le 79 đóng lại MC

- Rơ le 81 sẽ tác động bật

MC các phát tuyến 22kV khi tần số giảm thấp để khôi phục lại tần số tránh rã lưới

hình Góc pha của đặc tuyến là

góc pha tổng trở đường dây

tgφL = X/R = (700 ÷ 880)

Do ảnh hưởng của tổng trở sự cố (RF) nên tổng trở đo lường từ vị trí đặt RLBV đến vị trí sự cố tăng lên và có thể sẽ làm cho bảo vệ khoảng cách có đặc tính Mho tác động không như mong muốn Để khắc phục được nhược điểm này, ta dùng rơle khoảng cách có đặc tuyến kiểu tứ giác, vì rơle này có đặc tuyến bao trùm trục R lớn hơn Do đó, RLBV khoảng cách có đặc tuyến tứ giác có thể xem như rơle điện kháng vì lúc đó sự tác động của nó phụ thuộc vào điện kháng đo được ở đầu cực rơle Kết quả là đặc tính Mho thường được sử dụng bảo vệ cho sự cố 2 pha, hoặc ba pha và đặc tính tứ giác sử dụng bảo vệ cho sự cố chạm đất

Vấn đề xâm lấn tải và vùng 4

Ở chế độ lv bình thường, tổng trở tải đo lường

Zđo có giá trị lớn và nằm ngoài vùng bảo vệ

Khi phụ tải tăng cao hoặc dao động CS làm trở

kháng tải giảm xuống và di chuyển theo hướng

về điểm gốc và có thể gây tác động cắt sai

Trong đó, Z3 là vùng có nguy cơ lớn hơn cả vì

nó có giá trị lớn nhất và gần với tổng trở tải Do

đó, cần xét đến logic vùng xâm lấn tải Logic

này cho phép chúng ta chọn IKĐ nhỏ hơn dòng

tải lớn nhất khi có sự cố cuối đường dây bảo vệ

Z3

φ

ƟT ả i

Quỹ đạo di chuyển của Zđo

Đường dây

jX

R

Vị trí đặt RLBV

Vùng xâm lấn tải

Lê Kim Hùng

Logic xâm lấn tải sử dụng thành phần TTT, phần tử tăng tải và giảm tải nhằm phân biệt chế độ mang tải và chế độ sự cố Khi Zđo di chuyển nằm trong vùng xâm lấn tải, logic này khóa bảo vệ khoảng cách tác động Khi có sự cố xuất hiện, Zđo di chuyển

từ vùng xâm lấn tải đến vùng Z3, cho phép bảo vệ khoảng cách tác động

Khi sự cố xảy ra nằm bên ngoài của đường dây bảo vệ, ví dụ sự cố tại F5 (hình a) xảy ra đằng sau RL3, vì vậy RL3 sẽ phát hiện một sự cố hướng ngược vùng Z4 RL2 phát hiện sự cố Z2 Nếu RL4 vì lý do nào đó không cắt được thì RL3 sẽ cắt MC với tZ4 =

tZ2 = 0,2s

tZ4 = 0,6s Vùng 1

Vùng 1 Vùng 2

Vùng 4

0,6s, và RL2 sẽ cắt MC với tZ2 = 0,2s Kết quả là RL2 tác động đầu tiên và cô lập sự cố RL3 không có được cơ hội để tác động cắt MC

Nếu sự cố xảy ra tại F1 nằm ngoài Z2 của RL3 (hình b), chỉ có RL2 phát hiện sự cố

Z4 và tác động với tZ4 = 0,6s Đây là trường hợp xấu nhất trong hệ thống Tuy nhiên, trong thực tế RL1 thường sẽ hoạt động cắt MC

Ví dụ thực hiện mô phỏng đường dây bảo vệ bằng rơle Siemens 7SA522

Sử dụng 3 vùng bảo vệ (Z1, Z2, Z3) theo hướng thuận, với đặc tính tứ giác của RLBV Siemens 7SA522 đặt tại đầu đường dây Duy Xuyên Các vùng bảo vệ được tính toán ở bảng dựa trên thông số đầu vào là chiều dài đường dây L = 29km; góc đường dây φL =

680; điện kháng đơn vị x = 0,3304 Ω/km), hệ số bù thứ tự không (RE/RL = 0,29; XE/XL= 0,67)

Thông số chỉnh định RLBV Siemens 7SA522 của đường dây 110kV Duy Xuyên – Thăng Bình

