Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Đánh giá độ tin cậy của phương thức bảo vệ máy biến áp trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình

Chia sẻ: _ _ | Ngày: | Loại File: PDF | Số trang:83

Thêm vào BST

Báo xấu

58
lượt xem 7
download

Download Vui lòng tải xuống để xem tài liệu đầy đủ

Cấu trúc luận văn được chia ra thành 3 chương: Chương 1: Giới thiệu tổng quan về cấu hình và các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ rơle; các sự cố thường gặp và đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ; Chương 2: Giới thiệu các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá độ tin cậy của hệ thống điều khiển bảo vệ rơle; Chương 3: Áp dụng phương pháp cây sự cố để đánh giá mức độ không sẵn sàng loại trừ sự cố trong vùng đối với một số sơ đồ bảo vệ máy biến áp phổ biến với mức độ dự phòng tăng dần.

Chủ đề:

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

Lưu

Nội dung Text: Luận văn Thạc sĩ Khoa học: Đánh giá độ tin cậy của phương thức bảo vệ máy biến áp trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình

ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP HOÀNG NGỌC ANH ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP TRẠM BIẾN ÁP 500KV NHO QUAN - NINH BÌNH LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC CHUYÊN NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN THÁI NGUYÊN - NĂM 2020
ĐẠI HỌC THÁI NGUYÊN TRƯỜNG ĐẠI HỌC KỸ THUẬT CÔNG NGHIỆP HOÀNG NGỌC ANH ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA PHƯƠNG THỨC BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP TRẠM BIẾN ÁP 500KV NHO QUAN - NINH BÌNH LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC Mã ngành: 8.52.02.01 Chuyên ngành: Kỹ thuật điện NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC: TS. TRƯƠNG TUẤN ANH THÁI NGUYÊN - NĂM 2020 1
LỜI CAM ĐOAN Tôi xin cam đoan, đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi, được thực hiện trên cơ sở nghiên cứu về lý thuyết và tổng hợp từ nhiều nguồn tài liệu tham khảo khác nhau: Sách, báo, tạp chí chuyên ngành, internet, thư viện các trường, cơ quan... Qua số liệu thu thập thực tế, tổng hợp lại, không sao chép bất kỳ luận văn nào trước đó và dưới sự hướng dẫn khoa học của TS. Trương Tuấn Anh - Giảng viên trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp – Đại học Thái Nguyên. Dữ liệu nghiên cứu được thu thập thực tế tại Trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình. Các số liệu và kết quả tính toán trong luận văn là trung thực; các đánh giá, kiến nghị đưa ra xuất phát từ thực tiễn, kinh nghiệm và chưa từng được công bố trong bất kỳ một công trình nào khác. Tác giả luận văn Hoàng Ngọc Anh 2
LỜI CẢM ƠN Sau thời gian học tập cao học chuyên ngành Kỹ thuật điện của trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp – Đại học Thái Nguyên, tác giả đã nhận thức sâu sắc về cách thức nghiên cứu, phương pháp tiếp cận các đối tượng nghiên cứu thực tế tại trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình nơi tác giả công tác. Đồng thời luôn luôn tích lũy nâng cao kiến thức chuyên môn, nâng cao năng lực làm chủ các thiết bị hiện đại, khả năng thích ứng cao trước sự phát triển của khoa học, kĩ thuật và kinh tế. Có khả năng phát hiện, giải quyết độc lập những vấn đề thuộc chuyên ngành được đào tạo và phục vụ cho công tác được tốt hơn, tác giả đã đề xuất và lựa chọn đề tài luận văn tốt nghiệp cao học “Đánh giá độ tin cậy của phương thức bảo vệ máy biến áp trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình”. Việc nghiên cứu gắn liền với thực tế nơi công tác đã tạo điều kiện cho việc nghiên cứu chuyên sâu để hoàn thành luận văn tốt nghiệp này. Tác giả xin bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc đến: TS. Trương Tuấn Anh đã giúp đỡ, hướng dẫn hết sức chu đáo, nhiệt tình trong quá trình thực hiện đề tài để tác giả hoàn thành luận văn thạc sĩ. Các phòng chức năng trong trường Đại học Kỹ thuật Công nghiệp đã tạo điều kiện thuận lợi cho tác giả trong suốt quá trình học tập, nghiên cứu và hoàn thành các thủ tục bảo vệ luận văn thạc sĩ. Các đồng nghiệp trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình đã giúp đỡ tác giả thực hiện việc nghiên cứu và thu thập các số liệu để tác giả hoàn thành nội dung luận văn thạc sĩ. Gia đình, bạn bè của tác giả đã giúp đỡ, tạo điều kiện về thời gian, động viên tác giả trong suốt quá trình thực hiện và hoàn thành luận văn. Tác giả mong muốn tiếp tục nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ và tạo điều kiện của Hội đồng Chấm luận văn thạc sĩ, các bạn bè, đồng nghiệp, gia đình và người thân để bản luận văn này hoàn thiện hơn. Xin trân trọng cảm ơn! 3
