do an.docx
TRANSCRIPT
Chương 1
GIỚI THIỆU CHUNG VỀ CÔNG TY THAN QUANG HANH – TKV
1. Vị trí địa lý – Địa chất và khí hậu
1.1. Vị trí địa lý:
Công ty than Quang Hanh thuộc thị xã Cẩm Phả - tỉnh Quảng Ninh nằm giữa bể
than Quảng Ninh, khu mỏ nằm trong toạ độ
+ 20000/ 46// đến 21003/46// vĩ Độ Bắc
+ 107010/ 37// đến 107014/58// Kinh Độ Đông
- Với tổng diện tích là 25 km2
+ Phía Bắc giáp với thôn Thác Cát xã Dương Huy
+ Phía Đông giáp với mỏ Khe Tam
+ Phía Nam giáp với khu mỏ Khe Sím - mỏ Thống Nhất
+ Phía Tây giáp với mỏ Hà Ráng.
1.2. Địa hình
Khu vực khai thác của Công ty có địa hình núi cao loại thấp đến loại trung bình,
phần lớn có độ cao từ 50m đến 150m, phía nam và phía tây khu mỏ núi có độ cao từ
200 đến 250 m. Địa hình phần cắt bỏ mạng sông suối dầy đặc về mùa mưa rất khó
khăn cho việc giao thông đi lại và vận chuyển thiết bị, vật tư, than sản xuất ra trong
khu mỏ. Vào những năm 1990 rừng phát triển khá phong phú và đa dạng, từ sau 1990
việc khai thác than với nhiều quy mô và hình thức khai thác rừng bị khai thác bừa bãi,
hầu hết những diện tích rừng hiện có trong khu mỏ là rừng tái sinh và rừng trồng keo,
bạch đàn của dân cư và của Công ty. Với đặc điểm địa hình như vậy, đã gây rất nhiều
khó khăn cho việc khai thác và mở vỉa của Công ty.
1.3. Khí hậu
Khí hậu được chia thành hai mùa rõ rệt, mùa mưa bắt đầu từ tháng 4 đến tháng 9
thường hay gây lũ rất khó khăn cho việc vận tải và đi lại cũng như sinh hoạt, khó khăn
cho việc thoát nước trong lò nhất là các đường lò giếng sâu, mùa khô bắt đầu từ tháng
10 đến tháng 3 năm sau như môi trường. Nhiệt độ trung bình hàng năm là 190C vào các
tháng 10, 11, 12 đến tháng 1 năm sau thường có gió mùa Đông bắc, vào các ngày rét
đậm có ngày nhiệt độ xuống tới 00c khí hậu khu mỏ không ổn định do vậy ảnh hưởng
lớn đến việc sản xuất, sinh hoạt vào mùa mưa khó khăn cho việc khai thác và thăm dò
1.4. Tình hình địa chất
Trong một vài năm trở lại đây khai thác theo kiểu lộ vỉa, làm thay đổi địa hình
nguyên thuỷ, tạo ra một lớp phủ, đổ thải tràn lan khắp nơi trên địa hình mỏ, cho nên nước
không còn khả năng tạo dòng chảy mà ngấm trực tiếp xuống các hệ thống lò và các moong
lộ thiên, tạo một hệ thống trữ nước gây khó khăn và nguy hiểm cho quá trình khai thác hầm
lò mức +40 và +20. Hàng năm do mưa lớn kéo dài lưu lượng nước chảy vào lò mức + 40 m
là 3.650m3/ngày, mức +20 là 7.145m3 / ngày.
* Địa chất công trình
Kết quả các công trình thăm dò cho thấy Công ty than Quang Hanh-TKV có nhiều vỉa
than nằm xen kẽ giữa các lớp đất đá. Độ dốc của vỉa than thay đổi bất thường độ dốc
trung bình 150 400. Hầu hết các vách trụ của các vỉa than được cấu tạo bởi các trầm
tích gồm than, đá, cát kết, sạn kết, sét than.
Dựa vào cấu tạo, đặc điểm và sự phân bố của vỉa than và trữ lượng trong cột địa
tầng có thể chia làm các tập vỉa.
+ Tập vỉa giữa gồm các vỉa than có chiều dày lớn và phân bố khắp khu mỏ.
+ Tập vỉa dưới: Được nằm ở mức +20m, chiều dày từ (815)m
+ Tập vỉa trên: Gồm các vỉa than nằm ở mức +40m, +60m, ít có giá trị công
nghiệp. Nhìn chung các vỉa than nằm trong vùng mỏ có chiều dày ổn định. Chất lượng
than của mỏ có độ cứng, ròn nhẹ và có màu đen ánh.
2. Tình hình khai thác và cơ giới hóa trong mỏ
2.1. Hệ thống khai thác
a, Khai thác lộ thiên
- Hiện tại Công ty có 03 Phân xưởng trực thuộc đang có nhiệm vụ khai thác lộ
thiên bao gồm PXLT1, LT2, LT3 với sản lượng khai thác lộ thiên hàng năm đạt
(300.000 450.000 tấn/năm góp phần không nhỏ vào kế hoạch sản xuất kinh doanh
của Công ty.
b, Khai thác hầm lò
- Gồm 11 Phân xưởng khai thác chính: Phân xưởng Khai Thác 1, KT2, KT3,
KT4, KT5, KT6, KT7, KT8, KT9, KT10, KT11 với sản lượng khai thác hầm lò hàng
năm đạt tới (700.000 1.000.000) tấn/năm.
Nét đặc thù của Mỏ than Ngã Hai - Công ty than Quang Hanh-TKV là các vỉa than có
giá trị công nghiệp lớn chủ yếu nằm ở dưới sâu, vì vậy Mỏ sử dụng phương pháp khai thác
lò bằng và giếng nghiêng là chủ yếu.
Công nghệ khai thác chính là khấu than lò chợ.
Riêng đối với vỉa dày có độ dốc 400 trở lên thì có thể dùng phương pháp vừa khai
thác than bằng lò chợ vừa đào lò chuẩn bị.
Công nghệ khai thác chủ yếu là khoan nổ mìn. Lò chợ chống giữ bằng cột chống
gỗ và cột chống thuỷ lực, giá thuỷ lực di động. Đối với các lò vận chuyển chống giữ
bằng vì sắt và chèn bê tông cốt thép. Luồng bảo vệ chống bằng cũi lợn. Sau khi nổ mìn
than được rót xuống máng trượt đến máng cào và tới goòng, dùng tầu điện ắc quy CDXT-
5 chuyển ra ngoài. Riêng mức +40, +20 mỏ dùng băng tải dốc để vận tải.
2.2. Các thiết bị cơ giới chính của mỏ
a. Khai thác vận chuyển
- Trong hầm lò dùng các máng cào xích SGB420/30, SGB 420/22, SKAT -80.
- Ngoài nhà sàng dùng băng tải loại B – 800, B-650, B-500…, tời JTB công suất
55 kW, ngoài ra còn có các loại băng tải nhỏ, sàng, cấp liệu, các máy công cụ khác,
máy xúc lật KAWASAKI.
- Dùng xe tải loại KAMAZ6520, KPAZ65055 và Hyundai HD 270.
b. Thông gió
Sử dụng một trạm quạt gió chính gồm 2 máy: Một máy làm việc, một máy dự
phòng, mã hiệu BDII 6Nạ15-2/55 Pđm= 110kW; điện áp Uđm=380V,
Qos=94,2m3/giây. Khi có sự cố cháy bầu không khí mỏ việc thay đổi chiều gió được
thực hiện bằng hệ thống các cửa gió đóng mở bằng tời điện. Đối với gương lò chợ
thông gió bằng quạt cục bộ, mã hiệu YBT điện áp 380V.
3. Tổ chức quản lý Xí nghiệp .
3.1. Sơ đồ quản lý xí nghiệp được thể hiện trên hình 1.1.
Hình 1.1. Mô hình quản lý Công Ty Than Quang Hanh
3.2. Tổ chức quản lý cơ điện của Công Ty Than Quang Hanh
Sơ đồ tổ chức quản lý cơ điện của công ty than Quang Hanh được thể hiện trên
hình 1.2.
