Báo cáo thực tập - Trạm biến áp

Chia sẻ: Tan Lang | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:45

Thêm vào BST

Báo xấu

999
lượt xem 286
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp A-GIỚI THIỆU CHUNG. - Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh được khởi công xây dựng năm 1992 cùng với đường dây 500kV Bắc -Nam. Trạm được xây dựng trên địa bàn xã Thạch Điền - huyện Thạch Hà - tỉnh Hà Tĩnh, là một trong 5 trạm nút quan trọng của HTĐ 500kV Bắc - Nam. - Trạm được đưa vào vận hành ngày 27 tháng 05 năm 1994 với nhiệm vụ bù các thông số cho đường dây bằng các kháng bù ngang và tụ bù dọc chính vì...

Chủ đề:

Bình luận(0) Đăng nhập để gửi bình luận!

Lưu

Nội dung Text: Báo cáo thực tập - Trạm biến áp

TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp A-GIỚI THIỆU CHUNG. - Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh được khởi công xây dựng năm 1992 cùng với đường dây 500kV Bắc -Nam. Trạm được xây dựng trên địa bàn xã Thạch Điền - huyện Thạch Hà - tỉnh Hà Tĩnh, là một trong 5 trạm nút quan trọng của HTĐ 500kV Bắc - Nam. - Trạm được đưa vào vận hành ngày 27 tháng 05 năm 1994 với nhiệm vụ bù các thông số cho đường dây bằng các kháng bù ngang và tụ bù dọc chính vì thế trạm có tên là trạm bù 500kV Hà Tĩnh. Sơ đồ nối điện chính của trạm khi đó gồm có: + 2 đường dây 500kV : Một đường nối với trạm biến áp 500kV Hoà Bình và một đường nối với trạm biến áp 500kV Đà Nẵng. + 2 kháng bù ngang công suất mỗi kháng là 128MVAr. + 2 tụ bù dọc công suất 3 pha định mức của một tụ là 91.5MVAr. + Một máy cắt 500kV và 2 máy cắt nối tắt tụ. - Đến năm 2002 trạm được mở rộng thêm và đưa vào vận hành 2 MBA tự ngẫu AT2 và AT4 nên trạm đổi tên là trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh.Lúc này để truyền tải và phân phối điện năng trạm dùng 2 đường dây 220kV và 3 đường dây 110kV: + Đường dây 272 Hà Tĩnh đi Vinh. + Đường dây 274 Hà Tĩnh đi Đồng Hới. + Đường dây 172 Hà Tĩnh đi Thạch Linh1. + Đường dây 174 Hà Tĩnh đi Thạch Linh2. + Đường dây 176 Hà Tĩnh đi Kỳ Anh. - Năm 2005 do miền Bắc thiếu điện phải tải từ miền Nam ra bằng hệ thống đường dây 500kV Bắc - Nam với một lượng công suất khá lớn (thực tế theo thống kê công suất tải trên đường dây từ MN ra MB có lúc lên tới gần 1000MW) nên đường dây 500kV mạch có nguy cơ quá tải lâu dài và sẽ dẫn đến khả năng mất ổn định của hệ thống, để khắc phục tình trạng này đường dây 500kV mạch 2 được xây dựng và đưa vào vận hành . Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh cũng được xây dựng mở rộng và thay đổi lại sơ đồ đấu dây. Có thể nói cho tới nay trạm biến áp 500kV Hà tĩnh là một trong những trạm biến áp lớn ở khu vực miền Bắc và bắc miền trung cũng như trong HTĐ 500kV Bắc - Nam. 1
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp B - BÁO CÁO NỘI DUNG THỰC TẬP. I- VAI TRÒ, NHIỆM VỤ CỦA TRẠM BIẾN ÁP 500KV HÀ TĨNH TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN. 1. Vai trò : Trạm biến áp 500 kV Hà Tĩnh là một trong những trạm nút quan trọng trong HTĐ 500kV Bắc - Nam . Nó đóng góp một vai trò quan trọng trong việc kết nối giữa HTĐ miền bắc và HTĐ miền nam, để truyền tải và phân phối điện năng từ miền nam ra miền bắc. 2. Nhiệm vụ: Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh có các nhiệm vụ sau: 1- bù các thông số cho đường dây 500 kV bằng các kháng bù ngang và tụ bù dọc nhằm mục đích: Tăng khả năng tải của đường dây; Cải thiện tính ổn định điện áp hệ thống ; Tăng độ dự trữ ổn định ; tăng khả năng ổn định của hệ thống; Phân bố lại công suất phản kháng trong hệ thống dẫn đến giảm tổn thất của hệ thống. 2- Biến đổi điện áp cấp 500kV xuống điện áp 220kV (dùng máy biến áp tự ngẫu AT2) để kết nối với các trạm biến áp 220 kV Vinh và Đồng Hới với mục đích lấy điện từ hệ thống 500kV truyền tải, cung cấp điện cho khu vực bắc miền trung . 3- Biến đổi điện áp cấp 220kV xuống điện áp 110kV (dùng máy biến áp tự ngẫu AT4) để cung cấp điện cho các khu công nghiệp thuộc tỉnh Hà Tĩnh. II - LIÊN HỆ CỦA TRẠM VỚI CÁC CÔNG TRÌNH ĐIỆN LỰC KHÁC CỦA HỆ THỐNG . Trạm biến áp 500kV Hà tĩnh được liên hệ với các công trình điện lực khác bằng 4 đường dây 500kV, 3 đường dây 220 kV và 3 đường dây 110kV: - Đường dây 571 và 574 Hà Tĩnh được nối với trạm biến áp 500kV Đà Nẵng. - Đường dây 580 và 582 Hà Tĩnh được nối với trạm 500kV Nho Quan. - Đường dây 272 và 276 Hà Tĩnh được nối với trạm biến áp 220kV Hưng Đông thành phố Vinh - tỉnh Nghệ An. - Đường dây 274 Hà Tĩnh được nối với trạm biến áp 220kV Đồng Hới- tỉnh Quảng Bình. - Đường dây 172 được nối với trạm 110kV Can lộc -huyện Can lộc- tỉnh Hà Tình. - Đường dây 174 được nối với trạm 110kV Thạch Linh - thị xã Hà Tình. - Đường dây 176 được nối với trạm 110kV Vũng Áng - huyện Kỳ Anh- tỉnh Hà Tĩnh. III - CÁC THIẾT BỊ CHÍNH CỦA TRẠM. 2