Z2 ZAB + 0,6ZBC

Operating Mode Z2: Forward X(Z2), Rectance: 11,5Ω R(Z2), Resistance for Ph-Ph faults: 35Ω RE(Z2), Resistance for Ph-E faults: 50Ω tZ2, Delay for fault: 0,3s

Z3 ZAB + ZBC + 0,6ZCD

Operating Mode Z3: Forward X(Z3), Rectance: 19,53Ω R(Z3), Resistance for Ph-Ph faults: 40Ω RE(Z3), Resistance for Ph-E faults: 55Ω tZ3, Delay for fault: 1,5s

7SA522

LCD = 31km LBC = 10,3km

LAB = 29km

Điện Bàn 19,35km

Lê Kim Hùng Sau đó sử dụng phần mềm giao tiếp RLBV Siemens 7SA522 bằng DIGSI 4 để cài đặt thông số và vẽ được đồ thị đặc tính cho ở hình

Đặc tính của rơle Siemens 7SA522 ở ngăn lộ 171 tại TBA 110kV Duy Xuyên

Tiếp đến, mô phỏng đường dây bằng phần mềm Matlab Simulink nhằm mục đích đánh giá khả năng làm việc của chức năng bảo vệ khoảng cách của RLBV Siemens 7SA522 với 4 khối chức năng chính như ở hình

Đầu tiên, khối đo lường đọc giá trị dòng điện và điện áp pha từ CT, VT thông qua khối Measurement và đưa sang biến đổi Fourier nhằm lọc sóng hài, chỉ lấy thành phần 50Hz Sau đó, các tín hiệu đo lường được đưa vào khối FD để phát hiện sự cố, khối Fault_Type để phân loại dạng sự cố, và khối Impedance calculation để tính toán giá trị điện trở (RCAL) và điện kháng (XCAL) Cuối cùng, khối Trip_logic cho phép RLBV đi cắt hay không nếu thỏa mãn điều kiện làm việc Ví dụ đối với vùng 3:

Sau khi xây dựng hoàn thành mô hình đề xuất, chúng ta có thể phân tích hoạt động của các vùng bảo vệ sử dụng đặc tính tứ giác với sự thay đổi của các tham số sự cố như dạng sự cố, vị trí sự cố từ - 5 km đến 50 km, điện trở sự cố từ 1 đến 40 Ω

Trong trường hợp sự cố AG với RF = 30Ω xảy ra tại vị trí 35km trên đường dây Duy Xuyên - Thăng Bình tương ứng với 120,7% chiều dài đường dây bảo vệ Dạng sóng dòng điện pha A bị sự cố tăng từ 220A lên 900A, điện áp pha A giảm từ 63,5kV xuống 39kV tại thời điểm 0,3s Trong thời gian 20ms đầu tiên sau khi sự cố, quỹ đạo tổng trở đo lường trên rơle bị dao động, đi theo thứ tự từ vùng tải đến Z3, Z2, Z1, rồi vào vùng Z2 tại thời điểm 0,32s Do đó, rơle tác động Z2 = 1 tại thời điểm 0,61s và hiển

Lê Kim Hùng thị vị trí sự 28,38km (do giá trị điện trở sự cố lớn) Sau đó, tín hiệu rơle tác động Z2 = 0 tại thời điểm 0,62s (MC cắt) và điện áp bắt đầu phục hồi

Dạng sóng điện áp, dòng điện, tín hiệu cắt và quỹ đạo tổng trở khi sự cố AG

với RF = 30Ω tại vị trí 35km

Ta có thể phân tích nhiều dạng sự cố và thấy rằng độ chính xác của rơle phụ thuộc vào giá trị RF Nếu giá trị RF lớn có thể làm cho RLBV khoảng cách tác động quá tầm hoặc kém tầm Do đó, RLBV khoảng cách phải được cài đặt thông số chỉnh định chính xác để có thể tính toán đúng vị trí sự cố, giảm thiểu vấn đề tác động sai, đảm bảo tính tin cậy của bảo vệ

Ảnh hưởng của tụ bù dọc

Trên các đường dây truyền tải 500kV người ta thường lắp bộ tụ bù nối tiếp (giảm kháng đường dây, tăng giới hạn truyền tải công suất theo điều kiện ổn định của hệ thống, giảm tổn thất và cải thiện điều kiện phân bố điện áp theo dọc chiều dài đường dây

ở những chế độ tải công suất khác nhau) Giàn tụ bù dọc GE 500kV 30,5Ω - 2000A đã được sử dụng phổ biến ở Việt Nam

