Luận văn Thiết kế trạm biến áp khu vực 110 kv/ 22 kv Bắc Bình Chánh

 MỤC LỤC

 LỜI MỞ ĐẦU Trang 1

 TỔNG QUAN TRẠM BIẾN ÁP 2

 I -Khái quát và phân loại trạm 2

 II -Kết cấu của trạm biến áp . 2

 III -Yêu cầu khi thiết kế . 2

 IV -Nhiệm vụ thiết kế .3

 V -Trình tự thiết kế 4

 Chương 1:NHU CẦU PHỤ TẢI CÂN BẰNG CÔNG

 SUẤT và ĐỒ THỊ PHỤ TẢI 5

 I -Giới thiệu chung .5

 II -Nhu cầu phụ tải .5

 III -Cân bằng công suất 6

 IV -Đồ thị phụ tải .7

 V -Đồ thị phụ tải và cân bằng công suất .8

 Chương 2:LỰA CHỌN VỊ TRÍ VÀ MÔ HÌNH XÂY

 DỰNG TRẠM BIẾN ÁP BẮC BÌNH CHÁNH .13

 I -Vị trí địa lý .13

 II -Vị trí đặt trạm 13

 III -Mô hình xây dựng trạm 110KV/22KV Bắc Bình Chánh .14

 Chương 3:CHỌN PHƯƠNG ÁN THIẾT KẾ VÀ

 SƠ ĐỒ CẤU TRÚC CHO TBA .15

 I -Khái niệm .15

 III -Chọn phương án thiết kế-Sơ đồ

 cấu trúc TBA 110KV/22KV1 17

 Chương 4:CHỌN SƠ ĐỒ NỐI ĐIỆN . 22

 I -Khái niệm .22

 Chương 5:TÍNH TOÁN CHỌN MÁY BIẾN ÁP 30

 I -Khái niệm 30

 II -Chọn MBA cho trạm 110KV/22KV Bắc Bình Chánh .31

 III -Chọn MBA tự dùng 22KV/0,4KV cho trạm .35

 