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1- Sơ đồ nối điện chính của trạm. 2- Máy biến áp lực: 2.1 - Máy biến áp tự ngẫu 500kV(AT2): Là tổ hợp 3 máy biến áp 1 pha - Nhãn hiệu: AMH500. - Công suất danh định : Sđm = 150000/150000/50000 kVA. - Điện áp danh định : 500/√3 ± 8 x 1,25/225/√3 /35 kV. - Tổ đấu dây: Y0TN/Δ-11. - Điện áp ngắn mạch Uk %: C - T : 12.96 %. C - H : 38.8 %. T - H : 17.51 %. - Giới hạn điều chỉnh điện áp: 500/√3 ± 8 x 1,25 kV. 2.2 - Máy biến áp tự ngẫu 220kV (AT4): - Nhãn hiệu: OBF225 - Công suất danh định : Sđm = 125000/125000/45000 kVA. - Điện áp danh định : 225 ± 8x1,25/115/23 ± 2.2,5% kV. - Tổ đấu dây: Y0TN/Δ-11. - Điện áp ngắn mạch Uk %: C - T : 12.5 %. C - H : 40 %. T - H : 24 %. - Giới hạn điều chỉnh điện áp: 225 ± 8x1,25 kV. 3
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 3 - Máy cắt điện: Các thông số chính của các máy cắt sử dụng tại trạm 500kV Hà Tĩnh được liệt kê trong bảng dưới đây: Cấp điện áp 500kV 220kV 110kV Loại MC MHMe- 3AP1- S1- Đơn vị FX-32D FXT-14F Các đại lượng 4Y 245 145F1 Uđm 500 500 220 245 145 kV Umax 550 550 245 145 kV Iđm 2000 2000 2000 1250 3150 A Icắt đm 40 40 40 31,5 31,5 kA In đm 100 100 100 80 kA tIn 3 3 3 3 3 s Ctụ/pha 1200 pF Rđóng trước 600 432/pha Ω P khí nén định 18 37 bar mức P dừng máy nén 18 37 bar P khởi động máy 17,6 35,5 bar nén P khí nén khóa 17 bar mạch TĐL P khí nén mở 17,4 bar mạch TĐL P khí nén khóa 15,5 25 bar mạch đóng P khí nén mở 15,9 bar mạch đóng P khí nén khóa 15 21,5 bar mạch cắt P khí nén đóng 15,4 bar mạch cắt P SF6đm 6 7,65 7,5 6 6,8 bar P khí SF6 báo tín 5,6 7,2 6,2 5,2 5,8 bar hiệu P khí SF6 khóa 5,5 7,1 6,0 5,0 5,5 bar mạch thao tác P ban đầu trong 170 bình N2 4
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 4 - Máy biến dòng: THÔNG SỐ MÁY BIẾN DÒNG . Số cuộn dây và tỷ số biến sử T Vị Nhãn Hảng sản dụng Tỷ số biến T trí hiệu xuất C1 C2 C3 C4 C5 600-800-1000- 1200 1200 1200 1200 1200 1 571 CTH-550 ALSTOM 1200/1 /1 /1 /1 /1 /1 OSKF- Trench 1200 1200 1200 600/ 1200 2 572 600-1200/1 1800 Elec /1 /1 /1 1 /1 600-800-1000- 1200 1200 1200 600/ 1200 3 573 CTH-550 MAGRINI 1200/1 /1 /1 /1 1 /1 600-1200- 1200/ 1200 1200 1200 1200 4 574 CTH-550 ALSTOM 2000/1 1 /1 /1 /1 /1 600-1200- 1200/ 1200 1200 1200 1200 5 580 CTH-550 ALSTOM 2000/1 1 /1 /1 /1 /1 600-1200- 1200/ 1200 1200 1200 1200 6 581 CTH-550 ALSTOM 2000/1 1 /1 /1 /1 /1 600-1200- 1200/ 1200 1200 1200 1200 7 582 CTH-550 ALSTOM 2000/1 1 /1 /1 /1 /1 580- 600-1200- 1200/ 1200 1200 1200 1200 8 CTH-550 ALSTOM 7 2000/1 1 /1 /1 /1 /1 582- 600-1200- 1200/ 1200 1200 1200 1200 9 CTH-550 ALSTOM 7 2000/1 1 /1 /1 /1 /1 600-800- 1200/ 1200 1200 1200 1200 10 200 QDR-245 ALSTOM 1200/1 1 /1 /1 /1 /1 600-800- 1200/ 1200 1200 1200 1200 11 232 QDR-245 ALSTOM 1200/1 1 /1 /1 /1 /1 400-600-800- 400/ 600/ 1200 1200 12 234 QDR-245 ALSTOM 800/1 1200/1 1 1 /1 /1 600-800- 1200/ 1200 600/ 1200 1200 13 272 QDR-245 ALSTOM 1200/1 1 /1 1 /1 /1 600-800- 1200/ 1200 600/ 1200 1200 14 274 QDR-245 ALSTOM 1200/1 1 /1 1 /1 /1 1200-800-600- 1200/ 1200 1200 1200 1200 15 276 IOSK245 Trench 400/1 1 /1 /1 /1 /1 QDR- 400-800- 1200/ 1200 1200 1200 16 100 ALSTOM 123/2 1200/1 1 /1 /1 /1 QDR- 400-800- 800/ 800/ 1200 17 134 ALSTOM 800/1 123/2 1200/1 1 1 /1 QDR- 400-800- 800/ 800/ 800/ 18 172 ALSTOM 800/1 123/2 1200/1 1 1 1 QDR- 400-800- 800/ 800/ 800/ 19 174 ALSTOM 800/1 123/2 1200/1 1 1 1 5
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp QDR- 400-800- 800/ 800/ 800/ 20 176 ALSTOM 800/1 123/2 1200/1 1 1 1 100/ 21 342 QDR-72/2 ALSTOM 50-100/1 100/1 1 GSWF45 22 341 MAGRINI 400/1 400/1 W - Công suất thứ cấp danh định và cấp chính xác của các TI: Các TI của cấp điện áp 500kV 220kV 110kV Cuộn dây cấp cho BV ĐL BV ĐL BV ĐL Công suất thứ cấp danh định 40 30 30 30 30 30 ( VA) Cấp chính xác 5P20 0.5 5P20 0.5 5P20 0.5 5 - Máy biến điện áp: THÔNG SỐ MÁY BIẾN ĐIỆN ÁP T Hãng sản Uđm Tổ đấu Vị trí Loại Tỉ số biến T xuất kV dây 1 TU571 CPTf500/5 MAGRINI 500 500.000/√3/110/√3 Y/Y 2 TU574 CPTf500/5 MAGRINI 500 500.000/√3/110/√3 Y/Y 3 TU 5AT2 CCV525 ALSTOM 500 500.000/√3/110/√3 Y/Y 4 TU580-7 CCV525 ALSTOM 500 500.000/√3/110/√3 Y/Y 5 TU580-6 CCV525 ALSTOM 500 500.000/√3/110/√3 1 fa 6 TU582-7 CCV525 ALSTOM 500 500.000/√3/110/√3 Y/Y 7 TU582-4 CCV525 ALSTOM 500 500.000/√3/110/√3 1 fa 8 TU C22 CCV245 ALSTOM 225 225.000/√3/110/√3 Y/Δhở 9 TU C29 CCV245 ALSTOM 225 225.000/√3/110/√3 1 fa 10 TU272 CCV245 ALSTOM 225 225.000/√3/110/√3 Y/Δhở 11 TU274 CCV245 ALSTOM 225 225.000/√3/110/√3 Y/Δhở 12 TU276 TEVP SIMEN 242 225.000/√3/110/√3 Y/Y/Δhở 13 TU C12 CCV123 ALSTOM 110 123.000/√3/110/√3 Y/Δhở 14 TU C19 CCV123 ALSTOM 110 123.000/√3/110/√3 1 fa 15 TU172 CCV123 ALSTOM 110 123.000/√3/110/√3 Y/Δhở 16 TU174 CCV123 ALSTOM 110 123.000/√3/110/√3 Y/Δhở 17 TU176 CCV123 ALSTOM 110 123.000/√3/110/√3 Y/Δhở 18 TU342 ŨT-72 ALSTOM 35 35.000/√3/110/√3 Y/Δhở - Công suất thứ cấp danh định của các TU: 200 VA - Cấp chính xác: + cấp cho bảo vệ: 3P + Cấp cho đo lường: 0.5 6
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp IV - CÁC THIẾT BỊ BẢO VỆ CỦA TRẠM: 1 - Bảo vệ đường dây 571. 1.1- Bảo vệ khoảng cách và qúa dòng có hướng. - Sử dụng rơ le 7SA513. - Thông đặt của rơ le: 1100 POWER SYSTEM DATA 1101 Current transformer: Towards line 1102 System star-point condition: Solidly earthed 1103 Primarry rated voltage: 500 kV 1104 Secondary rated voltage: 110 V 1105 Primarry rated current: 1200 A 1109 Voltage transformer connection: Not connected 1110 Ching factor Uph/Udelta (sec. earth voltage): 1.73 1111 Ie Current transformer connection: Protected line 1112 Matching factor Ie/Iph for Protected line: 1.000 1113 Matching factor Ie/Iph for Parallel line: 1.000 1114 Ip Current transformer connection: Parallel line 1116 Voltage transformer U2 input: L1 - L2 1117 Earth impedance matching RE/RL: 2.64 1118 Earth impedance matching XE/XL: 0.57 1119 Mutual impedance coupling RM/RL: 0 1120 Mutual impedance coupling XM/XL: 0 1121 Line angle: 85.0 Grad 1122 Line secondary reactance Xsec: 0.074 Ohm/km 1123 Line secondary capacitance CBsec: 0.042 myF/km 1124 Line length: 390 km 1132 Phase angle between U1 and U2 (matching): 0 Grad 1133 Closing(operating) time of circuit breaker: 0.06 s 1134 Trip command minimum duration: 0.06 s 1135 close command duration: 0.06 s 1136 3 pole coupling after 1 pole trip: with trip comm. 1137 Trip type with 2 phase faults: Three-pole 1138 Load compensation: Yes 1140 Current level to detect CB position I-RES: 0.10 I/In 1141 Voltage level to detect CB position U-RES: 20 V 1142 CB close zone release extension: 0.05 s 1143 Checking of circuit breaker position: CB AUX and I< 1145 Manual close zone release extension: 0.30 s 7
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1300 DISTANCE PROTECTION: INDEPENDENT ZONES 1301 Zone 1: Resistance (phase-phase)R1: 15.00 Ohm 1302 Zone 1: Resistance (reach) X1: 3.88 Ohm 1303 Zone 1: Resistance (phase-earth)R1E: 20.00 Ohm 1304 Zone 1: Drection: Forwards 1305 Zone 1: Delay for single phase faults: 0.00 s 1306 Zone 1: Delay for multi- phase faults: 0.00 s 1311 Zone 2: Resistance settingR2: 15.00 Ohm 1312 Zone 2: Resistance X2: 10.37 Ohm 1313 Zone 2: Resistance (phase-earth)R2E: 20.00 Ohm 1314 Zone 2: Drection: Forwards 1315 Zone 2: Delay for single phase faults: 0.50 s 1316 Zone 2: Delay for multi- phase faults: 0.50 s 1321 Zone 3: Resistance R3 : 15.00 Ohm 1322 Zone 3: Resistance X3 : 36.33 Ohm 1323 Zone 3: Resistance (phase-earth)R3E: 20.00 Ohm 1324 Zone 3: Drection: Forwards 1325 Zone 3: Delay for all faultsT3: 4.00 s 1400 DISTANCE PROTECTION: CONTROLLED ZONES 1401 Zone 1B: Resistance (phase-phase)R1B: 15.00 Ohm 1402 Zone 1B: Resistance (reach)X1B: 36.33 Ohm 1403 Zone 1B: Resistance (phase-earth)R1BE: 20.00 Ohm 1404 Zone 1B: Drection: Forwards 1405 Zone 1B: Delay for single phase faults: 0.00s 1406 Zone 1B: Delay for multi- phase faults: 0.00 s 1411 Zone 1L: Resistance (phase-phase)R1L: 15.00 Ohm 1412 Zone 1L: Resistance (reach)X1L: 36.33 Ohm 1413 Zone 1L: Resistance (phase-earth)R1LE: 20.00 Ohm 1414 Zone 1L: Drection: Forwards 1415 Zone 1L: Delay for all faults T1L: * 1600 DISTANCE PROTECTION: FAULT DETECTION 1620 Earth fault detection Ie>: 0.10 I/In 1621 Min. current for imped. measurement Iph>: 0.10 I/In 1622 Fault detection polygon setting X+A: 50.00 Ohm 1623 Fault detection polygon setting X-A : 50.00 Ohm 1624 Fault detection polygon setting RA1: 20.00 Ohm 1625 Fault detection polygon setting RA2: 35.00 Ohm 1626 Fault detection polygon for earthfaultRA1E : 25.00 Ohm 1627 Fault detection polygon for earthfaultRA2E : 45.00 Ohm 1628 Fault detection polygon angle PHI A: 450 8
