Tài liệu Thiết kế hệ thống bảo vệ và xây dựng cấu trúc mạng sử dụng iec 61850

  • Số trang: 123 |
  • Loại file: PDF |
  • Lượt xem: 111 |
  • Lượt tải: 0
nhattuvisu

Đã đăng 27125 tài liệu

Mô tả:

1 PHẦN MỞ ĐẦU 1. Lý do chọn đề tài Trong hệ thống điện, rơle bảo vệ sẽ theo dõi một cách liên tục tình trạng và chế độ làm việc của tất cả các phần tử trong hệ thống điện. Khi xuất hiện sự cố, rơle bảo vệ sẽ phát hiện và cô lập phần tử bị sự cố nhờ máy cắt điện thông qua mạch điện kiểm soát. Khi xuất hiện chế độ làm việc không bình thường, rơle bảo vệ sẽ phát tín hiệu và tuỳ theo yêu cầu cài đặt, có thể tác động khôi phục chế độ làm việc bình thường hoặc báo động cho nhân viên vận hành. Các trạm biến áp hiện nay đều sử dụng rơle kỹ thuật số, tuy nhiên việc tự động hóa và tích hợp còn nhiều hạn chế do nguyên nhân sau: Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giao thức truyền dữ liệu giữa các loại rơle do nhiều hãng khác nhau sản xuất, điều này làm cho không thể kết nối các IEDs lại với nhau, tất cả hạn chế trên đã được khắc phục khi xuất hiện các IEDs có chuẩn IEC 61850 và phương thức truyền thông trong môi trường IEC 61850. Xuất phát từ tầm quan trọng của vấn đề, hướng đến công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước, nhằm đưa ra giải pháp mới áp dụng vào hệ thống điện Việt Nam nên tôi chọn đề tài luận văn là “ Thiết kế hệ thống bảo vệ và xây dựng cấu trúc kết nối mạng dùng IEC 61850”. 2. Mục đích nghiên cứu Nghiên cứu cơ sở lý luận nhằm hệ thống lý thuyết, quan điểm quản lý vận hành, thiết kế hệ thống bảo vệ hoạt động tin cậy. Nghiên cứu độ tin cậy làm việc của rơle, nhưng ưu khuyết điểm của rơle Micom, qua đó phân tích đánh giá mô phỏng thực nghiệm rơle làm việc trên hệ thống điện. Nghiên cứu xây dựng kết nối các IEDs sử dụng giao thức IEC 61850, hướng đến tự động hóa trạm trong tương lai. Giúp cho các kỹ sư Việt Nam có cái nhìn chính xác về hệ thống bảo vệ. 3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu 2 Đối tượng nghiên cứu: Trạm 110kV Trà Vinh và các trạm do Tổng Công Ty Điện Lực Miền Nam Quản lý. Phạm vi nghiên cứu: Luận văn này được nghiên cứu, áp dụng tại Tổng Công Ty Điện Lực Miền Nam. 4. Phương pháp nghiên cứu Thiết kế, tổng hợp, phân tích số liệu và so sánh bằng cách đi khảo sát thực tế, tập hợp các báo. Phương pháp chuyên gia: tọa đàm và trao đổi các ý kiến với các Công ty điện lực liên quan nhằm tham khảo và nhận định chính xác nguyên nhân vận hành hệ thống điện, tham khảo ý kiến chuyên gia SCADA hãng ABB Phần Lan đang triển khai dự án ADB và Toshiba của Nhật đang triển khai hệ thống SCADA trạm 220kV Trà Vinh. 5. Kết cấu của đề tài Ngoài phần danh mục, phần mở đầu, tài liệu tham khảo và phụ lục, luận văn được kết cấu gồm 4 chương. Chương 1: Giới thiệu tổng quan đề tài Chương 2: Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle Chương 3: Ứng dụng phần mềm trong việc mô phỏng hệ thống bảo vệ rơle Chương 4: Tìm hiểu và xây dựng cấu trúc kết nối mạng dùng IEC 61850 3 Chương 1: TỔNG QUAN ĐỀ TÀI 1.1. Tổng Quan Trong tình hình hiện nay, trước nhu cầu phải tăng chất lượng cung cấp điện, giảm thiểu thời gian gián đoạn điện, đồng thời do phức tạp sơ đồ lưới điện ngày một gia tăng đòi hỏi các thao tác ngày càng phức tạp, khả năng đáp ứng các yêu cầu trên hệ thống điện cần phải thay đổi. Đất nước Việt Nam đang trong quá trình đổi mới, tốc độ tăng trưởng kinh tế luôn đạt mức khá cao trong nhiều năm và sẽ duy trì trong nhiều thập kỷ tới. Cùng