Bảo vệ dòng thứ tự nghịch là gì năm 2024

Bảo vệ quá dòng có thể làm việc theo đặc tính thời gian độc lập (đường 1) hoặc phụ thuộc (đường 2) hoặc hỗn hợp (đường 3;4). Thời gian làm việc của bảo vệ có đặc tính thời gian độc lập không phụ thuộc vào trị số dòng ngắn mạch hay vị trí ngắn mạch, còn đối với bảo vệ có đặc tính thời gian phụ thuộc thì thời gian tác động tỉ lệ nghịch với dòng điện chạy qua bảo vệ, dòng ngắn mạch càng lớn thì thời gian tác động càng bé.

Bảo vệ quá dòng với đặc tuyến thời gian độc lập:

Ưu điểm của dạng bảo vệ này là cách tính toán và cài đặt của bảo vệ khá đơn giản và dễ áp dụng. Thời gian đặt của các bảo vệ phải được phối hợp với nhau sao cho có thể cắt ngắn mạch một cách nhanh nhất mà vẫn đảm bảo được tính chọn lọc của các bảo vệ.

Đặc tính thời gian của bảo vệ quá dòng độc lập (1), phụ thuộc (2) và hỗn hợp (3, 4) (Hình 4.1)

Hiện nay thường dùng 3 phương pháp phối hợp giữa các bảo vệ quá dòng liền kề là phương pháp theo thời gian, theo dòng điện và phương pháp hỗn hợp giữa thời gian và dòng điện.

Phối hợp các bảo vệ theo thời gian:

Đây là phương pháp phổ biến nhất thường được đề cập trong các tài liệu bảo vệ rơle hiện hành. Nguyên tắc phối hợp này là nguyên tắc bậc thang, nghĩa là chọn thời gian của bảo vệ sao cho lớn hơn một khoảng thời gian an toàn Δt so với thời gian tác động lớn nhất của cấp bảo vệ liền kề trước nó (tính từ phía phụ tải về nguồn).

tn = t(n-1)max + Δt (4-1)

• Trong đó:

tn: thời gian đặt của cấp bảo vệ thứ n đang xét.

t(n-1)max: thời gian tác động cực đại của các bảo vệ của cấp bảo vệ đứng trước nó (thứ n).

Δt: bậc chọn lọc về thời gian được xác định bởi công thức:

Δt = ER.10-2.[t(n-1)max + tn] + tMC(n-1) + tdp ≈ 2.10-2.ER.t(n-1)max + tMC (n-1) + tqt + tdp (4-2)

• Với:

ER: sai số thời gian tương đối của chức năng quá dòng cấp đang xét (có thể gây tác động sớm hơn) và cấp bảo vệ trước (kéo dài thời gian tác động của bảo vệ), đối với rơle số thường ER = ( 3 ÷ 5)% tuỳ từng rơle.

tMC (n-1): thời gian cắt của máy cắt cấp bảo vệ trước, thường có giá trị lấy bằng (0,1 ÷ 0,2) sec đối với MC không khí, (0,06 ÷ 0,08) sec với MC chân không và (0,04 ÷ 0,05) sec với MC khí SF6.

tqt: thời gian sai số do quán tính khiến cho rơle vẫn ở trạng thái tác động mặc dù ngắn mạch đã bị cắt, với rơle số tqt thường nhỏ hơn 0,05 sec.

tdp: thời gian dự phòng.

Đối với rơle điện cơ bậc chọn lọc về thời gian Δt thường được chọn bằng 0,5 sec, rơle tĩnh khoảng 0,4 sec còn đối với rơle số Δt = (0,2 ÷ 0,3) sec tùy theo loại máy cắt được sử dụng.

Giá trị dòng điện khởi động của bảo vệ IKĐB trong trường hợp này được xác định bởi:

IKĐB=Kat.Kmm.IlvmaxKtv size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐB"} } = { {K rSub { size 8{ ital "at"} } "." K rSub { size 8{ ital "mm"} } "." I rSub { size 8{ ital "lv""max"} } } over {K rSub { size 8{ ital "tv"} } } } } {} (4-3)

• Trong đó:

Kat: hệ số an toàn để đảm bảo cho bảo vệ không cắt nhầm khi có ngắn mạch ngoài do sai số khi tính dòng ngắn mạch (kể đến đường cong sai số 10% của BI và 20% do tổng trở nguồn bị biến động).

Kmm: hệ số mở máy, có thể lấy Kmm= (1.5 ÷ 2,5).

Ktv: hệ số trở về của chức năng bảo vệ quá dòng, có thể lấy trong khoảng (0,85 ÷ 0,95). Sở dĩ phải sử dụng hệ số Ktv ở đây xuất phát từ yêu cầu đảm bảo sự làm việc ổn định của bảo vệ khi có các nhiễu loạn ngắn (hiện tượng tự mở máy của các động cơ sau khi TĐL đóng thành công) trong hệ thống mà bảo vệ không được tác động.

Giá trị dòng khởi động của bảo vệ cần phải thoả mãn điều kiện:

Ilvmax < IKĐB < IN min (4-4)

• Với:

Ilv max: dòng điện cực đại qua đối tượng được bảo vệ, thường xác định trong chế độ cực đại của hệ thống, thông thường:

Ilv max = (1,05 ÷ 1,2).Iđm (4-5)

Trong trường hợp không thoả mãn điều kiện (4-4) thì phải sử dụng bảo vệ quá dòng có kiểm tra áp.

IN min: dòng ngắn mạch nhỏ nhất khi ngắn mạch trong vùng bảo vệ.

Khi yêu cầu phải cài đặt giá trị dòng khởi động cho rơle, giá trị này sẽ được tính theo công thức:

IKĐR=Ksđ(3).IKĐBnI size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐR"} } = { {K rSub { size 8{ ital "sđ"} } rSup { size 8{ \( 3 \) } } "." I rSub { size 8{ ital "KĐB"} } } over {n rSub { size 8{I} } } } } {} (4-6)

• Trong đó:

nI: tỷ số biến đổi của BI.

K(3)sđ: hệ số sơ đồ, phụ thuộc vào cách mắc sơ đồ BI Ksđ(3)=IR(3)IT(3) size 12{K rSub { size 8{ ital "sđ"} } rSup { size 8{ \( 3 \) } } = { {I rSub { size 8{R} } rSup { size 8{ \( 3 \) } } } over {I rSub { size 8{T} } rSup { size 8{ \( 3 \) } } } } } {}. Đối với sơ đồ sao hoàn toàn hoặc sao khuyết thì Ksđ(3)=1 size 12{K rSub { size 8{ ital "sđ"} } rSup { size 8{ \( 3 \) } } =1} {}, còn sơ đồ số 8 thì Ksđ(3)=3 size 12{K rSub { size 8{"sđ"} } rSup { size 8{ \( 3 \) } } = sqrt {3} } {}.

Phối hợp các bảo vệ theo dòng điện:

thông thường ngắn mạch càng gần nguồn thì dòng ngắn mạch càng lớn và dòng ngắn mạch này sẽ giảm dần khi vị trí điểm ngắn mạch càng xa nguồn. Yêu cầu đặt ra ở đây là phải phối hợp các bảo vệ tác động theo dòng ngắn mạch sao cho rơle ở gần điểm ngắn mạch nhất sẽ tác động cắt máy cắt mà thời gian tác động giữa các bảo vệ vẫn chọn theo đặc tính thời gian độc lập. Nhược điểm của phương pháp này là cần phải biết công suất ngắn mạch của nguồn và tổng trở ĐZ giữa hai đầu ĐZ đặt rơle mà ta cần phải phối hợp để đảm bảo tính chọn lọc. độ chính xác của bảo vệ có thể sẽ không đảm bảo đối với các ĐZ gần nguồn có công suất ngắn mạch biến động mạnh hoặc ngắn mạch qua tổng trở có giá trị lớn. Do những nhược điểm trên mà phương pháp phối hợp theo dòng điện thường sử dụng để bảo vệ các ĐZ có công suất nguồn ít biến động và cho một dạng ngắn mạch.

Phương pháp này tính theo dòng ngắn mạch pha và lựa chọn giá trị đặt của bảo vệ sao cho rơle ở gần điểm sự cố nhất sẽ tác động. Giả sử xét ngắn mạch 3 pha N(3) tại điểm N2 trên hình 4.3, giá trị dòng ngắn mạch tại N2 được xác định theo công thức:

IN2=c.Unguồn3(Znguồn+ZAB) size 12{I rSub { size 8{N rSub { size 6{2} } } } = { {c "." U rSub { ital "nguồn"} } over { size 12{ sqrt {3} \( Z rSub { ital "nguồn"} size 12{+Z rSub { ital "AB"} } size 12{ \) }} } } } {} (4-7)

• Trong đó:

Unguồn: điện áp dây của nguồn.

c: hệ số thay đổi điện áp nguồn, có thể lấy c = 1,1.