Hình 1.2. Mô hình quản lý công tác cơ điện Công Ty Than Quang Hanh
3.3. Chế độ làm việc .
Chế độ làm việc của mỏ được áp dụng như sau :+ Số ngày làm việc trong một năm : 300 ngày.+ Số ngày làm việc trong một tháng : 26 ngày .+ Số ca làm việc trong một ngày : 3 ca .+ Số giờ làm việc trong một ca : 8 giờ .Ngày chủ nhật và ngày lễ được nghỉ theo qui định Nhà Nước .- Đối với các bộ phận làm việc ở các vị trí : trạm điện , trạm quạt , bơm nước
thì phải có chế độ nghỉ luân phiên để có thể bố trí người làm việc trong tất cả các
ngày đảm bảo 24/24 giờ , kể cả ngày chủ nhật và ngày lễ .
Chương 2
TÌNH HÌNH CUNG CẤP ĐIỆN CAO ÁP CỦA CÔNG TY THAN QUANG
HANH-TKV
2.1. Giới thiệu về nguồn cung cấp điện 35KV
- Trạm biến áp chính 35/6 kV gồm 2 máy biến áp BAD 7500 – 35/6,3 kV được cung
cấp bởi hai tuyến dây trần trên không
+ Từ trạm biến áp Cẩm Phả
+ Từ trạm biến áp khu vực Hà Tu
2.2.Trạm biến áp chính 35/ 6 kV
2.2.1. Vị trí trạm biến áp chính
Trạm biến áp 35/6,3kV của Công ty có kết cấu kiểu ngoài trời. Các thiết bị phía
35 kV và máy biến áp 35/6,3 kV đặt ngoài trời. Các tủ phân phối, tủ bù, tủ điều khiển,
máy biến áp tự dùng …được đặt trong nhà mái bằng bê tông cốt thép. Tất cả các thiết
bị trong trạm đảm bảo tính đồng bộ, trạm có dung lượng lớn được thiết kế đảm bảo
thoả mãn những nhu cầu cung cấp điện năng cho các phụ tải của Công ty than Quang
Hanh -TKV. Trạm 35/6,3 kV được đặt ở phía Tây Bắc của cụm vỉa 13-1, 13 -2 mặt
bằng +87, xung quanh trạm có tường bao, diện tích trạm là 800m2
Sơ đồ nguyên lý cung cấp điện trạm biến áp 35/6kV được thể hiện trên hình 2-1
m.t
.̧p
1600
kva
cs-
6KV
mc
331
mc
332
m.f
125
0kva
§DK
35KV
3AC
70; L
=310
0m (l
é 37
2) C
«ng
ty Q
uang
Han
h§DK
35KV
- 3AC
70; L
=120
0m (l
é 37
3) C
«ng
ty Q
uang
Han
h
2000
a
1200
kvar
250a
500
a
75
a
10
0a
15
0a
20
0a
25
0a
20
0a
15
0a
10
0a
75
a
50
a
25
0a
25
0a
tba
35/
6kv
- 275
00kv
a
(2
00/1
00a
-0/2
,5s)
(6
30a)
(630
a)
(630
a)2N
(630
a)
1200
kvar
(63
0a)
676
678
680
671
673
677
MBA
35/
6kv
75
00kv
a
t2
(2
00/1
00a
-0/2
,5s)
MBA
35/
6kv
75
00kv
a
t1
MBA
35/
6kv
50
00kv
a
t3
tñ ®
iÖn 0
,4kv
mba
tù d
ïng
300a
t
ñ ®
.vµo
m.f
¸t -
1
m.f
250
0kva
(2)
300a
300a
m.f
250
0kva
(1)
t
ñ ®
.vµo
m.f
¸t -
2
tñ l
é t
æng
®Çu
ra
tñ
®o
l ê
ng
tñ
hß
a ®å
ng
bé
675
cs-
6KV
Hình 2.1 Sơ đồ
Trạm gồm 2 máy biến áp có mã hiệu BAD – 7500kVA đặt ngoài trời, 01 máy làm
việc, 01 máy dự phòng.
Mã hiệu và thông số kỹ thuật của máy biến áp được thống kê trong bảng 2.1.
Bảng 2.1
Mã
hiệu
Sđm
(kVA)
U,(kV) I, (A)
Tổn thất
công suất,
(kW) Un,(%) Io,(%) Tổ đấu
dâySơ
cấp
Thứ
cấp
Sơ
cấp
Thứ
cấpPo Pn
BAD 7500 35±5% 6,3 86,3 546,6 3,8 16,5 6,07 0,38 Y/ 11
Các thiết bị phía 35 kV được thống kê trong bảng 2.2.
Bảng 2.2
STT Tên thiết bịKý hiệu và
thông số kỹ thuậtChức năng của thiết bị
1Cầu dao
cách lyPH(3)-1-33-1250-TI
Đóng, cắt điện phục vụ các chế độ
vận hành của máy biến áp
2 Cầu chỡ k 35 – 50ABảo vệ dòng điện cực đại cho máy
biến áp điện lực 7500kVA
3 Van chống sét PVC -35 Bảo vệ quá điện áp tự nhiên phía 35 kV
Các thiết bị phía 6kV được thống kê trong bảng 2.3.
Bảng 2.3
TT Tên thiết bịSL
CáiSố tủ điện
1 Tủ đầu vào 02Đóng cắt điện 6kV từ cấp máy biến áp
tới hàng thanh cái
2 Tủ đo lường 02 Cấp điện 6 kV cho HTMИ- 6
3 Tủ tụ bù 02 Đóng cắt điện cho hệ thống tụ bù
4 Van chống sét 02 Bảo vệ quá điện áp tự nhiên 6 kV
5 Tủ lộ ra 06 Cấp điện cho các khởi hành 6kV
6 Tủ máy cắt phân đoạn 01
Cắt phân đoạn khi hai máy biến áp vận hành
độc lập,tự đóng khi 1 trong hai máy biến áp
ngừng làm việc
7 Tủ cầu dao phân đoạn 01Đóng cắt phân đoạn phục vụ cho các
chế độ vận hành của biến áp
8 Máy biến áp đo lường 02
Cung cấp điện áp cho các thiết bị đo
lường và bảo vệ chạm đất một pha
khụng chọn lọc cú duy trỡ thời gian
2.3 Các hình thức bảo vệ rơle trong trạm biến áp
2.3.1 Bảo vệ rơle cực đại
a. Sơ đồ bảo vệ cực đại máy biến áp
Hình 2.2 Sơ đồ bảo vệ cực đại máy biến áp
b. Nguyên lý làm việc
Bảo vệ cực đại máy biến áp là bảo vệ khi ngắn mạch 2 pha, 3pha, đây là loại
bảo vệ tác động có duy trì. Hệ thống bảo vệ đặt ở phía sơ cấp máy biến áp, vùng
bảo vệ hệ thống là từ biến dòng BDI (TI – 5015) đến máy cắt MC – 6.
Khi làm việc bình thường dòng qua các rơle nhỏ hơn dòng chỉnh định nên rơle
không tác động, khi ngắn mạch ở đầu ra của máy biến áp thì dòng điện đi qua máy
biến áp tăng lên đưa tín hiệu đến rơle dòng điện 1RI, 3RI, rơle tác động đóng tiếp
điểm của nó cấp điện cho rơle thời gian RT sau một thời gian chỉnh định rơle thời
gian tác động đưa tín hiệu đến rơ le R th báo sự cố ngắn mạch và đồng thời rơ le
trung gian RG tác động loại biến áp khỏi lưới điện.
2.3.2 Bảo vệ quá tải máy biến áp
a) Sơ đồ nguyên lý bảo vệ quá tải
Hình 2.3. Sơ đồ bảo vệ quá tải máy biến áp
b) Nguyên lý làm việc
Khi máy biến áp làm việc quá tải thì dòng điện đi qua máy biến áp tăng lên.
