Báo cáo Thực tập tại Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh

Download miễn phí Báo cáo Thực tập tại Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh

A-giới thiệu chung.

- Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh được khởi công xây dựng năm 1992 cùng với đường dây 500kV Bắc -Nam. Trạm được xây dựng trên địa bàn xã Thạch Điền - huyện Thạch Hà - tỉnh Hà Tĩnh, là một trong 5 trạm nút quan trọng của HTĐ 500kV Bắc - Nam.

- Trạm được đưa vào vận hành ngày 27 tháng 05 năm 1994 với nhiệm vụ bù các thông số cho đường dây bằng các kháng bù ngang và tụ bù dọc chính vì thế trạm có tên là trạm bù 500kV Hà Tĩnh. Sơ đồ nối điện chính của trạm khi đó gồm có:

+ 2 đường dây 500kV : Một đường nối với trạm biến áp 500kV Hoà Bình và một đường nối với trạm biến áp 500kV Đà Nẵng.

+ 2 kháng bù ngang công suất mỗi kháng là 128MVAr.

+ 2 tụ bù dọc công suất 3 pha định mức của một tụ là 91.5MVAr.

+ Một máy cắt 500kV và 2 máy cắt nối tắt tụ.

- Đến năm 2002 trạm được mở rộng thêm và đưa vào vận hành 2 MBA tự ngẫu AT2 và AT4 nên trạm đổi tên là trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh.Lúc này để truyền tải và phân phối điện năng trạm dùng 2 đường dây 220kV và 3 đường dây 110kV: + Đường dây 272 Hà Tĩnh đi Vinh.

+ Đường dây 274 Hà Tĩnh đi Đồng Hới.

+ Đường dây 172 Hà Tĩnh đi Thạch Linh1.

+ Đường dây 174 Hà Tĩnh đi Thạch Linh2.

+ Đường dây 176 Hà Tĩnh đi Kỳ Anh.

- Năm 2005 do miền Bắc thiếu điện phải tải từ miền Nam ra bằng hệ thống đường dây 500kV Bắc - Nam với một lượng công suất khá lớn (thực tế theo thống kê công suất tải trên đường dây từ MN ra MB có lúc lên tới gần 1000MW) nên đường dây 500kV mạch có nguy cơ quá tải lâu dài và sẽ dẫn đến khả năng mất ổn định của hệ thống, để khắc phục tình trạng này đường dây 500kV mạch 2 được xây dựng và đưa vào vận hành . Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh cũng được xây dựng mở rộng và thay đổi lại sơ đồ đấu dây. Có thể nói cho tới nay trạm biến áp 500kV Hà tĩnh là một trong những trạm biến áp lớn ở khu vực miền Bắc và bắc miền trung cũng như trong HTĐ 500kV Bắc - Nam.



B - báo cáo nội dung thực tập.

I- Vai trò, nhiệm vụ của trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh trong hệ thống điện.

1. Vai trò :

Trạm biến áp 500 kV Hà Tĩnh là một trong những trạm nút quan trọng trong HTĐ 500kV Bắc - Nam . Nó đóng góp một vai trò quan trọng trong việc kết nối giữa HTĐ miền bắc và HTĐ miền nam, để truyền tải và phân phối điện năng từ miền nam ra miền bắc.

2. Nhiệm vụ:

Trạm biến áp 500kV Hà Tĩnh có các nhiệm vụ sau:

1- bù các thông số cho đường dây 500 kV bằng các kháng bù ngang và tụ bù dọc nhằm mục đích: Tăng khả năng tải của đường dây; Cải thiện tính ổn định điện áp hệ thống ; Tăng độ dự trữ ổn định ; tăng khả năng ổn định của hệ thống; Phân bố lại công suất phản kháng trong hệ thống dẫn đến giảm tổn thất của hệ thống.

2- Biến đổi điện áp cấp 500kV xuống điện áp 220kV (dùng máy biến áp tự ngẫu AT2) để kết nối với các trạm biến áp 220 kV Vinh và Đồng Hới với mục đích lấy điện từ hệ thống 500kV truyền tải, cung cấp điện cho khu vực bắc miền trung .

3- Biến đổi điện áp cấp 220kV xuống điện áp 110kV (dùng máy biến áp tự ngẫu AT4) để cung cấp điện cho các khu công nghiệp thuộc tỉnh Hà Tĩnh.