với sự tăng trưởng kinh tế, việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy và hiệu quả là một nhiệm vụ quan trọng của ngành điện Việt Nam. Để hoàn thành nhiệm vụ trên, Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam nói chung, Tổng Công ty Điện lực Miền Nam nói riêng đã và đang từng bước đổi mới phương thức điều hành, hoàn thiện bộ máy quản lý nhằm đảm bảo hiệu quả và tăng năng suất lao động. Một trong những biện pháp thực hiện là tổ chức lại hệ thống điều độ, xây dựng hệ thống SCADA và trạm 110kV không có người trực. Cải tiến khả năng tự động hóa điều khiển và vận hành lưới điện 110kV EVN SPC bằng cách xây dựng hệ thống SCADA thực hiện các chức năng giám sát, thu thập dữ liệu vận hành tự động và điều khiển từ xa các trạm biến áp 110kV trên toàn địa bàn hoạt động của EVN SPC nhằm mục đích nâng cao hiệu quả công tác quản lý vận hành, tối ưu hóa biên chế lực lượng vận hành và giảm thiểu chi phí vận hành trong tương lai. Nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện, cải thiện chất lượng điện năng đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng sử dụng điện. Nâng cao năng lực của đội ngũ quản lý và nhân viên vận hành hệ thống điện có liên quan đến dự án. Đặc biệt đối với đội ngũ trực tiếp quản lý hệ thống tự động hóa, làm chủ được công nghệ và kỹ thuật được chuyển giao từ tư vấn và nhà thầu thiết kế, sản xuất, cung cấp thiết bị và thi công để có thể tự mình tổ chức quản lý 4 vận hành, bảo dưỡng dự án một cách có hiệu quả cũng như có khả năng tự quy hoạch, thiết kế và thực hiện các ứng dụng mở rộng hệ thống sau khi dự án kết thúc. Các trạm biến áp hiện nay đều sử dụng rơle kỹ thuật số, tuy nhiên việc tự động hóa và tích hợp còn nhiều hạn chế do nguyên nhân sau: khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giao thức truyền dữ liệu giữa các loại rơle do nhiều hãng khác nhau sản xuất, điều này làm cho không thể kết nối các IEDs lại với nhau, tất cả hạn chế trên đã được khắc phục khi xuất hiện các IEDs có chuẩn IEC 61850 và phương thức truyền thông trong môi trường IEC 61850. Lợi ích khi ứng dụng các IEDs và IEC 61850 vào tự động hóa trong hệ thống điện cụ thể tự động hóa trạm biến áp là một hệ thống hiện đại, có độ tin cậy vận hành cao, đảm bảo liên tục giám sát tình trạng vận hành, thao tác và xử lý nhanh sự cố lưới điện nhằm giảm thời gian mất điện khách hàng, ngoài ra còn mang lại hiệu quả lớn về giảm chi phí nhân sự. Vì vậy, hệ thống này đã được áp dụng tại nhiều nước trên thế giới trong các thập kỷ qua. Cuối cùng mục đích của luận văn ứng dụng các thiết bị IEDs và nghiên cứu ứng dụng giao thức IEC 61850 là xu hướng hiện đại để tự động hóa trạm biến áp vào trong hệ thống điện nói chung, cụ thể là hệ thống điện Việt nam ở cấp điện áp 110kV nói riêng. Để đáp ứng nhu cầu trên, các thiết bị và truyền thông phải đáp ứng về kỹ thuật đó là lý do tôi muốn nghiên cứu về các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) và xây dựng cấu trúc mạng sử dụng giao thức IEC 61850. Sau đây là 2 giải pháp thu thập tín hiệu theo kiểu truyền thống và IEC 61850. Giải pháp lấy tín hiệu SCADA ở trạm 110kV theo kiểu truyền thống 5 Phòng điều hành Thiết bị 110kV ngoài trời Thiết bị 110kV ngoài trời Phòng 22kV Tủ MK 1 Tủ ĐKBV 110kV Tủ MK 2 Tủ ĐKBV 110kV Máy tính điều khiển Tủ RTU SPC A2 Tủ hợp bộ ngăn lộ 22kV PCs Tủ hợp bộ ngăn lộ 22kV Hình 1.1 Mô hình theo kiểu truyền thống Giải pháp lấy tín hiệu SCADA ở trạm 110kV bằng giao thức IEC 61850 Phòng