MỤC LỤC
CHƯƠNG 1. GIỚI THIỆU VÀ TÍNH TOÁN THÔNG SỐ CỦA ĐƯỜNG DÂY TRONG CÁC CHẾ ĐỘ 3
1.1. Giới thiệu đường dây được bảo vệ. 3
1.2. Tính toán thông số của đường dây trong các chế độ. 4
1.2.1. Chế độ cực đại 5
1.2.2. Chế độ cực tiểu 5
1.2.3. Trường hợp ở chế độ sự cố (đứt dây l1) 6
CHƯƠNG 2. THIẾT KẾ HỆ THỐNG BẢO VỆ VÀ HỆ THỐNG ĐO LƯỜNG 8
2.1. Xác định các loại bảo vệ role cần thiết để bảo vệ cho đường dây và thanh góp. 8
2.1.1. Yêu cầu với các thiết bị bảo vệ role 8
2.1.2. Giới thiệu nguyên tắc thực hiện của bảo vệ. 8
2.2. Đề xuất phương thức bảo vệ cho đường dây. 13
2.2.1. Sơ đồ phương thức và phạm vi bảo vệ của từng loại 14
2.2.2. Nhiệm vụ của các loại bảo vệ 14
2.2.3. Xác định hệ thống bảo vệ cho thanh cái. 14
CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH CHỌN VÀ KIỂM TRA CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA BẢO VỆ 15
3.1. Tính toán ngắn mạch. 15
3.1.1. Sơ đồ vị trí các điểm ngắn mạch 15
3.1.2. Trường hợp ngắn mạch 3 pha 15
3.1.3. Trường hợp ngắn mạch 1 pha 19
3.1.4. Trường hợp ngắn mạch 2 pha 22
3.1.5. Trường hợp ngắn mạch 2 pha đồng thời chạm đất 24
3.2. Chọn kiểm tra các thiết bị đóng cắt 26
3.2.1. Chọn và kiểm tra máy cắt 26
3.2.2. Chọn và kiểm tra dao cách li 27
3.2.3. Chọn và kiểm tra thanh góp 27
3.3. Chọn kiểm tra máy biến dòng điện (CT) và máy biến điện áp (VT) 28
3.3.1. Chọn máy biến dòng điện CT 28
3.3.2. Chọn máy biến điện áp VT 33
CHƯƠNG 4. TÍNH TOÁN, CHỈNH ĐỊNH VÀ KIỂM TRA KHẢ NĂNG LÀM VIỆC CỦA BẢO VỆ 35
4.1. Tính toán cho bảo vệ quá dòng điện (50/51/50N/51N) 35
4.1.1. Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50) 35
4.1.2. Bảo vệ quá dòng có thời gian trễ (51) 36
4.1.3. Bảo vệ quá dòng chạm đất (50N/51N) 37
4.1.4. Phối hợp đặc tính thời gian tác động giữa BV5 và BV6 37
4.2. Tính toán cho bảo vệ khoảng cách (21) 39
4.2.1. Xác định tổng trở khởi động của bảo vệ và rơle phản ánh ngắn mạch pha – pha 39
4.2.2. Tính tổng trở pha đất 42
4.2.3. Phạm vi bảo vệ 44
4.2.4. Phối hợp đặc tính thời gian giữa BVKC đặt tại 1, 2, 3 và 4. 46
4.2.5. Phối hợp đặc tính thời gian tác động giữa BVKC và BVQD 47
CHƯƠNG 5. CÀI ĐẶT CHO ROLE 49
5.1. 7SJ511 cho bảo vệ quá dòng điện 49
5.1.1. Lập trình phạm vi chức năng 50
5.1.2. Thiết lập các thông số chức năng. 50
5.2. 7SA513 dùng cho bảo vệ khoảng cách 52
55 trang |
Chia sẻ: trungkhoi17 | Lượt xem: 516 | Lượt tải: 0
Bạn đang xem trước 20 trang tài liệu Đề tài Báo cáo Thiết kế hệ thống bảo vệ Rơle cho đường dây, để xem tài liệu hoàn chỉnh bạn click vào nút DOWNLOAD ở trên
điện khởi động của tải, quá dòng cho phép, dòng xung
Nguyên tắc tác động
- Làm việc khi dòng điện đi qua chỗ đặt bảo vệ lớn hơn dòng đặt trước,
Đặc điểm
- Tác động với dòng điện ngắn mạch lớn hơn dòng tải cực đại,
- Thường được phối hợp với bảo vệ quá dòng lân cận và cầu chì.
Dòng điện khởi động Ikđ:
Ikđ= IS = kdt×Imax
Trong đó:
Ikđ, IS là dòng điện khởi động và dòng điện đặt cho rơ le,
Imax dòng điện tải lớn nhất trong điều kiện bình thường,
kdt = 1,5 - 4,0 là hệ số dự trữ ứng với 150% và 400% dòng điện đầy tải.