Mỗi bộ tụ bù dọc bao gồm ba giàn tụ một

pha Hệ thống các thiết bị bảo vệ tụ bù dọc bao

gồm một thiết bị hấp thu năng lượng (MOV),

Cuộn kháng cản (Damping Reactor), thiết bị

mỏ phóng (Spark Gap) và một máy cắt Bypass

loại SF6 Mỗi tụ bù dọc được kết nối và ngắt

kết nối từ các dao cách ly

Sơ đồ trình bày tổng trở đo lường của rơle

F21 ở đầu A của đường dây trong trường hợp tụ

vận hành và tụ nối tắt và tuỳ thuộc vào các vị trí

đặt tụ khác nhau

MC Bypass

Mỏ phóng

Cuộn kháng cản

MOV

Tụ bù dọcDCL3

Bên cạnh ưu điểm, nhược điểm của lắp bộ tụ là khi tụ bù đưa vào làm việc thì làm cho rơle F21/21N đặt tại A đo lường tổng trở không đúng Giả sử trên đường dây chỉ có

tụ bù tại đầu A và xảy ra sự cố F ngay bên cạnh giàn tụ (nằm hướng thuận của rơle F21) cho ở hình a, rơle F21 đo được dòng điện IA chậm pha hơn điện áp UA một góc 900 , điện áp UC ngược chiều (lệch pha 1800) so với điện áp UA, tổng trở đo lường ZR = -jXC(đường nét đứt ở hình b) cho nên nó không tác động, hiểu nhầm là hướng ngược và nằm ngoài vùng Z1

Phân bố điện áp lúc sự cố bên cạnh tụ bù

B MC1

Lê Kim Hùng Như vậy, tụ bù dọc có chức năng

làm giảm tổng trở đường dây ZL = RL

+ j(XL – XC), dẫn đến khi xảy ra sự cố

trên đường dây thì dòng ngắn mạch sẽ

lớn hơn Do đó hãng GE trang bị hệ

thống máy tính tích hợp chức năng

bảo vệ mất cân bằng, quá dòng bộ tụ,

bảo vệ phóng điện bề mặt, bảo vệ quá

tải và sự cố cho MOV, Mỏ phóng duy

trì,…nhằm tránh cho giàn tụ bù bị hư

hỏng thông qua chu trình kết hợp giữa

MOV, mỏ phóng và MC bypass Tổng trở đo lường khi lắp giàn tụ bù

Trong thực tế vận hành khi dòng điện sự cố tăng lên (2 ÷ 3)IN làm cho thiết bị bảo vệ MOV nối tắt giàn tụ trong thời gian 10ms Tuy nhiên, khả năng tiêu tán năng lượng của MOV cũng bị hạn chế, do đó mỏ phóng GAP phóng điện để giảm tiêu hao năng lượng trong MOV, đảm bảo dòng điện đi qua một cách có kiểm soát Nếu dòng điện sự cố vẫn tiếp tục duy trì (ví dụ GAP phóng điện lớn hơn 3 lần) thì MC tụ sẽ đóng trong thời gian 200ms để cô lập giàn tụ Như vậy, việc mỏ phóng GAP tác động, đóng MC tụ sẽ làm cho tổng trở đường dây trở về giống như đường dây bình thường (ZL = RL + jXL) Cho nên, chúng ta chỉ cần chờ sau thời gian hệ thống bảo vệ giàn tụ bù tác động cô lập tụ thì rơle F21/21N sẽ làm việc đúng nên cần đặt thời gian tZ1 = 0,1 ÷ 0,15s

Ảnh hưởng của tổ nối dây MBA

Khi ngắn mạch sau MBA có tổ nối dây Y/Y thì RLBV làm việc tương tự như ngắn mạch trên đường dây Nếu MBA có tổ nối dây Y/D hoặc D/Y thì dòng sự cố phía cao

HV và phía hạ LV của MBA sẽ khác nhau về trị số và góc pha ở cả hai trường hợp ngắn mạch 1 pha, 2 pha Cho nên RLBV kỹ thuật số cần có thuật toán bù tổ nối dây MBA bằng ma trận bù (được trình bày tại mục 11.4 của Sách chuyên khảo Thầy Hùng) để khắc phục nhược điểm này