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1629 Fault detection polygon angle(earth) PHI AE: 450 1700 FAULTS IN EARTHED NETWORKS 1701 Earthfault detection using Ue> : 20 V 1702 Loop selection with Ph-Ph-E fault detection: Block leading 1703 Loop selection with 3ph fault detection: E/F dependent 1707 Earthfault detection with: Ue> OR Ie> 2200 TELEPROTECT.: PERMISSIVE OVERREACH(P.O.T.T) 2201 Permissive overreach transfer trip is : ON 2202 Permissive overreach transfer trip feature: Z1B RELEASE 2203 Transient block. time after external flt : 0.01 s 2204 Waiting time for tran sient blocking : *s 2206 Send signal prolongation for P.O.T.T : 0.00 s 2210 Effective direct.for direct. comparison: Forwards 2212 Send signal delay for P.O.T.T : 0.10 s 2220 Echo function for weak infeeds : ON 2221 Echo delay time : 0.01 s 2222 Duration of echo impulse : 0.10 s 2223 Echo blocking time: 0.20 s 2400 SWITCH-ON-TO-FAULT PROTECTION 2401 Switch-on-to-fault function is : ON 2402 Release of switch-on-to-fault function: Only M/C 2404 Current for fault recognition:Isc : 1.80 I/In 2500 WEAK INFEED PROTECTION 2501 Weak infeed function is : ON 2502 Under voltage Uph : 50 V 2505 Reception signal delay(for stabilisation): 0.01 s 2506 Reception signal extension : 0.20 s 3700 OVER VOLTAGE PROTECTION 3701 Over voltage protection stage is: ON 3703 Over voltage pick-up value U> : 1.16 U/Un 3704 Over voltage reset ratio: U> reset/ U> : 0.9 3705 Trip time delay TU> : 1.00 s 3706 Over voltage compensation function : OFF 3708 Over voltage trip action: Local trip 3711 Highset over voltage protection stage is: ON 3712 Highset over voltage selection: Phase-Earth 3713 Highset over voltage pick-up value U>>: 1.75 U/Un 3714 Highset over voltage reset: U>> reset/ U>>: 0.9 3715 Highset over voltage fault detection action: OR COMBINET 3716 Delay time with closed circuit breaker: 0.06 s 3717 Delay time with open circuit breaker: 0.02 s 9
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 3718 Time for block. of highset over voltage: 0.06 s 3720 Highset over voltage trip action: Local trip 3721 Duration of sed signal: 0.25 s 1.2- Bảo vệ so lệch dọc(F87L): - Sử dụng rơ le LFCB 102. - Thông số đặt của rơ le: Dòng so lệch ngưỡng IS1: 0.4 A Hệ số hãm K1: 30% Dòng so lệch ngưỡng IS2: 2.0 A Hệ số hãm K2: 150% Thời gian trễ tín hiệu cắt liên động(PIT): 0 ms Sai số thời gian trễ kênh truyền: 250 micro sec Thời gia trễ hư hỏng đường truyền: 0.1 sec Chế độ khoá tự động đóng lại: Cắt liên động và sự cố 3 pha Chế độ cắt : 1 pha. 1.3- Bảo vệ so lệch dọc(F87L):. - Sử dụng rơ le: 7SD522 - Thông số đặt của rơ le: 87-1 Pickup : 0.35 A 87-1 Value under switch on condition: 0.43 A 87-1 Trip time delay: 0.00 s Delay 1ph-fault (comp/ isol. star-point): 0.00 s 87-2 Pickup: 2.00 A 2nd. harmonic in % of fundamental: 15% Maximum inrush-peak value: 15.0 A Time for Crossblock with 2nd harmonic: 0.00 s. 1.4- Bảo vệ quá dòng thứ tự không và quá áp:. - Sử dụng rơ le Micom P141. - Thông số đặt của rơ le: V> Measur,t Mode : Phase - Neutral V> Operrate Mode: Any phase V> 1 Function: DT V> 1 Voltage set: 74 V V> 1 Time delay: 1.00 s V> 2 Status: Enable V> 2 Voltage set: 111 V V> 2 Time delay: 0.00 s Relay 1 (blocking signal): not used Relay 2 (block AR): V>1/V>2 TRIP Relay 3 (alarm): not used 10