Trường hợp chung đặt kdt = 2,0 (200% dòng tải lớn nhất)
Trong thực tế, kdt lựa chọn phù hợp với đặc tính của đối tượng bảo vệ như động cơ, máy biến áp hay phụ tải tổng hợp để chọn dòng khởi động của bảo vệ phải thỏa mãn một số yêu cầu sau:
- Không được làm việc với dòng điện từ hóa khởi động của máy biến áp và động cơ,
- Không được làm việc với dòng khởi động nguội của phụ tải (cold pickup load),
- Xét đến sự phối hợp với cầu chì và các bảo vệ quá dòng phía sau.
c. Bảo vệ khoảng cách (21)
Nguyên tắc làm việc:
Tổng trở rơ le đo được nhỏ hơn tổng trở đặt trước cho rơ le.
Mômen quay tổng:
T = K1.IR2-K2.UR2
Trạng thái cân bằng T = 0:
K1K2=UR2IR2=ZR2~ZL2
Trong đó: ZR, ZL là tổng trở vào rơ le và tổng trở đường dây
Sơ đồ khởi động
Tổng trở khởi động
Zkđ=k.ZAB=k(RAB+jXAB)
Trong đó:
k = (0,8÷0,9) là hệ số an toàn kể đến sai số của CT và VT.
ZkđR = Zkđ.CTR/VCT; Trong đó: CTR, VTR là tỉ số biến đổi của CT và VT
Nếu kể tới điện trở của hồ quang ở chỗ ngắn mạch với điện trở Rhq (A.R. Van C. Warrington):
Rhq=28710.LhqI1.4
Trong đó:
Lhq là chiều dài của hồ quang (m),
I là dòng điện ngắn mạch pha-pha (A).
Một số ưu điểm của bảo vệ quá dòng
Vùng bảo vệ được cố định và lớn hơn bảo vệ quá dòng cắt nhanh,
Độ nhậy cao hơn,
Tính toán, cài đặt và phối hợp đơn giản hơn,
Không phụ thuộc vào chế độ tải, tương đối ổn định với sự thay đổi của HT.
Nếu kể tới điện trở của hồ quang ở chỗ ngắn mạch với điện trở Rhq:
Rhq=28710.LhqI1.4
Trong đó:
Lhq là chiều dài của hồ quang (m),
I là dòng điện ngắn mạch pha-pha (A).
2.2. Đề xuất phương thức bảo vệ cho đường dây.
- Phân đoạn L1 L2 ta trang bị bảo vệ khoảng cách 3 cấp có hướng.
- Phân đoạn L3 L4 có một nguồn cung cấp ta trang bị bảo vệ quá dòng 3 cấp
Cấp 1: bảo vệ cắt nhanh không duy trì thời gian
Cấp 2: bảo vệ cắt nhanh có duy trì thời gian
Cấp 3: Bảo vệ quá dòng cực đại
2.2.1. Sơ đồ phương thức và phạm vi bảo vệ của từng loại
~
SD
A
B
C
D
110 kV
SC
21
21
21
21
50/51
50N/51N
50/51
50N/51N
Hình 2: Sơ đồ phương thức bảo vệ
2.2.2. Nhiệm vụ của các loại bảo vệ
Bảo vệ 21: Bảo vệ khoảng cách, bảo vệ cho các đoạn AB, BA
Bảo vệ 50: Bảo vệ quá dòng tức thời (cắt nhanh), bảo vệ cho đoạn BC, CD
Bảo vệ 51: Bảo vệ quá dòng thời gian ngược (cực đại), bảo vệ cho đoạn BC, CD
Bảo vệ 50N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chạm đất, bảo vệ cho đoạn BC, CD
Bảo vệ 51N: Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian xác định, bảo vệ cho đoạn BC, CD
2.2.3. Xác định hệ thống bảo vệ cho thanh cái.
Đặt bảo vệ riêng cho từng thanh cái nhằm
- Đảm bảo cắt có chọn lọc
- Đảm bảo yêu cầu tác động nhanh để giữ ổn định hệ thống
Để bảo vệ cho thanh cái ta có thể dùng các loại bảo vệ dòng điện cực đại, bảo vệ dòng điện có hướng, bảo vệ khoảng cách và bảo vệ so lệch.