MỤC LỤC LỜI CAM ĐOAN ............................................................................................................2 LỜI CẢM ƠN ..................................................................................................................3 MỤC LỤC .......................................................................................................................4 DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT .......................................................................................7 DANH MỤC CÁC BẢNG ..............................................................................................8 DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ .........................................................................................9 MỞ ĐẦU .......................................................................................................................10 Chương 1. CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ ........................................................................................................................12 1.1. Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ ...........................................................12 1.1.1. Tính chọn lọc ................................................................................................12 1.1.2. Tác động nhanh.............................................................................................13 1.1.3. Độ nhạy .........................................................................................................13 1.1.4. Đảm bảo độ tin cậy .......................................................................................14 1.2. Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ ...................................................14 1.2.1. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 500/220kV ..................15 1. Bảo vệ chính 1 .................................................................................................15 2. Bảo vệ chính 2 .................................................................................................15 3. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 500kV .....................................................16 4. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV .....................................................16 5. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp...................................................16 6. Các chức năng khác .........................................................................................16 1.2.2. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 220/110kV ..................16 1. Bảo vệ chính 1 .................................................................................................16 2. Bảo vệ chính 2 .................................................................................................16 3. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV .....................................................16 4. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 110kV .....................................................16 5. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp...................................................17 6. Một số chức năng khác ....................................................................................17 1.2.3. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 110kV .........................17 1. Bảo vệ chính ....................................................................................................17 2. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây 110kV ...........................................................17 3. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 1 ......................................................17 4. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 2 ......................................................17 5. Một số chức năng khác ....................................................................................17 1.3. Một số sự cố thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ .............................................20 4