doc82 trang | Chia sẻ: NguyễnHương | Ngày: 17/07/2017 | Lượt xem: 513 | Lượt tải: 5download
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Luận văn Thiết kế trạm biến áp khu vực 110 kv/ 22 kv Bắc Bình Chánh, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
%) n:Số năm quy đổi(Số năm vận hành mà ta xét) Với giá trị 1USD=15700 VNĐ tại thời điểm tháng 12/2004. III-Tính toán kinh tế cho từng phương án: Để đơn giản cho việc tính toán,ta thường xét đến máy biến áp,máy cắt,dao cach ly,dao nối đất,còn các phần giống nhau hoặc vốn đầu tư nhỏ như dây dẫn,BI,BU,.thì có thể bỏ qua. +Các dữ liệu và giả thiết ban đầu: -Năm đầu tiên thực hiện dự án(2004). -Năm đưa vào sử dụng(2006). -Tuổi thọ máy biến áp:30 năm. -Thuế giá trị gia tăng:10%. -Lãi suất vay vốn ngoại tệ:6,9%/năm. 1-Phương án 1: Bảng thống kê vốn đầu tư phương án 1. Ta có (Bảng 9-1) Tên thiết bị Thành tiền (USD) Giai đoạn 1 (2006-2011) Giai đoạn 2 (2012-2018) Máy biến áp 110KV/22KV-63MVA 2900.000 900.000 Máy cắt SF6-110KV 528000 228000 Máy cắt hợp bộ SF6 tổng và phân đoạn 22 KV 335000 235000 Máy cắt hợp bộ ra phụ tải 22KV 625000 Dao cách ly 110KV-3 pha-2 tiếp địa 410533 210533 Dao cách ly 110KV-3 pha-1 tiếp địa 48821 18821 Tổng 2247416 1045887 -Vốn đầu tư: Giai đoạn 1(2006-2011): Đầu năm 2006 lắp 2 máy biến áp 63MVA và các thiết bị phân phối. Vốn đầu tư giai đoạn 1. V1=KBVB +VTBPP=1,51800000 +447416=3147416(USD) Trong đó :KB=1,5 Giai đoạn 2(2012-2018): Đầu năm 2012 lắp thêm 1 máy biến áp 63MVA và các thiết bị phân phối. Vốn đầu tư giai đoạn 2. V2=KBVB +VTBPP=900000 +155887=1055887(USD) Trong đó :KB=1,5 Quy đổi vốn đầu tư ở giai đoạn này về năm 2006: V2qđ ===707540,35(USD) èTổng vốn đầu tư của phương án 1 đã quy đổi về năm 2006: VPA1=V1+V2qđ=3147416+707540,35=3854956,35(USD) Phí tổn vận hành hàng năm của trạm: Bảng tổng kết tổn thất điện năng giai đoạn 1 của phương án 1: Tổn thất điện năng(MWh)trong các năm ở giai đoạn 1-phương án 1 Năm 2006 2007 2008 2009 2010 2011 DANăm 842,16 879,65 934,4 1000,1 1084,05 1215,45 Bảng tổng kết tổn thất điện năng giai đoạn 2 của phương án 1: Tổn thất điện năng(MWh)trong các năm ở giai đoạn 2-phương án 1 Năm 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 DANăm 1478,95 1602,35 1759,3 1963,7 2233,8 2580,55 3033,15 Giai đoạn 1(2006-2011):Tổn thất do 2 máy biến áp 63MVA gây ra. Tổn thất trong năm 2006: PB2006=A2006=0,05842,16=42108(USD) Ta làm tương tự với năm 2007-2011: PB2007 =43982,5(USD) PB2010 =54202,5(USD) PB2008 =46720 (USD) PB2011 =60772,5(USD) PB2009 =50005 (USD) Tổn thất điện năng trong cả giai đoạn 1 qui về năm 2006: PB1= PB2006+++++ PB1=42108+++++ PB1=250107,44(USD) Giai đoạn 2(2012-2018):Tổn thất do 3 máy biến áp 63MVA gây ra. Tổn thất trong năm 2012: PB2012=A2012=0,051478,95=73947,5(USD) Ta làm tương tự với năm 2013-2018: PB2013 =80117,5(USD) PB2016 =111690 (USD) PB2014 =87965 (USD) PB2017 =129027,5(USD) PB2015 =98185 (USD) PB2018 =151657,5(USD) Tổn thất điện năng trong cả giai đoạn 2 qui về năm 2006: PB2=++++++ PB2=++++ ++ PB2=392593,36(USD) èTổng phí tổn thất điện năng của trạm,vận hành từ năm 2006-2018. (Đã quy đổi về năm 2006): PB=PB1 + PB2 =250107,44 +392593,36 =642700,8(USD) Chi phí để bảo quản thiết bị,khấu hao vốn đầu tư và sửa chữa: +Giai đoạn 1(2006-2011): Công trình khởi công xay dựng và hoàn thành vào năm 2006 nên ta bắt đầu tính khấu hao trong các năm :(2007-2011). Hệ số khấu hao hằng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: a%=9,4% Tổng khấu hao hàng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: (Quy về năm 2006). a%==++++ = ++++=38,63% Tiền khấu hao trong giai đoạn 1: Pkh1===1215846,8(USD) +Giai đoạn 2(2012-2018):Lúc này ta lắp thêm 1 máy biến áp 63MVA vào đầu năm 2012,nên ta tính khấu hao trong các năm 2012à2018 là: Hệ số khấu hao hằng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: a%=9,4% Tổng khấu hao hàng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: (Quy về năm 2006). a%==9,4++++ + + = 9,4++++++=54,33% Tiền khấu hao trong giai đoạn 1: Pkh2===573663,41(USD) Quy đổi tiền khấu hao của giai đoạn 2 về năm 2006: Pkh2qđ===384406,67(USD) èTổng số tiền(USD) khấu hao hàng năm của trạm,vận hành từ năm 2006 đến 2018 quy đổi về năm 2006: =Pkh1 +Pkh2qđ =1215846,8 +384406,67 =1600253,47(USD) Vậy:Tổng chi phí vận hành của trạm từ 2006 đến năm 2018 (Đã quy về năm 2006): P =PB+= 642700,8 +1600253,47=2242954,27(USD) Giá trị còn lại của máy biến áp: +Giai đoạn 1(2006-2011):Trong năm 2006 lắp 2 máy công suất 2 63MVA,trị giá 2900000(USD)vận hành đến cuối năm 2018. -Tuổi thọ của máy biến áp :30 năm. -Thời gian vận hành là 12 năm. -Giả thiết giá trị bị mất đi của 2 máy trong mỗi năm là như nhau. Ta có: A0= =60.000(USD) +Giá trị mất đi của 3 máy biến áp này (quy về năm 2006): Amấtđi =A2007+ A2008+ A2009+ A2010+ A2011+ A2012+ A2013 +A2014 + A2015 + A2016 + A2017 + A2018 =A0 12 =60.000 12=720.000(USD) èGiá trị còn lại của 2 máy biến áp này(đã quy về năm 2006): ACònlại = A(MBA) -AgiátrịMBAmất đi = -720000 =1.080.000(USD) +Giai đoạn 2(2012-2018):Đầu năm 2012 lắp thêm 1 máy có công suất 63MVA,trị giá 900000(USD)vận hành đến cuối năm 2018. -Tuổi thọ của máy biến áp :30 năm. -Thời gian vận hành là 6 năm. -Giả thiết giá trị bị mất đi của 2 máy trong mỗi năm là như nhau. Ta có: A0= =30.000(USD). +Giá trị mất đi của 1 máy biến áp này (quy về năm 2006): Amấtđi = A2012+ A2013+A2014 + A2015 + A2016 + A2017 + A2018 =A0 6 =30.000 6=180.000(USD) èGiá trị còn lại của 1 máy biến áp này(đã quy về năm 2006): ACònlại = A(MBA) -AgiátrịMBAmất đi= -180000 =720.000(USD) èGiá trị còn lại của máy biến áp này(quy về năm 2006): Acònlạiqđ ===482465,5(USD) èGiá trị còn lại của 3 máy biến áp trong phương án 1 (đã quy về năm 2006): ACònlạiPA1 = Acònlai2MBA+ Acònlạiqđ1MBA =1.080.000 +482465,5=1562465,5(USD) Như vậy:Giá trị(Chi phí)hiện tại của phương án 1 là: PWPA1 = V+ PPA1-ACònlại(MBA)PA1 =3854956,35+2242954,27-1562465,5=4.535445,12 (USD) Bảng tổng kết phương án 1 Ta có (Bảng 9-1-1) Giá trị quy định USD Vốn đầu tư 3854956,35 Phí tổn vận hành hàng năm 2242954,27 Phí còn lại của máy biến áp 1562465,5 PW 4.535445,12 1-Phương án 2: Bảng thống kê vốn đầu tư phương án 2. Ta có (Bảng 9-2) Tên thiết bị Thành tiền (USD) Giai đoạn 1 (2006-2011) Giai đoạn 2 (2012-2018) Máy biến áp 110KV/22KV-40MVA 3600.000 600.000 Máy cắt