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp Relay 4 (trip): V>1/V>2 TRIP Relay 5 (intertrip): V>1/V>2 TRIP Relay 6 (alarm): V>1 TRIP Relay 7 (alarm): V>2 TRIP ( Chỉ sử dụng chức năng bảo vệ quá áp trong vận hành bình thường) 2 - Bảo vệ đường dây 574(Hà tĩnh - Đà Nẵng): 2.1- Bảo vệ khoảng cách và qúa dòng có hướng: - Sử dụng rơ le 7SA513. - Thông đặt của rơ le: 1100 POWER SYSTEM DATA 1101 Current transformer: Towards line 1102 System star-point condition: Solidly earthed 1103 Primarry rated voltage: 500 kV 1104 Secondary rated voltage: 110 V 1105 Primarry rated current: 1200 A 1109 Voltage transformer connection: Not connected 1110 Ching factor Uph/Udelta (sec. earth voltage): 1.73 1111 Ie Current transformer connection: Protected line 1112 Matching factor Ie/Iph for Protected line: 1 1113 Matching factor Ie/Iph for Parallel line: 1 1114 Ip Current transformer connection: Parallel line 1116 Voltage transformer U2 input: L1 - L2 1117 Earth impedance matching RE/RL: 3.6 1118 Earth impedance matching XE/XL: 0.59 1119 Mutual impedance coupling RM/RL: 0 1120 Mutual impedance coupling XM/XL: 0 1121 Line angle: 85.0 Grad 1122 Line secondary reactance Xsec: 0.073 Ohm/km 1123 Line secondary capacitance CBsec: 0.049 myF/km 1124 Line length: 391 km 1132 Phase angle between U1 and U2 (matching): 0 Grad 1133 Closing(operating) time of circuit breaker: 0.06 s 1134 Trip command minimum duration: 0.06 s 1135 close command duration: 0.06 s 1136 3 pole coupling after 1 pole trip: with trip comm. 1137 Trip type with 2 phase faults: Three-pole 1138 Load compensation: Yes 1140 Current level to detect CB position I-RES: 0.10 I/In 1141 Voltage level to detect CB position U-RES: 20 V 1142 CB close zone release extension: 0.05 s 11
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1143 Checking of circuit breaker position: CB AUX and I< 1145 Manual close zone release extension: 0.30 s 1300 DISTANCE PROTECTION: INDEPENDENT ZONES 1301 Zone 1: Resistance (phase-phase)R1: 15.00 Ohm 1302 Zone 1: Resistance (reach) X1: 3.78 Ohm 1303 Zone 1: Resistance (phase-earth)R1E: 20.00 Ohm 1304 Zone 1: Drection: Forwards 1305 Zone 1: Delay for single phase faults: 0.00 s 1306 Zone 1: Delay for multi- phase faults: 0.00 s 1311 Zone 2: Resistance settingR2: 15.00 Ohm 1312 Zone 2: Resistance X2: 10.10 Ohm 1313 Zone 2: Resistance (phase-earth)R2E: 20.00 Ohm 1314 Zone 2: Drection: Forwards 1315 Zone 2: Delay for single phase faults: 0.50 s 1316 Zone 2: Delay for multi- phase faults: 0.50 s 1321 Zone 3: Resistance R3 : 15.00 Ohm 1322 Zone 3: Resistance X3 : 35.90Ohm 1323 Zone 3: Resistance (phase-earth)R3E: 20.00 Ohm 1324 Zone 3: Drection: Forwards 1325 Zone 3: Delay for all faultsT3: 1.00 s 1400 DISTANCE PROTECTION: CONTROLLED ZONES Z1B, Z1L 1401 Zone 1B: Resistance (phase-phase)R1B: 15.00 Ohm 1402 Zone 1B: Resistance (reach)X1B: 35.90 Ohm 1403 Zone 1B: Resistance (phase-earth)R1BE: 20.00 Ohm 1404 Zone 1B: Drection: Forwards 1405 Zone 1B: Delay for single phase faults: 0.00s 1406 Zone 1B: Delay for multi- phase faults: 0.00 s 1411 Zone 1L: Resistance (phase-phase)R1L: 15.00 Ohm 1412 Zone 1L: Resistance (reach)X1L: 35.90 Ohm 1413 Zone 1L: Resistance (phase-earth)R1LE: 20.00 Ohm 1414 Zone 1L: Drection: Forwards 1415 Zone 1L: Delay for all faults T1L: * 1600 DISTANCE PROTECTION: FAULT DETECTION 1620 Earth fault detection Ie>: 0.10 I/In 1621 Min. current for imped. measurement Iph>: 0.10 I/In 1622 Fault detection polygon setting X+A: 50.00 Ohm 1623 Fault detection polygon setting X-A : 50.00 Ohm 1624 Fault detection polygon setting RA1: 20.00 Ohm 1625 Fault detection polygon setting RA2: 35.00 Ohm 1626 Fault detection polygon for earthfaultRA1E : 25.00 Ohm 12
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1627 Fault detection polygon for earthfaultRA2E : 45.00 Ohm 1628 Fault detection polygon angle PHI A: 450 1629 Fault detection polygon angle(earth) PHI AE: 450 1700 FAULTS IN EARTHED NETWORKS 1701 thfault detection using Ue> : 20 V 1703 Loop selection with Ph-Ph-E fault detection: Block leading 1704 Loop selection with 3ph fault detection: E/F dependent 1707 Earthfault detection with: Ue> OR Ie> 2200 TELEPROTECT.: PERMISSIVE OVERREACH(P.O.T.T) 2201 Permissive overreach transfer trip is : ON 2202 Permissive overreach transfer trip feature: Z1B RELEASE 2203 Transient block. time after external flt : 0.01 s 2204 Waiting time for tran sient blocking : *s 2206 Send signal prolongation for P.O.T.T : 0.10 s 2210 Effective direct.for direct. comparison: Forwards 2212 Send signal delay for P.O.T.T : 0.00 s 2220 Echo function for weak infeeds : ON 2221 Echo delay time : 0.01 s 2222 Duration of echo impulse : 0.10 s 2223 Echo blocking