Giáo trình Máy phát điện (Bản đầy đủ)

ột nguồn hay hai nguồn cung cấp. Hạn chế của sơ đồ cơ bản này là khi xảy ra sự cố 
ở cuối ĐZ (khoảng 20% chiều dài đoạn cuối ĐZ bảo vệ), thời gian cắt sự cố tăng lên 
194 
đến thời gian cắt vùng 2. Thời gian này có thể được cải thiện nếu sử dụng sơ đồ vùng 
1 mở rộng. 
II.2.2. Sơ đồ vùng 1 mở rộng: 
Sơ đồ vùng 1 mở rộng (zone 1 extension) có thể ứng dụng cho các xuất tuyến 
hình tia để cung cấp bảo vệ tốc độ cao cho toàn bộ đoạn ĐZ được bảo vệ. Trên hình 
5.13 trình bày tổng trở vùng 1 mở rộng so với vùng 1. 
Trong vùng này vùng 1X được kích hoạt và cài đặt đến phần vượt vùng của 
ĐZ được bảo vệ. Vùng 1X thường được sử dụng kết hợp với TĐL để có thể cắt 
nhanh các sự cố và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống điện. 
Hình 5.13: Sơ đồ vùng 1 mở rộng 
II.3. Các sơ đồ cắt liên động: 
Các sơ đồ khoảng cách sử dụng truyền cắt tín hiệu cho phép có thể được chọn 
lựa bởi các sơ đồ tiêu chuẩn sau: 
 Các sơ đồ truyền cắt liên động do phần tử nội tuyến truyền tín hiệu cho 
phép (PUTT): sơ đồ PUP Z2 (Permission underreaching protection Zone 2) và PUP 
Fwd (Fwd: Forward fault detection). 
 Các sơ đồ truyền cắt liên động do phần tử vượt tuyến truyền tín hiệu cho 
phép: sơ đồ POP Z2 và POP Z1. 
 Sơ đồ logic nguồn yếu do phần tử vượt vùng truyền tín hiệu cho phép. 
 Sơ đồ logic giải khoá. 
 Sơ đồ khoá BOP Z2 (Blocking overreaching protection zone Z2) và BOP 
Z1. 
 Sơ đồ logic đảo dòng. 
II.3.1 Sơ đồ cắt liên động do phần tử nội tuyến truyền tín hiệu cho phép 
(PUTT):sơ đồ PUP Z2: 
Để cung cấp khả năng loại trừ một cách nhanh nhất tất cả các sự cố, cả sự cố 
thoáng qua và sự cố duy trì dọc theo chiều dài của mạch đường dây được bảo vệ cần 
phải sử dụng sơ đồ truyền tín hiệu cho phép. Trong đó sơ đồ liên động do phần tử nội 
tuyến truyền tín hiệu cho phép là sơ đồ đơn giản nhất đã được tích hợp trong rơle 
khoảng cách số P441, P442 và P444 của ALSTOM. Kênh truyền cho sơ đồ PUP sử 
dụng tín hiệu cho phép do phần tử nội tuyến phát ra. Trên hình 5.14 trình bày sơ đồ 
vùng 1, vùng 2 và trên hình 5.15 trình bày sơ đồ logic cắt liên động. Nguyên lý làm 
việc của sơ đồ như sau: Giả sử khi ngắn mạch xảy ra tại N1, điểm ngắn mạch này 
thuộc vùng 2 của bảo vệ khoảng cách đặt tại A và thuộc vùng 1 của bảo vệ khoảng 
cách đặt tại B. Bảo vệ khoảng cách tại B sẽ tác động cắt máy cắt tại B đồng thời gởi 
tín hiệu cho phép đến bộ phận thu tín hiệu bảo vệ A, bộ dò tìm sự cố tại A cũng đã 
phát hiện ra sự cố và cắt máy cắt tại A, thời gian loại trừ hoàn toàn sự cố này nhỏ hơn 
rất nhiều so với thời gian đặt vùng 2. Như vậy sự cố sẽ được loại trừ với thời gian 
195 
nhanh nhất có thể, thời gian này phụ thuộc vào thời gian truyền tín hiệu liên động 
giữa hai bảo vệ đặt ở hai đầu ĐZ và thời gian trễ của bảo vệ cộng với thời gian trễ 
của máy cắt. 
