Bảo vệ rơle và tự động hóa HTCCĐ

điện thứ cấp của các BI. Xác định như sau: 2I 2II2I 2i I IIs  11/2/2011 62 8.8. BẢO VỆ KHOẢNG CÁCH (21) 1. Nguyên lý tác động và phạm vi áp dụng • Bảo vệ khoảng cách là loại bảo vệ tác động dựa vào việc đo tổng trở trong phạm vi bảo vệ, nếu thấy tổng trở đo được nhỏ hơn hoặc bằng với tổng trở định trước nó sẽ tác động cắt phần tử hư hỏng ra khỏi mạng điện. Vì thế bảo vệ khoảng cách là loại bảo vệ dùng rơle tổng trở. ZS ≤ ZKĐ→ BV sẽ tác động • Bảo vệ khoảng cách thường được dùng để bảo vệ lưới điện phức tạp nhiều nguồn cấp với hình dạng bất kỳ. Đặc biệt dùng tốt cho các đường dây tải điện. 11/2/2011 63 2. Tính toán bảo vệ khoảng cách a. Đối với BVKC làm việc không thời gian: ZKĐ = K.ZD = (0,80,85).ZD K - hệ số kể đến ảnh hưởng của Rhq tại chỗ NM; sai số của BI, BU và các sai số ảnh hưởng khác, (lấy K= 0,80,85). ZD - tổng trở đường dây được bảo vệ Ví dụ: ~ 52A B 52 N’ 21 N Rhq ZAN = RAN + jXAN ZAN’ = (RAN + Rhq) + jXAN BI BU ZAB= RAB + jXAB 11/2/2011 64 2. Tính toán bảo vệ khoảng cách b. Đối với BVKC làm việc có thời gian: BVKC dùng để bảo vệ đường dây tải điện thường có nhiều vùng tác động và do đó để đảm bảo độ tin cậy và tính chọn lọc BVKC cũng có nhiều cấp thời gian bảo vệ khác nhau. Đặc tính thời gian của bảo vệ khoảng cách thường có dạng độc lập (dạng bậc thang) và việc chọn thời gian làm việc cho các bảo vệ ngược với đặc tính thời gian của BV 51. Độ chênh lệch về thời gian làm việc giữa các vùng (cấp) bảo vệ liền kề nhau ∆t = 0,3 0,5s. Vậy: Với BV1 có ZKĐ1 và thời gian làm việc t1 Với BV2 có ZKĐ2 và thời gian làm việc t2 = t1 + ∆t ……………… Việc chọn các đại lượng này như sau 11/2/2011 65 2. Tính toán bảo vệ khoảng cách Ví dụ: Chọn ZKĐ và thời gian làm việc của 3 BV21 bảo vệ đường dây có sơ đồ như hình vẽ: ~ A N1 BU 21 BI BV1 21 BI BV2 21 BI BV3B C D N2 ZIA=0,8ZAB ZIIA=0,8(ZAB+ZIB) ZIIIA=0,8[ZAB+0,8(ZBC+ZIC) ] tIA tIIA tIIIA tIB tIIB tIIIB tIC tIIC A B C D ZIB=0,8ZBC ZIC=0,8ZCD 11/2/2011 66 3. Độ nhạy bảo vệ khoảng cách KÐ Inh Z Zk D Với: ZD là tổng trở đường dây cần bảo vệ; ZIKĐ là tổng trở khởi động của BVKC. Quy định: knhyc ≥ 1,2 11/2/2011 67 4. Bài tập ví dụ Tính toán BVKC cho đường dây 110kV: ~ A B C N Biết: - Tổng trở đơn vị: z0 = 0,37Ω/km; - Dòng điện làm việc chạy trên đường dây: Ilv = 450A; - Thời gian: tác động của BVA là 0,03s và ∆t = 0,5s - Các hệ số: kat = 1,2; kmm = 1,65 Bài giải: 1. Chọn các BI và BU: Căn cứ vào dòng điện làm việc và điện áp của mạng, ta chọn được các BI và BU có tỷ số biến đổi như sau: nI = 600/5 = 120; nU = 110.103/100 = 1100 2. Xác định tổng trở của các đoạn dây: ZAB = z0L1 = 0,38.45 = 16,65Ω; ZBC = z0L2 = 0,38.86 = 31,82Ω; L1 = 45km L2 = 86km 11/2/2011 68 4. Bài tập ví dụ (tiếp) 3. Xác định tổng trở khởi động của các BV: • BVA: - Vùng 1: ZIA = K.ZAB = 0,8.16,65 = 13,32Ω - Vùng 2: ZIIA= 0,8(ZAB+ZIB) = 0,8(ZAB+0,8ZBC) = 0,8(16,65+0,8.31,82) = 33,68 Ω • BVB: ZIB = K.ZBC = 0,8.31,82 = 25,46Ω 4. Thời gian tác động của các BV: tIA = 0,03s; tIIA = tIA + ∆t = 0,53s; tIB = 0,03s 5. Kiểm tra độ nhạy của các BV: 2,125,1 13,32 65,16 Z Zk KÐA Inh1  AB 2,125,1 25,46 82,31 Z Zk KÐB Inh2  BC 11/2/2011 69 1. Sơ đồ BV đường dây và thanh cái a. BV đường dây: • Thermal overload Protection against overheating due to overload currents in conductors under steady state conditions is provided by the thermal overload protection function (ANSI 49RMS), which estimates temperature buildup according to the current measurement. • Phase-to-phase short circuits - Phase overcurrent protection (ANSI 51) may be used to clear the fault, the time delay being set to provide discrimination. A distant 2-phase fault creates a low level of overcurrent and an unbalance; a negative sequence / unbalance protection function (ANSI 46) is used to complete the basic protection function (fig. 1). 