điều hành Thiết bị ngoài trời tại ngăn lộ: Thiết bị ngoài trời tại ngăn lộ: Tủ MK 1 Tủ ĐKBV 110kV Tủ MK 2 Tủ ĐKBV 110kV SPC Tủ RTU A2 PCs Switchs Phòng 22kV Tủ hợp bộ ngăn lộ 22kV Tủ hợp bộ ngăn lộ 22kV Hình 1.2 Mô hình theo kiểu IEC 61850 Máy tính Điều khiển 6 Hình 1.3 Cấu trúc hệ thống mạng dùng IEC 61850 trạm 110kV Trà Vinh 1.2. Mô tả 1.2.1. Hệ thống bảo vệ rơle Đối với các trạm biến điện áp cao thế, cũng như trong quá trình vận hành hệ thống điện nói chung, có thể xuất hiện tình trạng sự cố thiết bị, đường dây hoặc do chế độ làm việc bất thường của các phần tử trong hệ thống. Các sự cố này thường kèm theo hiện tượng dòng điện tăng lên khá cao và điện áp giảm thấp, gây hư hỏng thiết bị và có thể làm mất ổn định hệ thống. 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 tình trạng này kéo dài, thì có thể sẽ xuất hiện sự cố lan rộng. Muốn duy trì hoạt động bình thường của hệ thống và các hộ tiêu thụ khi xuất hiện sự cố, cần phải phát hiện càng nhanh càng tốt chỗ sự cố và cách ly nó ra khỏi phần tử bị hư hỏng. Nhờ vậy các phần còn lại sẽ duy trì được hoạt động bình 7 thường, đồng thời cũng giảm được mức độ hư hại của phần tử bị sự cố. Làm được điều này chỉ có các thiết bị tự động mới thực hiện được. Các thiết bị này gọi chung là rơle bảo vệ. Trong hệ thống điện, rơle bảo vệ sẽ theo dõi một cách liên tục tình trạng và chế độ làm việc của tất cả các phần tử trong hệ thống điện. Khi xuất hiện sự cố, rơle bảo vệ sẽ phát hiện và cô lập phần tử bị sự cố nhờ máy cắt điện thông qua mạch điện kiểm soát. Khi xuất hiện chế độ làm việc không bình thường, rơle bảo vệ sẽ phát tín hiệu và tuỳ theo yêu cầu cài đặt, có thể tác động khôi phục chế độ làm việc bình thường hoặc báo động cho nhân viên vận hành. Tuỳ theo cách thiết kế và lắp đặt mà phân biệt rơle bảo vệ chính, rơle bảo vệ dự phòng : − Bảo vệ chính trang thiết bị là bảo vệ thực hiện tác động nhanh khi có sự cố xảy ra trong phạm vi giới hạn đối với trang thiết bị được bảo vệ. − Bảo vệ dự phòng đối với cùng trang thiết bị này là bảo vệ thay thế cho bảo vệ chính trong trường hợp bảo vệ chính không tác động hoặc trong tình trạng sửa chữa nhỏ. Bảo vệ dự phòng cần phải tác động với thời gian lớn hơn thời gian tác động của bảo vệ chính, nhằm để cho bảo vệ chính loại phần tử bị sự cố ra khỏi hệ thống trước tiên (khi bảo vệ này tác động đúng). Rơle kỹ thuật số với ưu điểm về độ tin cậy, chức năng và tính linh hoạt. Tuy nhiên, chức năng quan trọng nhất để phân biệt giữa rơle kỹ thuật số và các thiết bị trước đó là khả năng thu thập và phản ứng với các dữ liệu và sau đó sử dụng dữ liệu này để tạo ra thông tin. Những thông tin này bao gồm: Định vị sự cố và kiểu sự cố, dòng và điện áp trước sự cố/lúc sự cố/sau sự cố, trạng thái hoạt động của rơle, trạng thái input/output của rơle, đo lường tức thời và theo yêu cầu, thông số hoạt động của máy cắt, thông số hoạt động của rơle. Các thiết bị đo lường và điều khiển được sản xuất bằng cách sử dụng kỹ thuật vi xử lý, thường được gọi là các thiết bị điện tử thông minh. Thiết bị vi xử lý này là 8 con “chip” có thể xử lý dữ liệu, nhận lệnh, và giao tiếp thông tin giống như 1 máy tính. Thiết bị điện tử thông minh cũng có thể chạy các quá trình tự động và thông tin liên lạc được xử lý thông qua các cổng nối tiếp giống như các cổng thông tin liên lạc trên một máy tính. Một số ví dụ của thiết bị điện tử thông minh được sử dụng trong hệ thống điện như: Các MBA đo lường, cảm biến, thiết bị đầu cuối từ xa, cổng truyền thông tin, bộ đo lường, bộ ghi sự cố kỹ thuật số, cổng giao thức. Dữ liệu từ rơle của TBA có nhiều công dụng và cung cấp giá trị đáng kể để phục vụ cho việc vận hành, bảo trì, lên kế hoạch. Công nghệ mới cung cấp một số lựa chọn thay thế để thu thập, lưu trữ, và phân phối thông tin này một cách hiệu quả và kinh tế. Các kỹ sư bảo vệ hệ thống điện có khả năng giao tiếp và truy xuất thông tin chính xác từ các thiết bị dùng kỹ thuật vi xử lý, thường được gọi là các IEDs. Trong thập kỷ qua, những IEDs này thực hiện việc đo lường và phân tích thiết bị của hệ thống điện dựa trên các thuật toán của nhà sản xuất cụ thể. Việc tích hợp và tự động hóa trạm biến áp là các công cụ quan trọng nhất sử dụng hiện nay để tích hợp các rơle và các IEDs khác nhau trong môi trường trạm biến áp, hình thành nên một hệ thống điều khiển và đo lường kinh tế để hỗ trợ cho các trạm biến áp về các khía cạnh: giám sát, phân tích, và tự động hóa. Các sơ đồ thông tin truyền thông và các giao thức được thiết kế và phát triển thực thi cơ bản chiến lược này. Trong nhiều năm qua, có những bất lợi cho các kỹ sư bảo vệ đó là các sản phẩm IEDs từ các nhà sản xuất khác nhau có giao diện thông tin khác nhau. Nhìn chung, giao thức hay trình tự và cấu trúc của tin nhắn là duy nhất cho mỗi hệ thống. Tuy nhiên, nhu cầu và mong muốn tích hợp các rơle và IEDs trong 1 trạm biến áp để sáp nhập các thông tin liên lạc của chúng đã khuyến khích nhiều kỹ sư và các tổ chức kỹ thuật điện trên toàn thế giới cùng làm việc với nhau để xác định cấu trúc truyền thông tin của thế hệ các rơle và IEDs kế tiếp để điều khiển và giám sát trạm. Thế hệ của tiêu chuẩn này sẽ tránh xa các hệ thống không tương thích phức tạp, không phù hợp, đảm bảo khả năng tương tác của các nhà cung cấp rơle và IEDs khác nhau. 1.2.2. Giao thức IEC 61850 9 Tự động hóa trạm dùng để điều khiển trạm biến áp được kết nối từ nhiều thiết bị IEDs liên kết với nhau qua mạng truyền thông tốc độ cao như cáp quang, Router và Switch. Như chúng ta đã biết, hiện nay tiếng anh được xem là ngôn ngữ giao tiếp chung trên toàn thế giới, tương tự như truyền thông giữa các thiết bị trong trạm biến áp IEC 61850 là dịch vụ truyền thông chung cho các thiết bị tại trạm. Giao thức là một tập hợp các quy tắc cơ bản phải tuân theo để giao tiếp có trật tự giữa hai bên hoặc nhiều bên giao tiếp. Việc truyền thông tin giữa những hệ thống xử lý dữ liệu từ các nhà sản xuất khác nhau đặc biệt thường bị khó khăn do thực tế có sự khác nhau về kỹ thuật phát triển của cách thức truyền thông tin dữ liệu và việc xử lý dữ liệu, thường dẫn đến kết quả là các giao diện trở nên phức tạp và đắt tiền. Theo mô hình của Tổ chức tiêu chuẩn quốc tế (ISO) thường được gọi là liên kết hệ thống mở (OSI), quá trình truyền thông được chia thành bảy lớp cơ bản. Những lớp này xác định: Cách thức luồng dữ liệu chạy từ đầu cuối của một hệ thống thông tin liên lạc này đến đầu cuối của hệ thống thông tin khác và ngược lại. Hai thiết bị chỉ có thể giao tiếp nếu mỗi lớp trong mô hình thiết bị gửi phù hợp với mỗi lớp trong mô hình thiết bị nhận. Người sử dụng có thể khá thường xuyên thực hiện các sự lựa chọn này trong bất kỳ lớp nào. Tổ hợp những sự lựa chọn được thực hiện để thực thi một giao thức được gọi là một cấu hình. Các quy tắc được thiết kế bởi một profile giao thức được thiết lập để tổ chức hoạt động về các chức năng sau đây: Cấu trúc chung, kiểm soát sự cố, kiểm soát trình tự, sự thông suốt của đường truyền, kiểm soát đường dây, kiểm soát thời gian time-out, kiểm soát sự khởi động. Có nghĩa là có hàng ngàn sự kết hợp của những thỏa thuận về giao thức có thể được tạo ra với qui mô rộng lớn. Các giao thức chính được tìm thấy sử dụng rộng rãi trong môi trường trạm biến áp đó là: + MODBUS: Một giao thức phổ biến là giao thức chủ-tớ (master-slave) cũng đã trở thành phổ biến trong trạm biến áp. Các vấn đề đơn giản như các câu lệnh READ / WRITE với các địa chỉ bên trong một thiết bị điện tử thông minh (IED). 