Các sơ đồ BVKC kết hợp với kênh liên lạc

+ Sự phát triển công nghệ => các rơ le loại vi xử lý => có khả năng trao đổi và xử

lý thông tin đã được mã hóa thành tín hiệu số qua cổng thông tin tuần tự

+ Rơ le khoảng cách loại vi xử lý được thiết kế để có thể hoạt động kết hợp với kênh truyền tín hiệu số (hình 3-1) Kênh truyền tín hiệu số có thể là kênh liên lạc tần số

cao (PLC- Power Line Carrier), kênh vô tuyến sóng ngắn (vi ba), cáp quang

Hướng thuận X Khi GAP phóng hoặc MC tụ đóng

Hướng ngược

RL + jXL

+ Một số sơ đồ bảo vệ khoảng cách cĩ sự trợ giúp của kênh truyền tin thường dùng hiện nay:

DTT: Sơ đồ truyền tín hiệu cắt trực tiếp (Direct Transfer Tripping);

PTT (POTT, PUTT): Sơ đồ truyền TH cho phép cắt (Permissive Transfer Tripping); DCB: Sơ đồ so sánh hướng cĩ khố (Directional Comparison Blocking);

DCUB: Sơ đồ so sánh hướng giải khố (Directional Comparison Unblocking)

Sơ đồ DTT:

Nguyên tắc tác động của sơ đồ là khi vùng 1 tác động ngồi việc gửi tín hiệu đi cắt máy cắt tại chỗ cũng sẽ gửi một tín hiệu lên kênh liên lạc để đi cắt máy cắt ở đầu xa của đường dây đĩ

(a) ĐẶC TÍNH KHOẢNG CÁCH / THỜI GIAN

Lê Kim Hùng Thời gian loại trừ sự cố tại đầu phát tín hiệu cắt trực tiếp (C1):

- TG vùng 1 khoảng 30ms; T cắt MC SF6 khoảng 40ms; T truyền khoảng 20ms

=> thời gian loại trừ N tại đầu phát tín hiệu khoảng 70ms và tại đầu nhận khoảng 90ms Như vậy việc dùng sơ đồ DTT cho phép giảm thời gian loại trừ sự cố một cách đáng kể

so với thời gian của vùng 2

Nhận xét và đánh giá:

- Sơ đồ DTT là giải pháp đơn giản nhất để tăng tốc độ loại bỏ sự cố trên toàn bộ chiều dài của đường dây được bảo vệ

- Ngoài ra sơ đồ DTT còn có khuyết điểm là có thể xảy ra hiện tượng cắt không mong

muốn do thao tác sai của thiết bị tín hiệu chẳng hạn do kênh truyền bị nhiễu

cắt tại chỗ, do đó sơ đồ này có tên gọi là sơ đồ truyền tín hiệu cho phép cắt PTT (Permissive Transfer Trip)

- Sơ đồ PUTT: Nếu tín hiệu truyền từ đầu kia là nội tuyến (vùng 1) thì tên gọi là sơ

đồ truyền tín hiệu nội tuyến cho phép cắt PUTT (Permissive Underreach Transfer Tripping)

- Sơ đồ POTT: Dùng các phần tử vượt tuyến (vùng 2, vùng 3, phần tử phát hiện sự

cố hoặc phần tử định hướng ) để truyền tín hiệu cho phép cắt và trong trường hợp này

sơ đồ có tên là sơ đồ truyền tín hiệu vượt tuyến cho phép cắt POTT (Permissive Overreach Transfer Tripping)

+ Trên hình (3-3) trình bày sơ đồ khối tổng thể của lơgic cắt liên động dùng tín hiệu cho phép (PTT) dùng chung cho hai kiểu PUTT và POTT Việc chuyển từ sơ đồ này sang sơ

đồ kia được thực hiện bằng khố chuyển mạch K (thực chất là một mạch lật)

(b) SƠ ĐỒ LÔGIC

(a) ĐẶC TÍNH KHOẢNG CÁCH / THỜI GIAN

+ Lưu ý, do thời gian làm việc của hệ thống rơ le ở hai đầu khác nhau nên cĩ thể xảy ra trường hợp khi phần tử ra quyết định cắt tại đầu nhận tín hiệu tác động, thì bộ phận nhận tin đã trở về (do máy cắt đầu kia của đường dây đã cắt và bộ phận phát tín hiệu cho phép đã trở về) nên tại đầu nhận tín hiệu sơ đồ PTT khơng tác động cắt máy cắt

được Để khắc phục tại đầu ra của bộ phận nhận tin cĩ bộ phận tự giữ với thời gian

tự giữ là t n (xem hình 3-3b) nhằm duy trì tín hiệu cho phép cắt cho đến khi phần tử ra

quyết định thao tác tại chỗ chắc chắn đã tác động và đảm bảo máy cắt sẽ cắt ra được (xem hình 3-4)

tC(B2) = tCP(C1) + tTT + tMC(B2) (3)

tC(B2) = tQĐ(B2) + tMC(B2) (4)

trong đĩ:

Lí Kim Hùng tCP - thời gian thao tâc của phần tử khởi phât TH cho phĩp ở đầu phât tín hiệu;

tQĐ - thời gian thao tâc của phần tử quyết định cắt tại đầu nhận TH cho phĩp

CHỨC NĂNG TRUYỀN TÍN HIỆU CHO PHÉP CẮT CỦA 7SA513

Z1: Đo khoảng cách cấp I

Forw.direc.: Xác định hướng

Flt.det.: Phát hiện sự cố

T: Bộ phận phát tín hiệu

R: Bộ phận thu tín hiệu

T1: Thời gian cấp I (thường 0)

Td: Thời gian trễ của tín hiệu phát

Ts: Độ dài của tín hiệu phát

Tr: Độ dài của tín hiệu thu

Sơ đồ truyền tín hiệu vùng 1 mở rộng

• Sơ đồ vùng 1 mở rộng thường dùng để phối hợp BVKC vă thiết bị đóng lặp lại (ARC)

• Bộ phận đo lường vùng 1 của rơ le khoảng câch có hai giâ trị đặt có thể điều khiển được (Z1 vă Z1E)

• Vùng 1 mở rộng được kích hoạt sử dụng tự động đi kỉm với chức năng F79 khi mất tín hiệu kệnh truyền thông tin Sơ đồ năy thường được âp dụng cho đường dđy truyền tải 220kV, 500kV

- Bình thường RZ làm việc theo giá trị đặt Z 1E và khi nhận được tín hiệu từ rơ le ARC

sẽ tự động chuyển về giá trị đặt cơ bản Z 1:

- Khi có một sự cố bất kỳ trong vùng 1 mở rộng, rơ le sẽ cắt máy cắt với tI và khởi động ARC Một tiếp điểm (lệnh) từ ARC sẽ được chuyển giá trị đặt của rơ le khoảng cách trở

về vùng 1 cơ bản để cắt như thông thường nếu đó là ngắn mạch duy trì

=> Ưu, nhược của vùng 1 mở rộng?

+ Ưu: mọi sự cố thoáng qua trên toàn bộ đường dây được bảo vệ đều có thể được cách

ly nhanh

+ Nhược: Vùng 1 mở rộng được chỉnh định lớn hơn chiều dài đường dây được bảo vệ,

vì vậy nó có khuyết điểm là không những cắt các sự cố trên đường dây được bảo vệ mà còn cắt các sự cố xuất hiện ở đoạn đầu của các đường dây liền kề Điều này sẽ gây mất điện thoáng qua cho khách hàng tăng chi phí bảo dưỡng định kỳ của các máy cắt

Lê Kim Hùng

BẢO VỆ SO LỆCH ĐƯỜNG DÂY (87L)

So với F21 và F67, ưu điểm chính của F87L là thời gian cắt ≈ 0s, có thể ứng dụng bảo vệ cho đường dây có nhiều nguồn cung cấp và không phụ thuộc vào cấu tạo và chiều dài của dây dẫn EVN đã ban hành quy định về việc cấu hình hệ thống rơle bảo vệ cho đường dây 500kV, 220kV, 110kV với trang bị mỗi đầu một hệ thống bảo vệ gồm: bảo vệ so lệch dọc đường dây (F87L) thường sử dụng làm bảo vệ chính, còn lại các chức năng như bảo vệ khoảng cách, quá dòng, quá/kém áp và chức năng khác làm bảo

vệ dự phòng Bởi vì chức năng bảo vệ khoảng cách vùng Z2, Z3, Z4, chức năng quá dòng điện không đáp ứng được yêu cầu về thời gian tối đa loại trừ sự cố ≤ 150ms Do

đó, F21 có thể được sử dụng kết hợp với chức năng tự động đóng lặp lại, các sơ đồ cắt liên động (PUTT, POTT, DTT) dùng kênh truyền tin nhằm giảm thời gian cắt sự cố Tuy nhiên, rơle có thể tác động không chính xác do bị ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố đã nói ở phần 21

Đặc điểm của bảo vệ so lệch đường dây là rơle phải được đặt ở hai đầu đường dây truyền tải và chúng cần phải tương đồng về tính năng kỹ thuật Việc liên lạc giữa hai hệ thống này thông qua các thiết bị Teleprotection, ví dụ PCM-30 và 02 lõi cáp quang trong số 12 lõi của đường dây cáp quang OPGW-12 treo trên đường dây truyền tải điện