Nừu máy làm việc ở chế độ quá tải trong thời gian dài có thể dẫn tới hỏng hóc. Để
bảo vệ quá tải cho máy biến áp, người ta sử dụng rơle dòng điện 2RI, rơle thời gian
RT, rơle tín hiệu Rth và hệ thống đèn báo tín hiệu. Khi dòng điện trong máy biến áp
tăng quá giá trị định mức thì dòng điện qua rơ le 2RI, sau thời gian chỉnh định rơ le
RT tác động đóng tiếp cho rơ le tín hiệu R th, rơ le Rth tác động báo tín hiệu cho
người trực trạm biến áp đang trong tình trạng quá tải để cắt bớt phụ tải.
2.3.3 Bảo vệ rơle khí
a) Sơ đồ nguyên lý bảo vệ
Hình 2.4 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ Rơle khí
b) Nguyên lý làm việc
Rơle khí được sử dụng để bảo vệ các sự cố bên trong máy biến áp như: Chập
mạch một số vòng dây, cháy cách điện giữa các lá thép, dầu trong máy biến áp hạ
thấp quá mức quy định. Rơle khí là một cái phao gắn hai tiếp điểm và nó được đặt
trong đoạn ống nối giữa thùng dầu phụ với máy biến áp. Khi có sự cố trong máy
biến áp làm dầu bốc hơi áp lực trên mặt của dầu biến áp tằn lên đẩy dầu chảy từ
thùng máy biến áp sang thùng dầu phụ làm cho rơle tác động.
Nếu có sự cố nhẹ thì rơ le khí PK đóng lại báo tín hiệu. Nếu có sự cố nặng dầu
bốc hơi nhiều làm cho rơ le bị nghiêng nhiều, tiếp điểm thứ hai của rơ le đóng để
cấp điện cho các rơ le trung gian 1PO, 2PO để cắt điện cho các máy cắt.
2.3.4 Bảo vệ so lệch máy biến áp
- Sơ đồ nguyên lý
Sơ đồ nguyên lý bảo vệ so lệch dọc máy biến áp được biểu diễn trên hình (2.5)
PHT565
35kV
MC-35kV
BA 35/6kV7500kVA
MC-6kV
6kV
PHT565 RTGRY
(+)
(+)
(-)
Hình 2.5: Sơ đồ nguyên lý bảo vệ so lệch dọc máy biến áp
- Nguyên lý làm việc
+ khi làm việc bình thường thì dòng điện phía thứ cấp của các máy biến dòng ở
phía sơ cấp và thứ cấp của máy biến áp bằng nhau về trị số nhưng ngược nhau về pha
nên không có dòng điện đi qua hai rơ le PHT565, do vậy rơ le không tác động.
+ Khi xảy ra ngắn mạch giữa các vòng dây của máy biến áp thì dòng điện ơ phía
thứ cấp của máy biến dòng, phía sơ cấp và thứ cấp của máy biến áp khác nhau về trị số
nên có dòng điện chạy qua rơ le PHT565 làm cho rơ le tác động gửi tín hiệu đến rơ le
RY rồi qua rơ le trung gian RTG đưa tín hiệu đến máy cắt 35kV và 6kV, máy cắt tác
động các điện loại máy biến áp ra khỏi lưới điện.
2.3.5 Bảo vệ chạm đất một pha các khởi hành 6kV
2.3.5.1 Bảo vệ chạm đất một pha không chọn lọc
a) Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất một pha không chọn lọc
§ Ìn
Ru3Uo
6kV
Cßi
+
-
Hình 2.6 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất một pha không chọn lọc
b) Nguyên lý làm việc
Khi không có sự cố chạm đất một pha thì trong cuộn dây tam giác hở của máy biến
áp đo lường không xuất hiện điện áp thứ tự khôgn (3U0). Khi có chạm đất một pha thì ở
hai đầu cuộn tam giác hở xuất hiện điện áp thứ tự không, cung cấp cho rơle điện áp R u,
rơle điện áp tác động báo tín hiệu bằng đèn hoặc còi tín hiệu cho biết lưới điện 6kV có
chạm đất một pha, khi đó người vận hành sẽ cắt lần lượt các khởi hành để tìm khởi hành
bị sự cố.
2.3.5.2 Bảo vệ chạm đất một pha có chọn lọc
a) Sơ đồ nguyên lý bảo vệ
TÝn hiÖu6kV
MC-6kV
RI RTG
(+)
(+)
(+)
(-)(-)
3U0
3I0
Rth
Hình 2.7 Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất một pha có chọn lọc
b) Nguyên lý làm việc
Khi có chạm đất 1 pha khởi hành nào đó thì phía thứ cấp của máy biến dòng thứ tự
không BI0 xuất hiện dòng điện thứ tự không (3I0), dòng điện này chạy qua rơle dòng điện
RI0 khi dòng điện này bằng hoặc lớn hơn dòng điện chỉnh định thì rơle tác động, đóng
tiếp điểm cho rơle trung gian RG, rơle RG tác động báo sự cố đồng thời cắt chọn lọc khởi
hành.
2.4 Mạng điện cao áp 6 kV của Công ty.
Từ trạm biến áp chính 35 kV điện áp được biến đổi xuống cấp 6 kV cung cấp
cho các tủ khởi hành. Từ các tủ khởi hành 6 kV này điện áp được đưa đến các công
trường, khu vực khai thác và các phân xưởng sửa chữa theo sơ đồ đi dây hình tia.
Các tuyến dây được xây dựng cố định để cung cấp điện cho các thiết bị điện cao
áp đến tủ lưu động, các trạm biến áp 6/0,4 kV. Từ tủ lưu động đến các thiết bị bằng cáp
mềm. Đường dây cố định được xây dựng bằng đường cột bê tông đúc ly tâm còn các
tuyến di động là tạm thời vì thường xuyên phải thay đổi chiều dài theo tầng khai thác.
Hình 2.8. Sơ đồ bảo vệ rơ le của mạng 6 kV
Nguyên lý hoạt động: Bình thường các rơle 1PT, 2PT không có điện, nhưng khi
có sự cố ngắn mạch ở các khởi hành 6 kV rơle 1PT, 2PT có điện, nó sẽ tác động đóng
mạch cho rơle thời gian PB. Sau khoảng thời gian chỉnh định rơle thời gian PB tác
động đóng mạch cho rơle tín hiệu 1PY. Rơle này tác động gửi tín hiệu đến máy cắt 6
kV cắt khởi hành bị sự cố ra khỏi mạng.
Sơ đồ khối mạng cung cấp điện 6 kV trên hình 2.9.
Hình 2.9 Sơ đồ khối mạng cung cấp điện 6 kV
1200
kvar
676
678
680
671
673
675
677
TPP
6kv
+ 27
TBA
sè
11 2
x560
kva
TBA
sè
4
315k
va
TBA
sè
6
320k
vaTBA
sè
7 3
15kv
a T
BA
sè1
9
315k
va
TBA
sè
1 1
60kv
aTBA
sè
27
560k
va T
PP 6
kv
CL+2
0TBA
sè
10
560k
va
TBA
sè
5
160k
vaTBA
sè
23
250k
va
TPP
6kv
CL+3
0
TBA
sè3
0
160k
va
TBA
sè
3
560k
va
1200
kvar
1200
a
m.f
800
kv
am
.t.̧
p 10
00k
va
200
aTBA
sè
22
560k
vaTBA
CL+3
0
560k
va
250k
va
mc
6k
v
TPP
6kv
& T
b¬m
-50
TT
TBA
sè
12
400k
va
TPP
6kv
- 11
0
TBA
sè
13
400k
vaTBA
sè
15
315k
va
TPP
6kv
-50
côm
4,5
,6,7
.