time: 0.20 s 2400 SWITCH-ON-TO-FAULT PROTECTION 2401 Switch-on-to-fault function is : ON 2402 Release of switch-on-to-fault function: Only M/C 2404 Current for fault recognition:Isc : 1.80 I/In 2500 WEAK INFEED PROTECTION 2501 Weak infeed function is : ON 2502 Undervoltage Uph : 50 V 2505 Reception signal delay(for stabilisation): 0.01 s 2506 Reception signal extension : 0.20 s 3700 OVERVOLTAGE PROTECTION 3701 Overvoltage protection stage is: ON 3703 Overvoltage pick-up value U> : 1.16 U/Un 3704 Overvoltage reset ratio: U> reset/ U> : 0.9 3705 Trip time delay TU> : 1.00 s 3706 Overvoltage compensation function : OFF 3708 Overvoltage trip action: Local trip 3711 Highset overvoltage protection stage is: ON 3712 Highset overvoltage selection: Phase-Earth 3713 Highset overvoltage pick-up value U>>: 1.75 U/Un 3714 Highset overvoltage reset: U>> reset/ U>>: 0.9 3715 Highset overvoltage fault detection action:OR COMBINET 13
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 3716 Delay time with closed circuit breaker: 0.06 s 3717 Delay time with open circuit breaker: 0.02 s 3718 Time for block. of highset over voltage: 0.06 s 3720 Highset overvoltage trip action: Local trip 3721 Duration of sed signal: 0.25 s 2.2- Bảo vệ so lệch dòng có hãm(F87L). - Sử dụng rơ le LFCB 102. - Thông số đặt của rơ le: Dòng so lệch ngưỡng IS1: 0.4 A Hệ số hãm K1: 30% Dòng so lệch ngưỡng IS2: 2.0 A Hệ số hãm K2: 150% Thời gian trễ tín hiệu cắt liên động(PIT): 0 ms Sai số thời gian trễ kênh truyền: 250 micro sec Thời gia trễ hư hỏng đường truyền: 0.1 sec Chế độ khoá tự động đóng lại: Cắt liên động và sự cố 3 pha Chế độ cắt : 1 pha. 2.3- Bảo vệ quá dòng pha (F51). - Sử dụng rơ le :MCGG62. - Thông số đặt của rơ le: Dòng chỉnh định : Is = 1.2 In Thời gian chỉnh định : t = 1 s (ở chế độ vận hành bình thường bảo vệ được tách khỏi vận hành). 2.4- Bảo vệ quá dòng chậm đất có hướng - Sử dụng rơ le: MCGG22 + METI11. - Thông số đặt của rơ le: MCGG : Current setting : Is = 0.1 In Time setting: t = 0.1 s METI11: Internal angles setting: +45. 3 - Bảo vệ đường dây 580 (Hà tĩnh - Nho Quan1): 3.1- Bảo vệ khoảng cách hợp bộ : - Sử dụng rơ le 7SA513. - Thông số đặt của rơ le: 1100 POWER SYSTEM DATA 1101 Relay will internally roll CT polarity: Zero Degrees 1102 System star-point condition: Solidly earthed 1103 Primarry rated voltage: 500 kV 1104 Secondary rated voltage: 110 V 1105 Primarry rated current: 1200 A 14
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1107 Min. current for CT-saturation: 20.00 I/In 1109 Ux voltage transformer connection: Not connected 1110 Nomimal Ph to nomimal 3V0 .sec. voltage ratio : 1.73 1111 I4 Current transformer connection: Protected line 1112 Matching factor Ie/Iph (Ie Protected line): 1 1113 Matching factor Ie/Iph (Ie Parallel line): 1 1114 I5 Current transformer connection: Not connected 1117 RG/RL- Ratio of ground to line resistance: 2.65 1118 XG/XL- Ratio of ground to line resistance: 0.57 1119 Mutual compensating factor RM/RL: 0 1120 Mutual compensating factor XM/XL: 0 1121 Line angle: 85.3 Grad 1122 Line secondary reactance Xsec: 0.74 Ohm/km 1123 Line secondary capacitance CBsec: 0.048 F/km 1124 Line length: 307.5 km 1125 Earth current ratio parallel line comp. 85% 1130 Trip command min. duration for I > I-RES: 0.06 s 1131 Trip command min. duration for I < I-RES: 0.15 s 1135 Maximum close command duration: 0.06 s 1136 3 pole coupling after 1 pole trip: with trip comm. 1137 Trip type with 2 phase faults: Three-pole 1138 Load compensation: Yes 1140 Current threshold for open line detect. I-RES: 0.10 I/In 1141 Voltage threshold for open line detect. U-RES: 30 V 1142 CB close zone release extension: 0.05 s 1143 Checking of circuit breaker position: CB AUX and I-RES.< 1145 Prolongation time after manual closing: 0.30 s 1149 Stabilization time for external trip: 0.01 s 1300 DISTANCE PROTECTION: INDEPENDENT ZONES 1301 Zone 1: Resistance (phase-phase)R1: 15.00 Ohm 1302 Zone 1: Resistance (reach) X1: 3.21 Ohm 1303 Zone 1: Resistance (phase-earth)R1E: 20.00 Ohm 1304 Zone 1: Drection: Forwards 1305 Zone 1: Delay for single phase faults T1 1PH: 0.00 s 1306 Zone 1: Delay for multi- phase faults T1: 0.00 s 1311 Zone 2: Resistance settingR2: 15.00 Ohm 1312 Zone 2: Resistance X2: 28.26 Ohm 1313 Zone 2: Resistance (phase-earth)R2E: 20.00 Ohm 1314 Zone 2: Drection: Forwards 1315 Zone 2: Delay for single phase faults T2 1PH: 0.50 s 15