1.3.1. Hư hỏng phần cứng rơle của rơle bảo vệ ......................................................21 1.3.2. Hư hỏng nguồn làm việc cho rơle bảo vệ .....................................................21 1.3.3. Hư hỏng biến dòng điện, biến điện áp ..........................................................21 1.3.4. Hư hỏng, đấu sai mạch nhị rơle bảo vệ ........................................................22 1.3.5. Sai sót khi cài đặt và cấu hình rơle ...............................................................22 1.3.6. Hư hỏng của bản thân máy cắt .....................................................................22 1.4. Sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ và đề xuất nghiên cứu ..............................................................................................................................23 1.5. Kết luận chương 1 ...............................................................................................23 Chương 2. PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG BẢO VỆ .........................................................................................................24 2.1. Khái niệm chung về độ tin cậy............................................................................24 2.2. Các chỉ tiêu phổ biến để đánh giá độ tin cậy ......................................................24 2.2.1. Giới thiệu chung ...........................................................................................24 2.2.2. Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của các phần tử ..........................................25 2.3. Một số giải pháp nâng cao khả năng sẵn sàng của hệ thống bảo vệ ...................26 2.4. Phương pháp cây sự cố đánh giá độ tin cậy của hệ thống bảo vệ .......................29 2.4.1. Giới thiệu phương pháp cây sự cố đánh giá độ tin cậy ................................29 2.4.2. Hàm cấu trúc (structure function) .................................................................33 2.4.3. Mối liên hệ giữa sơ đồ khối và sơ đồ cây sự cố ...........................................33 2.5. Ví dụ áp dụng phương pháp cây sự cố ................................................................35 2.6. Kết luận chương 2 ...............................................................................................38 Chương 3. ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP TRẠM BIẾN ÁP 500KV NHO QUAN – NINH BÌNH ..................................................................................................................39 3.1. Giới thiệu về trạm biến áp 500 kV Nho Quan và phương thức bảo vệ ..............39 3.1.1. Giới thiệu về trạm biến áp 500 kV Nho Quan ..............................................39 3.1.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ của máy biếp áp AT3 trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình ...................................................................................................42 1. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT3 ..................................................42 2. Một số tính năng bảo vệ máy biến áp AT3 .....................................................42 3. Ma trận cắt máy biến áp AT3 ..........................................................................45 3.2. Các kịch bản đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ cho máy biến áp AT3 tại trạm biến áp 500kV Nho Quan - Ninh Bình .........................................................47 3.2.1. Các giả thiết khi tính toán độ tin cậy của các sơ đồ bảo vệ máy biến áp .....47 3.2.2. Các kịch bản so sánh độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT3 ....................................................................................................................47 5
1. Sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn .............................................................47 2. Sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn ..................................................................48 2. Sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng ................................................................49 3.3. Giá trị không sẵn sàng của một số phần tử trong sơ đồ phương thức bảo vệ rơle ....................................................................................................................................49 3.3.1. Hư hỏng rơle bảo vệ .....................................................................................50 3.3.2. Cài đặt sai cấu hình của rơle .........................................................................50 3.3.3. Hư hỏng máy cắt điện ...................................................................................50 3.3.4. Hư hỏng hệ thống nguồn điện một chiều .....................................................51 3.3.5. Lỗi dây mạch nguồn điện một chiều ............................................................51 3.3.6. Hư hỏng máy biến dòng điện........................................................................52 3.3.7. Hư hỏng máy biến