TBA
sè
18
400k
vaTBA
sè
29
400k
vaTBA
sè
28
400k
va
CL+2
0
CL+2
7 T
BA
sè
8
320k
va
TBA
sè
26
400k
vaTBA
sè
20
630k
vaTBA
sè
21
400k
va
TBA
sè
25
160k
va
671-
5
TBA
sè
32
400k
vaCL+1
8
TBA
sè
14
400k
va
TPP
6kv
CL+1
8
TBA
sè
24
315k
va
HT
TPP6
kv
t.®iÖ
n m
øc-1
75
TBA
sè
16
400k
va
TBA
sè
31
630k
va
TBA
sè2
560
kva
680-
5
671-
668
0-7
675-
1
671-
8
671-
11
675-
1067
5-23
671-
®v2
675-
®v1
680-
1268
0-14
680-
24
676-
§v2
677-
§v1
675-
14
s¬
®å
khè
i m¹n
g c
ung
cÊp
®iÖ
n 6
kv &
HT
c¸c
cÇu
dao
6kv
trªn
m¹n
g
n
hµ
TP
P6k
v t
r¹
m b
i?n
¸p
35/
6kv
2.5 Biểu đồ phụ tải.
2.5.1 Biểu đồ phụ tải ngày điển hình của Công ty than Quang Hanh.
Biểu đồ phụ tải ngày đêm (24h) của Công ty than Quang Hanh-TKV được xây
dựng trên cơ sở chỉ số đồng hồ đo năng lượng tác dụng W tđ và năng lượng phản kháng
Wpk được người trực trạm ghi lại từng giờ một.
Số liệu khảo sát trong 7 ngày: từ ngày 10/12/2012 đến 16/12/2012 được ghi trong
bảng 2.4.
Bảng 2.4
TT Ngày, tháng, năm Wa, ( kWh ) Wp, (kVAr.h )
1 10/12/2012 129217 65549
2 11/12/2012 131042 65566
3 12/12/2012 127753 65276
4 13/12/2012 128758 65413
5 14/12/2012 128229 65345
6 15/12/2012 130149 66179
7 16/12/2012 119858 63793
Tổng cộng 895006 457121
Từ số liệu bảng 2.4 tính được năng lượng tác dụng trung bình và năng lượng phản
kháng trung bình trong thời gian khảo sát là:
W tdtb=W td Σ
So ngay=895006
7=127858
kWh
W pdtb=W pd Σ
So ngay=457121
7=65303
kVAr.h
So sánh Wtdtb, Wpktp với Wtđ, Wpk trong các ngày từ 10 tháng 12 năm 2012 đến 16
tháng 12 năm 2012 ta chọn ngày 14 tháng 12 năm 2012 là ngày điển hình (ngày có
năng lượng tác dụng, năng lượng phản kháng tiêu thụ gần nhất với năng lượng tác
dụng trung bỡnh và năng lượng phản kháng tiêu thụ trong 7 ngày kể trên).
Công suất tiêu thụ qua từng giờ của ngày phụ tải điển hỡnh được thống kê trong bảng
(2-14), từ đó cho phép xây dựng biểu đồ phụ tải ngày điển hình hình 2.10.
Bảng 2.14
Giờ đo P, (kW) Q, (kVAr) Giờ đo P,(kW) Q,(kVAr)
0 4249 1980 12 5676 2898
1 4325 2117 13 5641 3305
2 4401 2255 14 5605 3209
3 5151 2639 15 5752 3112
4 5902 3024 16 5899 3170
5 5837 2990 17 5730 3228
6 5773 2957 18 5561 3068
7 4545 2152 19 5812 2907
8 3318 1346 20 6064 3182
9 4556 1918 21 5974 3056
10 5794 2490 22 5884 2930
11 5735 630 23 4569 2298
127858 65276
Từ bảng số liệu trên ta vẽ được biểu đồ phụ tải cho ngày điển hình. Biểu đồ này được
thể hiện trên hình 2.10 :
Hình 2.10 Bi u đ ph t i ngày đi n hình.ể ồ ụ ả ể
Thông qua biểu đồ phụ tải ngày điển hình có thể đánh giá được mức tiêu thụ điện năng
của mỏ.
Từ biểu đồ phụ tải ngày điển hình nhận thấy, điện năng tiêu thụ trong ngày là không
đều, có:
- Công suất cực đại Pmax = 6064 kW
- Cụng suất trung bình:
Ptb=∫0
T
P(t )dt
T=
P1( t 0−t1 )+ .. .. .P23( t 23−t 22)24
=12758524
=5316 kW .
Qtb=∫0
T
Q(t )dt
T=
Q1( t 0−t 1)+ .. .. . Q23( t 23−t 22)24
=6527624
=2719 ,8 kVAr .
tgtb =
Qtb
Ptb =
2719 ,85316
=0 , 27⇔ cosϕ=0 ,89
Hệ số cực đại k max:
k max=Pmax
Ptb
=60645316
=1,14
Hệ số sử dụng k sd:
k sd=Ptb
Pdm
=Ptb
Sdm .cosφ= 5316
7500.0,89=0,796
Hệ số điền kín biểu đồ k dk :
k dk=Ptb
Pmax
=53166064
=0,876
Phụ tải trung bình bình phương:
Ptbbp=√ 1T
.∫0
t
P2 . dt=√ 124
.∑ (t 1−t i−1) . Pi2=5372 kW
Qtbbp=√ 1T
.∫0
t
Q2 . dt=√ 124
.∑ (t 1−t i−1 ).Qi2=2767,6 kAr
Stbbp=√P tbbp2+Qtbbp
2=6043 kVA
Hệ số hình dáng k hd:
k hdq=Qtbbp
Qtb
=2767,62719,8
=1,02
k hdp=Ptbbp
Ptb
=53725316
=1,01
Công suất tác dụng:
Ptt=P tbbp=5372 kW
Công suất phản kháng:
Qtt=Q tbbp=2767,6 kAr
Hệ số mang tải:
k mt=S tt
Sdm
=S tbbp
Sdm
=60437500
=0,8
Từ kết quả tính toán ở trên ta thấy máy biến áp hoạt động tương đối đầy tải.
Chương 3
CƠ CỞ LÝ THUYẾT CHẠM ĐẤT MỘT PHA
Dạng hư hỏng phổ biến nhất trong mạng trung tính cách ly 6-10kV ở các xí
nghiệp mỏ là chạm đất một pha, vì thế luật vận hành thiết bị quy định tất cả các khởi
hành cao áp ở mỏ đều phải được trang bị các thiết bị bảo vệ chạm đất một pha, việc sử
sụng bảo vệ khỏi chạm đất một pha có chọn lọc làm giảm được xác suất ngắn mạch
kép ra đất và tăng mức độ an toàn.
3.1. Nguyên nhân và hậu quả của chạm đất một pha
3.1.1. Nguyên nhân của chạm đât một pha.
Ở các trạm phân phối 6kV của mỏ, hiện tượng trạm đất một phan xảy ra
thường xuyên và chiếm tỷ lệ khoảng 80% trong tất cả các sự cố chạm chập về
điện. Các nguyên nhân cơ bản gây nên hiện tượng chạm đất một pha là do hỏng
cách điện, đứt dây, đổ cột dưới tác động cơ học, mài mòn, tác động cơ điện,
nhiệt độ, độ ẩm, môi trường, các vết nứt phát triển và tạo nên các kênh dẫn, hiện
tượng này thường gặp ở các đầu mối cáp điện, ở các xứ xuyên, xứ đỡ, các đầu
vào của cáp máy xúc và các thiết bị điện mỏ. Sự cố chạm đất một pha do hỏng
hóc cách điện sau một thời gian sẽ chuyển dần sang dạng ngắn mạch giữa các
pha hoặc ngắn mạch hai pha qua đất, gây nguy hiểm cho người và thiết bị.
3.1.2. Hậu quả của chạm đất một pha.
Hậu quả của chạm đât một pha là sẽ gây ra sự cố chạm đất kép qua đất dẫn
đến nguy hiểm tới tính mạng của người và thiết bị, gây quá áp, nội bộ ảnh hưởng
đến cách điện của mạng. Tính toán, lựa chọn thiết bị bảo vệ chạm đất một pha
đảm bảo tính chọn lọc, làm việc ổn định và tin cậy trong vận hành sẽ loại trừ
được khả năng chạm đất kép, làm giảm thời gian ngừng cấp điện mang lại hiệu
quả kinh tế an toàn đến tính mạng con người.