Znguồn: tổng trở nguồn, được xác định bằng:

Znguồn=Unguồn2SNM size 12{Z rSub { size 8{ ital "nguồn"} } = { {U rSub { size 8{ ital "nguồn"} } rSup { size 8{2} } } over {S rSub { size 8{ ital "NM"} } } } } {} (4-8)

• với SNM là công suất ngắn mạch của nguồn.
  Đặc tuyến thời gian của bảo vệ quá dòng trong lưới điện hình tia cho trường hợp phối hợp theo dòng điện (Hình 4.3)

Chúng ta nhận thấy các dòng ngắn mạch phía sau điểm N2 (tính về phía tải) sẽ có giá trị nhỏ hơn IN2(bỏ qua trường hợp ngắn mạch qua một tổng trở lớn) do đó giá trị đặt của dòng điện cho bảo vệ đặt tại A có thể chọn lớn hơn dòng IN2. Trong trường hợp tổng quát, giá trị của dòng điện ở cấp thứ n (tính về phía phụ tải) chọn theo phương pháp phối hợp dòng điện sẽ được tính theo công thức:

IKĐn=Kat.c.Unguồn3(Znguồnmax+∑n=1mZ(n−1)) size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐn"} } = { {K rSub { size 8{ ital "at"} } "." c "." U rSub { size 8{ ital "nguồn"} } } over { sqrt {3} \( Z rSub { size 8{ ital "nguồnmax"} } + Sum cSub { size 8{n=1} } cSup { size 8{m} } {Z rSub { size 8{ \( n - 1 \) } } \) } } } } {} (4-9)

• Trong đó:

∑n=1mZ(n−1) size 12{ Sum cSub { size 8{n=1} } cSup { size 8{m} } {Z rSub { size 8{ \( n - 1 \) } } } } {}: tổng trở ĐZ tính từ nguồn đến cấp bảo vệ thứ (n -1).

m: số cấp bảo vệ của toàn ĐZ.

Kat = (1,1 ÷ 1,3): hệ số an toàn để đảm bảo không cắt nhầm khi có ngắn mạch ngoài do sai số tính dòng ngắn mạch (kể đến đường cong sai số 10% của BI và 20% do tổng trở nguồn bị biến động).

Chúng ta thấy do có hệ số an toàn Kat > 1 nên bảo vệ sẽ tồn tại vùng chết khi xảy ra ngắn mạch tại các thanh góp. Ưu điểm của phương pháp này là ngắn mạch càng gần nguồn thì thời gian cắt ngắn mạch càng nhỏ.

Bảo vệ quá dòng cực đại với đặc tuyến thời gian phụ thuộc:

Bảo vệ quá dòng có đặc tuyến thời gian độc lập trong nhiều trường hợp khó thực hiện được khả năng phối hợp với các bảo vệ liền kề mà vẫn đảm bảo được tính tác động nhanh của bảo vệ. Một trong những phương pháp khắc phục là người ta sử dụng bảo vệ quá dòng với đặc tuyến thời gian phụ thuộc. Hiện nay các phương thức tính toán chỉnh định rơle quá dòng số với đặc tính thời gian phụ thuộc do đa dạng về chủng loại và tiêu chuẩn nên trên thực tế vẫn chưa được thống nhất về mặt lý thuyết điều này gây khó khăn cho việc thẩm kế và kiểm định các giá trị đặt.

Phối hợp đặc tuyến thời gian của bảo vệ quá dòng trong lưới điện hình tia cho trường hợp đặc tuyến phụ thuộc(Hình 4.4)

Rơle quá dòng với đặc tuyến thời gian phụ thuộc được sử dụng cho các ĐZ có dòng sự cố biến thiên mạnh khi thay đổi vị trí ngắn mạch. Trong trường hợp này nếu sử dụng đặc tuyến độc lập thì nhiều khi không đam bảo các điều kiện kỹ thuật: thời gian cắt sự cố, ổn định của hệ thống... Hiện nay người ta có xu hướng áp dụng chức năng bảo vệ quá dòng với đặc tuyến thời gian phụ thuộc như một bảo vệ thông thường thay thế cho các rơle có đặc tuyến độc lập.

Đối với các rơle quá dòng có đặc tuyến thời gian phụ thuộc có giới hạn loại điện cơ của Liên Xô (cũ) không có các đường đặc tuyến tiêu chuẩn thống nhất, nó thay đổi theo các rơle. Trong tất cả các rơle quá dòng số hiện nay của siemens, ALSTOM, SEL, ABB..., đều tích hợp cả hai đặc tuyến độc lập và phụ thuộc. Giá trị đặt dòng phụ thuộc thời gian có thể được xác định bằng một trong ba cách sau:

Dưới dạng các bảng giá trị số “dòng - thời gian”.

Dưới dạng các đồ thị logarit cơ số 10 (lg).

Dưới dạng các công thức đại số.

Hiện nay trên thực tế tồn tại nhiều tiêu chuẩn đường cong đặc tuyến thời gian phụ thuộc của bảo vệ quá dòng số như: tiêu chuẩn của uỷ ban kỹ thuật điện quốc tế (IEC), của viện kỹ thuật điện-điện tử Mỹ (IEEC), viện tiêu chuẩn quốc gia Hoa Kỳ (ANSI)..., trong đó tiêu chuẩn IEC (IEC255-3) thường được sử dụng nhất. Tiêu chuẩn IEC255-3 bao gồm các họ đặc tuyến có độ dốc khác nhau: độ dốc chuẩn (IEC255-3A), rất dốc (IEC255-3B), cực dốc (IEC255-3C). Trong trường hợp chung, công thức xác định thời gian tác động và trở về của các họ đường cong như sau:

ttâ=TDKmn−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tđ"} } = ital "TD" { {K} over {m rSup { size 8{n} } - 1} } } {}; ttv=TDK1m2−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tv"} } = ital "TD" { {K rSub { size 8{1} } } over {m rSup { size 8{2} } - 1} } } {} (4-10)

• Trong đó:

ttđ, ttv: tương ứng là thời gian tác động và thời gian trở về của bảo vệ ứng với bội số dòng m.

• Giá trị m được xác định bằng công thức: m=INIKĐB size 12{m= { {I rSub { size 8{N} } } over {I rSub { size 8{ ital "KĐB"} } } } } {}
• với IN: giá trị dòng ngắn mạch chạy qua bảo vệ.
• IKĐB: dòng điện khởi động của bảo vệ được xác định theo giá trị dòng điện tải, có thể tính theo biểu thức:

IKĐB=(1,1÷1,5)Pdd3.U.cosϕ size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐB"} } = \( 1,1 div 1,5 \) { {P rSub { size 8{ ital "dd"} } } over { sqrt {3} "." U "." "cos"ϕ} } } {} (4-11)

• Trong đó:

Pdd: là công suất tác dụng danh định của tải chạy qua đối tượng được bảo vệ.

U: điện áp dây danh định của lưới điện.

TD: hệ số thời gian (Time Dial) của mỗi đường cong trong bộ đường cong tiêu chuẩn và là giá trị đặt khi ta chọn đường cong đó trong bộ nhớ của rơle.

K, K1, n: các giá trị phụ thuộc vào loại đường cong đặc tuyến có độ dốc khác nhau. Ví dụ tương ứng với các tiêu chuẩn ta có các giá trị sau: IEC255-3A: K = 0,14, K1 = - 1,08, n = 0,02; IEC255-3B: K = 13,5, K1 = - 13,5, n = 1; IEC255-3B: K = 80, K1 = - 80, n = 2.

Dưới đây sẽ giới thiệu một số đường cong đặc tuyến theo tiêu chuẩn IEC255:

Đường cong dốc chuẩn SIT (standard inverse time): hình 4.5.

Đường cong dốc chuẩn (SIT) theo tiêu chuẩn IEC255-3A (Hình 4.5)

ttâ=TD0,14m0,02−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tđ"} } = ital "TD" { {0,"14"} over {m rSup { size 8{0,"02"} } - 1} } } {}; ttv=−TD1,08m2−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tv"} } = - ital "TD" { {1,"08"} over {m rSup { size 8{2} } - 1} } } {} (4-12)

Đường cong rất dốc VIT (very inverse time) IEC255-3B: hình 4.6

Đường cong rất dốc (VIT) theo tiêu chuẩn IEC255-3B (Hình 4.6)

ttđ=TD13,5m−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tâ"} } = ital "TD" { {"13",5} over {m - 1} } } {}; ttv=−TD13,5m2−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tv"} } = - ital "TD" { {"13",5} over {m rSup { size 8{2} } - 1} } } {} (4-13)

- Đường cong cực dốc EIT (extremely inverse time): hình 4.7

Đường cong cực dốc (EIT) theo tiêu chuẩn IEC255-3C (Hình 4.7)

ttđ=TD80m2−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tđ"} } = ital "TD" { {"80"} over {m rSup { size 8{2} } - 1} } } {};

ttđ=−TD80m2−1 size 12{t rSub { size 8{ ital "tđ"} } = - ital "TD" { {"80"} over {m rSup { size 8{2} } - 1} } } {} (4-14)

Cần chú ý là các hệ số thời gian đặt TD thường chỉ dao động trong khoảng (0,05 ÷ 3), trên đồ thị các đặc tuyến được cho với giá trị TD bằng (0,1 ÷ 1). Ngoài ra tiêu chuẩn IEC255 còn có các họ đặc tuyến khác như họ đường cong siêu dốc UIT, đường cong tác động nhanh ST (short time)... nhưng ít được sử dụng.

Bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50):

Chúng ta nhận thấy rằng đối với bảo vệ quá dòng thông thường càng gần nguồn thời gian cắt ngắn mạch càng lớn, thực tế cho thấy ngắn mạch gần nguồn thường thì mức độ nguy hiểm cao hơn và cần loại trừ càng nhanh càng tốt. Để bảo vệ các ĐZ trong trường hợp này người ta dùng bảo vệ quá dòng cắt nhanh (50), bảo vệ cắt nhanh có khả năng làm việc chọn lọc trong lưới có cấu hình bất kì với một nguồn (hình 4.8) hay nhiều nguồn (hình 4.9) cung cấp. Ưu điểm của nó là có thể cách ly nhanh sự cố với công suất ngắn mạch lớn ở gần nguồn. Tuy nhiên vùng bảo vệ không bao trùm được hoàn toàn ĐZ cần bảo vệ, đây chính là nhược điểm lớn nhất của loại bảo vệ này.

Để đảm bảo tính chọn lọc, giá trị đặt của bảo vệ quá dòng cắt nhanh phải được chọn sao cho lớn hơn dòng ngắn mạch cực đại (ở đây là dòng ngắn mạch 3 pha trực tiếp) đi qua chỗ đặt rơle khi có ngắn mạch ở ngoài vùng bảo vệ. Sau đây chúng ta sẽ đi tính toán giá trị đặt của bảo vệ cho một số mạng điện thường gặp.

Mạng điện hình tia một nguồn cung cấp:

Đối với mạng điện hình tia một nguồn cung cấp (hình 4.8), giá trị dòng điện khởi động của bảo vệ đặt tại thanh góp A được xác định theo công thức:

IKĐ50A size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""50"} } rSup { size 8{A} } } {} = Kat.INngoài max (4-15)

• Trong đó:

Kat: hệ số an toàn, tính đến ảnh hưởng của các sai số do tính toán ngắn mạch, do cấu tạo của rơle, thành phần không chu kì trong dòng ngắn mạch và của các biến dòng. Với rơle điện cơ Kat = (1,2 ÷ 1,3), còn với rơle số Kat = 1,15.

INngoài max: dòng ngắn mạch 3 pha trực tiếp lớn nhất qua bảo vệ khi ngắn ngoài vùng bảo vệ. Ở đây là dòng ngắn mạch 3 pha trực tiếp tại thanh góp B.

Bảo vệ dòng điện cắt nhanh ĐZ một nguồn cung cấp (Hình 4.8)

ĐZ có hai nguồn cung cấp:

Xét ĐZ có hai nguồn cung cấp như hình 4.9, để đảm bảo cho bảo vệ 1 (đặt tại thanh góp A) và bảo vệ 2 (đặt tại thanh góp B) tác động đúng thì giá trị dòng điện khởi động của hai bảo vệ này ( IKĐ50A size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""50"} } rSup { size 8{A} } } {}, IKĐ50B size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""50"} } rSup { size 8{B} } } {}) phải được chọn theo điều kiện:

IKĐ50A=IKĐ50B=Kat.Max{INngoàimaxA;INngoàimaxB} size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""50"} } rSup { size 8{A} } =I rSub { size 8{ ital "KĐ""50"} } rSup { size 8{B} } =K rSub { size 8{ ital "at"} } "." ital "Max" lbrace I rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } rSup { size 8{A} } ;I rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } rSup { size 8{B} } rbrace } {} (4-16)

• Trong đó:

INngoàimaxA size 12{I rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } rSup { size 8{A} } } {}: giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất khi ngắn mạch 3 pha trực tiếp tại thanh góp B do nguồn HT1 cung cấp.

INngoàimaxB size 12{I rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } rSup { size 8{B} } } {}: giá trị dòng ngắn mạch lớn nhất khi ngắn mạch 3 pha trực tiếp tại thanh góp A do nguồn HT2 cung cấp.

Bảo vệ dòng điện cắt nhanh ĐZ có hai nguồn cung cấp (Hình 4.9)

Nhược điểm của cách chọn dòng điện đặt trong trường hợp này là khi có sự chênh lệch công suất khá lớn giữa hai nguồn A và B thì vùng tác động của bảo vệ đặt ở nguồn có công suất bé hơn sẽ bị thu hẹp lại rất bé thậm chí có thể tiến tới 0. Để khắc phục người ta có thể sử dụng rơle dòng cắt nhanh có hướng đặt ở phía nguồn có công suất bé hơn (hình 4.10). Khi đó chúng ta có thể chọn giá trị dòng điện đặt của bảo vệ quá dòng cắt nhanh như sau:

IKĐ50A=Kat.INngoàimaxA size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""50"} } rSup { size 8{A} } =K rSub { size 8{ ital "at"} } "." I rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } rSup { size 8{A} } } {} (4-17)

IKĐ50B=Kat.INngoàimaxB size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""50"} } rSup { size 8{B} } =K rSub { size 8{ ital "at"} } "." I rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } rSup { size 8{B} } } {} (4-18)

Từ hình 4.10 chúng ta thấy chiều dài vùng cắt nhanh của bảo vệ đặt tại thanh góp B đã được mở rộng ra rất nhiều. Bảo vệ cắt nhanh là bảo vệ có tính chọn lọc tuyệt đối nghĩa là nó chỉ tác động khi xảy ra ngắn mạch trong vùng mà nó bảo vệ nên khi tính toán giá trị dòng điện khởi động, trong biểu thức không có mặt của hệ số trở về Ktv.

Về lý thuyết, thời gian tác động của bảo vệ quá dòng cắt nhanh có thể bằng 0 sec. Tuy nhiên trên thực tế để ngăn chặn bảo vệ có thể làm việc sai khi có sét đánh vào ĐZ gây ngắn mạch tạm thời do van chống sét hoạt động hoặc khi đong MBA không tải (dòng từ hoá không tải của MBA có thể vượt quá trị số đặt của bảo vệ cắt nhanh) hoặc trong các chế độ nhiễu loạn thành phần sóng hài khác với sóng hài có tần số 50Hz lớn, thông thường người ta cho bảo vệ làm việc với thời gian trễ khoảng (0,05 ÷ 0,08) sec đối với rơle cơ và (0,03 ÷ 0,05) sec với rơle số.

Bảo vệ dòng điện cắt nhanh có hướng ĐZ có hai nguồn cung cấp (Hình 4.10)

Do vùng tác động của bảo vệ quá dòng cắt nhanh không bao trùm được hoàn toàn ĐZ cần bảo vệ nên nó không thể làm bảo vệ chính hoặc bảo vệ duy nhất. Trong một số trường hợp, ví dụ trong mạng hình tia cung cấp cho một MBA (hình 4.11a) làm việc hợp bộ (ĐZ-MBA), có thể dùng bảo vệ quá dòng cắt nhanh để bảo vệ toàn bộ chiều dài ĐZ nếu ta cho nó tác động khi có sự cố bên trong MBA. Dòng điện đặt của bảo vệ được chọn theo dòng ngắn mạch ba pha cực đại khi ngắn mạch sau MBA (hình 4.11a). Đối với rơle quá dòng cắt nhanh số có tích hợp cả chức năng của bảo vệ quá dòng thông thường (khi đó người ta gọi chức năng cắt nhanh là ngưỡng cao còn chức năng quá dòng thông thường là ngưỡng thấp) nên có thể phối hợp hai chức năng này để bảo vệ cho ĐZ như hình 4.11b.

Bảo vệ quá dòng cắt nhanh cho sơ đồ hợp bộ ĐZ-MBA (a) và kết hợp với chức năng bảo vệ quá dòng thông thường theo thời gian phụ thuộc (b) trong rơle số (Hình 4.11)

Trên thực tế bảo vệ quá dòng cắt nhanh có thể kết hợp với các thiết bị tự động đóng lặp lại TĐL để vừa có thể cắt nhanh sự cố vừa tăng khả năng tự động hoá trong hệ thống điện, đảm bảo yêu cầu cung cấp điện.