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1316 Zone 2: Delay for multi- phase faults T2: 0.50 s 1321 Zone 3: Resistance R3 : 15.00 Ohm 1322 Zone 3: Resistance X3 : 28.56 Ohm 1323 Zone 3: Resistance (phase-earth)R3E: 20.00 Ohm 1324 Zone 3: Drection: Forwards 1325 Zone 3: Delay for all faultsT3: 1.00 s 1400 DISTANCE PROTECTION: CONTROLLED ZONES Z1B, Z1L 1401 Zone 1B: Resistance (phase-phase)R1B: 15.00 Ohm 1402 Zone 1B: Resistance (reach)X1B: 28.56 Ohm 1403 Zone 1B: Resistance (phase-earth)R1BE: 20.00 Ohm 1404 Zone 1B: Drection: Forwards 1405 Zone 1B: Delay for single phase faults: 0.00s 1406 Zone 1B: Delay for multi- phase faults: 0.00 s 1407 Coord.- Timer for blocking scheme : 0.01 s 1411 Zone 1L: Resistance (phase-phase)R1L: 15.00 Ohm 1412 Zone 1L: Resistance (reach)X1L: 28.56 Ohm 1413 Zone 1L: Resistance (phase-earth)R1LE: 20.00 Ohm 1414 Zone 1L: Drection: Forwards 1415 Zone 1L: Delay for all faults T1L: +*s 1600 DISTANCE PROTECTION: FAULT DETECTION 1602 Earth fault detection Ie>: 0.10 I/In 1602 Earth fault detection(independent of1707) Ie>>: 0.10 I/In 1621 Min. current for imped. measurement Iph>: 0.10 I/In 1622 Fault detection polygon setting X+A: 45.00 Ohm 1623 Fault detection polygon setting X-A : 45.00 Ohm 1624 Fault detection polygon setting RA1: 20.00 Ohm 1625 Fault detection polygon setting RA2: 45.00 Ohm 1626 Fault detection polygon for earthfaultRA1E : 30.00 Ohm 1627 Fault detection polygon for earthfaultRA2E : 55.00 Ohm 1628 Fault detection polygon angle PHI A: 450 1629 Fault detection polygon angle(earth) PHI AE: 450 1630 Overcurrent fault detection Iph>> : +* I/In 1700 FAULTS IN EARTHED NETWORKS 1701 Earthfault detection using Ue> : 20 V 1703 Loop selection with Ph-Ph-E fault detection: Block leading 1707 Earthfault detection with: Ue> and Ie> 2200 TELEPROTECT.: PERMISSIVE OVERREACH(P.O.T.T) 2201 Permissive overreach transfer trip is : ON 2202 Permissive overreach transfer trip feature: Z1B release 2203 Transient block. time after external flt : 0.05 s 16
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 2204 Waiting time for trans. blocking : +*s 2206 Send signal prolongation for P.O.T.T : 0.05 s 2210 Effective direct.for direct. comparison: Forwards 2211 Waiting time for trans. block. (reverse faults): 0.04 s 2212 Send signal delay for P.O.T.T : 0.00 s 2220 Echo function for weak infeeds : ON 2221 Echo delay time : 0.04 s 2222 Duration of echo impulse : 0.05 s 2223 Echo blocking time: 0.15 s 2400 SWITCH-ON-TO-FAULT PROTECTION 2401 tch-on-to-fault function is : ON 2402 ease of switch-on-to-fault function: Only man. close 2404 Current for fault recognition:Isc : 1.80 I/In 2500 WEAK INFEED PROTECTION 2501 Weak infeed function is : ON 2502 Under voltage Uph : 50 V 2505 Reception signal delay(for stabilisation): 0.01 s 2506 Reception signal extension : 0.20 s 3100 EARTH FAULT PROTECTION: DRECT/NON DIRECT 3101 Earth fault protection is: ON 3102 Earth fault overcurrent characteristic: Del.inite Time 3103 Earth fault overcurrent threshold Ie> , Iep: 0.50 I/In 3104 Minimum voltage for direct. measurment Ue> : 5.0 V 3106 Delay time for directional trip T-Direc : 1.50 s 3107 Direction: Forword 3108 Delay time for non-direct. trip T Non-Dir>: +*s 3111 Directional decision: With Ue and IY 3112 Ue inverse time characteristic Ue> INV: 0.2 V 3113 Rapid trip (w/3115) w/ rapid auto reclose(RAR): off 3114 Mode of operation with manual close (M/C): off 3115 Delay for RAR(3113) and MC w/ F/ D dir (3114): 0.00 s 3200 EARTH FAULT DIRECTIONAL COMPARISON PROTECTION. 3201 Earth fault directional comparison is: ON 3202 Delay time for transmission and trip: 0.00s 3203 Transient blocking time after external fault: 0.05 s 3204 Waiting time for trans. block. (missing recept): +*s 3206 Waiting time for trans. block. (reverse faults): 0.04 s 3210 Echo funtion for weak infeed: OFF 3211 Echo delay time: 0.04 s 3212 Duration of echo impulse: 0.05 s 3213 Echo blocking time: 0.40 s 17