điện áp ............................................................................52 3.3.8. Lỗi đi dây mạch máy biến dòng điện hoặc máy biến điện áp (đấu sai, đứt dây, hở mạch, chập mạch…) ..........................................................................................52 3.3.9. Các hư hỏng không rõ ràng (hư hỏng ẩn) .....................................................53 3.3.10. Các lỗi hệ thống ..........................................................................................53 3.4. Ứng dụng phần mềm tính toán cây sự cố OpenFTA ..........................................54 3.4.1. Giới thiệu phần mềm tính toán cây sự cố OpenFTA ....................................54 3.4.2. Tính toán cây sự cố cho các sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT3 ..56 1. Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn ..............................................................................................56 2. Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng ............................................................................................58 3. Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn .........................................................................................62 3.4.3. Đánh giá kết quả ...........................................................................................65 3.5. Kết luận chương 3 ...............................................................................................66 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG NGHIÊN CỨU ...................................................................67 1. Kết luận ..................................................................................................................67 2. Hướng nghiên cứu trong tương lai .........................................................................67 PHỤ LỤC ......................................................................................................................68 Phụ lục 1. Kết quả tính toán cây sự cố sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn ................68 Phụ lục 2. Kết quả tính toán cây sự cố sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng..............71 Phụ lục 3. Kết quả tính toán cây sự cố sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn...........76 TÀI LIỆU THAM KHẢO .............................................................................................82 6
DANH MỤC CHỮ VIẾT TẮT BV Bảo vệ BD Máy biến dòng MBA Máy biến áp TC Thanh cái MC Máy cắt ĐD Đường dây 87T Bảo vệ so lệch máy biến áp (Transformer Differential Protection) 49 Bảo vệ quá nhiệt (Thermal relay) 64 Rơle chống chạm đất (Earth – Fault relay) 50 Rơle quá dòng cắt nhanh (Instantancous overcurrent relay) 51 Rơle quá dòng cực đại (Inverse time overcurrent relay) 50N Quá dòng cắt nhanh chống chạm đất Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian xác định (Definite time earth 51N fault overcurrent relay) 67 Rơle dòng định hướng (Directional overcurrent relay) Rơle dòng định hướng chống chạm đất (Directional earth fault 67N relay) 27 Rơle điện áp thấp (Undervoltage relay) 59 Rơle quá điện áp (Overvoltage relay) 50BF Rơle bảo vệ hư hỏng máy cắt 74 Rơle xóa giám sát mạch cắt FTA Phương pháp cây sự cố (Fault Tree Analysis) AC Xoay chiều DC Một chiều FR Ghi sự cố FL Vị trí sự cố MTTF Thời gian trung bình giữa các sự cố MTTR Thời gian sửa chữa trung bình MTBF Thời gian trung bình giữa các lần hư hỏng 7
DANH MỤC CÁC BẢNG Bảng 1.1. Ký hiệu của các sự kiện và các hàm cấu thành cây sự cố. ............................32 Bảng 3.1. Ma trận cắt của các bảo vệ cho máy biến áp AT1, 500/220/110kV trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình .................................................................................41 Bảng 3.2. Ma trận cắt của phương thức bảo vệ cho máy biến áp AT3 Nho Quan........46 Bảng 3.3. Thống kê các chỉ số độ không sẵn sàng của một số phần tử ........................54 Bảng 3.4. So sánh mức độ không sẵn sàng của các sơ đồ phương thức bảo vệ. ...........65 Bảng 3.5. Mức độ đóng góp của các hư hỏng tới độ không sẵn sàng của sự kiện đỉnh 66 8