Một nhược điểm cơ bản khác của bảo vệ quá dòng cắt nhanh là nó không áp dụng được nếu dòng sự cố qua bảo vệ khi có ngắn mạch ở đầu ĐZ phía nguồn (ví dụ nguồn HT1 trên hình 4.9 trong chế độ cực tiểu nhỏ hơn dòng sự cố khi ngắn mạch ở cuối ĐZ trong chế độ cực đại, nghĩa là: IN1min<IN2max size 12{I rSub { size 8{N rSub { size 6{1} } "min"} } <I rSub {N rSub { size 6{2} } "max"} } {}. Khi đó ta có:

IN1maxIN2maxIN1minIN2minIN2maxIN2min size 12{ { {I rSub { size 8{N rSub { size 6{1} } "max"} } } over {I rSub {N rSub { size 6{2} } "max"} } } size 12{ approx { {I rSub {N rSub { size 6{1} } "min"} } over { size 12{I rSub {N rSub { size 6{2} } "min"} } } } } size 12{< { {I rSub {N rSub { size 6{2} } "max"} } over { size 12{I rSub {N rSub { size 6{2} } "min"} } } } }} {} (4-19)

Điều này có nghĩa là bảo vệ không áp dụng được nếu tỷ số dòng ngắn mạch khi có sự cố ở hai đầu ĐZ trong chế độ cực đại nhỏ hơn tỷ số dòng ở đầu xa nguồn trong chế độ cực đại (ứng với Znguồn max) và chế độ cực tiểu, tức là:

Như vậy, khi nguồn điện hệ thống biến động mạnh hay có dao động điện lớn trong hệ thống do ngắn mạch ngoài, bảo vệ quá dòng cắt nhanh hoặc sẽ không thể tác động hoặc sẽ tác động không chọn lọc tuỳ theo giá trị cài đặt của nó trong chế độ làm việc nào. Trong trường hợp ĐZ quá ngắn, nếu giá trị dòng điện khởi động IKĐ 50 theo công thức (4-15) lớn hơn dòng ngắn mạch cực đại trong ĐZ, tức là:

IN1max≤IKĐ=Kat.INngoàimax size 12{I rSub { size 8{N rSub { size 6{1} } "max"} } <= I rSub { ital "KĐ"} size 12{ {}=K rSub { ital "at"} } size 12{ "." I rSub { ital "Nngoàimax""} }} {} (4-20)

• với IN1max size 12{I rSub { size 8{N rSub { size 6{1} } "max"} } } {} là dòng ngắn mạch cực đại tại N1 do nguồn HT1 cung cấp khi có ngắn mạch ba pha trên thanh góp A.

Khi đó chức năng quá dòng cắt nhanh sẽ không bảo vệ được ĐZ. Như vậy khi sử dụng cấp cắt nhanh cần kiểm tra điều kiện (4-19), nếu không thoả mãn điều kiện trên thì chỉ nên đặt cấp quá dòng ngưỡng thấp (quá dòng thông thường) với đặc tính thời gian phụ thuộc. Việc áp dụng các công thức trên còn phụ thuộc vào ĐZ được cung cấp từ một hay hai nguồn và bảo vệ thuộc loại có hướng hay vô hướng. Nếu giữa hai nguồn cung cấp (hình 4.9) ngoài ĐZ liên lạc chính còn có ĐZ liên lạc phụ khác (mạch vòng) thì sau khi bảo vệ một đầu đã tác động cắt máy cắt, dòng ngắn mạch qua bảo vệ ở đầu còn lại có thể tăng lên và bảo vệ sẽ tác động, nghĩa là vùng tác động của bảo vệ cắt nhanh ở đầu này có thể được mở rộng ra (hiện tượng khởi động không đồng thời).

I.3. Bảo vệ quá dòng có kiểm tra áp:

Trong nhiều trường hợp bảo vệ quá dòng có thời gian có thể không đủ độ nhạy vì dòng làm việc cực đại chạy qua phần tử được bảo vệ có trị số quá lớn, chẳng hạn khi tách mạch vòng của lưới điện, cắt một số ĐZ hoặc MBA làm việc song song, khi xảy ra quá tải... Trong một số lưới điện có nguồn công suất ngắn mạch yếu, nếu xác định giá trị dòng điện khởi động cho bảo vệ theo công thức:

IKĐB=Kat.Kmm.IlvmaxKtv size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐB"} } = { {K rSub { size 8{ ital "at"} } "." K rSub { size 8{ ital "mm"} } "." I rSub { size 8{ ital "lv""max"} } } over {K rSub { size 8{ ital "tv"} } } } } {} (4-21)

• nhiều khi không thể đảm bảo điều kiện về độ nhạy. Khi đó để nâng cao độ nhạy của bảo vệ quá dòng có thời gian đồng thời đảm bảo cho bảo vệ có thể phân biệt được ngắn mạch và quá tải người ta thêm vào bảo vệ bộ phận khoá điện áp thấp (hình 4.12).

Bộ phận khoá điện áp sử dụng rơle điện áp giảm 27 sẽ phối hợp với bộ phận quá dòng 51 theo lôgic “VÀ”. Khi có ngắn mạch, dòng điện chạy qua chỗ đặt bảo vệ tăng cao đồng thời điện áp tại thanh góp bị giảm thấp làm cho đầu ra của bộ tổng hợp “VÀ” có tín hiệu, bảo vệ sẽ tác động. Còn khi quá tải, dòng điện chạy qua đối tượng được bảo vệ có thể giá trị tác động của rơle tuy nhiên giá trị điện áp tại thanh góp đặt bảo vệ giảm không lớn do đó rơle điện áp giảm 27 không tác động, bảo vệ sẽ không tác động. Như vậy khi dùng bảo vệ quá dòng có kiểm tra áp, dòng điện khởi động cho bảo vệ được xác định theo công thức:

IKĐB=Kat.IlvmaxKtv size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐB"} } = { {K rSub { size 8{ ital "at"} } "." I rSub { size 8{ ital "lv""max"} } } over {K rSub { size 8{ ital "tv"} } } } } {} (4-22)

• rõ ràng khi đó độ nhạy của bảo vệ đã tăng lên do trong biểu thức IKĐB không còn hệ số Kmm

Điện áp khởi động của bộ khoá điện áp thấp UKĐR< chọn theo điều kiện:

UNmaxnU<UKĐRU<<UlvminnU size 12{ { {U rSub { size 8{N"max"} } } over {n rSub { size 8{U} } } } <U rSub { size 8{ ital "KĐRU"<} } < { {U rSub { size 8{ ital "lv""min"} } } over {n rSub { size 8{U} } } } } {} (4-23)

• Trong đó:

Ulvmin: điện áp làm việc tối thiểu cho phép tại chỗ đặt bảo vệ.

UNmax: điện áp dư lớn nhất tại chỗ đặt bảo vệ khi có ngắn mạch ở cuối vùng bảo vệ của bảo vệ quá dòng.

nU: tỷ số biến đổi của máy biến điện áp BU.

Thời gian làm việc của bảo vệ quá dòng có kiểm tra áp chọn như đối với bảo vệ quá dòng thông thường.

Bảo vệ quá dòng có hướng 67:

Đối với một số cấu hình lưới điện như mạng vòng, mạnh hình tia có nhiều nguồn cung cấp..., bảo vệ quá dòng điện với thời gian làm việc chọn theo nguyên tắc bậc thang không đảm bảo được tính chọn lọc hoặc thời gian tác động của các bảo vệ gần nguồn quá lớn không cho phép. Để khắc phục người ta dùng bảo vệ quá dòng có hướng. Thực chất đây cũng là một bảo vệ quá dòng thông thường nhưng có thêm bộ phận định hướng công suất để phát hiện chiều công suất qua đối tượng được bảo vệ. Bảo vệ sẽ tác động khi dòng điện qua bảo vệ lớn hơn dòng điện khởi động IKĐ và hướng công suất ngắn mạch đi từ thanh góp vào đường dây. Sơ đồ nguyên lý của bảo vệ quá dòng có hướng được trình bày trên hình 4.13a.

Ngày nay hầu hết các rơle quá dòng có hướng số được tích hợp thêm nhiều chức năng như: chức năng cắt nhanh, quá dòng với đặc tuyến thời gian độc lập và phụ thuộc, nhờ đó một số rơle quá dòng có hướng có cả tính chọn lọc tuyệt đối và tương đối, nghĩa là có thể vừa đảm bảo chức năng cắt nhanh vừa đóng vai trò như một bảo vệ dự trữ. Một trong những rơle vừa nêu trên là rơle quá dòng có hướng ba cấp tác động. Để hiểu rõ hơn về loại rơle này chúng ta sẽ đi phân tích chọn thời gian làm việc và dòng điện khởi động của bảo vệ quá dòng có hướng ba cấp tác động cho một số mạng điện điển hình trong hệ thống điện.

Mạng điện hình tia có hai nguồn cung cấp:

Chúng ta sẽ xét từng cấp tác động cho sơ đồ mạng điện hình 4.13.