để nhận và gửi tín hiệu của hai đầu đường dây Trong quá trình làm việc, rơle có chức năng giám sát tín hiệu kênh thông tin Nếu xuất hiện lỗi trong việc kiểm tra dữ liệu truyền đi và nhận về thì rơle sẽ xuất cảnh báo hư hỏng kênh truyền và đồng thời khóa chức năng F87L

Bên cạnh các ưu điểm nổi bật, việc ứng dụng F87L làm phát sinh các vấn đề mà chúng ta cần xét đến như chi phí lắp đặt hệ thống truyền tin giữa các TBA, đòi hỏi nhân viên vận hành cần phải phân biệt rõ điểm tương đồng và sự khác biệt từng đặc tính làm việc và cách cài đặt thông số chỉnh định của từng hãng sản xuất rơle, mối liên hệ giữa các độ dốc khác nhau trong việc hạn chế ảnh hưởng của thời gian đồng bộ dữ liệu dòng điện hai đầu, sai số CT, bão hòa CT, dòng dung đường dây, băng thông kênh truyền bị hạn chế, và lỗi kênh truyền khi xảy ra sự cố ngắn mạch ngoài vùng và trong vùng bảo

dữ liệu truyền/nhận, bộ lọc và thuật toán bảo vệ cho dòng IL và IR Hiện nay, F87L trên lưới điện Việt Nam có hai loại thuật toán phổ biến của các hãng sản xuất rơle KTS nổi tiếng Loại đầu tiên làm việc dựa trên tỷ số dòng so lệch và dòng hãm (IDIFF/IBIAS) sử dụng đặc tính làm việc có 1 độ dốc (Siemens 7SD522), 2 độ dốc (Abb RED670, Schneider P543, GE L90)

a Siemens 7SD522 b Schneider P543

Độ dốc 1 dùng để hạn chế tác động do sai số CT và rơle Độ dốc 2 dùng để cải thiện ổn định rơle ở điều kiện vận hành mang tải lớn hoặc CT bão hoà có thể làm rơle tác động sai Vùng hãm nằm dưới đường đặc tính, vùng cắt nằm phía trên đường đặc tính

Sự cố trong vùng bảo vệ Sự cố ngoài vùng bảo vệ

Lê Kim Hùng Dòng điện so lệch được rơle xác định bởi biểu thức: 𝐼𝐷𝐼𝐹𝐹 = |𝐼∗𝐿 + 𝐼∗𝑅|

Ở điều kiện lý tưởng khi đường dây làm việc bình thường, hoặc sự cố ngoài vùng bảo vệ, IDIFF = 0 Còn khi có sự cố trong vùng bảo vệ IDIFF ≠ 0 Tuy nhiên, thực tế vận hành do CT có từ hóa nên có thể xảy ra trường hợp IDIFF ≠ 0 trong các điều kiện sự cố ngoài vùng bảo vệ do hiện tượng từ hóa CT Do đó, các hãng sản xuất đã sử dụng thêm thành phần dòng điện hãm (IBIAS) làm cơ sở để phân biệt giữa các dòng sự cố và sai số

đo lường của các CT IBIAS được tính theo công thức của hãng sản xuất:

Siemens: IBIAS=|I*L|+|I*R|

Schneider: IBIAS=0.5×(|I*L|+|I*R|)

Abb: IBIAS= max ( |I*L|, |I*R|)

GE: IBIAS2 =|I*L_ADA| + |I*R_ADA| + 2P2

Đối với rơle hãng GE, công thức tính giá trị dòng hãm sử dụng thuật toán dòng điện tại chỗ thích nghi (IL_ADA), dòng điện từ xa thích nghi (IR_ADA) và ngưỡng dòng tác động (P) Có thể xem cụ thể trong sách chuyên khảo “RL KTS BV HTĐ”

Đối với rơ le SEL, làm việc dựa trên tỷ số dòng điện từ xa và dòng điện tại chỗ (IR/IL) tạo nên đặc tính vòng tròn khuyết Thông số chỉnh định đặc tính gồm có vùng hãm có 87LR (bán kính cung tròn), 87LANG (độ mở rộng của đặc tính) Nếu tỷ số dòng vượt ra vùng hãm và dòng so lệch lớn hơn giá trị đặt (87LPP = 1,2ILV.max, 87LGP hoặc 87L2P = 0,1 đối với CT 1A và 0,5 đối với CT 5A, 87LG = 0,5) thì rơle tác động báo sự