11/2/2011 70 a. BV đường dây: - To reduce fault clearance time, a percentage- based differential protection function (ANSI 87L) may be used. It is activated when the differential current is equal to more than a certain percentage of the through current. There is a relay at either end of the link and information is exchanged by the relays via a pilot (fig. 2). • Phase-to-earth short circuits Time-delayed overcurrent protection (ANSI 51N) may be used to clear faults with a high degree of accuracy (fig. 1). For long feeders though, with high capacitive current, the directional earth fault protection function (ANSI 67N) allows the current threshold to be set lower than the capacitive current in the cable as long as system earthing is via a resistive neutral. 11/2/2011 71 a. BV đường dây: 11/2/2011 72 b. BV thanh cái: • Phase-to-phase and phase-to-earth faults - Overcurrent protection The use of time-based discrimination with the overcurrent (ANSI 51) and earth fault (ANSI 51N) protection functions may quickly result in excessive fault clearing time due to the number of levels of discrimination. In the example (fig.1), protection unit B trips in 0.4 s when there is a busbar fault at point 1; when a busbar fault occurs at point 2, protection unit A trips in 0.7s, since the discrimination interval is set to 0.3 s. The use of logic discrimination (fig. 2) with overcurrent protection provides a simple solution for busbar protection. A fault at point 3 is detected by protection unit B, which sends a blocking signal to protection unit A. Protection unit B trips after 0.4 s. However, a fault at point 4 is only detected by protection unit A, which trips after 0.1 s; with backup protection provided if necessary in 0.7 s. 11/2/2011 73 - Differential protection Differential protection (ANSI 87B) is based on the vector sum of the current entering and leaving the busbars for each phase. When the busbars are fault-free, the sum is equal to zero, but when there is a fault on the busbars, the sum is not zero and the busbar supply circuit breakers are tripped. This type of protection is sensitive, fast and selective. + With percentage-based, low impedance differential protection, the difference is calculated directly in the relay. The threshold setting is proportional to the through current and CTs with different ratios may be used. However, the system becomes complicated when the number of inputs increases. + With high impedance differential protection (fig. 3), the difference is calculated in the cables, and a stabilization resistor is installed in the differential circuit. The CTs are sized to account for saturation according to a rule given by the protection relay manufacturer. The threshold setting is approximately 0.5 CT In and it is necessary to use CTs with the same ratings. 11/2/2011 74 • Load shedding function The load shedding function is used when a shortage of available power in comparison to the load demand causes an abnormal drop in voltage and frequency: certain consumer loads are disconnected according to a preset scenario, called a load shedding plan, in order to recover the required power balance. Different load shedding criteria may be chosen: + undervoltage (ANSI 27), + underfrequency (ANSI 81L), + rate of change of frequency (ANSI 81R). • Breaker failure The breaker failure function (ANSI 50BF) provides backup when a faulty breaker fails to trip after it has been sent a trip order: the adjacent incoming circuit breakers are tripped. The example (fig. 1) shows that when a fault occurs at point 1 and the breaker that has been sent the trip order fails, the breaker failure protection function is faster than action by upstream protection time-based discrimination: 0.6 s instead of 0.7 s. 11/2/2011 75 Examples of applications