Bảo vệ quá dòng có hướng cấp I:

Bảo vệ dòng điện có hướng cấp I làm việc như một bảo vệ quá dòng cắt nhanh có hướng, do đó dòng điện khởi động IKĐ 67 của bảo vệ rơle cho cấp này được xác định theo công thức:

IKĐ 67 = Kat.INngoài max (4- 24)

Vì bảo vệ cấp I có tính chọn lọc tuyệt đối nên thời gian tác động của bảo vệ (tIđặt) có thể chọn 0 sec. Tuy nhiên để tránh trường hợp bảo vệ có thể tác động nhầm khi có sét đánh vào ĐZ gây ngắn mạch tạm thời hoặc ngắn mạch ngoài vùng bảo vệ có xung dòng lớn người ta cho bảo vệ tác động có thời gian trễ khoảng (0,01 ÷ 0,05) sec.

Bảo vệ quá dòng có hướng cấp II:

Vùng bảo vệ cấp II đóng vai trò dự trữ cho bảo vệ cấp I. Dòng điện đặt của rơle IIIđặt được chọn theo sự phối hợp với dòng khởi động cấp I của bảo vệ kế tiếp (liền kề) thông qua hệ số phân dòng Kpd­.

Phối hợp thời gian các bảo vệ quá dòng có hướng theo đặc tuyến thời gian độc lập cho trường hợp ĐZ có hai nguồn cung cấp (Hình 4.13)

Xét bảo vệ 1 đặt tại thanh góp A. Dòng điện khởi động cấp II của bảo vệ tại thanh góp A được chọn phụ thuộc vào sự phân bố dòng điện tại thanh góp B.

Trường hợp tại thanh góp B có rẽ nhánh, dòng điện khởi động cấp II của bảo vệ 1 xác định theo công thức:

IKĐ67II=Kat.Kpd.INT size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""67"} } rSup { size 8{ ital "II"} } =K rSub { size 8{ ital "at"} } "." K rSub { size 8{ ital "pd"} } "." I rSub { size 8{ ital "NT"} } } {} (4-25)

• Trong đó:

Kpd: hệ số phân dòng.

INT: dòng ngắn mạch khi ngắn mạch sau MBA tại nhánh rẽ thanh góp B.

Trường hợp tại thanh góp B có nguồn công suất nối vào, dòng điện khởi động lúc đó được xác định theo công thức:

IKĐ67II=Kat.KpdF.IKĐ(3)I size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""67"} } rSup { size 8{ ital "II"} } =K rSub { size 8{ ital "at"} } "." K rSub { size 8{ ital "pdF"} } "." I rSub { size 8{ ital "KĐ" \( 3 \) } } rSup { size 8{I} } } {} (4-26)

• với Iđặt(3)I size 12{I rSub { size 8{ ital "đặt" \( 3 \) } } rSup { size 8{I} } } {}: dòng điện đặt cấp I của bảo vệ 3 tại thanh góp B; KpdF: hệ số phân dòng do nguồn máy phát nối vào thanh góp B cung cấp.

Thời gian tác động cấp II được chọn theo điều kiện:

tđặtBViII=tâàûtBViI+Δt size 12{t rSub { size 8{ ital "đặtBVi"} } rSup { size 8{ ital "II"} } =t rSub { size 8{ ital "đặtBVi"} } rSup { size 8{I} } +Δt} {} (4-27)

Thông thường thời gian đặt cấp II bảo vệ được chọn trong khoảng (0,3 ÷ 0,5) sec.

I.4.1.3. Bảo vệ quá dòng có hướng cấp III:

Thực chất ở vùng này bảo vệ làm việc như một bảo vệ quá dòng cực đại có hướng dự trữ cho cấp I và cấp II. Dòng điện khởi động cấp bảo vệ này được chọn theo công thức:

IKĐ67III=Kat.Kmm.IlvmaxKtv size 12{I rSub { size 8{ ital "KĐ""67"} } rSup { size 8{ ital "III"} } = { {K rSub { size 8{ ital "at"} } "." K rSub { size 8{ ital "mm"} } "." I rSub { size 8{ ital "lv""max"} } } over {K rSub { size 8{ ital "tv"} } } } } {} (4-28)

Với mạng điện hình 4.13. Để chọn thời gian làm việc của vùng bảo vệ cấp III, theo hướng tác động chúng ta chia ra làm hai nhóm:

Nhóm 1: gồm các bảo vệ có hướng tác động từ trái sang phải: 1, 3, 5.

Nhóm 2: gồm các bảo vệ có hướng tác động từ phải sang trái: 2, 4, 6.Thời gian làm việc của mỗi nhóm được chọn theo nguyên tắc bậc thang giống như với một bảo vệ quá dòng thông thường, nghĩa là thời gian làm việc của bảo vệ thứ n được xác định theo công thức (4-1).

tđặtIII=t(n−1)max+Δt size 12{t rSub { size 8{ ital "đặt"} } rSup { size 8{ ital "III"} } =t rSub { size 8{ \( n - 1 \) "max"} } +Δt} {} (4-29)

• Trong đó:

tđặtnIII size 12{t rSub { size 8{ ital "đặtn"} } rSup { size 8{ ital "III"} } } {}: thời gian đặt của bảo vệ thứ n đang xét.

t(n-1) max: thời gian làm việc lớn nhất của các bảo vệ liền kề trướcbảo vệ đang xét.

Δt: bậc chọn lọc về thời gian, với rơle số Δt = (0,2 ÷ 0,3) sec.

Đối với rơle số thường tích hợp cả hai chức năng của quá dòng có thời gian độc lập và phụ thuộc nên tuỳ vào từng trường hợp và từng chế độ vận hành mà chúng ta sử dụng một trong hai hoặc kết hợp cả hai đặc tuyến trên cho hợp lý. Trên hình 4.13 trình bày phương án phối hợp thời gian tác động cấp III cho các bảo vệ theo đặc tuyến thời gian độc lập.

Mạng điện vòng có một nguồn cung cấp:

Đối với mạng điện vòng một nguồn cung cấp (hình 4.14) chúng ta chọn thời gian cho bảo vệ như với mạng hình tia hai nguồn cung cấp, nhưng ở đây thời gian tác động của bảo vệ 2 và 5 (t2, t5) không cần phải phối hợp thời gian với bất kì bảo vệ khác vì khi ngắn mạch ở nhánh nguồn (nhánh 7) thì không có dòng ngắn mạch chạy trong mạch vòng.

Dòng điện khởi động của bảo vệ trong trường hợp này phải phối hợp với nhau giữa các bảo vệ cùng hướng để tránh trường hợp bảo vệ có thể tác động nhầm. Ví dụ với mạng điện hình 4.14, dòng điện khởi động của các bảo vệ phải thoả mãn điều kiện:

Iđặt 1 > Iđặt 3 > Iđặt 5

Iđặt 6 > Iđặt 4 > Iđặt 2 (4-30)

Bảo vệ quá dòng có hướng cho mạng điện vòng một nguồn cung cấp (Hình 4.14)

Khi ngắn mạch xảy ra gần thanh góp nguồn thì có thể xảy ra hiện tượng khởi động không đồng thời, hiện tượng này sẽ làm cho thời gian cắt sự cố tăng lên. Vì bảo vệ sử dụng bộ phận định hướng công suất nên tồn tại “vùng chết” mà khi ngắn mạch tại đó giá trị điện áp đưa vào bảo vệ thấp hơn ngưỡng điện khởi động tối thiểu và khi đó bảo vệ sẽ không thể tác động. Khi tính toán dòng điện khởi động cho bảo vệ trong mạng vòng phải chú ý đến các trường hợp khi có bất kì một máy cắt nào mở, mạng sẽ trở thành sơ đồ hình tia một nguồn cung cấp, lúc đó sự phân bố công suất trong mạng sẽ khác và bảo vệ có thể tác động nhầm.

Bảo vệ quá dòng có hướng cho ĐZ kép và phối hợp thời gian cho các bảo vệ (Hình 4.15)

Đường dây song song:

Khi các bảo vệ được trang bị bộ phận định hướng công suất với chiều tác động ứng với luồng công suất đi từ thanh góp vào ĐZ thì không cần phối hợp thời gian tác động giữa bảo vệ 2 và 4 với bảo vệ 5 (hình 4.15), vì khi ngắn mạch trên ĐZ D3 (điểm N3) các bảo vệ 2 và 4 không làm việc. Trong trường hợp này bảo vệ 1 và 3 sẽ phối hợp thời gian trực tiếp với bảo vệ 5:

t1 = t3 = t5 + Δt (4-31)

Chỉ cần đặt bộ định hướng công suất cho bảo vệ 2 và 4, thời gian tác động của bảo vệ 2 và 4 có thể chọn nhỏ tuỳ ý (nhưng yêu cầu t2, t4 phải nhỏ hơn t1 và t3).