3.1.3. Nội dung phân tích thành phần đối xứng.
Một mạng điện được đặc trưng bởi hệ véc tơ dòng và áp, một hệ véc tơ
A,B,C được gọi là đối xứng nếu chúng có mô đun bằng nhau và góc lệch pha
liên tiếp giữa chúng bằng nhau. Ngược lại, một hệ véc tơ không đối xứng khi
chúng vi phạm một trong những điều kiện trên. Trong các dạng ngắn mạch xảy
ra trong mạng điện có thể là ngắn mạch đối xứng, ( ngắn mạch 3 pha) và không
đối xứng ( ngắn mạch 1 pha), (ngắn mạch 2 pha) trong mạng trung tính cách ly
ta coi là ngắn mạch không đối xứng. Để nghiên cứu ngắn mạch không đối xứng
ta sử dụng phương pháp phân tích các thành phần không đối xứng thành tổng các
thành phần đối xứng. Nội dung chủ yếu của phương pháp này là: đối với hệ véc
tơ không đối xứng bất kỳ A,B,C ta có thể phân tích thành 3 hệ thống véc tơ đối
xứng, thuận, nghịch và không, quá trình phân tích được cụ thể hoá trên hình 3.1.
A¿
1 A2 A¿
0 B¿
0
B¿
1B2
C¿
1
C2
a) b) c) d)
Hình 3.1. Phân tích hệ véc tơ không đối xứng thành các dệ véc tơ đối xứng.
a) Hệ véc tơ không đối xứng. b) Hệ véc tơ đối xứng thứ tự thuận.
c) Hệ vức tơ đối xứng thứ tự nghịch. d) Hệ véc tơ thứ tự không
Các thành phần véc tơ liên hệ với nhau qua các biểu thức sau:
A¿
=A¿
1+ A¿
2+ A¿
0
A
C
B0201
0
120120
C¿
0
B¿
=B1
¿
+B¿
2+B¿
0 (3-1)
C¿
=C¿
1+C¿
2+C¿
0
Sử dụng toán tử quay:
a=e j 120=−12+ j √3
2→a2e j240=−1
2− j √3
2
Biểu diễn qua pha B và pha C của thành phần đối xứng bằng phương pháp
toán tử quay lấy A làm mốc ta có:
Thành phần thứ tự thuận:
B¿
1=A¿
1 .e j240=a2 . A1
¿
C¿
1=A1
¿
.e j240=a . A¿
1
Thành phần thứ tự nghịch:
B¿
2=A2
¿
.e j240=a . A2
¿
C2
¿
=A2
¿
.e j240=a . A2
¿
Thành phần thứ tự không:
A0
¿
=B0
¿
=C0
¿
Thay vào biểu thức (3-1):
A¿
=A1
¿
+ A2
¿
+ A0
¿
A¿
=a2 . A1
¿
+a . A2
¿
+ A0
¿
(3-2)
C¿
=a . A1
¿
+a2 . A2
¿
+ A0
¿
Giả hệ phương trình (3-2) ta được:
A1
¿=1
3( A
¿+a .B
¿+a2 .C
¿)
A2
¿=1
3( A
¿+a2 B
¿+aC
¿)
(3-3)
A0
¿=1
3( A
¿+B
¿+C
¿)
Như vậy, khi sử dụng phương pháp phân tích thành phần không đối xứng,
chỉ cần phân tích thành phần đối xứng của một pha bất kỳ, rồi từ đó xác định các
thành phần đối xứng của 2 pha còn lại.
3.2. Các chế độ trung tính của mạng 6kV.
3.2.1. Mạng điện 6kV có trung tính cách ly.
1) Điều kiện làm việc bình thường của mỏ.
Trong điều kiện làm việc bình thường 3 pha luôn có sự phân bố dòng điện
dung và dòng điện đầu. Xét sự làm việc của mỏ, để đơn giản ta coi mạng là
không tải.
Hình 3-2. Dòng và áp ở chế độ làm việc bình thường.
Khi có điện áp tại mỗi điểm trên đường dây coi như bằng nhau, điện áp này có
giá trị bằng sức điện động:
U¿
A=EA
¿
;U B
¿
=EA
¿
;U¿
C=E¿
C
1200
Ic
Ib
Ia
Uc=Ec U0=E0
Ua=Ea
Khi đó các điện dung phân bố có thể thay bằng các điện dung tập trung CA,CB,
CC, được biễu diễn trên hình (3-2a).
Trong tính toán chạm đất một pha của mạng cao áp ta có thể bỏ qua thành phần
điện trở tác dụng của mạng.
Để đơn giản ta coi mạng 3 pha là đối xứng có:
CA = CB = CC = C
Các điện áp nói trên lập thành hình sao đối xứng và tổng hình học của chúng
bằng không. Do đó biện pháp ở điểm trung tính so với đất bằng không. Qua các điện
dung CA, CB, CC có các dòng điện bằng nhau về trị số và chúng vượt trước điện áp pha
tương ứng một góc 900 được xác định theo biểu thức sau:
I A
¿
=JU A
¿
XCA
=JωCU A
¿
I B
¿
=JUB
¿
XCB
=Jω UB
¿
(3-4)
I C
¿
=JU C
¿
X CC
=JωUC
¿
Với: I A
¿
+ I B
¿
+ IC
¿
=0 (3-5)
2) Chế độ làm việc của lưới điện 6kV có trung tính cách ly khi một pha chạm đất.
Khi xảy ra chạm đất một pha ( hình 3-3), điện áp ở điểm trung tính so với đất sẽ
khác không, điện áp của pha chạm đất sẽ dần tới không. Khi chạm đất hoàn toàn, điện
áp các pha không sự cố so với đất sẽ tăng lên bằng giá trị của điện áp dây.
Giả sử pha A chạm đất, khi đó sẽ có:
U A
¿
(1 )=0
U¿
B (1 )=UB
¿
−U A
¿
Về giá trị:
U¿
B( 1 )=U
¿
C(1 )=√3U f
U¿
B( 1 )+U
¿
C( 1 )=3 U
¿
01=−3U A
¿
Hình 3.3. Dòng và áp khi chạm đất một pha trong mạng trung tính cách ly.
+ Dòng điện khi chạm đất.
Khi chạm đất một pha thì tại chỗ chạm đất có dòng I¿
cd . Dòng này sẽ chạm qua
điện dung của các pha không chạm đất. Do U¿
A( 1 )
= 0 nên I¿
CA(1 ) =0 , trong các pha B và C
sẽ có các dòng vượt trước áp tương đương một góc 900 .
I¿
CB(1 ) = j
UB(1 )
¿
XC (3-6)
I CC= jU B
(1 )
XC
Dòng chạm đất có chiều dương qui ước tại chỗ sự cố:
I¿
cd(1 )=−( I CB
( 1 )¿
+ I¿
CC(1 ) )=−(
U B(1 )
¿
XC
+U C
(1 )¿
X C
)=3U A
¿
XC
trong đó:
1XC
= jωC ; U B
( 1 )¿
+U¿
C( 1 )=−3U A
¿
Vây: I¿
cd(1 )=3 jω .CΣ .U A
¿
= j3ωL . Coi .U f . 10−6(A) (3-7)
trong đó:
L- Chiều dài tổng cộng của dây dẫn một pha km;
Coi- Điện dung riêng của một pha so với đất trên một đơn vị chiều dài: (F/km)
đồ thị véc tơ dòng và áp trong mạng có trung tính cách ly khi pha A chạm đất hoàn
toànđược biểu diễn trên hình 3-3b.
Nhận thấy, hệ véc tơ điện áp U¿
A( 1 ) ;U
¿
B(1 );3U
¿
C( 1 )
sẽ mất đối xứng.
Theo phương pháp phân tích thành phần đối xứng ta có véc tơ thành phần của
mỗi pha :
Ví dụ cho pha A:
U¿
A 1( 1 ) =1
3(U
¿
A( 1 )+a U
¿
B( 1 )+a2 U
¿
C(1 ) )
U¿
A 2( 1 ) =1
3(U
¿
A( 1 )+a2 U
¿
B(1 )+a U
¿
C(1 ) )
(3-8)
U¿
A 0( 1 ) =1
3(U
¿
A( 1 )+U
¿
B( 1 )+U
¿
C( 1 ))
Từ đồ thị véc tơ dòng và áp trong mạng có trung tính cách ly khi pha A chạm
đất hoàn toàn trên hình 3.3b ta thấy:
U¿
C( 1 )=√3U
¿
iℓ j 1500
Thay số vào công thức (3-8) ta có :
U¿
A 1( 1 ) =√3
3( e j3300
+e j 3900
). U A
¿
=U¿
A
U¿
A 2( 1 ) =√3
3(e j 4500
+e j 2700
) .U A
¿
=0
U¿
A 0( 1 ) =√3
3(e j 2100
+e j 1500
) .U A
¿
=0
Như vậy trong mạng điện này khi có sự cố chạm đất một pha , dòng điện qua
điện dung của các pha không bị sự cố tăng lên √3 lần và dòng điện dung qua chỗ chạm
đất I cd(1 )
bằng 3 lần dòng điện dung của pha hư hỏng ở chế độ bình thường.