Cả hai loại thuật toán có điểm chung là cài đặt độ dốc lớn hay bán kính 87LR lớn thì vùng hãm lớn Tuy nhiên đặc tính vòng tròn khuyết không sử dụng độ lớn sai số dòng điện CT mà sử dụng góc sai số CT để làm cơ sở chọn giá trị 87LANG cho đặc tính

Các yếu tố ảnh hưởng 87L

1- Ảnh hưởng của dòng điện nạp do điện dung đường dây:

Đối với đường dây hạ áp hoặc đường dây ngắn thì lúc vận hành bình thường dòng

so lệch IDIFF = |IL + IR| = 0 Tuy nhiên, đối với đường dây cao áp và siêu cao áp, thành phần điện dung đường dây có ảnh hưởng không nhỏ đến thông số đường dây, nó làm cho dòng hai đầu đường dây lệch nhau một góc φ và dòng so lệch IDIFF = |IL + IR + IC| ≠

0

Vì thế, dòng điện khởi động của rơle bảo vệ so lệch dọc đường dây được tính thêm điều kiện: IDIFF> = (2,5 ÷ 4)IC

Trong đó:

- Dòng dung đường dây: IC = 3,63×10-6×Udm×f×COP×L (7.10)

- COP dung đơn vị [nF/km] Đối với đường dây COP = 8nF/km; cáp COP = 250nF/km Trong hai điều kiện trên, điều kiện nào cho dòng điện khởi động lớn hơn sẽ được chọn làm dòng khởi động tính toán của rơle bảo vệ Xem sách chuyên khảo để xem ví

dụ tính toán cụ thể giá trị chỉnh định rơle bảo vệ so lệch dọc đường dây 110kV của Siemens 7SD522/7SD523/7SD610; SEL411L

2- Vấn đề đồng bộ thời gian bảo vệ hai đầu đường dây:

Mặc dù rơle hai đầu đường dây đã được cài đặt thời gian giống nhau nhưng dòng điện lấy mẫu tại chỗ và dòng điện lấy mẫu từ xa nhận được từ rơle cuối đường dây bảo

vệ vẫn bị lệch pha một góc α do có thời gian trễ của đường dây truyền tín hiệu (TCH) Để giải quyết vấn đề này, rơle sẽ lưu trữ trạng thái mẫu dòng điện tại chỗ IL sau khoảng thời gian trễ TCH mới đem so sánh với mẫu dòng điện từ xa

Tuy nhiên, trong thực tế thời gian trễ của hai kênh truyền là không giống nhau, làm xuất hiện dòng không cân bằng trong rơle khi không có sự cố trong vùng bảo vệ Để giữ

Lê Kim Hùng cho dòng không cân bằng trên rơle ở chế độ bình thường khoảng 2÷ 5%, thì độ lệch thời gian không được vượt ra phạm vi (0,1 ÷ 0,25)ms, yêu cầu này đặt ra để dùng loại, chiều dài cáp quang phù hợp

Hệ thống GPS gồm nhiều vệ tinh (khoảng 30 vệ tinh vào thời điểm năm 2007), các

vệ tinh đều được trang bị các đồng hồ độ chính xác cao với sai số cỡ ± 0.5µs Hiện nay, các hãng rơle sử dụng hệ thống đồng bộ GPS độc lập với đặc tính của phương tiện truyền thông tin để nhận biết thông tin liên tục với thời gian thực Mỗi rơle nhận thông tin đồng bộ từ vệ tinh thông qua máy thu GPS được đặt trong TBA bằng cáp quang và lấy mẫu dòng điện theo thời gian này Nhược điểm cơ bản ở đây do giá thành cao của hệ thống GPS cũng như kênh truyền thông tin

Hệ thống GPS sử dụng cho rơle so lệch dọc đường dây

3- Ảnh hưởng của sai số CT

Độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ (RLBV) phụ thuộc vào sự làm việc chính xác của thiết bị đo lường Các CT ngăn lộ được lựa chọn dựa trên thông số kỹ thuật cơ bản của hãng sản xuất ghi trên nhãn, ví dụ như hình Ngoài ra, CT còn có tài liệu kỹ thuật về thông số đặc tính bão hòa V-A của từng cuộn dây đi kèm để đơn vị quản lý vận hành thí nghiệm định kỳ trong suốt thời gian làm việc của thiết bị Hầu hết các CT được thiết kế làm việc ở điều kiện mang tải bình thường, điểm làm việc nằm thấp hơn điểm gãy của đặc tính V-A