Dòng điện khởi động của các bảo vệ được chọn phải đam bảo sao cho khi cắt một ĐZ thì dòng điện làm việc lớn nhất qua các bảo vệ của ĐZ còn lại không làm bảo vệ tác động, nghĩa là:

IKĐ > Ilv max

hay IKĐ = Kat.Ilv max (4-32)

• Trong đó:

Ilvmax: dòng điện làm việc lớn nhất qua bảo vệ khi chỉ vận hành một nhánh ĐZ song song.

Kat: hệ số an toàn, Kat = 1,2 ÷ 1,3.

Bảo vệ quá dòng chạm đất (50/51N):

Độ lớn của dòng chạm đất phụ thuộc vào chế độ làm việc của điểm trung tính hệ thống điện. Trong lưới điện có trung tính cách điện với đất, dòng chạn đất thường không vượt quá vài chục ampe (thường ≤ 30 A). Còn trong lưới có điểm trung tính nối đất qua cuộn dập hồ quang (cuộn Peterson), dòng chạm đất được giảm đi rất nhiều. Sự nguy hiểm của tình trạng chạm đất của lưới có trung tính cách đất hoặc nối đất qua cuộn dập hồ quang là điện áp ở hai pha còn lại không chạm đất tăng lên bằng điện áp dây và có thể chuyển thành sự cố ngắn mạch nhiều pha tại những chỗ có vấn đề về cách điện trên ĐZ. Tuy nhiên ở lưới này khi xảy ra chạm đất người ta vẫn cho phép vận hành nhưng bảo vệ phải báo tín hiệu để nhân viên vận hành tìm biện pháp khắc phục. Vì dòng chạm đất của mạng có trung tính cách đất hoặc nối đất qua cuộn dập hồ quang có giá trị khá nhỏ nên đòi hỏi bảo vệ dòng thứ tự không phải có độ nhạy khá cao.

Trong hệ thống có trung tính trực tiếp nối đất, khi xảy ra chạm đất một pha cũng chính là ngắn mạch một pha, dòng thứ tự không (TTK) phần lớn đến từ điểm trung tính của hai trạm ở hai đầu ĐZ, còn từ các trạm khác thì khá bé. Điều này cho phép đảm bảo sự phối hợp tốt theo dòng của bảo vệ TTK. Các bảo vệ trong trường hợp này thường được phối hợp theo nguyên tắc phân cấp như đối với bảo vệ quá dòng pha.

Trong rơle số tồn tại ba dạng sơ đồ sử dụng biến dòng đối với bảo vệ quá dòng chống sự cố chạm đất. Đó là các biến dòng pha mắc theo sơ đồ tổng ba pha, biến dòng TTK cho bảo vệ chống dòng chạm đất lớn và biến dòng TTK có độ nhạy cao.

Sơ đồ thứ nhất thường dùng cho lưới có trung tính nối đất trực tiếp hay qua tổng trở thấp, khi dòng chạm đất qua các pha có giá trị lớn nên gọi là bảo vệ dòng TTK cho lưới có dòng chậm đất lớn. Khi đó rơle thường được nối với tổng các dòng pha từ ba biến dòng riêng biệt nên có độ chính xác thấp.

Bảo vệ dùng biến dòng TTK thường được sử dụng cho mọi trường hợp có sự cố chạm đất, đặc biệt sử dụng trong các lưới có dòng chạm đất bé (lưới có trung tính cách đất hoặc nối đất qua cuộn dập hồ quang).

Biến dòng TTK độ nhạy cao phát hiện dòng chạm đất thường có giá trị danh định nhỏ hơn nhiều so với biến dòng TTK cho bảo vệ có dòng chạm đất lớn và được nối với rơle số theo các đầu vào riêng biệt.

Trong rơle số ngoài các biến dòng người ta có thể sử dụng thêm các biến điện áp với các sơ đồ khác nhau. Sơ đồ biến điện áp kiểu Y0-Y0 thường để xác định chiều công suất của dòng ngắn mạch dùng trong bảo vệ có hướng. Còn sơ đồ tam giác hở là để xác định điện áp TTK, nó thường làm việc kết hợp với chức năng quá dòng chạm đất độ nhạy cao trong lưới có trung tính cách đất hoặc nối đất qua một tổng trở.

dòng TTK (I0) chỉ có thể chạy từ điểm trung tính nối đất của MBA phía nguồn tới điểm có sự cố chạm đất. Giá trị của dòng chạm đất có thể xác định theo biểu thức:

I0=EZ0+Z1+Z2 size 12{I rSub { size 8{0} } = { {E} over {Z rSub { size 8{0} } +Z rSub { size 8{1} } +Z rSub { size 8{2} } } } } {} (4-33)

• với: Z0, Z1, Z2: tương ứng là tổng trở TTK, thứ tự thuận (TTT) và thứ tự nghịch (TTN) nhìn từ điểm sự cố.

Vì dòng TTK không thể đi qua cuộn tam giác của MBA nên việc phối hợp giữa các bảo vệ theo dòng TTK sẽ đơn giản hơn rất nhiều so với quá dòng pha. Nếu chọn dòng điện khởi động không chính xác thì bảo vệ quá dòng TTK có thể tác động nhầm nếu sử dụng sơ đồ mắc song song các biến dòng pha do sự không đồng nhất của chúng, nó cũng có thể cắt nhầm nếu mạch biến dòng bị đứt.

Ở Việt Nam, trước đây lưới có trung tính cách đất thường là lưới phân phối trung áp nhỏ hơn 35 kV nhưng với việc đưa lưới 22 kV có trung tính nối đất trực tiếp vào vận hành sẽ làm cho các loại bảo vệ chống chạm đất ở lưới này sẽ đa dạng hơn. Tuy nhiên trong các rơle số hiện nay các chức năng bảo vệ này đã được tích hợp sẵn nên không gây khó khăn cho việc sử dụng.

Trong các sơ đồ bảo vệ ĐZ cao áp từ 110 kV trở lên dùng rơle điện cơ và rơle tĩnh của Liên Xô cũ, người ta hay sử dụng bảo vệ quá dòng TTK bốn cấp với đặc tuyến thời gian độc lập như một bảo vệ chính.

• Trong đó:

Cấp I là cấp ngưỡng cao cắt nhanh, được xác định theo điều kiện chạm đất ở cuối ĐZ hay chế độ không toàn pha của máy cắt ĐZ đang bảo vệ.

Cấp II và III là cấp ngưỡng cao có thời gian, xác định theo điều kiện phối hợp với cấp một của ĐZ lân cận, theo dòng chạm đất sau MBA hoặc theo chế độ không toàn pha của máy cắt đz lân cận cũng như các điều kiện bất thường khác như dao động điện, sự không đồng bộ...

Cấp IV là cấp ngưỡng thấp có thời gian xác định theo điều kiện dòng không cân bằng trong dây trung tính BI khi có ngắn mạch ba pha sau MBA hay ở cấp điện áp thấp MBA tự ngẫu.

Việc sử dụng nhiều cấp bảo vệ TTK theo trường phái Liên Xô cũ như trên xuất phát từ một thực tế là trong sơ đồ bảo vệ không có kiểu đặc tuyến phụ thuộc với thời gian tác động khác nhau cho các dòng chạm đất khác nhau. Do vậy, kiểu bốn cấp sẽ cho đặc tuyến dạng bậc thang có chất lượng bảo vệ tốt hơn so với loại hai cấp đặc tuyến độc lập, nhưng vẫn không đạt được chất lượng như của loại bảo vệ quá dòng TTK với đặc tuyến phụ thuộc. Mặt khác, do trong các bảo vệ ĐZ ở rơle số thường có kèm theo chức năng phát hiện các sự cố chạm đất nên bảo vệ quá dòng TTK bốn cấp chỉ đóng vai trò như bảo vệ dự phòng hoặc có thể thay nó bằng một bảo vệ quá dòng TTK hai ngưỡng.

Chức năng quá dòng chạm đất trong rơle số thường có hai ngưỡng là ngưỡng cao và ngưỡng thấp. Ngưỡng cao cắt nhanh thường được xác định tương tự như các rơle cổ điển. Để giảm thiểu xác xuất cắt nhầm do các cực máy cắt không đồng thời, người ta thường giới hạn thời gian tác động của cấp cắt nhanh khoảng dưới hai chu kỳ tần số công nghiệp đối với các máy cắt một pha. Còn cấp ngưỡng thấp cũng có thể có dạng đặc tuyến độc lập hay phụ thuộc, trong đó nên sử dụng loại đặc tuyến thứ hai để tăng khả năng bảo vệ. Khi sử dụng chức năng quá dòng chống chạm đất trong rơle số, ta cần phải phân biệt hai loại bảo vệ với các giá trị đặt được xác định xuất phát từ những cơ sở lập luận khác nhau. Bảo vệ quá dòng TTK cho lưới có dòng chạm đất lớn thường được hiệu chỉnh theo dòng không cân bằng cực đại và dòng thứ tự không đi qua chỗ đặt bảo vệ. Còn bảo vệ dòng TTK cho lưới có dòng chạm đất bé thường xác định theo dòng điện dung. Sau đây chúng ta sẽ lần lượt xét các loại bảo vệ này.