DANH MỤC CÁC HÌNH VẼ Hình 1.1. Sơ đồ minh họa yêu cầu của bảo vệ rơle. ......................................................12 Hình 1.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 1. ............................................................18 Hình 1.3. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 2. ............................................................19 Hình 1.4. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp. .......................................................20 Hình 2.1. Vùng bảo vệ (phạm vi bảo vệ) ......................................................................26 Hình 2.2. Hệ thống bảo vệ máy biến áp không có dự phòng ........................................28 Hình 2.3. Hệ thống bảo vệ máy biến áp có dự phòng ...................................................29 Hình 2.4. Cấu trúc sơ đồ cây sự cố. ...............................................................................30 Hình 2.5. Hệ thống kết nối kiểu nối tiếp. ......................................................................33 Hình 2.6. Hệ thống kết nối kiểu song song. ..................................................................34 Hình 2.7. Sơ đồ mạch bảo vệ đường dây không có rơle dự phòng. ..............................36 Hình 2.8. Cây sự cố mạch bảo vệ đường dây không có rơle dự phòng. .......................36 Hình 2.9. Sơ đồ mạch bảo vệ đường dây có rơle dự phòng. .........................................37 Hình 2.10. Cây sự cố mạch bảo vệ đường dây có rơle dự phòng. ................................37 Hình 3.1. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT1, 500/220/110kV trạm biến áp 500kV Nho Quan – Ninh Bình ......................................................................................40 Hình 3.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ máy biến áp AT3 Nho Quan. .............................42 Hình 3.3. Sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn. ..........................................................48 Hình 3.4. Sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn. ...............................................................48 Hình 3.5. Sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng. .............................................................49 Hình 3.6. Giao diện chính của phần mềm OpenFTA. ...................................................55 Hình 3.7. Giao diện quản lý dữ liệu của phần mềm OpenFTA. ....................................55 Hình 3.8. Các biểu tượng có sẵn trong phần mềm OpenFTA. ......................................55 Hình 3.9. Các chức năng hỗ trợ phân tích, tính toán cây sự cố OpenFTA....................56 Hình 3.10. Cây sự cố với sơ đồ phương thức bảo vệ rút gọn. .......................................57 Hình 3.11. Cây sự cố với sơ đồ phương thức bảo vệ mở rộng. .....................................60 Hình 3.12. Cây sự cố với sơ đồ phương thức bảo vệ tiêu chuẩn. ..................................63 9
MỞ ĐẦU Trong quá trình vận hành hệ thống điện không thể tránh khỏi những sự cố, nguyên nhân có thể do các yếu tố tác động từ bên ngoài hoặc trong bản thân nội bộ hệ thống điện gây ra. Để đảm bảo cho hệ thống điện vận hành được an toàn, một bộ phận không thể thiếu đó là hệ thống bảo vệ rơle. Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để làm việc với độ tin cậy cao, đảm bảo cho hệ thống điện vận hành an toàn trong mọi chế độ, tuy nhiên do hệ thống rơle gồm nhiều thiết bị hợp thành, cấu tạo, chủng loại khác nhau nên vẫn có những sự cố xảy ra và có thể dẫn tới những thiệt hại lớn cho hệ thống điện. Để bảo vệ cho các thiết bị quan trọng trong các trạm biến áp truyền tải như máy biến áp, đã có những quy định rất rõ ràng về phương thức bảo vệ rơle cho trạm biến áp, để đảm bảo máy biến áp luôn luôn vận hành an toàn. Tuy nhiên phần đấu nối mạch các thiết bị và mạch nhị thứ còn khác nhau giữa các trạm biến áp. Việc khác nhau của hệ thống nhị thứ là do quan điểm thiết kế hệ thống bảo vệ rơle của các hãng không giống nhau. Như vậy, vấn đề cần được quan tâm và giải quyết là phương thức bảo vệ và hệ thống mạch nhị thứ nào để bảo vệ cho trạm biến áp sẽ có độ tin cậy cao hơn và phù hợp hơn về mặt kinh tế. Tác giả hiện đang công tác tại trạm biến áp 500 kV Nho Quan – Ninh Bình, hàng ngày đều làm việc và tiếp xúc trực tiếp đến hệ thống bảo vệ rơle của trạm. Để nâng cao trình độ kiến thức về chuyên môn, nghiệp vụ. Tác giả đã đề xuất hướng nghiên cứu “Đánh giá độ tin cậy của phương thức bảo vệ máy biến áp trạm biến áp 500 kV Nho Quan – Ninh Bình”. Luận văn sẽ đi sâu vào nghiên cứu cách thức đánh giá định lượng độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ cho trạm biến áp vì máy biến áp là thiết bị phổ biến trên lưới điện và có giá thành lớn. Phương pháp sử dụng trong luận văn là phương pháp cây sự cố, phạm vi nghiên cứu sẽ giới hạn đối với phương thức bảo vệ cho máy biến áp 220/110/22 kV có công suất 125 MVA trạm biến áp truyền tải 500 kV Nho Quan – Ninh Bình. Về mặt cấu trúc luận văn được chia ra thành 3 chương: Chương 1: Giới thiệu tổng quan về cấu hình và các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ rơle; các sự cố thường gặp và đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ; giới thiệu các sơ đồ phương thức chung bảo vệ máy biến áp 220 kV & 500 kV và các hư hỏng thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ. Trong chương này cũng đặt ra mục tiêu nghiên cứu của luận văn. Chương 2: Giới thiệu các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá độ tin cậy của hệ thống điều khiển bảo vệ rơle; các giải pháp để nâng cao độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ rơle. Giới thiệu phương pháp đánh giá mức độ không sẵn sàng của hệ thống rơle bảo vệ cho trạm biến áp, trong nội dung luận văn đề xuất phương pháp cây sự cố. 10