Hình 5.14: Sơ đồ phối hợp vùng 1 và vùng 2 
Ưu điểm của sơ đồ loại này là: 
 Chỉ sử dụng kênh truyền truyền tín hiệu đơn công nên chi phí cho kênh 
truyền tương đối thấp. 
 Sơ đồ cho phép cắt với độ tin cậy tương đối cao với các sự cố trong vùng 
bảo vệ. 
 Thời gian loại trừ sự cố ở cuối ĐZ (khoảng 20% chiều dài đoạn cuối ĐZ ) 
khá nhanh. 
Tuy nhiên, nếu ngắn mạch có dòng tương đối bé mà bộ dò tìm sự cố phía bộ A 
không phát hiện được hoặc kênh truyền tin bị sự cố thì bảo vệ phía A (hình 5.15) 
cũng sẽ không tác động. 
Hình 5.15: Sơ đồ logic cắt liên động PUP Z2 
II.3.2 Sơ đồ cắt liên động do phần tử vượt tuyến truyền tín hiệu cho phép 
(POTT) POP Z2: 
Đây là dạng sơ đồ biến thể thứ hai của họ rơle P44X, sơ đồ này có một số tính 
chất và yêu cầu sau: 
 Sơ đồ đòi hỏi dùng kênh truyền tin kiểu song công để ngăn ngừa rơle có thể 
tác động nhầm. 
196 
 Sơ đồ POP Z2 thường được sử dụng tốt hơn đối với ĐZ có chiều dài ngắn 
mà ở đó giá trị điện trở sự cố biến động mạnh vì vùng 2 bao phủ lớn hơn vùng 1. 
 Logic dòng điện đảo ngược được sử dụng để ngăn ngừa cắt sai ĐZ được 
bảo vệ do tốc độ cao của dòng điện ngược xuất hiện khi sự cố mà một nhánh của 
mạch ĐZ kép vừa được cắt ra. 
Hình 5.16: Sơ đồ logic POP Z2 
 Nếu kênh tin bị sự cố, khi đó sơ đồ bảo vệ khoảng cách cơ bản sẽ tác động. 
Hình 5.16 trình bày hình thức đơn giản của sơ đồ logic. Sơ đồ POP Z2 cũng có thể 
được sử dụng cho vùng 4 hướng ngược của rơle như một bộ dò tìm sự cố hướng 
ngược. Điều này được dùng trong logic dòng điện đảo và trong đặc tính phản hồi 
nguồn yếu. 
II.3.4. Sơ đồ khoá liên động với vùng 2: 
Khác với sơ đồ dùng tín hiệu cho phép, loại sơ đồ này dùng tín hiệu khoá 
truyền đến bộ phận thu tín hiệu của rơle phía đối diện khi phát hiện sự cố ở vùng 
ngược (vùng 4 hướng ngược), điều này sẽ cho phép cắt nhanh các sự cố ở cuối ĐZ. 
Sơ đồ có các đặc điểm sau: 
 Sơ đồ khoá liên động chỉ yêu cầu kênh truyền tín hiệu đơn công nên chi phí 
cho kênh truyền sẽ giảm đi. 
 Vùng 4 hướng ngược được sử dụng để gởi tín hiệu khoá đến rơle phía đối 
diện để tránh cắt nhầm. 
 Khi kênh truyền đơn công được sử dụng, sơ đồ BOP có thể dễ dàng ứng 
dụng các thiết bị đầu cuối. 