SF6-110KV 728000 228000 Máy cắt hợp bộ SF6 tổng và phân đoạn 22 KV 535000 235000 Máy cắt hợp bộ ra phụ tải 22KV 625000 Dao cách ly 110KV-3 pha-2 tiếp địa 610533 210533 Dao cách ly 110KV-3 pha-1 tiếp địa 58821 18821 Tổng 3298303 755887 -Vốn đầu tư: Giai đoạn 1(2006-2011): Đầu năm 2006 lắp 2 máy biến áp 63MVA và các thiết bị phân phối. Vốn đầu tư giai đoạn 1: V1=KBVB +VTBPP=1,51800000 +3298303=5998303(USD) Trong đó :KB=1,5 Giai đoạn 2(2012-2018): Đầu năm 2012 lắp thêm 1 máy biến áp 63MVA và các thiết bị phân phối. Vốn đầu tư giai đoạn 2. V2=KBVB +VTBPP=600000 +755887=1355887(USD) Trong đó :KB=1,5 Quy đổi vốn đầu tư ở giai đoạn này về năm 2006: V2qđ ===908567,64(USD) èTổng vốn đầu tư của phương án 1 đã quy đổi về năm 2006: VPA2=V1+V2qđ=5998303+908567,64=6.906870,64(USD) Phí tổn vận hành hàng năm của trạm: Bảng tổng kết tổn thất điện năng giai đoạn 1 của phương án 2: Tổn thất điện năng(MWh)trong các năm ở giai đoạn 1-phương án 2 Năm 2006 2007 2008 2009 2010 2011 DANăm 1142,45 1210,27 1295,75 1410,45 1557,38 1786,03 Bảng tổng kết tổn thất điện năng giai đoạn 2 của phương án 2: Tổn thất điện năng(MWh)trong các năm ở giai đoạn 2-phương án 1 Năm 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 DANăm 2026,39 2252,05 2558,65 2960,15 3478,45 4153,7 5029,7 Giai đoạn 1(2006-2011):Tổn thất do 2 máy biến áp 63MVA gây ra. Tổn thất trong năm 2006: PB2006=A2006=0,051142,45=57122,5(USD) Ta làm tương tự với năm 2007-2011: PB2007 =60513,5(USD) PB2010 =77869 (USD) PB2008 =64787,5 (USD) PB2011 =89301,5(USD) PB2009 =70522,5 (USD) Tổn thất điện năng trong cả giai đoạn 1 qui về năm 2006: PB1= PB2006+++++ PB1=57122,5++++ + PB1=351750,57(USD) Giai đoạn 2(2012-2018):Tổn thất do 3 máy biến áp 63MVA gây ra. Tổn thất trong năm 2012: PB2012=A2012=0,051478,95=101319,5 (USD) Ta làm tương tự với năm 2013-2018: PB2013 = 112602,5 (USD) PB2016 =173922,5 (USD) PB2014 =127932,5 (USD) PB2017 =207685 (USD) PB2015 =148007,5 (USD) PB2018 =251485 (USD) Tổn thất điện năng trong cả giai đoạn 2 qui về năm 2006: PB2=++++++ PB2=++++ ++ PB2=596536,39(USD) èTổng phí tổn thất điện năng của trạm,vận hành từ năm 2006-2018 (Đã quy đổi về năm 2006): PB=PB1 + PB2 =351750,57+596536,39=948286,96(USD) Chi phí để bảo quản thiết bị,khấu hao vốn đầu tư và sửa chữa: +Giai đoạn 1(2006-2011): Công trình khởi công xay dựng và hoàn thành vào năm 2006 nên ta bắt đầu tính khấu hao trong các năm :(2007-2011). Hệ số khấu hao hằng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: a%=9,4% Tổng khấu hao hàng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: (Quy về năm 2006). a%==++ ++ = ++++=38,63% Tiền khấu hao trong giai đoạn 1: Pkh1===2317144,45 (USD) +Giai đoạn 2(2012-2018):Lúc này ta lắp thêm 1 máy biến áp 63MVA vào đầu năm 2012,nên ta tính khấu hao trong các năm 2012à2018 là: Hệ số khấu hao hằng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: a%=9,4% Tổng khấu hao hàng năm của thiết bị điện và thiết bị phân phối: (Quy về năm 2006). a%==9,4++++ + + = 9,4++++++ =54,33% Tiền khấu hao trong giai đoạn 1: Pkh2===736653,41(USD) Quy đổi tiền khấu hao của giai đoạn 2 về năm 2006: Pkh2qđ===493624,8(USD) èTổng số tiền(USD) khấu