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 3.2- Bảo vệ so lệch dòng có hãm (F87L). - Sử dụng rơ le LFCB 102. - Thông số đặt của rơ le: Dòng so lệch ngưỡng IS1: 0.75 A Hệ số hãm K1: 30% Dòng so lệch ngưỡng IS2: 2.0 A Hệ số hãm K2: 150% Thời gian trễ tín hiệu cắt liên động(PIT): 0 ms Sai số thời gian trễ kênh truyền: 250 micro sec Thời gia trễ hư hỏng đường truyền: 0.1 sec Chế độ khoá tự động đóng lại: Cắt liên động và sự cố 3 pha Chế độ cắt : 1 pha. 3.3- Bảo vệ so lệch dòng có hãm (F87L). - Sử dụng rơ le MICOM 546. - Thông số đặt của rơ le: Dòng so lệch ngưỡng IS1: 0.30 A Hệ số hãm K1: 30% Dòng so lệch ngưỡng IS2: 2.0 A Hệ số hãm K2: 150% Thời gian trễ tín hiệu cắt liên động(PIT): 0 ms Sai số thời gian trễ kênh truyền: 250 micro sec Thời gia trễ hư hỏng đường truyền: 0.1 sec Chế độ khoá tự động đóng lại: Cắt liên động và sự cố 3 pha Chế độ cắt : 1 pha. 3.4- Bảo vệ quá áp ,quá dòng Io . - Sử dụng rơ le MICOM P141. - Thông số đặt của rơ le: GROUP 1 EARTH FAULT 1 IN1>1 Function: DT IN1> 1Drirection: Drirection Fwd IN1> 1Current: 500.0 mA IN1>1 Time delay: 1.500 s IN1>1 T.RESET: 0.000 s IN1>2 Function: DT IN1>2 Drirection: Drirection Rev IN1> 2Current: 80.00 mA IN1> 2Time delay: 0.000 s IN1>2 T.RESET: 0.300 s IN1> Char Agle: - 450 GROUP 1 VOLT. PROTECTION. 18
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp UNDERVOLTAGE: V< Measur’t Mode: Phase-Neutral V< Operate Mode: Any phase V< 1Function: Disabled V< 2 Status: Disabled OVERVOLTAGE: V> Measur’t Mode: Phase-Neutral V> Operate Mode: Any phase V> 1Function: DT V> Voltage set: 74 V V> Time delay: 1.00 s V> 2 Status: Enable V> 1 Voltage set: 111 V V> Time delay: 0.00 s 3.5- Bảo vệ quá áp. - Sử dụng rơ le MICOM P141. - Thông số đặt của rơ le: GROUP 1 VOLT. PROTECTION. UNDERVOLTAGE: V< Measur’t Mode: Phase-Neutral V< Operate Mode: Any phase V< 1Function: Disabled V< 2 Status: Disabled OVERVOLTAGE: V> Measur’t Mode: Phase-Neutral V> Operate Mode: Any phase V> 1Function: DT V> Voltage set: 74 V V> Time delay: 1.00 s V> 2 Status: Enable V> 1 Voltage set: 111 V V> Time delay: 0.00 s 4 - Bảo vệ đường dây 582 (Hà tĩnh - Nho Quan1): 4.1- Bảo vệ khoảng cách , quá áp, chống đóng vào điểm sự cố: - Sử dụng rơ le 7SA513. - Thông số đặt của rơ le: 1100 POWER SYSTEM DATA 1101 Relay will internally roll CT polarity: Zero Degrees 1102 System star-point condition: Solidly earthed 1103 Primarry rated voltage: 500 kV 19
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI Báo cáo thực tập tốt nghiệp 1104 Secondary rated voltage: 110 V 1105 Primarry rated current: 1200 A 1107 Min. current for CT-saturation: 20.00 I/In 1109 Ux voltage transformer connection: Not connected 1110 Nomimal Ph to nomimal 3V0 .sec. voltage ratio : 1.73 1111 I4 Current transformer connection: Protected line 1112 Matching factor Ie/Iph (Ie Protected line): 1 1113 Matching factor Ie/Iph (Ie Parallel line): 1 1114 I5 Current transformer connection: Not connected 1117 RG/RL- Ratio of ground to line resistance: 2.65 1118 XG/XL- Ratio of ground to line resistance: 0.57 1119 Mutual compensating factor RM/RL: 0 1120 Mutual compensating factor XM/XL: 0 1121 Line angle: 85.3 Grad 1122 Line secondary reactance Xsec: 0.74 Ohm/km 1123 Line secondary capacitance CBsec: 0.048 F/km 1124 Line length: 290 km 1125 Earth current ratio parallel line comp. 85% 1130 Trip command min. duration for I > I-RES: 0.00 s 1131 Trip command min. duration for I < I-RES: 0.15 s 1135 Maximum close command duration: 1.00 s 1136 3 pole coupling after 1 pole trip: with trip comm. 1137 Trip type with 2 phase faults: Three-pole 1138 Load compensation: Yes 1140 Current threshold for open line detect. I-RES: 0.10 I/In 1141 Voltage threshold for open line detect. U-RES: 30 V 1142 CB close zone release extension: 0.05 s 1143 Checking of circuit breaker position: CB AUX and I-RES.< 1145 Prolongation time after manual closing: 0.30 s 1149 Stabilization time for external trip: 0.01 s 1300 DISTANCE PROTECTION: INDEPENDENT ZONES 1301 Zone 1: Resistance (phase-phase)R1: 12.00 Ohm 1302 Zone 1: Resistance (reach) X1: 2.15 Ohm 1303 Zone 1: Resistance (phase-earth)R1E: 17.00 Ohm 1304 Zone 1: Drection: Forwards 1305 Zone 1: Delay for single phase faults T1 1PH: 0.00 s 1306 Zone 1: Delay for multi- phase faults T1: 0.00 s 1311 Zone 2: Resistance settingR2: 15.00 Ohm 1312 Zone 2: Resistance X2: 27.00 Ohm 1313 Zone 2: Resistance (phase-earth)R2E: 20.00 Ohm 20