Bảo vệ quá dòng TTK cho lưới có dòng chạm đất lớn:

Đặc tuyến độc lập hai cấp:

Các rơle quá dòng số do có ứng dụng đa năng nên thường được tích hợp cả hai cấp bảo vệ là ngưỡng cao và ngưỡng thấp. Điều này có thể thấy rõ trong các loại rơle do Châu âu sản xuất.

Trong chế độ tải bình thường và khi có ngắn mạch ngoài, trong dòng tổng ba pha thứ cấp ( I.ΣT=I.a+I.b+I.c) size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ΣT} } = {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{a} } + {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{b} } + {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{c} } \) } {} chạy qua rơle thường chứa thành phần TTK và dòng không cân bằng đặc trưng bởi sự không đồng nhất của các biến dòng pha và do tải bất đối xứng:

I.ΣT=(I.A+I.B+I.C)−(I.μA+I.μB+I.μC)nI=3.I.0nI−I.KCBT size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ΣT} } = { { \( {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{A} } + {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{B} } + {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{C} } \) - \( {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{μA} } + {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{μB} } + {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{μC} } \) } over {n rSub { size 8{I} } } } = { {3 "." {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{0} } } over {n rSub { size 8{I} } } } - {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ ital "KCBT"} } } {} (4-34)

• Trong đó:

I.A,I.B,I.C size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{A} } , {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{B} } , {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{C} } } {}: dòng điện ba pha sơ cấp chạy qua đối tượng được bảo vệ.

nI: tỉ số biến đổi của biến dòng BI.

I.KCBT size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ ital "KCBT"} } } {}: dòng điện không cân bằng thứ cấp, phụ thuộc vào thành phần sóng hài có trong dòng ngắn mạch, sự không đồng nhất và sai số của BI. Dòng không cân bằng thứ có thể được xác định theo công thức sau:

I.KCBT=1nI.Kân.KKCK.fi.I.Nngoàimax size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ ital "KCBT"} } = { {1} over {n rSub { size 8{I} } } } "." K rSub { size 8{ ital "ân"} } "." K rSub { size 8{ ital "KCK"} } "." f rSub { size 8{i} } "." {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } } {} (4-35)

KKCK gọi là hệ số không chu kỳ.

fi: hệ số sai số (mức độ từ hoá) của các biến dòng (fi = 0,05 ÷ 0,1).

Kđn: hệ số đồng nhất giữa các biến dòng Kđn (Kđn = 0,5 ÷ 1).

I.Nngoàimax size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ ital "Nngoàimax""} } } {}: thành phần chu kỳ của dòng ngắn mạch ngoài lớn nhất.

1. Giá trị đặt của bảo vệ ngưỡng thấp (I0>) được chọn theo 3 điều kiện sau:

I0> = Khc.(3.I0 - k.fi.I1) (4-36)

• Trong đó:

Khc: hệ số hiệu chỉnh, Khc = (1,5 ÷ 2).

k: hệ số được cài đặt trong rơle số để tính đến thành phần sai số cực đại do dòng thứ tự thuận I1 qua rơle trong chế độ tải bất đối xứng.

Dòng điện đặt thứ cấp của bảo vệ cần phải chọn lớn hơn dòng IKCBT nói trên.

2. không được tác động đối với dòng làm việc lớn nhất chạy trên ĐZ do tải bất đối xứng, nghĩa là:

3. phải tác động khi có chạm đất ở cuối ĐZ liền kề với độ nhạy vừa đủ (bằng 1,12 đối với rơle số) để đảm bảo việc dự phòng xa. Ví dụ rơle đặt tại thanh góp (TG) A phải tác động khi có chạm đất một pha tại TG C (hình 4.16), tức là giá trị dòng điện khởi động của nó phải thoả mãn điều kiện:

3 . I 0C I 0 > A ≥ 1, 15 size 12{ { {3 "." I rSub { size 8{0C} } } over {I rSub { size 8{0>A} } } } >= 1,"15"} {}

⇒ I0>A≤3.I0C1,15 size 12{I rSub { size 8{0>A} } <= { {3 "." I rSub { size 8{0C} } } over {1,"15"} } } {} (4-37)

Phân cấp thời gian tác động của bảo vệ quá dòng pha và quá dòng TTK (Hình 4.16)

Giá trị dòng điện đặt cấp ngưỡng thấp được chọn theo giá trị lớn nhất thoả mãn 3 điều kiện trên và thường được lấy trong khoảng (0,2 ÷ 0,8) dòng danh định của biến dòng.

Thời gian tác động tđặt ở cấp bảo vệ này được phối hợp như đối với bảo vệ quá dòng pha. Tuy nhiên như đã nói ở phần đầu, bảo vệ TTK thường xét bắt đầu từ MBA có cuộn tam giác hoặc cuộn sao không nối đất, nên bảo vệ quá dòng TTK cấp ngưỡng thấp trước MBA (ở đây là trạm C hình 4.16) có thể đặt loại cắt nhanh. Do vậy bảo vệ TTK với đặc tuyến độc lập thường có thời gian tác động nhỏ hơn so với bảo vệ quá dòng pha đặt trên cùng một trạm, tuy vậy điều này có thể sẽ không đúng đối với MBA tự ngẫu.

Giá trị đặt dòng ngưỡng cao (I0>>) được chọn theo các điều kiện sau:

1. Theo điều kiện dòng TTK cực đại khi có chạm đất ngoài vùng bảo vệ:

I0>> = Khc.3.I0ngoài max (4-38)

Hệ số hiệu chỉnh Khc được cho bằng (1,15 ÷ 1,2) đối với rơle số.

2. Theo điều kiện không toàn pha (KTP) tạm thời do máy cắt đóng mạch không đồng nhịp hay do trình tự TĐL một pha của bảo vệ trên ĐZ đang xét:

I0>> = Khc.3.I0KTP (4-39)

Với I0KTP là dòng TTK cực đại qua bảo vệ trong chế độ không toàn pha.

Giá trị dòng ngưỡng cao được chọn theo giá trị lớn nhất từ hai điều kiện trên.

Thời gian cắt nhanh của bảo vệ ngưỡng cao thường chọn bằng 0,05 sec.

Bảo vệ quá dòng chạm đất ba hay bốn cấp:

Trong một số loại rơle theo trường phái Mỹ, đặc biệt là các loại rơle bảo vệ tổng hợp ĐZ như SEL-321 (SEL) hay ALPS (GE Multilin), các chức năng bảo vệ quá dòng TTK với đặc tuyến độc lập như một bảo vệ dự phòng có thể có tới ba hay bốn cấp có hướng. Tuy nhiên khác với rơle của Liên Xô, chúng còn được tích hợp thêm đặc tính phụ thuộc. Điều này cho phép rơle bảo vệ ĐZ với các thời gian tác động khác nhau tuỳ theo cấu hình của lưới và vị trí sự cố mà loại bảo vệ hai cấp với thời gian độc lập không thực hiện được.

Các cấp I và IV thường được chọn giống như cấp ngưỡng cao và thấp đã đề cập ở trên. Sau đây chúng ta sẽ xét kỹ hơn các cấp II và III là loại bảo vệ quá dòng ngưỡng cao tác động có thời gian và chỉ giới hạn với dạng đặc tuyến độc lập.

Cấp II: dòng khởi động cấp II của trạm B (hình 4.17) được chọn theo các điều kiện sau:

1. Suy ra từ dòng tổng ba pha qua bảo vệ khi có chạm đất sau MBA tự ngẫu của bảo vệ liền kề về phía tải (ở cấp điện áp thấp hơn), tức là tại điểm N1:

III0> B = Khc.3.I0N1­ (4-40)

Ở đây hệ số Khc có thể lấy bằng 1,15 đối với rơle số.

2. Từ điều kiện phối hợp với cấp một của bảo vệ liền kề:

III0> B = Khc.3.I0Btt (4-41)

• Trong đó:

Khc có thể lấy bằng 1,1.

I0Btt: dòng TTK tính toán, được xác định theo dòng TTK qua rơle B khi có chạm đất tại điểm tính toán N2 trên ĐZ liền kề CD, N2 là điểm mà dòng tổng ba pha qua rơle C bằng giá trị dòng điện đặt của nó (hình 4.17).

3. Theo điều kiện hiệu chỉnh từ dòng tổng ba pha của chế độ không toàn pha trong ĐZ liền kề, hay dòng KCB khi có dao động hay sự mất đồng bộ các máy phát (trong trường hợp thời gian tác động của bảo vệ lớn hơn 1 sec).