hao hàng năm của trạm,vận hành từ năm 2006 đến 2018 quy đổi về năm 2006: =Pkh1 +Pkh2qđ =2317144,45 +493624,8=2810769,25(USD) Vậy:Tổng chi phí vận hành của trạm từ 2006 đến năm 2018. (Đã quy về năm 2006): P =PB+= 948286,96+2810769,25=3759056,21(USD) Giá trị còn lại của máy biến áp: +Giai đoạn 1(2006-2011):Trong năm 2006 lắp 3 máy công suất 3 40MVA,trị giá 3600000(USD)vận hành đến cuối năm 2018. -Tuổi thọ của máy biến áp :30 năm. -Thời gian vận hành là 12 năm. -Giả thiết giá trị bị mất đi của 2 máy trong mỗi năm là như nhau. Ta có: A0= =60.000(USD) +Giá trị mất đi của 3 máy biến áp này (quy về năm 2006): Amấtđi =A2007+ A2008+ A2009+ A2010+ A2011+ A2012+ A2013 +A2014 + A2015 + A2016 + A2017 + A2018 =A0 12 =60.000 12=720.000(USD) èGiá trị còn lại của 2 máy biến áp này(đã quy về năm 2006): ACònlại = A(MBA) -AgiátrịMBAmất đi = -720000 =1.080.000(USD) +Giai đoạn 2(2012-2018):Đầu năm 2012 lắp thêm 1 máy có công suất 40MVA,trị giá 600000(USD)vận hành đến cuối năm 2018. -Tuổi thọ của máy biến áp :30 năm. -Thời gian vận hành là 6 năm. -Giả thiết giá trị bị mất đi của 1 máy trong mỗi năm là như nhau. Ta có:A0= =20.000(USD) +Giá trị mất đi của 1 máy biến áp này (quy về năm 2006): Amấtđi = A2012+ A2013+A2014 + A2015 + A2016 + A2017 + A2018 =A0 6 =20.000 6=120.000(USD) èGiá trị còn lại của 1 máy biến áp này(đã quy về năm 2006): ACònlại = A(MBA) -AgiátrịMBAmất đi = -120000 =480.000(USD) èGiá trị còn lại của máy biến áp này(quy về năm 2006): Acònlạiqđ ===321643,67(USD) èGiá trị còn lại của 4 máy biến áp trong phương án 2 (đã quy về năm 2006): ACònlạiMBAPA2 = Acònlai2MBA+ Acònlạiqđ1MBA =1.080000 +321643,67=1401643,67(USD) Như vậy:Giá trị(Chi phí)hiện tại của phương án 2 là: PWPA1 = V+ PPA2-ACònlại(MBA)PA =6.906870,64+3759056,21-1401643,67=9264283,18 (USD) Bảng tổng kết phương án 2 Ta có (Bảng 9-2-2) Giá trị quy định USD Vốn đầu tư 6.906870,64 Phí tổn vận hành hàng năm 3759056,21 Phí còn lại của máy biến áp 1401643,67 PW 9264283,18 Bảng so sánh giữa 2 phương án: Ta có (Bảng 9-3) USD Phương án 1 Phương án 1 Vốn đầu tư 3854956,35 6.906870,64 Phí tổn vận hành hàng năm 2242954,27 3.759056,21 Phí còn lại của máy biến áp 1562465,5 1401643,67 PW 4.535445,12 9.264283,18 IV-Đánh giá kinh tế kỹ thuật: 1-Phương án 1: + Ưu điểm:Độ tin cậy cung cấp điện cao. -Dễ dàng trong thi công lắp đặt,không bị gián đoạn trong lúc thi công trong giai đoạn 2,vì chỉ lắp thêm 1 máy 63MVA vẫn hoạt động bình thường lúc lắp đặt thêm 1 máy 63MVA. -Các thiết bị và khí cụ giống nhau nên dễ dàng thay thế khi bị sự cố 1 máy biến áp. -Vốn đầu tư nhỏ hơn phương án 2. + Khuyết điểm:Chi phí mua máy biến áp lớn. 2-Phương án 2: + Ưu điểm:Độ tin cậy cung cấp điện cao. -Dễ dàng trong thi công lắp đặt,không bị gián đoạn trong lúc thi công trong giai đoạn 2,vì chỉ lắp thêm 1 máy 40 MVA vẫn hoạt động bình thường lúc lắp đặ thêm 1 máy 40 MVA. -Các thiết bị và khí cụ giống nhau nên dễ dàng thay thế khi bị sự cố 1 MBA. -Giá mua máy biến áp nhỏ. + Khuyết điểm:Chi phí vận hành lớn. -Tổn thất công suất lớn. -Khí cụ nhiều,kích thước trạm lớnèKhó khăn trong quản lý.. -Tổng chi phí hiện tại(PW) lớn hơn phương án 1. -Phí còn lại