 Sẽ dễ dàng sử dụng hệ thống tải ba (PLC) để truyền tín hiệu khoá. 
 Có thể cắt nhanh chóng các nguồn công suất lớn phía cuối ĐZ. 
Hình 5.17: Bảo vệ chính trong sơ đồ BOP Z2 
197 
Hình 5.18: Sơ đồ khối logic BOP Z2 
 Nếu kênh truyền bị sự cố thì rơle khoảng cách sẽ làm việc như một bảo vệ 
khoảng cách thông thường. 
III. Tính toán thông số cài đặt rơle khoảng cách micom 
cho xuất tuyến 220kv đà nẵng-huế (tba 500kv đà nẵng-
tba 220kv huế) 
III.1. Các số liệu hệ thống: 
 Chiều dài đoạn đường dây (line length): 
 Đà nẵng - Huế: l = 97,72 Km. 
 Huế - Đồng hới: l = 170 Km. 
 Tổng trở đường dây Đà nẵng - Huê - Đồng hới (line impendances): 
 Tổng trở thứ tự thuận (Positive sequence impendance): 
0
1 80 0,252Z ∠= (Ω/Km). 
 Tổng trở thứ tự không (zero sequence impendance): 
0
0 82877,0Z ∠= (Ω/Km). 
 Tổng trở MBATN AT4 tại TBA 220 HUẾ: 
0
B 9,76025,486,485,0Z −∠=+= (Ω). 
 Tỷ số biến dòng điện (current transformer ratio): N = 1200/1 (A) ct
 Tỷ số biến dòng điện (voltage transformer ratio): Nvt = 220000/110 (V) 
198 
III.2. Các giả thiết ban đầu: 
Trong thực tế không phải lúc nào người ta cũng sử dụng tất cả các vùng của 
rơle khoảng cách số để bảo vệ mà việc cài đặt vùng nào tác động và vùng nào bị 
khoá còn phụ thuộc vào từng trường hợp cụ thể như: vị trí của bảo vệ trong hệ thống, 
mức độ biến động của phụ tải, công suất của hệ thống..., thông thường ở Việt Nam 
các rơle khoảng cách số được sử dụng như một bảo vệ khoảng cách ba cấp. Nghĩa là: 
vùng 1, vùng 2, vùng 3 được cài đặt để thực hiện các chức năng bảo vệ còn còn vùng 
4, vùng P thường được sử dụng để thu thập các thông số biến động của hệ thống 
phục vụ cho công tác điều độ. 
Trên tình thần đó, ở đây chúng ta giả thiết rằng vùng 1 mở rộng (zone 1 
extension), vùng khả trình P (zone programmable), vùng 4 không sử dụng và chỉ sử 
dụng ba vùng hướng thuận. 
Các giá trị cài đặt cho rơle khoảng cách số MICOM được tính toán qui đổi về 
giá trị sơ cấp. 
Góc pha ĐZ cài đặt cho rơle từ -900 đến +900 0, bước nhảy là 1 . 
III.3. Tính toán chi tiết: 
III.3.1. Giá trị tổng trở toàn bộ đường dây tính ở giá trị sơ cấp: 
 Đoạn Đà nẵng - Huế: 
00
så1 8062,2472.97.80252,0Z ∠=∠= 
 (Ω). 244,24275,4 +=
 Đoạn Huế - Đồng hới: 
00
så1 8084,42170.80252,0Z ∠=∠= (Ω). 
III.3.2. Các giá tại cài đặt pha vùng 1: 
Vùng 1 được yêu cầu phải bảo vệ khoảng 85% chiều dài đường dây giữa TBA 
500 kV ĐÀ NẴNG và TBA 220 kV HUế. 
00
så 8020,9278062,24.85,0Z ∠=∠= (Ω) 
 Giá trị đặt vùng 1: 20,927 (Ω). 
 Góc pha: 80 (Độ). 