CHƯƠNG 3. TÍNH TOÁN NGẮN MẠCH CHỌN VÀ KIỂM TRA CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA BẢO VỆ
3.1. Tính toán ngắn mạch.
3.1.1. Sơ đồ vị trí các điểm ngắn mạch
~
SD
A
B
l1
l2
l3
l4
C
D
N1
N2
N3
N4
N5
SC
Hình 3.1: Sơ đồ vị trí các điểm ngắn mạch
3.1.2. Trường hợp ngắn mạch 3 pha
a. Điểm ngắn mạch N1Z1HT
N1
Hình 3.2: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận:
Z31=Z1HT=30 [W]
I31=cUn3Z31= 2.3286 [kA]
(Với c là hệ số điện áp c=1.1)
N2
Z32
I32
Z1ht
Z1
Z2
N2
b. Điểm ngắn mạch N2
Hình 3.3: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận
Z32=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2=46.3419 [W]
I32=cUn3Z32=1.5075 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1:
I32L1=I32.Z2Z1+Z2=0.7294 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2:
I32L2=I32.Z1Z1+Z2=0.7781 [kA]
c. Điểm ngắn mạch N3N3
Z33
I33
Z1ht
Z1
Z2
Z3
N3
Hình 3.4: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận
Z33=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3=68.9241 [W]
I33=cUn3Z33=1.0136 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1:
I33L1=I33.Z2Z1+Z2=0.4904 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2:
I33L2=I33.Z1Z1+Z2= 0.5231[kA]
d. Điểm ngắn mạch NZ1ht
Z1
Z2
Z3
Z4
N4
N4
Z34
I34
4
Hình 3.5: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận
Z34=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3+Z4=87.8675 W
I34=cUn3Z34=0.7951 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1:
I34L1=I34.Z2Z1+Z2=0.3847 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2:
I34L2=I34.Z1Z1+Z2= 0.4104 [kA]
e. Điểm ngắn mạch N5
N5
Z53
I53
Z1ht
Z1
Z2
Z32
N5
Sơ đồ thay thế thứ tự thuận:
Hình 3.6: Sơ đồ thay thế thứ tự thuận
Z35=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z32=57.6330 [W]
I35=cUn3Z35=1.2121 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L1:
I35L1=I35.Z2Z1+Z2=0.5865 [kA]
Dòng ngắn mạch 3 pha trên đoạn L2:
I35L2=I53.Z1Z1+Z2=0.6256 [kA]
Từ số liệu tính toán trên ta có bảng số liệu:
Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là:
Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi
Bảng 3.1: Thông số dòng ngắn mạch 3 pha
Điểm NM
N1
N2
N3
N4
N5
INiå(3)
2.3286
1.5075
1.0136
0.7951
1.2121
ixkå(3)
5.9276
3.8375
2.5802
2.024
3.0855
INi(N1)(3)
-
0.7294
0.4904
0.3847
0.5865
ixk(N1)(3)
-
1.8567
1.2484
0.9793
1.4930
INi(N2)(3)
-
0.7781
0.5231
0.4104
0.6256
ixk(N2)(3)
-
1.9807
1.3316
1.0447
1.5925
Z1ht
Z1
Z2
Z3
Z4
N4
Z2ht
Z1
Z2
Z3
Z4
N4
Z0ht
Z01
Z02
Z03
Z04
N4
Sơ đồ TTT
Sơ đồ TTN
Sơ đồ TTK
I1
I2
I0
3.1.3. Trường hợp ngắn mạch 1 pha
Hình 3.6: Sơ đồ TTT, TTN và TTK
a. Điểm ngắn mạch N1 (gần nguồn)
Tổng trở thứ tự thuận:
Z111=Z1ht=30 W
Tổng trở thứ tự nghịch:
Z112=Z2ht=20 W
Tổng trở thứ tự không:
Z110=Z0ht=20 W
Dòng ngắn mạch pha A:
INA=3cUZ111+Z112+Z110=2.9940 kA
b. Điểm ngắn mạch N2 (xa nguồn)
Tổng trở thứ tự thuận:
Z121=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2=46.3419 W
Tổng trở thứ tự nghịch:
Z122=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2=36.3419 W
Tổng trở thứ tự không:
Z120=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02=60.8549 W
Dòng ngắn mạch pha A:
INA=3cU2×Z121+Z120= 1.3650 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1:
INAL1=INA.Z2Z1+Z2= 0.6605 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2:
INAL2=INA.Z1Z1+Z2= 0.7045 kA
c. Điểm ngắn mạch N3 (xa nguồn)
Tổng trở thứ tự thuận:
Z131=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3=68.9241 W
Tổng trở thứ tự nghịch:
Z132=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3=58.9241 W
Tổng trở thứ tự không:
Z130=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02+Z03=117.3103 W
Dòng ngắn mạch pha A:
INA=3cU2×Z131+Z130=0.8214 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1:
INAL1=INA.Z2Z1+Z2=0.3974 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2:
INAL2=INA.Z1Z1+Z2=0.4239 kA
d. Điểm ngắn mạch N4 (xa nguồn)
Tổng trở thứ tự thuận:
Z141=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3+Z4=87.8675 W
Tổng trở thứ tự nghịch:
Z142=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2+Z3+Z4=77.8675 W
Tổng trở thứ tự không:
Z140=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02+Z03+Z04=164.6688 W
Dòng ngắn mạch pha A:
INA=3cU2×Z141+Z140=0.6157 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1:
INAL1=INA.Z2Z1+Z2=0.2979 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2:
INAL2=INA.Z1Z1+Z2=0.3178 kA
e. Điểm ngắn mạch N5 (xa nguồn)
Tổng trở thứ tự thuận:
Z151=Z1ht+Z1Z2Z1+Z2+Z32=57.6330 W
Tổng trở thứ tự nghịch:
Z152=Z2ht+Z1Z2Z1+Z2+Z32=47.6330 W
Tổng trở thứ tự không:
Z150=Z0ht+Z01Z02Z01+Z02+Z032=89.0826 W
Dòng ngắn mạch pha A:
INA=3cU2×Z151+Z150=1.0256 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L1:
INAL1=INA.Z2Z1+Z2=0.4963 kA
Dòng ngắn mạch 1 pha trên đoạn L2:
INAL2=INA.Z1Z1+Z2=0.5293 kA
Từ số liệu tính toán trên ta có bảng số liệu:
Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là:
Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi
Bảng 3.2: Thông số dòng ngắn mạch 1 pha
Điểm NM
N1
N2
N3
N4
N5
INiå(1)
2.994
1.365
0.8214
0.6157
1.0256
ixkå(1)
7.6215
3.4747
2.0909
1.5673
2.6108
INi(N1)(1)
-
0.6605
0.3974
0.2979
0.4963
ixk(N1)(1)
-
1.6814
1.0116
0.7583
1.2634
INi(N2)(1)
-
0.7045
0.4239
0.3178
0.5293
ixk(N2)(1)
-
1.7934
1.0791
0.809
1.3474
3.1.4. Trường hợp ngắn mạch 2 pha
Ngắn mạch 2 pha là dạng ngắn mạch không đối xứng.