Cấp III: Được sử dụng khi cấp II tỏ ra không đủ độ nhạy (yêu cầu Kn ≈ 1,2) khi có chạm đất một điểm hay chạm đất kép tại các vị trí nhạy cảm cấp III, được chọn giống như cấp II, ngoài ra còn có điều kiện tính toán theo dòng KCB trong dây trung tính các biến dòng khi có ngắn mạch ba pha sau MBA thường hoặc MBA tự ngẫu nối vào TG của các trạm hai đầu ĐZ được bảo vệ.

Các cách tính vùng II của bảo vệ quá dòng TTK 4 cấp (Hình 4.17)

Thời gian tác động của bảo vệ được phối hợp giống như đối với bảo vệ quá dòng pha thông thường.

Đặc tuyến phụ thuộc:

Phương pháp phối hợp các bảo vệ quá dòng TTK theo đặc tuyến thời gian phụ thuộc tương tự như đối với bảo vệ quá dòng pha. Tuy nhiên cần chú ý là đối với bảo vệ quá dòng TTK còn có một số loại đặc tuyến phụ thuộc chỉ có cho bảo vệ chạm đất như đặc tuyến thời gian tác động lâu, đặc tuyến kiểu RI...

Bảo vệ quá dòng thứ tự không cho lưới có dòng chạm đất bé:

Các dòng đặt của bảo vệ quá dòng TTK cho lưới có dòng chạm đất bé thường có giá trị nhỏ vì chúng không chịu ảnh hưởng của các dòng điện tải mà chịu tác động của các dòng điện dung. Để hiểu rõ hơn về bản chất của dòng chạm đất liên quan đến dòng điện dung, sau đây chúng ta sẽ xem xét chế độ sự cố của hệ thống điện có trung tính cách đất khi chạm đất tại một điểm.

Các dòng dung kháng trong lưới trung tính cách đất (a) và véctơ dòng và áp (b) trong điều kiện bình thường (Hình 4.18)

Trong lưới điện xoay chiều với chế độ làm việc bình thường, trên các pha ngoài các dòng tải còn có các dòng điện dung xác định bởi điện dung đối với đất phân bố theo dọc chiều dài ĐZ. Nếu không có dòng tải, điện áp của tất cả các điểm trên lưới có thể coi là bằng nhau vì dòng dung kháng này rất nhỏ do vậy sự sụt áp do chúng gây ra có thể bỏ qua. Khi đó điện áp các pha so với đất tương ứng sẽ bằng điện áp pha UA, UB, UC và các điện dung phân tán của các pha có thể thay bằng các điện dung tập trung CA= CB= CC = C (hình 4.18a). Các véctơ dòng IA, IB, IC và áp sẽ có dạng đối xứng như trên hình 4.18b. Như vậy, tổng các véctơ dòng và áp sẽ bằng không và không có dòng chạy qua đất.

Khi có một pha nào đó chạm đất, điện áp các pha so với đất sẽ thay đổi. Ví dụ khi pha A chạm đất trực tiếp, điện áp UA của nó sẽ giảm xuống 0, còn điện áp hai pha kia sẽ tăng lên tới điện áp dây UBA và UCA. Vì điện áp dây không thay đổi nên điện áp các pha B, C so với đất sẽ tăng lên 3 size 12{ sqrt {3} } {} lần, còn điện áp điểm trung tính N của hệ thống so với đất sẽ bằng - UA.

Dòng chạm đất tại điểm sự cố khi đó sẽ bằng: (hình 4.19)

I.D(1)=−(I.B(1)+I.C(1))=3.ω.C.U.pha size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{D} } rSup { size 8{ \( 1 \) } } = - \( {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{B} } rSup { size 8{ \( 1 \) } } + {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{C} } rSup { size 8{ \( 1 \) } } \) =3 "." ω "." C "." {U} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ ital "pha"} } } {} (4-42)

Khi tính toán dòng này người ta thường xét đến điện dung (C) của lưới theo điện dung đơn vị c (μF/km) đối với từng loại dây dẫn, do đó công thức (4-42) có thể viết thành:

I.D(1)=3.ω.c.l.U.pha.10−6=a.l size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{D} } rSup { size 8{ \( 1 \) } } =3 "." ω "." c "." l "." {U} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{ ital "pha"} } "." "10" rSup { size 8{ - 6} } =a "." l} {} (4-43)

• Trong đó:

l: tổng chiều dài của lưới điện nối với nhau trực tiếp không qua MBA (lưới có cùng cấp điện áp).

a=3ωCUpha10-6 và điện dung đơn vị c phụ thuộc vào loại dây dẫn trên không hay cáp ngầm... thường dao động trong khoảng rộng. Tuy nhiên, khi tính toán sơ bộ chúng ta có thể lấy giá trị trung bình nào đó. Nếu thay ω = 2.Π.50 rad/sec vào (4-43) thì có thể tính gần đúng:

Đối với ĐZ trên không: I.D(1)=U.l350 size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{D} } rSup { size 8{ \( 1 \) } } = { {U "." l} over {"350"} } } {} (A) (4-44)

Đối với ĐZ cáp: I.D(1)=U.l10 size 12{ {I} cSup { size 8{ "." } } rSub { size 8{D} } rSup { size 8{ \( 1 \) } } = { {U "." l} over {"10"} } } {} (A) (4-45)

• Với U là điện áp dây của lưới đang xét.
  Các dòng dung kháng trong lưới trung tính cách đất (a) và véctơ dòng và áp (b) trong điều kiện bình thường (Hình 4.18)

Khi tính dòng dung kháng để chỉnh định giá trị đặt cho rơle cần phải chú ý là dòng dung kháng của ĐZ được bảo vệ sẽ chạy quẩn bên trong phạm vi ĐZ này mà không qua chỗ đặt rơle (hình 4.20). Do đó ở các công thức (4-43), (4-44), (4-45), trong giá trị tổng độ dài đường dây l không được tính đến chiều dài ĐZ được bảo vệ. Điều này cũng có nghĩa là, nếu xuất tuyến của MBA hay máy phát chỉ có một ĐZ thì ở đây không được phép đặt bảo vệ quá dòng TTK có độ nhạy cao.

Để tính toán giá trị chỉnh định cho bảo vệ TTK ví dụ đường dây AB (hình 4.17), ta có thể xuất phát từ dòng dung kháng tổng cực tiểu IC min của các ĐZ bên ngoài cùng nối vào trạm đặt rơle khi có chạm đất tại điểm N1 theo công thức:

0>=ICminKhc=a.(l∑−lAB)KhcI size 12{I rSub { size 8{0>} } = { {I rSub { size 8{C"min"} } } over {K rSub { size 8{ ital "hc"} } } } = { {a "." \( l rSub { size 8{ sum } } - l rSub { size 8{ ital "AB"} } \) } over {K rSub { size 8{ ital "hc"} } } } } {} (4-46)

• Trong đó:

khc = (1,2 ÷ 1,5).

lΣ: độ dài tổng của lưới nối với nhau trực tiếp không qua MBA cung cấp cho TG trạm trong cấu hình ngắn nhất của lưới.

Ngoài ra, nếu rơle là loại vô hướng thì nó không được phép tác động khi có chạm đất ngoài ĐZ được bảo vệ (điểm N2), tức là khi có dòng dung kháng từ hướng ĐZ được bảo vệ chạy qua rơle theo chiều ngược lại. Vì vậy giá trị đặt của rơle phải thoả mãn điều kiện:

I0> = Kat.a.lAB (4-47)

• với Kat = (2 ÷ 2,5)
  Các dòng dung kháng trong lưới trung tính cách đất (a) và véctơ dòng và áp (b) khi có sự cố chạm đất (Hình 4.19)

Nếu đây là một xuất tuyến, thì độ dài lAB phải được coi là tổng các đoạn ĐZ cùng cấp điện áp về phía tải so với điểm đặt rơle, khi đó Kat có thể chọn nhỏ hơn từ (1,5 ÷ 2). Tuy nhiên, nếu rơle là loại có hướng thì không phải kiểm tra điều kiện (4-47).

Dòng thứ tư nghịch xuất hiện khi nào?

- Nguyên lý làm việc: Dòng điện thứ tự nghịch xuất hiện trong cuộn dây stator của máy phát điện khi có đứt dây hở mạch 1 hoặc 2 pha; khi có ngắn mạch không đối xứng hoặc khi tải của hệ thống không đối xứng.

Bảo vệ dòng thứ tư không là gì?

Bảo vệ quá dòng thứ tự không: là bảo vệ tác động khi dòng điện thứ tự không qua chỗ đặt bảo vệ vượt quá giá trị chỉnh định của rơle. Bảo vệ phía sau liền kề: là bảo vệ đặt ngay sau bảo vệ đang xét (tính theo chiều đi từ nguồn đến phụ tải).