của máy biến áp nhỏ. Đánh giá và kết luận: Căn cứ vào bảng tổng kết trên ta thấy PW2>PW1,Vốn đầu tư phương án 2 lớn hơn phương án 1, Phí tổn vận hành hàng năm phương án 2 lớn hơn phương án 1, Phí còn lại của máy biến áp phương án 2 lớn hơn phương án 1. Để dễ dàng vận hành và sửa chữa,để cho trạm được gọn gàng,và nhất là dễ phát triển trong tương lai có thể đáp ứng được mục đích của yêu cầu đề bài đặt ra.Nên ta dễ dàng chọn phương án 1 để ta thi công-lắp đặt. Vậy:Ta chọn phương án 1 để thi công cho trạm 110KV/22KV-Bắc Bình Chánh. Đây là phương án tối ưu nhất trong 2 phương án. Chương 10: THIẾT KẾ HỆ THỐNG TỰ ĐỘNG BẢO VỆ và BẢO VỆ RƠLE CHO TRẠM –¬— I-Hệ thống tự động bảo vệ trạm biến áp . 1-Nhiệm vụ của bảo vệ Rơle trong hệ thống điện. -Hệ thống điện bao gồm trạm biến áp,nhà máy điện cùng với nhiều hệ thống truyền tải,phân phối khác nhau.Các yếu tố này liên hệ với nhau rất chặt chẽ.Nếu trong quá trình vận hành,vì một lý do nào đó mà trong hệ thống điện xuất hiện tình trạng làm việc không bình thường hay xảy ra sự cố như:quá điện áp do sét đánh, quá dòng điện do xảy ra sự cố ngắn mạch,tần số dòng điện giảm thấp do quá tảithì sẽ mất điện cục bộ hay làm giảm tuổi thọ của máy móc,thậm chí có ảnh hưởng dây truyền làm mất điện cả khu vực lớn. -Chính vì lý do đó,người ta đưa vào hệ thống điện các thiết bị bảo vệ Rơle để giám sát sự làm việc của tất cả các thiết bị,ghi nhận mọi tín hiệu bất thường,báo động hoặc nhanh chóng loại trừ sự cố nhằm cô lập các phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống điện để khôi phục,sửa chữa,đồng thời đảm bảo cho các phần tử còn lại vận hành bình thường. -Để thực hiện tốt các yêu cầu trên,thiết bị bảo vệ Rơle phải đạt được 4 yếu tố: a-Tính chọn lọc:Chỉ cắt phần tử hư hỏng khi ngắn mạch.Tính chọn lọc là yêu cầu cơ bản nhất để đảm bảo cung cấp điện cho phụ tải điện.Nếu hệ thống bảo vệ Rơle tác động chọn lọc,sự cố có thể lan rộng. b-Tác động nhanh:Tính tác động nhanh là yêu cầu quan trọng khi có ngắn mạch bên trong thiết bị.Bảo vệ tác động càng nhanh thì: +Đảm bảo độ ổn định làm việc song song của các máy phát trong hệ thống. +Làm giảm sự ảnh hưởng của điện áp thấp lên các phụ tải điện. +Giảm tác hại của dòng ngắn mạch đối với các thiết bị. +Giảm xác suất dẫn đến hư hỏng nặng hơn. +Nâng cao hiệu quả của thiết bị tự đóng lại(TĐL). Thời gian cắt hư hỏng t bao gồm thời gian tác động của bảo vệ tBV và thời gian cắt máy cắt tMC :t= tBV + tMC Việc chế tạo Rơle bảo vệ tác động vừa chọn lọc vừa nhanh là vấn đề khó khăn,các bảo vệ này phức tạp và đắt tiền.Để đơn giản có thể thực hiện cắt nhanh ngắn mạch không chọn lọc,sau đó dùng thiết bị TĐL phần bị cắt không chọn lọc. c-Độ nhạy: Độ nhạy của thiết bị bảo vệ Rơle phản ánh khả năng phản ứng của nó với mọi mức độ sự cố.Độ nhạy của thiết bị bảo vệ được đánh giá bằng hệ số nhạy Knh. Với INmin:Giá trị của dòng ngắn mạch nhỏ nhất. Ikđbv : Giá trị của dòng nhỏ nhất mà bảo vệ có thể tác động. d-Độ tin cậy: Khi xảy ra sự cố,thiết bị bảo vệ Rơle phải làm việc chắc chắn,nó không được tác động trước hoặc sau trị số đã chỉnh định hoặc không tác động .Tác động chắc chắn khi ngắn mạch xảy ra trong vùng được bảo vệ và không được tác động sai đối với chế độ mà không được giao nhiệm vụ bảo vệ.