10 + Giao thức mạng lưới phân phối (DNP): Giao thức chủ-tớ ngày càng được dùng phổ biến chủ yếu là ở Bắc Mỹ. Giao thức này có thể chạy trên đa phương tiện truyền thông, chẳng hạn như RS-232 và RS-485 và có thể phát hành nhiều loại tin nhắn đọc/ghi với một thiết bị điện tử thông minh. IEC-870-5-101: Được coi là “bạn đồng hành” đến từ châu Âu với giao thức này. Nó khác biệt với giao thức chủ-tớ đó là: cấu trúc gửi tin hơi khác và khả năng truy cập thông tin đối tượng từ các thiết bị điện tử thông minh. + UCA: Là Cấu trúc truyền thông tiện ích được thiết kế để đáp ứng mọi yêu cầu có thể có trong thiết bị trạm biến áp. Hình 1.4 Truyền thông cơ bản hệ thống tự động hóa trong TBA theo IEC61850. IEC 61850 dựa trên yêu cầu và cơ hội về sự phát triển giao thức truyền thông tiêu chuẩn để cho phép khả năng tương tác của các các thiết bị điện tử thông minh từ các nhà sản xuất khác nhau. Các hệ thống tiện ích cũng yêu cầu khả năng liên kết 11 thay đổi của các thiết bị điện tử thông minh, đó là khả năng thay thế một thiết bị được cung cấp bởi một nhà sản xuất này với một thiết bị được cung cấp bởi nhà sản xuất khác, mà không làm thay đổi các yếu tố khác trong hệ thống. IEC 61850 làm cho việc sử dụng các tiêu chuẩn hiện có và các nguyên tắc thông tin liên lạc được chấp nhận 1 cách phổ biến, cho phép tự do trao đổi thông tin giữa các thiết bị điện tử thông minh. Xem xét các yêu cầu hoạt động từ bất kỳ tiêu chuẩn truyền thông nào phải xem xét các chức năng hoạt động của trạm biến áp. Tuy nhiên, giao thức truyền thông theo tiêu chuẩn IEC 61850 tập trung vào việc: không phải tiêu chuẩn hóa các chức năng tham gia vào hoạt động của trạm biến áp, cũng không phải tiêu chuẩn hóa sự bố trí phân phối trong các hệ thống tự động hóa của trạm biến áp. IEC 61850 xác định tất cả các chức năng được biết đến trong một hệ thống tự động hóa trạm biến áp và chia chúng thành các chức năng phụ trợ hay còn gọi là các nút logic. Một nút logic là một chức năng phụ nằm trong một nút vật lý, trao đổi dữ liệu với các thực thể logic riêng biệt khác. Trong IEC 61850, tất cả các nút logic đã được nhóm lại theo khu vực ứng dụng chung nhất của chúng, một văn bản mô tả ngắn về chức năng, một số chức năng của thiết bị nếu có thể áp dụng và mối liên hệ giữa các nút logic và các chức năng. IEC 61850 tách riêng các ứng dụng thiết kế độc lập để chúng có thể giao tiếp bằng cách sử dụng các giao thức truyền thông khác nhau. Điều này do thực tế là các nhà cung cấp và các hệ thống tiện ích đã duy trì các chức năng ứng dụng được tối ưu hóa để đáp ứng từng yêu cầu cụ thể. Do đó, IEC 61850 cung cấp một giao diện trung lập giữa các đối tượng ứng dụng và dịch vụ ứng dụng liên quan, cho phép trao đổi tương thích của dữ liệu giữa các thành phần của một hệ thống tự động hóa của trạm biến áp. Một trong những tính năng quan trọng nhất của IEC 61850 là không những chỉ giao tiếp thông tin mà còn thể hiện đặc tính chất lượng của các công cụ kỹ thuật, biện pháp quản lý chất lượng, và quản lý cấu hình. Điều này là cần thiết vì khi các hệ thống tiện ích đang có kế hoạch xây dựng một hệ thống tự động hóa trạm biến áp với ý định kết hợp các thiết bị điện tử thông minh từ các nhà cung cấp khác nhau, 12 họ mong đợi không chỉ khả năng tương tác của các chức năng và các thiết bị mà còn là một hệ thống xử lý đồng nhất. Đảm bảo chất lượng cho các chu kỳ tồn tại của hệ thống là một trong những khía cạnh quan trọng bao trùm của IEC 61850, trong đó xác định trách nhiệm của các nhà sản xuất rơle và các IEDs. Các chỉ dẫn về điều kiện môi trường và các dịch vụ phụ trợ với các khuyến nghị về sự liên quan của các yêu cầu cụ thể từ các tiêu chuẩn khác nhau và thông số kỹ thuật cũng được xác định. IEC 61850 hứa hẹn sẽ là một bước tiến lớn trong việc phát triển và được sự chấp nhận của các hệ thống tự động hóa trạm biến áp trên toàn thế giới. Tiêu chuẩn này cuối cùng sẽ mang lại lợi ích thực sự để tự động hóa và tích hợp trạm. IEC 61850 và Cấu trúc truyền thông tiện ích (UCA) là điều có thể để tích hợp các IEDs và rơle của trạm thông qua việc tiêu chuẩn hóa. Việc sử dụng các tiêu chuẩn hiện hành và những nguyên tắc truyền thông thường được chấp nhận cùng với các tiêu chuẩn mới như IEC 61850 và UCA cung cấp một cơ sở vững chắc cho khả năng tương tác giữa các IEDs trong trạm biến áp dẫn đến hệ thống bảo vệ và điều khiển linh hoạt và mạnh mẽ hơn. Từ những vấn đề trên, trên quan điểm về mặt ứng dụng, mục đích IEC 61850 là hỗ trợ các thiết bị trong trạm và truyền thông giữa các thiết bị này bằng cách: + Chuẩn hóa các tên viết tắt cho các chức năng và thiết bị trong trạm + Đặt tên và qui định chức năng, thông tin + Qui định cách truy nhập chức năng và cách trao đổi thông tin 13 Chương 2: THIẾT KẾ HỆ THỐNG BẢO VỆ RƠLE 2.1. Giới thiệu Mục đích của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng tới khách hàng tiêu thụ, những thiệt hại to lớn và vô cùng khốc liệt gây ra đối với xã hội hiện đại nếu để xảy ra tình trạng mất điện thường xuyên và kéo dài, vì vậy cung cấp điện với yêu cầu ngày càng tăng về độ tin cậy và an toàn cung cấp điện là một đòi hỏi khách quan của cuộc sống. Do đó, khi có bất kỳ sự cố nào xảy ra trong các thiết bị của hệ thống điện, thì điểm sự cố phải được cô lập một cách nhanh chóng, nếu không sẽ gây ảnh hưởng lan tràn. Mục đích hệ thống bảo vệ rơle phát hiện sự cố và cô lập ngay những phần tử sự cố trong hệ thống điện, bởi vậy hệ thống bảo vệ là phần không thể tách rời trong hệ thống điện. Trong chương 2 tôi sẽ trình bày cách tính toán ngắn mạch, tính toán trị số đặt, phối hợp thời gian trong trạm 110kV Trà Vinh, tiếp theo đây là phần chi tiết ở chương 2. 2.2. Trình bày sơ đồ 1 sợi Sơ đồ một sợi được minh họa như hình vẽ của trạm bao gồm: 2 ngăn lộ 110kV, 2 ngăn MBA và 09 lộ ra, sơ đồ một sợi trình bày chi tiết các thiết bị điều khiển, bảo vệ và kết nối các IEDs dùng IEC 61850 (sơ đồ sẽ chi tiết nằm trong phần bản vẽ A0 ở cuối luận văn). Các chức năng và ký hiệu sẽ thể hiện chi tiết trong sơ đồ. Các trạng thái vận hành của trạm, để tính toán các trị số đặt về dòng, kiểm tra độ nhạy, xác định khả năng cắt sự cố của các hệ thống bảo vệ sẽ thiết kế. Ơ đây ta tính toán ngắn mạch và phân bố dòng ngắn mạch qua các phần tử cần bảo vệ trong trạm với các chế độ vận hành có thể như sau: Chế độ làm việc 2 máy: Trạm nhận điện từ hệ thống, máy cắt phân đoạn đóng, hai máy biến áp làm việc song song. 14 Chế độ làm việc 1 máy: Trạm