Khi xảy ra sự cố ngắn mạch qua đất, dưới tác động của điện áp thứ tự không
UON( 1 )
phát sinh dòng thứ tự không đi qua điện dung các pha được biểu diễn trên hình 3-4
Hình 3.4. Sự phân bố dòng điện thứ tự không khi pha A chạm đấtTrong mạng trung tính cách ly.
Từ sự phân chia dòng thứ tự không với chiều dương quy ước của dòng I0 có:
I¿
0(1 )=− j
U¿
ON(1 )
XC
= j .U A .ω .C(3-9)
Từ biểu thức (3-7) và (3-8) ta có:
I¿
cd(1 )=3 I
¿
0( 1 )
Vậy dòng chạm đất và dòng thứ tự không đều phát sinh do phản ứng của nguồn
điện áp thứ tự không 3U0 khi xảy ra chạm đất một pha I¿
cd(1 )
chậm sau một góc 900 so với
UO( 1 )
.
Đối với mạng cao áp 635kV nếu dòng chạm đất từ cấp điện áp 6, 10, 35 (kV)
vượt quá 30A, 20A, 15A, thì người ta sử dụng cuộn bù điện dung.
3.2.2. Chạm đất một pha trong mạng có bù điện dung.
Trên hình (3-5a) giới thiệu dòng cao áp ở chế độ làm việc bình thường, (3-5b)
giới thiệu chế độ dòng cao áp sự cố, trong hệ thống có trung tính nối đất cuộn cảm để
bù điện dung. Cuộn cảm gồm lõi thép và cuộn dây có thể thay đổi số vòng dây. Người
ta chế tạo cuộn cảm sao cho nó có điện kháng Xb rất lớn so với điện trở rb của nó.
(a) (b)
Hình 3-5. Dòng và áp ở chế độ bình thường và khi sự
cố trong mạng có bù điện dung
Khi làm việc ở chế độ bình thường, hệ thống hoàn toàn đối xứng.
Khi xảy ra chạm đất một pha, dòng điện dung trong hệ thống cũng thay đổi như
trong trường hợp mạng trung tính cách ly, điện áp giả tưởng( điện áp đất) U¿
cd( 1 )=−U
¿
A .
Ở điểm chạm đất sẽ đặt lên cả cuộn cảm , và sinh ra dòng điện cảm, do đó qua điểm
chạm đất sẽ xuất hiện cả hai thành phần dòng điện nói trên.
Do dòng điện dung và dòng điện cảm ngược chiều nhau nên cuộn bù sẽ làm
giảm giá trị dòng điện chạm đất, ta có:
I cd Σ=U A
¿
(Y C+Y b )=U F
¿
(3 jωC− 1√b+ jωLb
) (3-10)
=U F
¿
.[ rb
rb2+ωLb
2+ j(3 ωC−
ωLb
rb2+ω2 Lb
2 )]trong đó:
Yb ; rb; Lb - Tổng dẫn, điện trở, điện cảm của cuộn bù dập hồ quang. Khi
bù hoàn toàn ( đạt cộng hưởng dòng điện) và rb <<Lb ; ta có hệ thức:
I¿
cd Σ=U F . √r
r2+ω2 Lb2
(3-11)
Như vậy, khi chỉnh định tốt cuộn bù ta có khả năng làm giảm khá nhiều dòng
chạm đất. Trong thực tế dòng I¿
cd Σ không thể triệt tiêu vì còn tồn tại rb và vì điện dung
của mạng rất biến động trong khi làm việc, vì vậy rất khó chỉnh định được chế độ bù
hoàn toàn. Ngoài ra , để đảm bảo độ nhạy, rơle bảo vệ cũng cần phải có dòng I¿
cd Σ .
Trên hình 3.6 biểu diễn giản đồ véc tơ dòng và áp khi chạm đất pha A trong
mạng trung tính có bù điện dung.
Hình 3-6. Giản đồ véc tơ dòng và áp khi chạm đất pha A
Trong mạng trung tính có bù điện dung.
Ưu điểm cơ bản của hệ thống này là: Hạn chế được dòng chạm đất, loại trừ
được khả năng phát sinh hồ quang khi chạm đất, hạn chế khả năng đánh thủng cách
điện khi chạm đất lâu dài vì điện áp tại điểm chạm đất chỉ tăng lên từ từ đến U¿
F . Ngoài
ra građien điện áp bước gần điểm chạm đất bé nên không nguy hiểm cho người.
Nhược điểm cơ bản của hệ thống này là chi phí tăng do tăng mức cách điện
(bằng điện áp dây), do đặt thiết bị bù, do công tác bảo quản và kiểm tra thường xuyên
chế độ làm việc của thiết bị bù. Ngoài ra trong trường hợp chỉnh định không đúng
(không cộng hưởng) khi chạm đất cũng xuất hiện quá điện áp nguye hiểm và hệ thống
bảo vệ rơle cũng phức tạp hơn.
3.2.3. Chạm đất một pha hệ thống nối đất điểm trung tính.
Khi chạm đất một pha hệ thống nối đất điểm trung tính (3 pha 4 dây) dòng điện
chạm đất là dòng ngắn mạch 1 pha qua điểm chạm đất.
Dòng ngắn mạch hầu như không phụ thuộc vào tổng dẫn của các pha còn lại ( vì
Y0>>YA, YB, YC) được xác định theo công thức:
I¿
NA=U A
¿
r0
=U A
¿
. Y 0(3-12)
trong đó: ro , Y0 - Là điện trở và tổng dẫn của dây trung tính, vì r0 rất bé nên I¿
NA rất
lớn, dễ dàng làm cho hệ thống rơle bảo vệ tác động. Điện áp các pha còn lại U¿
B ,U¿
C
khi chạm đất trong mạng trung tính nối đất hầu như không thay đổi. Sự thay đổi đó chỉ
là do điện trở của cuộn dây máy biến áp (máy phát) và các đầu nối. Vì thế U¿
B , U¿
C có
tăng cũng không vượt quá 0,8U¿
d .
Hình 3.7. Phân tích dòng thứ tự không mạng trung tính nối đất.
Ưu điểm của hệ thống mạng có trung tính nối đất là điện áp tại điểm trung tính
ổn định, làm cho khả năng chạm đất qua hồ quang điện bị loại trừ. Mức cách điện ủa
các pha không cần cao và có độ dự trữ lớn khi làm việc do không chịu điện áp tăng.
Khi chạm đất và không bị chọc thủng bởi quá điện áp, dễ dàng thực hiện bảo vệ rơle
một cách chọn lọc, nhạy va chắc.
Nhược điểm cơ bản của hệ thống tiếp đất trung tính là khi chmạ đất (tức ngắn
mạch 1 pha) bảo vệ rơle cắt điện, nên hệ thống phải có nguồn dự phòng chắc chắn.
Hệ thống bảo vệ phải đặt trên cả 3 pha. Khi chạm đất ảnh hưởng tới dòng chạm
đất đối với hệ thống thông tin rất lớn nên cần có biẹn pháp bảo vệ trường điện từ, dòng
chạm đất lớn nên làm hỏng thiết bị , giảm mô men làm cho động cơ đồng bộ có thể bị
hãm và các hệ thống máy phát bị mất đồng bộ. Ngoài ta dòng chạm đất lớn sẽ gây nên
građien điện áp bước rất lớn gây nguy hiểm cho người. Vì thế hệ thống trung tính nối
đất chi phí sẽ cao, độ tin cậy thấp.