Chương 3: Áp dụng phương pháp cây sự cố để đánh giá mức độ không sẵn sàng loại trừ sự cố trong vùng đối với một số sơ đồ bảo vệ máy biến áp phổ biến với mức độ dự phòng tăng dần. Phạm vi áp dụng là với sơ đồ bảo vệ máy biến áp 220/110/22 kV có công suất 125 MVA trạm biến áp 500 kV Nho Quan – Ninh Bình. Ứng dụng phần mềm OpenFTA để xây dựng và đánh giá mức độ không sẵn sàng. Phần cuối của luận văn sẽ đưa ra những kết luận về những nội dung đã đạt được và từ đó đề xuất các hướng nghiên cứu trong tương lai. 11
Chương 1. CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ 1.1. Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ Trong quá trình vận hành hệ thống điện có thể xuất hiện tình trạng sự cố và chế độ làm việc bất thường của các phần tử. Các sự cố thường kèm theo hiện tượng dòng điện tăng khá cao và điện áp giảm thấp. Các thiết bị có dòng điện tăng cao chạy qua có thể bị đốt nóng quá mức cho phép và bị hỏng. Khi điện áp giảm thấp, các hộ tiêu thụ không thể làm việc bình thường và tính ổn định của các máy phát làm việc song song và của toàn hệ thống bị giảm. Các chế độ làm việc không bình thường làm cho điện áp, dòng điện và tần số lệch khỏi giới hạn cho phép. Nếu để kéo dài tình trạng này, có thể xuất hiện sự cố. Muốn duy trì hoạt động bình thường của hệ thống và các hộ tiêu thụ khi xuất hiện sự cố, cần phát hiện càng nhanh càng tốt chỗ sự cố và cách ly nó ra khỏi phần tử bị hư hỏng, nhờ vậy phần còn lại duy trì được hoạt động bình thường, đồng thời giảm mức độ hư hại của phần tử bị sự cố. Chỉ có thiết bị tự động bảo vệ mới có thể thực hiện tốt được yêu cầu trên, thiết bị này gọi là bảo vệ rơle. Bảo vệ rơle sẽ theo dõi liên tục tình trạng và chế độ làm việc của tất cả các phần tử trong hệ thống điện. Khi xuất hiện sự cố, bảo vệ rơle phát hiện và cắt phần tử hư hỏng nhờ máy cắt điện. Khi xuất hiện chế độ làm việc không bình thường, bảo vệ rơle sẽ phát tín hiệu và tùy thuộc yêu cầu, có thể tác động khôi phục chế độ làm việc bình thường hoặc báo tín hiệu cho nhân viên trực. Các yêu cầu chính đối với hệ thống rơle bảo vệ: 1.1.1. Tính chọn lọc Tính tác động chọn lọc là khả năng phân biệt các phần tử hư hỏng và bảo vệ rơle chỉ tác động cắt các phần tử đó ra khỏi hệ thống điện. Hình 1.1. Sơ đồ minh họa yêu cầu của bảo vệ rơle. 12
Ví dụ: trong sơ đồ bảo vệ như hình 1, khi ngắn mạch tại điểm N1, máy cắt MC3 là máy cắt gần chỗ sự cố nhất, BV3 phải đưa tín hiệu cắt MC3. Khi ngắn mạch tại điểm N2, đường dây sự cố (II) được cắt ra bởi các máy cắt MC1 và MC2 thông qua hai bảo vệ BV1 và BV2. Như vậy bảo vệ rơle đảm bảo tính chọn lọc chỉ cắt phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống và bảo toàn sự làm việc bình thường của các phần tử không bị sự cố. Tính chọn lọc là yêu cầu cơ bản nhất của bảo vệ rơle để đảm bảo cung cấp điện an toàn liên tục. Nếu bảo vệ tác động không chọn lọc, sự cố có thể lan rộng. Yêu cầu tác động chọn lọc cũng không loại trừ khả năng bảo vệ tác động như là bảo vệ dự trữ trong trường hợp hỏng hóc bảo vệ hoặc máy cắt của các phần tử lân cận. Cần phân biệt hai khái niệm chọn lọc. + Chọn lọc tương đối: Theo nguyên tắc tác động của mình, bảo vệ có thể làm việc như là bảo vệ dự trữ khi ngắn mạch phần tử lân cận. + Chọn lọc tuyệt đối: Bảo vệ chỉ làm việc trong trường hợp ngắn mạch ở chính phần tử được bảo vệ. 1.1.2. Tác động nhanh Bảo vệ phải tác động nhanh để kịp thời cô lập các phần tử hư hỏng thuộc phạm vi bảo vệ nhằm: + Giảm được thời gian tụt thấp điện áp ở các hộ tiêu thụ. + Đảm bảo tính ổn định của hệ thống điện. + Giảm tác hại của dòng điện ngắn mạch đối với thiết bị. Bảo vệ tác động nhanh phải có thời gian tác động nhỏ hơn 0,1 giây. Để giảm thời gian cắt ngắn mạch cần phải giảm thời gian tác động của thiết bị bảo vệ rơle. Tuy nhiên trong một số trường hợp để thực hiện yêu cầu tác động nhanh thì không thể thỏa mãn yêu cầu chọn lọc. Hai yêu cầu này đôi khi mâu thuẫn nhau. 1.1.3. Độ nhạy Bảo vệ rơle cần phải đủ độ nhạy đối với nhưng hư hỏng và tình trạng làm việc không bình thường có thể xuất hiện ở những phần tử được bảo vệ trong hệ thống điện. Bảo vệ cần tác động không chỉ với các trường hợp ngắn mạch trực tiếp mà cả khi ngắn mạch qua điện trở trung gian. Ngoài ra bảo vệ phải tác động khi ngắn mạch xảy ra trong lúc hệ thống làm việc ở chế độ cực tiểu, tức là một số nguồn được cắt ra nên dòng ngắn mạch có giá trị nhỏ. Độ nhạy được đánh giá bằng hệ số độ nhạy, Kn: - Đối với các bảo vệ làm việc theo các đại lượng tăng khi ngắn mạch, hệ số độ nhạy được xác định bằng tỷ số giữa đại lượng tác động tối thiểu (ví dụ dòng ngắn mạch nhỏ nhất) khi ngắn mạch trực tiếp ở cuối vùng bảo vệ và đại lượng đặt (dòng khởi động). 13