vận hành chỉ một máy biến áp, máy còn lại bị sự cố hoặc 2 máy vân hành song song nhưng máy cắt phân đoạn cắt. 2x25MVA HTĐ 110kV 22kV Hình 2.1 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Trà Vinh 2.3. Trình bày phần mềm tính toán ngắn mạch và rơle ASPEN OneLiner là chương trình tính toán ngắn mạch và phối hợp relay dành cho các kỹ sư tính toán relay. Chương trình cho phép người kỹ sư thay đổi giá trị cài đặt relay, cấu hình hệ thống điện và thấy được kết quả ngay lập tức. Sau đây là vài đặc điểm nổi bật của chương trình OneLiner: Tương thích với hệ điều hành Microsoft Windows. − Giao diện đồ họa tương tác dễ sử dụng. Mô hình chính xác máy biến áp 2, 3 cuộn dây, máy dịch pha, đường dây, máy phát, tải, tụ bù và hỗ cảm thứ thự không. Mô hình chi tiết cầu chì, recloser và relay quá dòng, khoảng cách. Thư viện relay cho phép người dùng cập nhật. Chương trình tính ngắn mạch mô phỏng tất cả các loại sự cố cổ điển, bao gồm sự cố thanh cái, trên đường dây, cuối đường dây và đường dây hở. Kích thước hệ thống điện là không giới hạn (cho phép tối đa là 10.000 thanh cái) với yêu cầu bộ nhớ ít nhất. 15 − Tốc độ xử lý nhanh (ít hơn 1 giây cho 1 sự cố với hệ thống 5000 thanh cái chạy trên máy tính 486 tốc độ vi xử lý 66MHz). Hiển thị đồ họa trạng thái trước sự cố và thời gian tác động của relay trên sơ đồ 1 sợi và biểu đồ pha. − Phối hợp relay quá dòng và relay khoảng cách, vẽ tự động đặc tuyến relay quá dòng, khoảng cách trên màn hình, cho các bản in chất lượng cao, hỗ trợ mạng máy tính (số máy tính sử dụng đồng thời bằng hoặc ít hơn số khóa cứng gắn vào các máy tính trong mạng) − Để có thể sử dụng được chương trình ASPEN Oneliner, ta cần phải có bộ phần mềm cài đặt và khóa phần mềm (dạng khóa cứng cắm vào cổng máy in LPT). Hiện nay, Trung tâm điều độ đang có bộ chương trình ASPEN Oneliner phiên bản V1998G, bộ cài đặt chỉ có 1 tập tin SETUP.EXE duy nhất với dung lượng 5.42MB. Để cài đặt chương trình Aspen, thi hành tập Tin SETUP.EXE và chọn đường dẫn tới thư mục mong muốn, chương trình sẽ tiến hành cài đặt vào máy tính, và sau cùng là bước cấu hình cho chương trình. − Sau khi dùng phần mềm Aspen OneLiner tính toán ngắn mạch. Để đảm bảo tính chính xác và thực tế, tôi sẽ lấy số liệu tính toán dòng ngắn mạch của Trung tâm điều độ hệ thống điện Miền Nam (A2) tới thanh cái 110kV của trạm 110kV Trà Vinh và được A2 tính toán dòng điện ngắn mạch bằng phần mềm Aspen onliner phiên bản 5.0 có license, từ giá trị dòng ngắn tại thanh cái 110kV có được tôi tính bằng tay tiếp tục, giá trị các dòng điện ngắn mạch tính đến thanh cái 110kV của trạm như sau: + Dòng điện ngắn mạch ba pha lớn nhất 1288A + Dòng điện ngắn mạch ba pha nhỏ nhất 1012A + Dòng điện ngắn mạch một pha lớn nhất 1623A + Dòng điện ngắn mạch một pha nhỏ nhất 1311A − Sơ đồ ngắn mạch tại thanh góp 110 kV ở chế độ max (N1). Chế độ làm việc trạm vận hành 2 máy biến áp, ngắn mạch tại thanh góp 22 kV (N2): 16 N1 X1HT E X1B N2 N1 X0HT X2B N2 N1 X0HT X0B X2B X1B N2 X0B Hình 2.2 Sơ đồ thứ tự thuận, nghịch, không tại N2 − Sơ đồ ngắn mạch tại thanh góp 110 kV ở chế độ min (N1). Chế độ làm việc trạm vận hành 1 máy biến áp, ngắn mạch tại thanh góp 22 kV (N2): N1 X1HT E X1B N2 N1 X0HT X2B N2 N1 X0HT N2 X0B Hình 2.3: Sơ đồ thứ tự thuận, nghịch, không tại N2 khi vận hành 1 máy − Điện kháng tính trong hệ đơn vị tương đối cơ bản được xác định theo công thức: X HT*cb = Icb IN (2.1) − Điện kháng thứ tự không tính từ công thức dòng ngắn mạch một pha. m(1).E