Đây là một yêu cầu quan trọng. 2-Giới thiệu một số loại bảo vệ Rơle thường dùng trong trạm biến áp: a-Bảo vệ quá dòng điện: Bảo vệ quá dòng điện là loại bảo vệ tác động khi dòng điện đi qua chỗ đặt thiết bị bảo vệ tăng quá giá định mức. Có 2 loại chính:Bảo vệ dòng điện cực đại và bảo vệ cắt nhanh .Điểm khác nhau cơ bản giữa 2 loại này là: Yêu cầu tác động chọn lọc:Đối với bảo vệ dòng điện cực đại ,để tác động chọn lọc người ta chọn cho nó khoảng thời gian trì hoãn thích hợp .Đối với bảo vệ dòng điện cắt nhanh thì ta chọn dòng khởi động thích hợp. Bảo vệ dòng điện cực đại thì có thể có vùng dự trữ,còn bảo vệ cắt nhanh thì không có vùng dự trữ. Bảo vệ dòng điện cắt nhanh (50): So với bảo vệ cực đại thì bảo vệ dòng điện cắt nhanh thường làm việc tức thời hoặc với thời gian bé và không có vùng dự trữ.Khi ngắn mạch trong vùng bảo vệ và dòng điện ngắn mạch lớn hơn dòng điện khởi động thì bảo vệ sẽ tác động . Dòng khởi động của bảo vệ dòng điện cắt nhanh được chọn: Ikđ-50=Kat I(3)Nmax(ngoài vùng bảo vê) Trong đó INmax:dòng ngắn mạch 3 pha cực đại ngoài vùng bảo vệ. Bảo vệ dòng điện cực đại(51): Theo nguyên tắc động ,dòng điện khởi động của bảo vệ phải lớn hơn dòng phụ tải qua chỗ đặt bảo vệ.Tuy nhiên trong thực tế việc chọn dòng khởi động còn phụ thuộc nhiều yếu tố khác.Dòng điện khởi động của bảo vệ được xác định như sau: Trong một số sơ đồ,dòng điện IT ở cuộn thứ cấp của BI khác với dòng điện IR chạy vào bảo vệ,khi đó: Với: Kmm:Hệ số mở máy,hệ số này phụ thuộc vào động cơ,vị trí tương đối giữa chỗ đặt bảo vệ và động cơ.. Kat :Hệ số dự trữ kể đến sai số sự tác động không chính xác của Rơle.Thông thường Kat=1,1à1,2 Ktv :Hệ số trở về của Rơle(Ktv<1).Đối với Rơle số Ktv=0,9 Ksđ :Hệ số sơ đồ nếu kể đến ảnh hưởng của sơ đồ nối máy biến dòng điện với Rơle. - :Hệ số biến đổi của biến dòng điện. b-Bảo vệ quá dòng chạm đất(64): Mạng điện có trung tính nối đất trực tiếp(VD:mạng 22KV,15KV,10KV)có dòng chạm đất lớn.Bảo vệ phản ứng theo dòng và áp thứ tự không thường được dùng để chống ngắn mạch chạm đất(N1;N1,1)sở dĩ như vậy là vì những dạng ngắn mạch này thường xảy ra,bảo vệ thứ tự không thực hiện đơn giản hơn và có nhiều ưu điểm so với bảo vệ phản ứng theo dòng toàn phần .Thức chất,bảo vệ thứ tự không là sự kết hợp của các loại bảo vệ như:bảo vệ dòng điện cực đại,bảo vệ cắt nhanhVới các bộ lọc U0;I0. c-Bảo vệ cắt nhanh thứ tự không(50N). Bảo vệ loại này có nhiệm vụ cắt nhanh ngắn mạch chạm đất trong mạng trung tính trực tiếp nối đất.Đối với bảo vệ cắt nhanh thứ tự không không có hướng ,dòng khởi động được xác định bởi công thức: Ikđ-50N=Kat3I0max d-Bảo vệ dòng điện cực đại thứ tự không(51N): Dòng khởi động của bảo vệ dòng cực đại thứ tự không được chọn theo2 điều kiện sau: Ikđ < 3I0min Ikđ = KatIkcbmax Với : - Kat =1,2à1,3 -Ikcb :Dòng điện không cân bằng,có thể xác định bởi: Ikcb =Kđnfi I(3)N Với : Kđn:Hệ số đồng nhất lấy từ 0à1,tuỳ thuộc vào độ đồng nhất các đặc tuyến và phụ tải biến dòng. Fi :Sai số của BI. I(3)N:Giá trị lớn nhất của dòng ngắn mạch 3 pha khi hư hỏng xảy ra ở đầu đoạn