- Đối với các bảo vệ tác động theo giá trị cực tiểu (ví dụ bảo vệ thiếu điện áp), hệ số nhạy được xác định ngược lại: trị số khởi động chia cho trị số cực tiểu. 1.1.4. Đảm bảo độ tin cậy Bảo vệ phải luôn luôn sẵn sàng khởi động và tác động một cách chắc chắn trong tất cả các trường hợp ngắn mạch trong vùng bảo vệ và các tình trạng làm việc không bình thường đã định trước. Không được tác động sai đối với các trường hợp mà nó không có nhiệm vụ tác động. Bảo vệ không tác động hoặc tác động nhầm rất có thể dẫn đến hậu quả: số phụ tải bị mất điện nhiều hơn hoặc làm cho sự cố lan tràn. Ví dụ: như hình 1, khi ngắn mạch tại điểm N2, bảo vệ không tác động cắt MC1 và MC2 được thì các bảo vệ dự phòng xa khác sẽ cắt nguồn II bởi MC4, MC5 và trạm B như vậy bảo vệ thiết kế không tin cậy, làm mất điện nhiều, gây thiệt hại về kinh tế. Nếu bảo vệ có nhiệm vụ dự trữ cho các bảo vệ sau nó thì khi ngắn mạch trong vùng dự trữ bảo vệ này phải khởi động nhưng không được tác động khi bảo vệ chính đặt gần chỗ ngắn mạch hơn chưa tác động. Để bảo vệ có độ tin cậy cao: + Dùng sơ đồ bảo vệ rơle đơn giản nhất và rơle có chất lượng cao. + Giảm số lượng rơle và tiếp xúc. Các bộ phận phụ (cực nối, dây dẫn) dùng trong sơ đồ phải chắc chắn, tiếp xúc tốt. + Chế độ và lắp ráp đảm bảo chất lượng, đồng thời kiểm tra thường xuyên sơ đồ bảo vệ trong quá trình vận hành. + Có bảo vệ dự phòng: dự phòng tại chỗ, dự phòng từ xa, khác nguyên tắc làm việc, khác hãng sản xuất. Bảo vệ rơle làm việc không tin cậy có thể do: thiết kế không đúng hoặc không hợp lý; thông số của bảo vệ, đối tượng bảo vệ bị suy giảm trong vận hành. 1.2. Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ Các đường dây và máy biến áp truyền tải đóng một vai trò quan trọng trong việc đưa điện năng sản xuất từ nguồn đến các hộ tiêu thụ điện. Số lượng các trạm biến áp truyền tải điện tăng lên không ngừng do phải đáp ứng nhu cầu tăng rất nhanh của các hộ phụ tải. Số lượng các máy biến áp ở các cấp điện áp 500 kV, 220 kV, 110 kV trong hệ thống truyền tải điện ngày càng nhiều chính vì vậy mà phương thức sử dụng dùng để bảo vệ cho máy biến áp phần tử quan trọng nhất trong trạm biến áp ngày càng trở nên quan trọng. Bên cạnh các yêu cầu về kỹ thuật, các yêu cầu về tính kinh tế ngày càng được quan tâm nhằm nâng cao độ tin cậy để bảo vệ máy biến áp tốt hơn và tối ưu về mặt kinh tế. 14
Việc xây dựng cấu hình hệ thống bảo vệ rơle cho trạm biến áp, tùy theo từng cấp điện áp, mức độ quan trọng có thể sử dụng kết hợp nhiều loại bảo vệ được sử dụng làm bảo vệ chính, bảo vệ kép hoặc bảo vệ dự phòng: - Bảo vệ chính: bảo vệ chủ yếu, tác động trước tiên. - Bảo vệ kép: hai bảo vệ chính, độc lập, cách ly vật lý, cùng thời gian tác động. - Bảo vệ dự phòng (bảo vệ phụ): bảo vệ tác động khi bảo vệ chính không tác động. Một số chức năng bảo vệ được sử dụng trong việc cấu hình hệ thống bảo vệ rơle cho máy biến áp: - 87T: Bảo vệ so lệch máy biến áp (Transformer Differential Protection). - 49: Bảo vệ quá nhiệt (Thermal relay). - 64: Rơle chống chạm đất (Earth – Fault relay). - 50: Rơle quá dòng cắt nhanh (Instantancous overcurrent relay). - 51: Rơle quá dòng cực đại (Inverse time overcurrent relay). - 50N: Quá dòng cắt nhanh chống chạm đất. - 51N: Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian xác định (Definite time earth fault overcurrent relay). - 67: Rơle dòng định hướng (Directional overcurrent relay). - 67N: Rơle dòng định hướng chống chạm đất (Directional earth fault relay). - 27: Rơle điện áp thấp (Undervoltage relay). - 59: Rơle quá điện áp (Overvoltage relay). - 50BF: Rơle bảo vệ hư hỏng máy cắt. - 74: Rơle xóa giám sát mạch cắt. Khi xảy ra chế độ làm việc không bình thường hoặc sự cố, việc phát hiện và loại trừ càng nhanh sự cố bên trong máy biến áp sẽ giúp tăng khả năng cung cấp điện liên tục cho toàn hệ thống điện, giảm thiệt hại về kinh tế. Theo quy định mới của EVN ban hành năm 2016 về cấu hình hệ thống và quy cách kỹ thuật của rơle bảo vệ cho các máy biến áp 500kV; 220kV và 110kV như sau: 1.2.1. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 500/220kV 1. Bảo vệ chính 1 Được tích hợp các chức năng bảo vệ 87T, 49, 64, 50/51,50N/51N. Tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng chân sứ máy biến áp. 2. Bảo vệ chính 2 Được tích hợp các chức năng bảo vệ 87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N. Tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào các phía máy biến áp. 15
3. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 500kV Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 500kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 500kV. 4. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV. 5. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp. 6. Các chức năng khác - Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26). - Rơle áp lực máy biến áp (63). - Rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90). - Rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được gửi đi cắt trực tiếp máy cắt hai phía thông qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phòng của máy biến áp. 1.2.2. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 220/110kV 1. Bảo vệ chính 1 Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng chân sứ máy biến áp. 2. Bảo vệ chính 2 Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64, 50/51, 50N/51N tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào các phía máy biến áp. 3. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV. 4. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 110kV Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74. 16
Tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 110kV của máy biến áp, Tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110kV. 5. Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp. 6. Một số chức năng khác - Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26). - Rơle áp lực máy biến áp (63). - Rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90). - Rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được gửi đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thông qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phòng của máy biến áp (F87T1, F87T2). 1.2.3. Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 110kV 1. Bảo vệ chính Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64 (theo nguyên lý tổng trở thấp), 50/51, 50N/51N. Tín hiệu dòng điện các phía lấy từ máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào các phía của máy biến áp. 2. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây 110kV Được tích hợp các chức năng bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ 110kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110kV. 3. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 1 Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp 1 của máy biến áp. 4. Bảo vệ dự phòng cho cuộn dây trung áp 2 Được tích hợp các chức năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp 2 của máy biến áp. 5. Một số chức năng khác - Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26). - Rơle áp lực máy biến áp (63). - Rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90). 17
- Rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được gửi đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thông qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi cắt đồng thời thông qua bộ bảo vệ chính và dự phòng 110kV của máy biến áp (F87, F67/67N). Ví dụ một số sơ đồ phương thức bảo vệ đối với các ngăn lộ và máy biến áp: - F87B: Bảo vệ so lệch thanh cái. - F67/67N: Bảo vệ quá dòng có hướng/ : Bảo vệ quá dòng có hướng chống chạm đất. - F50/51: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh/ Quá dòng cực đại. - F50/51N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chống chạm đất/ Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian xác định. - F74: Rơle xóa giám sát mạch cắt. - F50BF: Bảo vệ hư hỏng máy cắt. - F27/59: Bảo vệ điện áp thấp/ Quá điện áp. - FR: Ghi sự cố. - FL: Vị trí sự cố Hình 1.2. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 1. 18
- F87T: Bảo vệ so lệch máy biến áp. - F87B: Bảo vệ so lệch thanh cái. - F67/67N: Bảo vệ quá dòng có hướng/ : Bảo vệ quá dòng có hướng chống chạm đất. - F50/51: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh/ Quá dòng cực đại. - F50/51N: Bảo vệ quá dòng cắt nhanh chống chạm đất/ Bảo vệ quá dòng chạm đất thời gian xác định. - F74: Rơle xóa giám sát mạch cắt. - F50BF: Bảo vệ hư hỏng máy cắt. - F27/59: Bảo vệ điện áp thấp/ Quá điện áp. - FR: Ghi sự cố. - FL: Vị trí sự cố Hình 1.3. Sơ đồ phương thức bảo vệ ngăn lộ 2. 19