II - Liên hệ của trạm với các công trình điện lực khác của hệ thống .

Trạm biến áp 500kV Hà tĩnh được liên hệ với các công trình điện lực khác bằng 4 đường dây 500kV, 3 đường dây 220 kV và 3 đường dây 110kV:

- Đường dây 571 và 574 Hà Tĩnh được nối với trạm biến áp 500kV Đà Nẵng.

- Đường dây 580 và 582 Hà Tĩnh được nối với trạm 500kV Nho Quan.

- Đường dây 272 và 276 Hà Tĩnh được nối với trạm biến áp 220kV Hưng Đông thành phố Vinh - tỉnh Nghệ An.

- Đường dây 274 Hà Tĩnh được nối với trạm biến áp 220kV Đồng Hới- tỉnh Quảng Bình.

- Đường dây 172 được nối với trạm 110kV Can lộc -huyện Can lộc- tỉnh Hà Tình.

- Đường dây 174 được nối với trạm 110kV Thạch Linh - thị xã Hà Tình.

- Đường dây 176 được nối với trạm 110kV Vũng áng - huyện Kỳ Anh- tỉnh Hà Tĩnh.

http://ket-noi.com/forum/viewtopic.php?f=131&t=100854

Tóm tắt nội dung tài liệu:

1: 0.4 A
Hệ số hãm K1: 30%
Dòng so lệch ngưỡng IS2: 2.0 A
Hệ số hãm K2: 150%
Thời gian trễ tín hiệu cắt liên động(PIT): 0 ms
Sai số thời gian trễ kênh truyền: 250 micro sec
Thời gia trễ hư hỏng đường truyền: 0.1 sec
Chế độ khoá tự động đóng lại: Cắt liên động và sự cố 3 pha
Chế độ cắt : 1 pha.
2.3- Bảo vệ quá dòng pha (F51).
- Sử dụng rơ le :MCGG62.
- Thông số đặt của rơ le:
Dòng chỉnh định : Is = 1.2 In
Thời gian chỉnh định : t = 1 s
(ở chế độ vận hành bình thường bảo vệ được tách khỏi vận hành).
2.4- Bảo vệ quá dòng chậm đất có hướng
- Sử dụng rơ le: MCGG22 + METI11.
- Thông số đặt của rơ le:
MCGG : Current setting : Is = 0.1 In
Time setting: t = 0.1 s
METI11: Internal angles setting: +45.
3 - Bảo vệ đường dây 580 (Hà tĩnh - Nho Quan1):
3.1- Bảo vệ khoảng cách hợp bộ :
- Sử dụng rơ le 7SA513.
- Thông số đặt của rơ le:
1100 POWER SYSTEM DATA
1101 Relay will internally roll CT polarity: Zero Degrees
1102 System star-point condition: Solidly earthed
1103 Primarry rated voltage: 500 kV
1104 Secondary rated voltage: 110 V
1105 Primarry rated current: 1200 A
1107 Min. current for CT-saturation: 20.00 I/In
1109 Ux voltage transformer connection: Not connected
1110 Nomimal Ph to nomimal 3V0 .sec. voltage ratio : 1.73
1111 I4 Current transformer connection: Protected line
1112 Matching factor Ie/Iph (Ie Protected line): 1
1113 Matching factor Ie/Iph (Ie Parallel line): 1
1114 I5 Current transformer connection: Not connected
1117 RG/RL- Ratio of ground to line resistance: 2.65
1118 XG/XL- Ratio of ground to line resistance: 0.57
1119 Mutual compensating factor RM/RL: 0
1120 Mutual compensating factor XM/XL: 0
1121 Line angle: 85.3 Grad
1122 Line secondary reactance Xsec: 0.74 Ohm/km
1123 Line secondary capacitance CBsec: 0.048 m F/km
1124 Line length: 307.5 km
1125 Earth current ratio parallel line comp. 85%
1130 Trip command min. duration for I > I-RES: 0.06 s
1131 Trip command min. duration for I < I-RES: 0.15 s
1135 Maximum close command duration: 0.06 s
1136 3 pole coupling after 1 pole trip: with trip comm.
1137 Trip type with 2 phase faults: Three-pole
1138 Load compensation: Yes
1140 Current threshold for open line detect. I-RES: 0.10 I/In