Dòng ngắn mạch không đối xứng xác định theo công thức:
INi(2)=cUn2ZΣ(2)
a. Điểm ngắn mạch N1
Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N1
I21=cUn2Z31=2.0167 [kA]
b. Điểm ngắn mạch N2
Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N2
I22=cUn2Z32= 1.3055 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1:
I22L1=I22.Z2Z1+Z2=0.6317 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2:
I22L2=I22.Z1Z1+Z2=0.6738 kA
c. Điểm ngắn mạch N3
Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N3
I23=cUn2Z33=0.8778 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1:
I23L1=I23.Z2Z1+Z2=0.4247 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2:
I23L2=I23.Z1Z1+Z2= 0.4530 [kA]
d. Điểm ngắn mạch N4
Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N4
I24=cUn2Z34=0.6885 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1:
I24L1=I24.Z2Z1+Z2= 0.3332 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2:
I24L2=I24.Z1Z1+Z2=0.3554 [kA]
e. Điểm ngắn mạch N5
Dòng ngắn mạch 2 pha tại điểm ngắn mạch N5
I25=cUn2Z35=1.0497 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L1:
I25L1=I25.Z2Z1+Z2=0.5079 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha trên đoạn L2:
I25L2=I25.Z1Z1+Z2=0.5418 [kA]
Từ công thức trên ta có bảng số liệu sau:
Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là:
Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi
Bảng 3.3: Thông số dòng ngắn mạch 2 pha
Điểm NM
N1
N2
N3
N4
N5
INiå(2)
2.0167
1.3055
0.8778
0.6885
1.0497
ixkå(2)
5.1337
3.3233
2.2345
1.7526
2.6721
INi(N1)(2)
-
0.6317
0.4247
0.3332
0.5079
ixk(N1)(2)
-
1.608
1.0811
0.8482
1.2929
INi(N2)(2)
-
0.6738
0.453
0.3554
0.5418
ixk(N2)(2)
-
1.7152
1.1531
0.9047
1.3792
3.1.5. Trường hợp ngắn mạch 2 pha đồng thời chạm đất
Ta có công thức tính dòng ngắn mạch 2 pha đồng thời chạm đất:
Trường hợp gần nguồn:
INi(1.1)=-3 cUnZ2Z1Z2+Z1Z0+Z2Z0
Trường hợp xa nguồn:
INi(1.1)=3 cUnZ1+2Z0
a. Điểm ngắn mạch N1 (gần nguồn)
Dòng ngắn mạch tại điểm N1
IN1(1.1)=-3 cUnZ112Z111Z112+Z111Z110+Z112Z110=2.6197 [kA]
b. Điểm ngắn mạch N2 (xa nguồn)
Dòng ngắn mạch tại điểm N2
IN2(1.1)=3 cUnZ121+2Z120 =1.2471 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1:
IN2L1(1.1)=IN2(1.1).Z2Z1+Z2=0.6034 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2:
IN2L2(1.1)=IN2(1.1).Z1Z1+Z2=0.6437 [kA]
c. Điểm ngắn mạch N3 (xa nguồn)
Dòng ngắn mạch tại điểm N3
IN3(1.1)=3 cUnZ131+2Z130 =0.6904 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1:
IN3L1(1.1)=IN3(1.1).Z2Z1+Z2= 0.3341 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2:
IN3L2(1.1)=IN3(1.1).Z1Z1+Z2=0.3564 [kA]
d. Điểm ngắn mạch N4 (xa nguồn)
Dòng ngắn mạch tại điểm N4
IN4(1.1)=3 cUnZ141+2Z140 =0.5023 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1:
IN4L1(1.1)=IN4(1.1).Z2Z1+Z2= 0.2431 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2:
IN4L2(1.1)=IN4(1.1).Z1Z1+Z2=0.2593 [kA]
e. Điểm ngắn mạch N5 (xa nguồn)
Dòng ngắn mạch tại điểm N3
IN5(1.1)=3 cUnZ151+2Z150 =0.8888 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L1:
IN5L1(1.1)=IN5(1.1).Z2Z1+Z2=0.4301 [kA]
Dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất trên đoạn L2:
IN5L2(1.1)=IN5(1.1).Z1Z1+Z2=0.4587 [kA]
Bảng tổng hợp kết quả:
Với dòng ngắn mạch xung kích để kiểm tra ổn định động của thiết bị là:
Chọn kxk=1.8 => ixk=2kxkINi
Bảng 3.4: Thông số dòng ngắn mạch 2 pha chạm đất
Điểm NM
N1
N2
N3
N4
N5
INiå(1.1)
2.6197
1.2471
0.6904
0.5023
0.8888
ixkå(1.1)
6.6687
3.1746
1.7575
1.2786
2.2625
INi(N1)(1.1)
-
0.6034
0.3341
0.2431
0.4301
ixkN1(1.1)
-
1.536
0.8505
0.6188
1.0949
INi(N2)(1.1)
-
0.6437
0.3564
0.2593
0.4587
ixkN2(1.1)
-
1.6386
0.9072
0.6601
1.1677
3.2. Chọn kiểm tra các thiết bị đóng cắt
3.2.1. Chọn và kiểm tra máy cắt
Máy cắt dùng trọng mạng điện cao cấp để đóng cắt dòng ngắn mạch. Máy cắt là thiết bị làm việc tin cậy nhưng giá thành cao nên chỉ dùng ở những nơi quan trọng.