III.3.3. Các giá trị cài đặt pha vùng 2: 
Vùng 2 yêu cầu phải bảo vệ được khoảng 20% đoạn đường dây còn lại mà 
vùng 1 không với tới và phải bao trùm hoàn toàn thanh cái TBA 220 kV HUẾ cộng 
với khoảng 30% chiều dài đoạn ĐZ Huế - Đồng hới. 
00
så 8084,42.3,08062,24Z ∠+∠= 
08037,477∠= (Ω) 
 Giá trị đặt thực sự của cùng 2: 37,477 (Ω). 
 Góc pha: 80 (Độ). 
III.3.4. Các giá trị đặt vùng 3: 
Vùng 3 ở đây yêu cầu ngoài bảo vệ dự trữ cho vùng 1, vùng 2 của bảo vệ 
khoảng cách đặt tại TBA 500 kV ĐÀ NẴNG còn bảo vệ dự trữ cho bảo vệ khoảng 
cách tại TBA 220 kV Huế. Giá trị tổng trở đặt vùng 3 được xác định bằng 120% 
chiều dài ĐZ Đà nẵng - Huế - Đồng hới. 
199 
2,1).8084,428062,24(Z 00så ∠+∠= 
265,8673846,72j775,4 ∠=+= (Ω) 
 Giá trị đặt thực sự vùng 3: 73 (Ω). 
 Góc pha: 87 (Độ). 
200 
Bảng các mã số của rơle 
2 Phần tử thời gian 
3 Chức năng kiểm tra hoặc khoá liên động 
4 Contactor chính 
21 Bảo vệ khoảng cách 
24 Chức năng quá kích từ 
25 Chức năng kiểm tra đồng bộ 
26W Rơle bảo vệ quá nhiệt cuộn dây mba 
26Q rơle nhiệt độ dầu 
27 Bảo vệ điện áp giảm 
30 Rơle tín hiệu 
32 Chức năng định hướng công suất 
32P Chức năng dao động điện 
32Q Chức năng định hướng công suất thứ tự nghịch 
33 Rơle mức dầu tại mba 
40 Chức năng bảo vệ mất từ trường 
46 Rơle dòng cân bằng pha 
47 Chức năng thiểu áp thứ tự thuận 
50 Bảo vệ quá dòng cắt nhanh 
50/87 Bảo vệ so lệch cắt nhanh 
50BF Chức năng từ chối cắt (sự cố máy cắt) 
50G Bảo vệ quá dòng chạm đất tức thời 
50F Chức năng bảo vệ đóng điện vào điểm sự cố 
51 Bảo vệ quá dòng có thời gian 
51N Bảo vệ quá dòng chạm đất có thời gian 
51P Bảo vệ quá dòng pha có thời gian 
52 Máy cắt (MC) 
52a Tiếp điểm phụ “thường mở” của MC 
52b Tiếp điểm phụ “thường đóng” của MC 
55 Rơle hệ số công suất 
59 Chức năng điện áp cực đại 
63 Bảo vệ áp suất tăng cao trong mba 
64 Bảo vệ chống chạm đất có độ nhạy cao 
64R Bảo vệ chống chạm đất có độ nhạy cao cho cuộn dây rotor 
64G Bảo vệ chống chạm đất có độ nhạy cao cho cuộn dây stator 
67 Bảo vệ quá dòng có hướng 
74 Rơle kiểm tra cuộn cắt MC 
79 Tự động đóng trở lại (TĐL) 
81 Rơle tần số 
84 Bộ điều áp MBA 
86 Rơle khoá trung gian 
87 Bảo vệ so lệch 
87B Bảo vệ so lệch thanh cái 
87G Bảo vệ so lệch máy phát 
87L Bảo vệ so lệch ĐZ 
87M Bảo vệ so lệch động cơ 
87T Bảo vệ so lệch MBA 
90 Chức năng tự động điều chỉnh điện áp 
96B Rơle khí Buchholz 
 9 -