IN = X1∑ +X2∑ +X0∑ (1) (2.2) 3.E IN → X0∑ = (1) −(X1∑ +X2∑) với X1∑ = X 2 ∑ và I N (*cb ) = I N (kA) I cb1 (2.3) 17 Sau khi tính toán ngắn mạch, chúng ta được kết quả tổng hợp dòng ngắn mạch ở các chế độ thể hiện như bảng 2.1 và 2.2 Bảng 2.1: Bảng tổng hợp tính phân bố dòng ngắn mạch chế độ cực đại IN(A) Vận hành bình thường Vị trí điểm ngắn N1 Sự cố 1 máy biến áp N2 N3 N1 N2 N3 4068 1480 1288 2970 1305 3523 1282 2572 1130 mạch I(3)N 1288 I(2)N I(1,1)N I(N 1,1) 5487 (1097) 3I (N 0 ) 1,1 I(1)N I (N ) 1 1623 3I (0 N) 1 3660 999 5487 999 4671 1075 4671 1075 (732) 1623 783 3660 783 3279 980 3279 980 Bảng2.2: Bảng Tổng hợp tính phân bố dòng ngắn mạch chế độ cực tiểu IN(A) Vận hành bình thường Vị trí điểm ngắn N1 Sự cố 1 máy biến áp N2 N3 N1 N2 N3 3467 1933 1012 2637 1236 mạch I(3)N I(2)N 1012 3003 (601) 1206 2284 (457) 1071 18 I(1,1)N I (N 1,1) 3I (N 0 ) 1,1 I(1)N I (N ) 1 1311 3I (0 N) 1 5049 834 3460 774 5049 834 3460 774 4110 1043 2993 952 4110 1043 2993 952 1311 Từ 2 bảng trên ta có dòng điện ngắn mạch lớn nhất và nhỏ nhất tại các điểm như sau: Dòng lớn nhất khi ngắn mạch: (1) (1,1) Tại điểm N1: I N1 = 1623ª, tại điểm N2 : I N 2 = 5487A, quy về 110kV là 1097A ( 3) Tại điểm N3: I N3 = 1480A Dòng nhỏ nhất khi ngắn mạch: ( 3) (2) Tại điểm N1: I N1 = 1012ª, tại điểm N2 : I N2 = 2283A, quy về 110kV là 457A (1,1) Tại điểm N3: I N3 = 783A 2.4. Trình bày đặc tính các loại rơle Thiết kế hệ thống bảo vệ đóng vai trò quan trọng, nó đảm bảo rằng hệ thống bảo vệ sẽ tác động với tất cả các điều kiện theo yêu cầu. Việc cân nhắc thỏa mãn các yêu cầu dựa vào thực tế, số lần sự cố xảy ra, dựa theo kinh nghiêm, thông số và vai trò thiết bị được bảo vệ. Với những loại rơle trước đây, thường dùng nhiều loại rơle kết hợp với nhau, mỗi phần tử chỉ thực hiện một chức năng duy nhất. Hiện nay với các loại rơle số được tích hợp nhiều chức năng, khả năng cho phép chỉ cần một rơle bảo vệ là có thể cho một đối tượng cần bảo vệ, đây là ưu điểm của rơle kỹ thuật số. 19 Qua thời gian đi khảo sát thực tế hệ thống điện miền nam sử dụng nhiều các hãng rơle trên thế giới như Toshiba, ABB, SEL, Micom, Siemens. Các hãng rơle trên đều đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật của Tập Đoàn Lực Việt Nam yêu cầu, nhưng số lượng rơle được ứng dụng đa số trên hệ thống điện là rơle họ Micom. Từ những ưu khuyết điểm của rơle kỹ thuật số Micom, trong luận văn tôi chọn rơle họ Micom để thiết kế cho hệ thống bảo vệ và mô phỏng thực nghiệm các thông số cho trạm 110kV Trà Vinh, đây là lý do tôi chọn rơle họ Micom để thực hiện tính toán và mô phỏng thực nghiệm trong luận văn. 2.4.1. Rơle quá dòng: − Rơle Micom P123 là hợp bộ rơle dòng điện kỹ thuật số, thường được dùng bảo vệ cho các đường dây trên không hoặc cáp với cấp điện áp trung thế. Rơle có 2 nhóm chỉnh định. Hình 2.4 Sơ đồ mô phỏng bảo vệ − Rơle P123 có các chức năng chính: Bảo vệ quá dòng pha - pha, bảo vệ quá dòng chạm đất, bảo vệ quá dòng thứ tự nghịch…Ngoài ra rơle P123 còn có các 20 chức năng: Đo lường 3 pha & N, ghi sự cố, bảo vệ không đối xứng, bảo vệ hư hỏng máy cắt, giám sát mạch cắt máy cắt. − Chức năng bảo vệ quá dòng pha - pha: + Có 3 cấp bảo vệ I>, I>> và I>>> có thể lựa chọn và làm việc độc lập nhau + Cấp 3 làm việc với đặc tính thời gian độc lập, cấp 1 và 2 có thể chọn làm việc theo đặc tính thời gian độc lập (DMT) hoặc phụ thuộc (IDMT, RI). Hình 2.5 Logic cắt I>, I>> & I>>> Hình 2.6 Đặc tính cắt từ chức năng bảo vệ quá dòng
- Xem thêm -