Bảng 3.5: Điều kiện chọn máy cắt
Điều kiện chọn dao cách ly
So sánh
Điện áp định mức (kV)
UđmMC≥Uđm mạng
Dòng điện làm việc (A)
Iđm MC≥Icb
Công suất cắt (MVA)
Scắt≥SN
Dòng ổn định nhiệt
Inh2.tnh≥BN
Dòng ổn định động
imax≥iXK, Icắt ≥I"
Dựa vào điều kiện trên kết hợp tra phụ lục ∨ trang 231- Giáo trình “Thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp” Nguyễn Hữu Khái ta chọn các máy cắt có thông số như sau:
Chọn máy cắt cho đường dây cùng loại.
Bảng 3.6: Máy cắt được chọn có thông số
Loại máy cắt
Uđm
(KV)
Iđm
(KV)
Icđm
ildđ
Ilđđ
Inh/tnh
BBY-110Ф-40/20
110
2000
40
102
40
40/3
Kiểm tra máy cắt đã chọn
Icắt=40 kA>IN51=2.9940 (kA)
Scắt=3UđmIcắt=3.10.40=7621.024 MVA
Scắt>SNmax
ilđđ=102 kA>ixkN5(1)= 7.6215 (kA)
Vậy máy cắt được chọn.
3.2.2. Chọn và kiểm tra dao cách li
Dao cách ly làm nhiệm vụ cách ly các bộ phận hoặc các thiết bị cần sửa chữa ra khỏi mạng điện có điện áp để tiến hành sửa chữa, bảo dưỡng.
Chọn dao cách ly cùng loại theo điều kiện sau:
Bảng 3.7: Điều kiện chọn dao cách ly
Điều kiện chọn dao cách ly
So sánh
Điện áp
Uđm CL≥Uđm
Dòng điện
IđmCL≥Ilvcb
Ổn định nhiệt
Inh.tnh2≥BN
Ổn định lực điẹn động
Ildđ≥IXK
Dựa vào điều kiện trên kết hợp với phụ lục sách giáo trình “thiết kế nhà máy điện và trạm biến áp” ta chọn dao cách ly sau:
Bảng 3.8: DCL được chọn có thông số
Loại DCL
Uđm (KV)
Iđm(A)
Ildđ(KV)
Inh(KA)
tnh(s)
PHД3-1-100/1000
110
2000
100
40
3
Kiểm tra DCL
ilđđ=100 kA>ixkN5(1)= 7.6215 (kA)
Vậy DCL được chọn.
3.2.3. Chọn và kiểm tra thanh góp
Thanh cái là phần tử cơ bản của thiết bị phân phối, là nút của lưới điện, làm nhiệm vụ thu nhận và phân phối năng lượng giữa nguồn và phụ tải.
Icp≥Ilvmax
Thanh góp N1: Itc1= IlvmaxL1+IlvmaxL2=0.4232 (kA)
Thanh góp N2: Itc1= IlvmaxL1+IlvmaxL2=0.4232 (kA)
Thanh góp N3: Itc3= IlvmaxL3=0.4232 (kA)
Thanh góp N4: Itc4= IlvmaxL4=0.2116 (kA)
Thanh cái được sử dụng là thanh dẫn bằng đông tròn (được sơn-ngoài trời) – Bảng 7.3 “Sổ tay lữa chọn và tra cứu thiết bị điện 0.4-500kV” ta chọn thanh cái có thông số như sau.