3.3. Sự phân bố dòng điện thứ tự không trong mạng điện có trung tính cách ly khi
xảy ra chạm đất một pha.
Trên hình 3.8 xét mạng điện hình tia gồm 3 khởi hành.
Giả sử sự cố chạm đất một pha xảy ra tại điểm N trên đường dây d1, khi đó tại
điểm chạm đất xuất hiện điện áp thứ tự không (UON), dưới tác dụng của điện áp thứ tự
không, phát sinh dòng điện thứ tự không (3I¿
0 ) khép kín mạch qua điện dung các pha
của các đường dây.
Dòng thứ tự không 3I¿
0 chạy qua tất cả các khởi hành của mạng điện. Ở khởi
hành không bị sự cố, dòng điện dung thứ tự 3I OCi chạy qua chỗ đặt bảo vệ ( ở đầu khởi
hành ) được xác định theo công thức:
3 I¿
OCi=3 ω . Ci . UF
¿
(3-13)
trong đó : Ci là gía trị điện dung của khởi hành thứ i.
Dòng điện dung ở đầu khởi hành bị sự cố bằng tổng dòng điện dung của các khởi hành
không bị sự cố, hay bằng tổng dòng điện dung toàn mạng trừ dòng điện dung riêng của
khởi hành bị sự cố.
I¿
BIOSC=3U F . ω . (CΣ−CSC )¿
(3-14)
trong đó:
I¿
BIOSC : Là dòng sự cố có hướng ngược với dòng điện dung riêng của cáckhởi
hành không bị sự cố.
Hình 3.8. Sự phân bố dòng thứ tự không khi chạm đất một pha
trong mạng có trung tính cách ly
Dòng chạm đất được xác định theo công thức:
I¿
cd=3 I¿
OC Σ=3U¿
F .ω .C Σ (3-15)
Nếu trong mạng có bù điện dung (trung tính nối đất qua cuộn bù dập hồ quang)
thì ngoài dòng trên còn có dòng qua cuộn dây dập hồ quang.
3 I¿
OL=3 UON
X L
Trong trường hợp này, dòng tổng ở đầu đường dây bị sự cố được tính theo công
thức:
3 I¿
OL=3 UON
X L
−3U¿
oN (CΣ−C i ). ω(3-16)
Chiều của dòng điện hợp thành này phụ thuộc vào thành phần điện cảm hay
điện dung lớn hơn trong đó.
Biểu đồ phân bố dòng thứ tự không khi có sự cố chạm đất một pha được biểu
diễn trên hình 3.9.
Hình 3.9. Biểu đồ phân bố dòng thứ tự không khi chạm đất một pha
Trong mạng có trung tính cách ly.
Để bảo vệ tác động chọn lọc, dòng chỉnh định của các thiết bị bảo vệ cần phải
chỉnh định như sau:
I¿
BIOSC≥I cd≥kat .knv . I oci
¿
⇒
I cd
¿−I oci
¿
kn
≥I cd≥k . I oci
¿
(3-17)
3I0
3I2
3I02+3I03
3I02+3I03+3I’01
d2
d2
d2
C3
C2
C1
trong đó: Kn – Hệ số nhạy (K=1,5. Đối với đường dây trên không, K= 1,25. Đối
với dây cáp.)
Knv = 23 Nếu như bảo vệ có duy trì thời gian tác động.
Knv = 45 Nếu bảo vệ cắt nhanh.
Kat = 1,11,2 Hệ số an toàn.
Như vậy, nếu chỉnh định theo biểu thức trên thì quan hệ giữa dòng dung riêng
và dòng chạm đất tổng như sau:
I OCi≤(0 ,09÷0 , 26 ) I cd (3-18)
Chiều của dòng điện hợp thành này phụ thuộc vào thành phần (điện cảm hay
điện dung) lớn hơn trong đó.
Sự phân bố dòng thứ tự không khi có sự cố chạm đất một pha được biểu diễn
trên hình 3.9.
Ch ngươ 4
TÍNH ĐI N DUNG VÀ DÒNG CH M Đ T M NG CÁC KH I HÀNH 6KV CÔNGỆ Ạ Ấ Ạ Ở Ở TY THAN QUANG HANH
4.1 Ph ng pháp soi g ng qua m t m t ph ng d n.ươ ươ ộ ặ ẳ ẫ
Nội dung của phương pháp là thay thế môi trường đất và lấp đầy bằng môi trường
không khí. Sau đó tìm cách đưa thêm vào miền ấy một số điện tích phân bố sao cho
những điện tích ban đầu đặt trong không gian đống nhất ấy vẫn đảm bảo điều kiện bờ
vốn có trên bờ S.
4.1.1 Hệ số của đường dây trên không
Ta có hệ số của đường dây trên không kV gồm ba dây dẫn trong miền V1 thuộc
môi trường không khí được treo cách mặt đất một khoảng h1=h3=7m, h2=8m tạo thành
hình tam giác cân.
Hình 4.1: Biểu diễn phương pháp soi gương điện tích
Vì hình dáng và kích thước của đường dây trong không gian cũng đơn giản nên
việc xác định hệ số thế của đường dây cùng đơn giản. Tiến hành soi gương ba dây qua
mặt dẫn ta xác định được các thông số sau:
L11’ = 14m, L12 = L23 = 1,28m
L22’ = 16m, L1’3 = L3’1 = 14,1m
2
310,8m 0,8m
h1=7m h2=8m h3=7m
1
2
3
3’2’
1’
L33’ = 14m, L12’ =L2’1= L2’3 = L3’2 =15,02m
L31 = L1’3 = 1,6m
Trong môi trường tuyến tính giữa điện tích và điện tích có mối quan hệ với nhau được
xác định theo phương trình Maxoell như sau:
j1 = a11q1+ a12q2+ a13q3
j2 = a21q1+ a22q2+ a23q3
j3 = a31q1+ a32q2+ a33q3
Với j1, j2, j3: là thế của đường dây thứ nhất, thứ hai, thứ ba. Áp dụng phương
pháp soi gương điện tích ta có thể xác định được hệ số thế của đường dây. Thế thứ nhất
gây nên bởi điện tích q1 của dây dẫn đó và ảnh soi gương của nó (-q1) là:
ϕ11=q1
2 πε Iln
I 11'
r
Thế trên dây dẫn thứ nhất gây nên bởi điện tích q2 và ảnh soi gương của nó là -
q2 là:
ϕ12=q2
2πε Iln
I 12 '
I 12
với I12 là khoảng cách từ dây dẫn thứ nhất đến dây dẫn thứ hai.
Thế trên dây dẫn thứ nhất gây nên bởi điện tích q3 và ảnh soi gương của nó là -
q3 là:
ϕ13=q3
2 πε Iln
I 13 '
I 13
Từ các biểu thức trên và theo tính chất tương hỗ, nếu đặt q/1=t là điện tích của
dây dẫn trên một đơn vị chiều dài thì ta có:
α 11=ϕ11
τ= I
2πεln
I 11'
rα 12=
ϕ12
τ= I
2 πεln
I 12 '
I 12
=α12 '
α 13 '=I
2 πεln
I 13 '
I 13
=α31 ' α 23 '=α 32 '=I
2 πεln
I 23 '
I 23
α 33=ϕ33
τ= I
2 πεln
I 33 '
rα 22=
ϕ22
τ= I
2 πεln=
I 22'
r
Từ hệ phương trình Maxoell ta có ma trận hệ số sau:
a11 a12 a13
a21 a22 a23
a31 a32 a33
aii là hệ số riêng, chính bằng trung bình cộng các phần tử trên đường chéo chính
của ma trận.
α ii=13(α 11+α 22+α33)=
12 πε
ln3√111 ' . 122 ' . 133 '
r (*)
Do tính chất đối xứng aik = aki là hệ số tương hỗ chỉ lấy bằng trung bình của 1/2
số phân tử còn lại trong ma trận.