tiếp sau. Độ nhạy của bảo vệ được đặc trưng bằng hệ số nhạy: Với: -I0min:Dòng thứ tự không nhỏ nhất khi ngắn mạch một pha và hai pha chạm đất ở cuối đoạn tiếp sau.Yêu cầu :Knh 1,5 e-Bảo vệ so lệch(87): Nếu tất cả thứ cấp của máy biến dòng các nhánh của đối tượng bảo vệ được phép song song với nhau và nối với một Rơle dòng điện,thì sẽ không có dòng ngắn mạch chạy trong Rơle,trừ khi có dòng ngắn mạch bên trong đối tượng được bảo vệ .Bảo vệ dựa trên nguyên tắc này gọi là bảo vê so lệch dọc,bảo vệ này có tính chọn lọc,cho phép cắt sự cố của phần tử được bảo vệ nhanh chóng và chính xác .Bảo vệ so lệch dọc thường được dùng làm bảo vệ cho máy biến áp,động cơ,máy phát điện.. Dòng khởi động của bảo vệ so lệch được xác định: Ikđ KatIkcbttmax Trong đó: Ikcbttmax:Dòng không cân bằng tính toán cực đại khi ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ: Ikcbttmax=fimaxKđnKkckINmngoài max Với : fimax :Sai số cực đại cho phép của BI trong tình trạng ổn định. Kđn :Hệ số đồng nhất của BI. Kkck :Hệ số kể đến ảnh hưởng của thành phần không chu kỳ của dòng ngắn mạch. INmngoài max :Thành phần chu kỳ của dòng ngắn mạch lớn nhất. Độ nhạy của bảo vệ phải thoả: 2 3-Bảo vệ Rơle cho trạm biến áp: a-Bảo vệ máy biến áp: Máy biến áp được bảo vệ chống các dạng sự cố và tình trạng làm việc không bình thường sau: - Ngắn mạch nhiều pha trong các cuộn dây của máy biến áp. Ngắn mạch một pha trong các cuộn dây máy biến áp :một pha chạm đất,ngắn mạch một số vòng dây trong một pha. Sự cố do cách điện giữa các lá thép của mạch từ bị phá hỏng,dòng điện xoáy(Fucô)lớn đốt cháy lõi thép. Vỏ máy biến áp bị rò rỉ làm cho mức dầu trong máy biến áp bị sụt thấp. Dòng điện tăng cao do ngắn mạch hoặc quá tải . Mức dầu bị hạ thấp hay tăng cao do nhiệt độ không khí thay đổi đột ngột. Quá điện áp khi bị ảnh hưởng của sét lan truyền trong hệ thống vào máy biến áp. b-Bảo vệ hệ thống thanh góp: Sự cố trên thanh góp rất ít khi xảy ra,tuy nhiên kinh nghiệm vận hành cho thấy bảo vệ bảo vệ thanh góp là một yêu cầu không thể thay thế đối với những trạm lớn và quan trọng. Sự cố thường xảy ra là trạm đất hoặc hư hỏng phần vỏ kim loại của máy cắt đối với trạm có máy cắt trên từng pha.Ngoài ra cũng có thể xảy ra ngắn mạch 2 hoặc 3 pha. Thanh góp có khả năng chịu quá tải lớn nên chỉ cần báo tín hiệu khi bị quá tải . c-Bảo vệ đường dây nguồn cung cấp: Các dạng sự cố trên đường dây bao gồm: +Ngắn mạch một pha. +Ngắn mạch hai pha. +Ngắn mạch ba pha. +Ngắn mạch hai pha chạm đất. Thiết kế hệ thống Rơle bảo vệ cho đường dây nguồn cung cấp 110KV nhằm ngăn ngừa sự cố để tách các phần tử bị hư hỏng ra khỏi mạng điện,đảm bảo chế độ vận hành liên tục cho trạm biến áp. II-Hệ thống tự động bảo vệ cho trạm biến áp 110KV/22KV Bắc Bình Chánh. 1-Tính toán phân bố dòng ngắn mạch trong hệ thống điện của trạm biến áp ở các trạng thái làm việc. a-Công thức tính toán dòng điện ngắn mạch. (KA) Trong đó: -n :Chỉ số mã ngắn mạch. -:Điệ

Các file đính kèm theo tài liệu này:

  • docChuong8-11.doc
  • docModau-Chuong7.doc
  • dwgSO DO MAT BANG.DWG
  • dwgSODONHUYENLY-SDBVERL.dwg
  • docTAILIEUTHAMKHAO.doc
  • docTLTK-Mucluc.doc
  • docTrang Bia1.DOC