Bảng 3.9: Thanh cái được chọn có thông số
Dòng điện
Chọn thanh cái được chọn
Itc
Ilvmax
Đường kính (mm)
Tiết diện (mm2)
Khối lượng (kg/m)
Vật liệu
Dòng cho phép (A)
1
211.6
20
314
2.8
E-Cu F30
629
2
211.6
20
314
2.8
E-Cu F30
629
3
211.6
20
314
2.8
E-Cu F30
629
4
211.6
20
314
2.8
E-Cu F30
629
3.3. Chọn kiểm tra máy biến dòng điện (CT) và máy biến điện áp (VT)
3.3.1. Chọn máy biến dòng điện CT
Vị trí đặt các CT
~
SD
CT1
CT2
CT3
CT4
CT5
CT6
A
B
l1
l2
l3
l4
C
D
SC
Hình 3.7: Vị trí đặt các CT
Bảng 3.10: Dòng điện làm việc ở chế độ cực đại như sau:
Đường dây
Chế độ làm việc bình thường (max)
Công suất (MVA)
Dòng điện (A)
AB1 (l1)
33.8710+19.3548i
204.7543
AB2 (l2)
36.1290+20.6452i
218.4045
BC (l3)
70.0000+40.0000i
423.1588
CD (l4)
35.0000+20.0000i
211.5794
Điều kiên chọn CT
- Điện áp định mức (UđmCT): Điện áp định mức của máy biến dòng được chọn phải lớn hơn hoặc bằng điện áp định mức của lưới điện: UđmCTUđmlưới
- Dòng điện định mức (IđmCT): Dòng điện định mức của máy biến dòng được chọn phải lớn hơn hoặc bằng dòng điện làm việc cưỡng bức qua CT: I1đmCTIlvcb
- Phụ tải định mức (Z2đmCT): Phụ tải thứ cấp định mức của máy CTến dòng phải lớn hơn hay bằng tổng trở thứ cấp của CT: Z2đmCTZ2
-Điều kiện ổn định lực động điện: dòng điện ổn định lực động điện của máy biến dòng phải lớn hơn dòng ngắn mạch xung kích qua nó: kđđmI1đmixk
- Điều kiện ổn định nhiệt: Dòng ổn định nhiệt của máy biến dòng phải thỏa mãn điều kiện: (I1đmknh)2BN (BN: là xung lượng nhiệt của dòng ngắn mạch).
Lựa chọn CT
Dòng điện định mức thứ cấp CT là 5A nên chọn CT loại C tương ứng đường B-2 trên đặc tính và có thông số trong bảng kèm theo.
Kiểm tra CT
Đoạn CD
Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SJ511
Công suất 3 pha của 7SJ511: S ≤ 0,3 (MVA)
ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω)
Ilvmax=IlvmaxCD=211.6 (A)
Chọn CT có tỷ số biến
nCT=3005=60
Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.3 (W)
Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.3+ 0.5+ 0.012 = 0.812 (W)
Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.3+ 2x0.5+ 0.012 = 1.312 (W)
Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13
=> Đối với ngắn mạch 3 pha:
Z'S=1.13×0.812=0.9176 (W)
=> Đối với ngắn mạch 1 pha:
Z'S=1.13×1.312=1.4826 (W)
Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN4(3)) trên thanh cái D:
US=ISZ'S=0.7902×1000300/5×1.4826=19.5258 (V)
Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT.
Đoạn BC
Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SJ511
Công suất 3 pha của 7SA513: S ≤ 0,3 (MVA)
ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω)
Ilvmax=IlvmaxCD=211.6 (A)
Chọn CT có tỷ số biến
nCT=5005=100
Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.3 (W)
Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.3+ 0.5+ 0.012 = 0.812 (W)
Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.3+ 2x0.5+ 0.012 = 1.312 (W)
Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13
=> Đối với ngắn mạch 3 pha:
Z'S=1.13×0.812=0.9176 (W)
=> Đối với ngắn mạch 1 pha:
Z'S=1.13×1.312=1.4826 (W)
Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN3(3)) trên thanh cái C:
US=ISZ'S=1.0136×1000500/5×1.4826=25.0461 (V)
Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT.
Đoạn AB1
Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SA513
Công suất 3 pha của 7SA513: S ≤ 0,3 (MVA)
ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω)
Ilvmax=IlvmaxAB1=102.4 (A)
Chọn CT có tỷ số biến
nCT=3005=60
Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.2 (W)
Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.2+ 0.5+ 0.012 = 0.712 (W)
Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.2+ 2x0.5+ 0.012 = 1.212 (W)
Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13
=> Đối với ngắn mạch 3 pha:
Z'S=1.13×0.712=0.8046 (W)
=> Đối với ngắn mạch 1 pha:
Z'S=1.13×1.212=1.3696 (W)
Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN1(1)) trên thanh cái A:
US=ISZ'S=2.9940×1000300/5×1.3696=102.5146 (V)
Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT.
Đoạn AB2
Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SA513
Công suất 3 pha của 7SA513: S ≤ 0,3 (MVA)
ZRmax=SI2=0.352=0.012 (Ω)
Ilvmax=IlvmaxAB1=109.2 (A)
Chọn CT có tỷ số biến
nCT=3005=60
Tổng trở tải phía thứ cấp CT là RS=0.2 (W)
Đối với ngắn mạch 3 pha: ZS = RS+ RL+ ZR = 0.2+ 0.5+ 0.012 = 0.712 (W)
Đối với ngắn mạch 1 pha: ZS = RS+ 2RL+ ZR = 0.2+ 2x0.5+ 0.012 = 1.212 (W)
Hiệu chỉnh Zs với giả thiết nhiệt độ tăng tới 40 oC tương ứng với hệ số hiệu chỉnh là 1.13
=> Đối với ngắn mạch 3 pha:
Z'S=1.13×0.712=0.8046 (W)
=> Đối với ngắn mạch 1 pha:
Z'S=1.13×1.212=1.3696 (W)
Điện áp phía thứ cấp CT khi ngắn mạch lớn nhất (IN1(1)) trên thanh cái A:
US=ISZ'S=2.9940×1000300/5×1.3696=102.5146 (V)
Chọn CT loại C-200 có ZB = 2 W, 3 bộ, cấp điện áp 110 kV. IS là dòng điện ngắn mạch tại N1 quy đổi về phía thứ cấp của CT, ZS = ZB = (RS+ 2RL+ ZR) là tổng trở thứ cấp CT.