1141 Voltage threshold for open line detect. U-RES: 30 V
1142 CB close zone release extension: 0.05 s
1143 Checking of circuit breaker position: CB AUX and I-RES.<
1145 Prolongation time after manual closing: 0.30 s
1149 Stabilization time for external trip: 0.01 s
1300 DISTANCE PROTECTION: INDEPENDENT ZONES
1301 Zone 1: Resistance (phase-phase)R1: 15.00 Ohm
1302 Zone 1: Resistance (reach) X1: 3.21 Ohm
1303 Zone 1: Resistance (phase-earth)R1E: 20.00 Ohm
1304 Zone 1: Drection: Forwards
1305 Zone 1: Delay for single phase faults T1 1PH: 0.00 s
1306 Zone 1: Delay for multi- phase faults T1: 0.00 s
1311 Zone 2: Resistance settingR2: 15.00 Ohm
1312 Zone 2: Resistance X2: 28.26 Ohm
1313 Zone 2: Resistance (phase-earth)R2E: 20.00 Ohm
1314 Zone 2: Drection: Forwards
1315 Zone 2: Delay for single phase faults T2 1PH: 0.50 s
1316 Zone 2: Delay for multi- phase faults T2: 0.50 s
1321 Zone 3: Resistance R3 : 15.00 Ohm
1322 Zone 3: Resistance X3 : 28.56 Ohm
1323 Zone 3: Resistance (phase-earth)R3E: 20.00 Ohm
1324 Zone 3: Drection: Forwards
1325 Zone 3: Delay for all faultsT3: 1.00 s
1400 DISTANCE PROTECTION: CONTROLLED ZONES Z1B, Z1L
1401 Zone 1B: Resistance (phase-phase)R1B: 15.00 Ohm
1402 Zone 1B: Resistance (reach)X1B: 28.56 Ohm
1403 Zone 1B: Resistance (phase-earth)R1BE: 20.00 Ohm
1404 Zone 1B: Drection: Forwards
1405 Zone 1B: Delay for single phase faults: 0.00s
1406 Zone 1B: Delay for multi- phase faults: 0.00 s
1407 Coord.- Timer for blocking scheme : 0.01 s
1411 Zone 1L: Resistance (phase-phase)R1L: 15.00 Ohm
1412 Zone 1L: Resistance (reach)X1L: 28.56 Ohm
1413 Zone 1L: Resistance (phase-earth)R1LE: 20.00 Ohm
1414 Zone 1L: Drection: Forwards
1415 Zone 1L: Delay for all faults T1L: +*s
1600 DISTANCE PROTECTION: FAULT DETECTION
1602 Earth fault detection Ie>: 0.10 I/In
1602 Earth fault detection(independent of1707) Ie>>: 0.10 I/In
1621 Min. current for imped. measurement Iph>: 0.10 I/In
1622 Fault detection polygon setting X+A: 45.00 Ohm
1623 Fault detection polygon setting X-A : 45.00 Ohm
1624 Fault detection polygon setting RA1: 20.00 Ohm
1625 Fault detection polygon setting RA2: 45.00 Ohm
1626 Fault detection polygon for earthfaultRA1E : 30.00 Ohm
1627 Fault detection polygon for earthfaultRA2E : 55.00 Ohm
1628 Fault detection polygon angle PHI A: 450
1629 Fault detection polygon angle(earth) PHI AE: 450
1630 Overcurrent fault detection Iph>> : +* I/In
1700 FAULTS IN EARTHED NETWORKS
1701 Earthfault detection using Ue> : 20 V
1703 Loop selection with Ph-Ph-E fault detection: Block leading
1707 Earthfault detection with: Ue> and Ie>
2200 TELEPROTECT.: PERMISSIVE OVERREACH(P.O.T.T)
2201 Permissive overreach transfer trip is : ON
2202 Permissive overreach transfer trip feature: Z1B release
2203 Transient block. time after external flt : 0.05 s
2204 Waiting time for trans. blocking : +*s
2206 Send signal prolongation for P.O.T.T : 0.05 s
2210 Effective direct.for direct. comparison: Forwards
2211 Waiting time for trans. block. (reverse faults): 0.04 s