Nếu sự cố có sự tham gia của thành phần DC trong dòng điện nhất thứ càng lớn thì

sẽ làm tăng nhanh quá trình bão hòa Khi CT bão hòa, điểm làm việc nằm trên đường cong phi tuyến của đặc tính (cao hơn điểm gãy), làm cho dòng điện thứ cấp bị méo dạng

và có sai số lớn

Thông số CT Merlin Gerin

Trong thực tế vận hành, khi phân tích và đọc bản ghi sự cố từ RLBV thì câu hỏi đặt ra là giá trị dòng nhất thứ chính xác bằng bao nhiêu thì CT bị bão hòa Vấn đề này, cho đến nay vẫn chưa được các chuyên gia thí nghiệm giải đáp thỏa đáng, có thể tham khảo thử nghiệm (với thiết bị Mêgôm Kyoritsu 3121, Máy đo V-A EZCT-2000, Máy đo

1 chiều OM16, và máy thử cao thế AID70) và mô phỏng thực tế trên bài báo đã công bố của Lê Kim Hùng-Vũ Phan Huấn trên Tạp chí KHCN Đại học Thái Nguyên

Tính chọn thông số chỉnh định role

Điều kiện chọn nói chung là BV không được tác động khi ngắn mạch ngoài Cụ thể để tính thông số chỉnh định phụ thuộc vào tài liệu kỹ thuật các hang Sau đây giới thiệu cách tính thông số chỉnh định của và loại phổ biến tại VN:

Ví dụ tính chọn giá trị chỉnh định rơle cho đường dây 220kV Buôn Kuôp – Buôn Tua Srah, tần số fN = 50 Hz, có chiều dài đường dây L = 46,12 km dựa trên thông số đường dây cụ thể như sau:

Tổng trở thứ tự không: Z0L = 40,73∠81,20Ω

Tổng trở thứ tự thuận: Z1L = 11,81∠790Ω

Điện dung thứ tự thuận: C1 = 0,016μF/km

Dòng điện dung thứ tự thuận: IC1 = 3,63×10-6×UN×fN×C1×L/CTR

IC1 = 3,63×10-6×(220000/√3)×50×0,016×46,12/200 = 0,1474A

Giả sử ta có các thông số khác liên quan đến sai số thiết bị bao gồm:

Dòng điện mang tải lớn nhất: ILVMAX = 200A

Dòng sự cố lớn nhất: IF_MAX = 4000A

Lê Kim Hùng

Tỷ số biến dòng: CTR = 200/1A

Sai số CT lúc làm việc bình thường: eCTn = 3%

Sai số CT khi sự cố: eCTs = 15%

Sai số rơle bảo vệ: eRL = 2%

Sai số góc của dạng sóng dòng điện gây ra bởi thời gian trễ kênh truyền Δt = 0,2ms:

2 3,6

0,0623360

Dòng so lệch cấp 2: IDIFF>> ≥ 1,2ILoad_Max/CTR = 1,2IN

Khi hệ thống làm việc bình thường ILV = 1IN:

Độ lệch dòng hãm: ΔIBIAS = IDIFF> + eCT_L×|IL| + eCT_R×|IR| + ΔISYNC

ΔIBIAS = 0,3685 + 3%×1 + 3%×1 + 0,0623 = 0,4908A

Độ lệch dòng so lệch: ΔIDIFF = IC + ΔISYNC = 0,2079A

Khi hệ thống có sự cố ngoài vùng với IF = 20IN:

Độ lệch dòng hãm: ΔIBIAS = 0,3685 + 15%×20 + 15%×20 + 0,0623 = 1,6308A

Độ lệch dòng so lệch: ΔIDIFF = IDIFF> + 0,25×ΔIBIAS

ΔIDIFF = 0,3685 + 0,25×1,6308 = 0,7762A

Do vậy, nhà sản xuất đã đưa ra độ dốc đặc tính Slope = 0,45 dùng để đảm bảo rơle làm việc ổn định với sai số CT, cho nên ta có điểm gãy IBIAS_CAL = IDIFF>/Slope Rơle 7SD522 tác động nếu thoả mãn điều kiện:

IBIAS ≤ IBIAS_CAL và IDIFF > IDIFF> (7.24)

IBIAS > IBIAS_CAL và IDIFF > (IBIAS - IBIAS_CAL)×Slope + IDIFF> (7.25)