Bảng 3.11: CT được lựa chọn:
CTi
Số lượng (3x)
Uđm (kV)
Loại
Tỉ số biến đổi (CTR)
1 (2)
2
110
B2-C200
300/5
3 (4)
2
110
B2-C200
300/5
5
1
110
B2-C200
500/5
6
1
110
B2-C200
300/5
3.3.2. Chọn máy biến điện áp VT
Vị trí các VT
~
SD
VT1
VT2
VT3
VT4
VT5
VT6
A
B
l1
l2
l3
l4
SC
Hình 3.8: Vị trí đặt các VT
Điều kiện chọn VT
- Điện áp định mức (UđmBU): Điện áp định mức của máy biến điện áp được chọn phải lớn hơn hoặc bằng điện áp của lưới điện: UđmBUUđmlưới
- Cấp chính xác: Phù hợp với yêu cầu của các dụng cụ đo.
- Công suất định mức (S2đmBU): Công suất định mức của máy biến điện áp phải lớn hơn hay bằng tổng công suất mạch thứ cấp của BU: S2đmBUSmax
Lựa chọn VT
Chiều dài dây dẫn nối thứ cấp của CT tới rơle là 50 (m) và điện trở của dây dẫn là 0,5 (W). Chọn rơle 7SA513
Công suất 1 pha của 7SA513: S ≤ 0,1 (MVA) tương ứng với 100 (V).
CHƯƠNG 4. TÍNH TOÁN, CHỈNH ĐỊNH VÀ KIỂM TRA KHẢ NĂNG LÀM VIỆC CỦA BẢO VỆ
Bảng 4.1: Số liệu dòng ngắn mạch tại các vị trí và các pha.
Điểm NM
N1 (BV2;1)
N2 (BV4;3)
N3 (BV5)
N4 (BV6)
N5
INiå(3)
2.3286
1.5075
1.0136
0.7951
1.2121
INiå(1)
2.9940
1.3650
0.8214
0.6157
1.0256
INiå(2)
2.0167
1.3055
0.8778
0.6885
1.0497
INiå(1.1)
2.6197
1.2471
0.6904
0.5023
0.8888
4.1. Tính toán cho bảo vệ quá dòng điện (50/51/50N/51N)
4.1.1. Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50)
BV6
Dòng điện khởi động của bảo vệ 1:
Ikdbv50=kdtINimaxi
Với
kdt=1.1÷1.3 là hệ số dự trữ rơle. 1.3 cho role điện từ; 1.2 cho role tĩnh hoặc số; 1.1 cho role kiểu trụ; giá trị thường chọn 1.25. Ở đây ta chọn kdt=1.2
INimaxi: là dòng điện ngắn mạch lớn nhất (trên thanh góp kế tiếp). Ở đây
INimaxi=IN43=0.7951 (kA)
Vậy
Ikdbv50=1.2×0.7951= 0.9541 (kA)
Dòng điện khởi động của role 1:
IkdRL50=Ikdbv50CTR4= 0.9541 300/5= 15.9020 (A)
BV5
Dòng điện khởi động của bảo vệ 1:
Ikdbv50=kdtINimaxi
INimaxi=IN21.1= 1.0136 kA
Vậy
Ikdbv50= 1.2×1.0136= 1.2163 (kA)
Dòng điện khởi động của role 1:
IkdRL50=Ikdbv50CTR3= 1.2163 300/5=20.2720 (A)
Phạm vi bảo vệ cắt nhanh 1 và 2
L50=1+kz1-kdtkdt×100%
Với:
L: là chiều dài được bảo vệ %
kz=ZHTZL: tỉ số giữa tổng trở hệ thống với tổng trở đối tượng được bảo vệ
Ta đã có ZHT=30W; ZL(AB1)=33.77; ZL(AB2)=31.66; ZL(CD)=18.94W; ZL(BC)=22.58W
ZAB=ZAB1ZAB2ZAB1+ZAB2=33.77×31.6633.77+31.66=16.34 (W)
Phạm vi bảo vệ 1 cho đoạn CD
LBV1(CD)(50)=1+30+16.34+22.5818.941-1.21.2×100%=41.44%
Phạm vi bảo vệ 1 cho đoạn BC
LBV2(BC)(50)=1+30+16.3422.581-1.21.2×100%=49.129%
4.1.2. Bảo vệ quá dòng có thời gian trễ (51)
BV6
Dòng điện khởi động của bảo vệ 1:
Ikdbv51=kdtImaxCD
Với:
Ikdbv51: là dòng điện khởi động và dòng điện đặt cho role
Imax: dòng điện làm việc lớn nhất trong điều kiện làm việc bình thường
kdt: là hệ số dự trữ ứng với 150-400% dòng điện đầy tải. Trường hợp chung đặt kdt=2 (200% dòng tải lớn nhất)
Vậy
Ikdbv51=2×211.6=423.2 (A)