2212 Send signal delay for P.O.T.T : 0.00 s
2220 Echo function for weak infeeds : ON
2221 Echo delay time : 0.04 s
2222 Duration of echo impulse : 0.05 s
2223 Echo blocking time: 0.15 s
2400 SWITCH-ON-TO-FAULT PROTECTION
tch-on-to-fault function is : ON
ease of switch-on-to-fault function: Only man. close
2404 Current for fault recognition:Isc : 1.80 I/In
2500 WEAK INFEED PROTECTION
2501 Weak infeed function is : ON
2502 Under voltage Uph : 50 V
2505 Reception signal delay(for stabilisation): 0.01 s
2506 Reception signal extension : 0.20 s
3100 EARTH FAULT PROTECTION: DRECT/NON DIRECT
3101 Earth fault protection is: ON
3102 Earth fault overcurrent characteristic: Del.inite Time
3103 Earth fault overcurrent threshold Ie> , Iep: 0.50 I/In
3104 Minimum voltage for direct. measurment Ue> : 5.0 V
3106 Delay time for directional trip T-Direc : 1.50 s
3107 Direction: Forword
3108 Delay time for non-direct. trip T Non-Dir>: +*s
3111 Directional decision: With Ue and IY
3112 Ue inverse time characteristic Ue> INV: 0.2 V
3113 Rapid trip (w/3115) w/ rapid auto reclose(RAR): off
3114 Mode of operation with manual close (M/C): off
3115 Delay for RAR(3113) and MC w/ F/ D dir (3114): 0.00 s
3200 EARTH FAULT DIRECTIONAL COMPARISON PROTECTION.
3201 Earth fault directional comparison is: ON
3202 Delay time for transmission and trip: 0.00s
3203 Transient blocking time after external fault: 0.05 s
3204 Waiting time for trans. block. (missing recept): +*s
3206 Waiting time for trans. block. (reverse faults): 0.04 s
3210 Echo funtion for weak infeed: OFF
3211 Echo delay time: 0.04 s
3212 Duration of echo impulse: 0.05 s
3213 Echo blocking time: 0.40 s
3.2- Bảo vệ so lệch dòng có hãm (F87L).
- Sử dụng rơ le LFCB 102.
- Thông số đặt của rơ le:
Dòng so lệch ngưỡng IS1: 0.75 A
Hệ số hãm K1: 30%
Dòng so lệch ngưỡng IS2: 2.0 A
Hệ số hãm K2: 150%
Thời gian trễ tín hiệu cắt liên động(PIT): 0 ms
Sai số thời gian trễ kênh truyền: 250 micro sec
Thời gia trễ hư hỏng đường truyền: 0.1 sec
Chế độ khoá tự động đóng lại: Cắt liên động và sự cố 3 pha
Chế độ cắt : 1 pha.
3.3- Bảo vệ so lệch dòng có hãm (F87L).
- Sử dụng rơ le MICOM 546.
- Thông số đặt của rơ le:
Dòng so lệch ngưỡng IS1: 0.30 A
Hệ số hãm K1: 30%
Dòng so lệch ngưỡng IS2: 2.0 A
Hệ số hãm K2: 150%
Thời gian trễ tín hiệu cắt liên động(PIT): 0 ms
Sai số thời gian trễ kênh truyền: 250 micro sec
Thời gia trễ hư hỏng đường truyền: 0.1 sec
Chế độ khoá tự động đóng lại: Cắt liên động và sự cố 3 pha
Chế độ cắt : 1 pha.
3.4- Bảo vệ quá áp ,quá dòng Io .
- Sử dụng rơ le MICOM P141.
- Thông số đặt của rơ le:
GROUP 1 EARTH FAULT 1
IN1>1 Function: DT
IN1> 1Drirection: Drirection Fwd
IN1> 1Current: 500.0 mA
IN1>1 Time delay: 1.500 s
IN1>1 T.RESET: 0.000 s
IN1>2 Function: DT
IN1>2 Drirection: Drirection Rev
IN1> 2Current: 80.00 mA
IN1> 2Time delay: 0.000 s
IN1>2 T.RESET: 0.300 s
IN1> Char Agle: - 450
GROUP 1 VOLT. PROTECTION.
UNDERVOLTAGE:
V< Measur’t Mode: Phase-Neutral
V< Operate Mode: Any phase
V< 1Function: Disabled
V< 2 Status: Disabled
OV...


Link download cho anh em ketnooi