Dòng điện khởi động của rơle 1:
IkdRL51=Ikdbv51CTR4=423.2300/5=7.0533 (A)
BV5
Dòng điện khởi động của bảo vệ 1:
Ikdbv51=kdtImaxBC=2×423.1588=846.3176 (A)
Dòng điện khởi động của rơle 1:
IkdRL51=Ikdbv51CTR3=846.3176500/5=8.4632 (A)
4.1.3. Bảo vệ quá dòng chạm đất (50N/51N)
BV6
Dòng điện khởi động của bảo vệ 1:
Ikdbv(5xN)=kdtImaxCD=0.35×211.6=74.06 (A)
Hệ số dự trữ kdt=0.3÷0.4
Dòng điện khởi động của role 1:
IkdRL5xN=Ikdbv5xNCTR4=74.06300/5=1.2343 (A)
BV5
Dòng điện khởi động của bảo vệ 1:
Ikdbv(5xN)=kdtImaxBC=0.35×423.1588=148.1056 (A)
Hệ số dự trữ kdt=0.3÷0.4
Dòng điện khởi động của role 1:
IkdRL5xN=Ikdbv5xNCTR3=148.1056500/5=1.4811 (A)
4.1.4. Phối hợp đặc tính thời gian tác động giữa BV5 và BV6
1: Sử dụng đường đặc tính dốc chuẩn IS cho role
→t=TMS0.14Ir0.02-1
Trong đó Ir: là bội số dòng ngắn mạch và dòng đặt.
Ir=INIdat=1.0136×100060×7.0533=2.3951
IN: Dòng ngắn mạch
Idat=IkdRL51: giá trị ngưỡng, giá trị khởi động
TMS: là thời gian đặt (Chọn đường đặc tính trong họ đặc tính)
2: Chọn hệ số thời gian đặt của họ đặc tính TMS = 0.1; Ir = 2.3951
Hình 4.1: Đường đặc tính dốc chuẩn
Thời gian tác động bảo vệ 6 khi xảy ra sự cố:
t6=0.10.142.39510.02-1=0.7944 (s)
Đặc tính thời gian tác động giữa các loại BV:
t6= 0.7944 s; t5= t6+Δt=1.0944 s; với Δt = 0.3s
Thời gian đặt cho bảo vệ 5
TMSBV5=t6×Ir0.02-10.14=1.0944×(2.39510.02-1)0.14=0.1377
Chọn TMSBV5=0.1
Hình 4.2: Phối hợp bảo vệ 51
4.2. Tính toán cho bảo vệ khoảng cách (21)
~
SD
A
B
C
D
110 kV
INL1
INL2
INL1+ INL2
1
3
2
4
5
6
SC
Hính 4.3: Sơ đồ đặt bảo vệ
4.2.1. Xác định tổng trở khởi động của bảo vệ và rơle phản ánh ngắn mạch pha – pha
Bảng 4.2: Thông số đường dây
Đoạn
Tổng trở (W)
AB1 (l1)
10.56+j32.08
AB2 (l2)
9.9+j30.075
BC (l3)
12.15+j19.035
CD (l4)
11.55+j15.015
BV1 (AB1)
Tổng trở cấp 1
Vùng 1 của bảo vệ yêu cầu phủ được 80-90% chiều dài đường dây được bảo vệ
Giá trị khởi động vùng 1 của bảo vệ:
ZBV1I=0.85×ZAB1=8.9760+27.2680i (Ω)
Giá trị khởi động role:
ZRL1I=ZBV1I×nCTnVT=(8.9760+27.2680i)×300/5110×103/100=0.3264+ 0.9916i (Ω)
Tổng trở cấp 2
Vùng 2 của bảo vệ yêu cầu:
Phủ đoạn còn lại của đường dây
Bao chùm một phần (≤50% ) chiều dài đường dây kế tiếp.
Giá trị khởi động vùng 2 của bảo vệ:
ZBV1II=ZAB1+0.5ZAB2=15.5100+47.1175i (Ω)ZBV1II=ZAB1+0.5ZBC=16.6350+41.5975i (Ω)
Ta chọn vùng II có giá trị nhỏ hơn. Vậy
ZBV1II=16.6350+41.5975i (Ω)
Giá trị khởi động role:
ZRL1II=ZBV1II×nCTnVT=0.6049+ 1.5126i (Ω)
Tổng trở cấp 3
Bao trùm đường dây dài nhất từ thanh góp B (không vượt quá vùng 2 của BV3 và BV5)
Giá trị khởi động vùng 3 của bảo vệ:
ZBV1III=ZAB1+1.2ZAB2=22.4400+68.1700i (Ω)ZBV1III=ZAB1+1.2ZBC=25.1400+54.9220i (Ω)
Ta chọn vùng III có giá trị lớn hơn. Vậy
ZBV1III=22.4400+6
Các file đính kèm theo tài liệu này:
- de_tai_bao_cao_thiet_ke_he_thong_bao_ve_role_cho_duong_day.docx