α ik=1
3 .2 πεln
112 ' . 123 ' . 113 '
112 . 123 . 113
= 12 πε
ln3√ 112' .123' . 113'
112 .123 . 113 (**)
Theo định nghĩa điện dung, ta có điện dung của một pha so với đất tính cho một
đơn vị chiều dài được xác định:
C0=τϕ= 1
α ii−α ik
Thay (*) và (**) vào biểu thức trên ta có:
C0=2 πε
Ln1r
3√ 111' .122 ' .133 ' .112 .113 .123
112' .123' . 113'
trong đó: r: là bán kính của dây dẫn (m).
e = e0.er =
1
4 πc2 1θ−7εr
= 8,85.10-3.3,6 = 31,86.10-3 (mF).
e0, er: là các hệ số điện môi tĩnh tuyệt đối và tương đối của môi trường.
Thay các giá trị đã biết vào biểu thức (4-1) ta có:
C0=0,2
ln1 , 37
r (mF/km)
4.1.2 Tính điện dung của đường dây trên không
Để tính được điện dung của đường dây trên không AC-120 ta dùng phương
pháp soi gương qua mặt đất, công thức được xác định như sau:
C0=0,2
ln .1 ,37
r
= 0,2
ln .1 ,37
7,6 . 10−3
=38 ,5 . 10−3 μF /km
(4.1)
Trong mạng điện 6kV của Công ty than Quang Hanh hiện nay đang sử dụng các
loại dây có suất điện dung C0 được thống kê trong bảng 4.1.
Bảng 4.1
Lo i dây d nạ ẫ Bán kính r(mm) Co(μF /km)AC-120 7,6 38,5.10−3
AC-50 4,8 35,4.10−3
AC-35 4,2 34,6.10−3
Đi n dung đ ng dây trên không c a các kh i hành 6kV đ c tính theo côngệ ườ ủ ở ượ th c:ứ
CK=Co. l
K t qu tính toán cho t ng kh i hành đ c th ng kê trong b n 4.2:ế ả ừ ở ượ ố ả
B ng 4.2ả
Kh i Hànhở Mã hi u dâyệChi u dài dây,ề
kmĐi n dung C.ệ
10−3 μF1
(L 676)ộAC-120 0,55
56,575AC-50 1
2(L 680)ộ
AC-120 2,495,86
AC-35 0,13
(L 671)ộAC-120 0,55
31,795AC-50 0,3
4(L 677)ộ
AC-120 0,55 21,175
5(L 675)ộ
AC-50 7,75 274,35
4.1.3 Tính đi n dung các đ ng cáp 6kV Công ty than Quang Hanh.ệ ườ
Điện dung của 1 km cáp điện được tính bởi công thức:
Co=0,196
lnr2
r1
Trong đó:
r1- Bán kính của lưới dẫn điện
r2- Bán kính của bề mặt trong của màn dẫn
Kết quả tính toán được thống kê trong bảng 4.3
Bảng 4.3
Tiết diện lõi cáp
сьгR1 (mm) R2 (mm) Điện dung riêng C0 (μF/km)
3x35 3,5 11,45 0,165
3x50 4 11,89 0,18
3x70 4,85 13,3 0,194
3x95 5,7 14,2 0,215
3x120 6,4 15 0,23
Điện dung các đường cáp của từng khởi hành được xác định theo công thức:
C ci=Co .l
Kết quả tính cho từng khởi hành được ghi trong bảng 4.4:
Bảng 4.4
Kh i Hànhở Ti t di n cápế ệсьг
Chi u dài dây,ề km
Đi n dung C.ệ10−3 μF
1(L 676)ộ
3x120 1,025
548,63x70 0,953x50 0,653x35 0,07
2(L 680)ộ
3x120 0,01
816,1
3x95 0,023x70 2,153x50 2,18
3(L 671)ộ
3x70 0,3211,23x50 0,85
4(L 677)ộ
3x120 1,025
614,813x70 1,493x50 0,5
5(L 675)ộ
3x120 0,5
263,23x70 0,33x50 0,5
4.1.4 Tính điện dung của động cơ cao áp.
Để tính điện dung cuả động cơ sử dụng công thức sau:
Cdc=40 . Sdm
3/4
3 (U dm+3600 )n1/3μF
(4-5)
trong đó:
Sdm=Pdm
Cos ϕdm. ηdc (kVA) - Công suất biểu kiến của động cơ.
Pđm - Công suất định mức của động cơ.
- Hiệu suất của động cơ.
Udm - Điện áp định mức của động cơ, kV.
n - Tốc độ quay của động cơ ( vòng/phút).
Từ đó tính được điện dung của động cơ cao áp, kết quả được thống kê trong bảng
4.5.
Bảng 4.5
Tên động
cơ chínhP(kW) Cosφ n (vòng/phút)
Đi n dungệ
C.10−3 μF
Máy trục 280 0,9 0,93 1450 25,55
Bơm 200 0,83 0,85 1450 22,57
Băng tải 2x355 0,85 0,93 1480 53,23
Bơm 1000 0,9 0,93 1480 65,93
Tời trục 560 0,93 0,86 1450 44,47
Kết quả cho từng khởi hành được ghi trong bảng 4.6
Bảng 4.6
Kh i Hànhở Đ ng cộ ơ P(kW) S l ngố ượĐi n dung C.ệ
10−3 μF1
(L 676)ộBăng t iả 3x355 1
251,09B mơ 1000 3
2(L 680)ộ
B mơ 200 5 112,85
3(L 671)ộ
Máy tr cụ 280 1 25,55
4(L 677)ộ
T i tr cờ ụ 560 1242,26
B mơ 1000 3
4.1.5 Tính điện dung tổng của các khởi hành 6kV.
Điện dung tổng các khởi hành bằng tổng điện dung của đường dây trên không, cáp
và của các động cơ cao áp (nếu có)
C iΣ=CiK+C i
c+C idc
Căn cứ vào số liệu đã tính,kết quả tính toán điện dung tổng các khởi hành được
thống kê trong bảng 4.6
Khởi Hành
Điện Dung
1
(Lộ 676)
×10−3
2
(Lộ 680)
×10−3
3
(Lộ 671)
×10−3
4
(Lộ 677)
×10−3
5
(Lộ 675)
×10−3
C iK (μF ) 56,575 95,86 31,795 21,175 274,35
C iC(μF) 548,6 816,1 211,2 614,81 263,2
C idc(μF ) 251,09 112,85 25,55 242,26
C∑ (μF ) 856,265 1024,81 268,545 878,245 537,55
Điện dung tổng của toàn mạng 6kV
CΣ=∑i=1
n
C iΣ=3 , 565( μF )
4.2 Tính dòng chạm đất các khởi hành.
4.2.1 Tính dòng khi không kể đến ảnh hưởng của HTMИ-6.
Từ kết quả tính điện dung của từng khởi hành và của toàn mạng, xác định được:
Giá trị dòng chạm đất:
I cd=3U f .ω .CΣ .10−6=3.6000
√3.314 .3 ,565 .10−6=11 ,63( A )
Giá trị dòng điện dung riêng của từng khởi hành:
Ioi = 3Uf..ω.CΣ.10-6 (A)
Giá trị dòng sự cố của từng khởi hành:
Isci = Icd - Ioi
Kết quả tính toán được thống kê trong bảng 4-6.
Bảng 4.6
Khởi hành1
(Lộ 767)
2
(Lộ 680)
3
(Lộ 671)
4
(Lộ 677)
5
(Lộ 675)
Dòng dung
riêng I0(A)2,8 3,34 0,876 2,87 1,75
Dòng sự cố
Isc(A)8,83 8,29 10,754 8,76 9,88
4.2.2 Tính dòng chạm đất khi có ảnh hưởng của HTMИ-6.
Các thông số kỹ thuật của máy biến áp đo lường HTMИ-6:
R = 1180
XL = .l = 2f.L = 2.3,14.50.5000 = 1570 (k) ; L = 5000 (H)
+ Tính dòng điện dung của toàn mạng
Dòng điện dung toàn mạng được xác định theo công thức:
3 I 0 Σ
.
=Uf[ RK
RK2 + XK
2+ j .(3 . ω .C Σ . 10−6−
X K
RK2 + X K
2 )](A)
Vì 2 máy biến điện áp mắc song song nên:
RK=11802
=590() ;
X K=15700002
=785000 ()
3 I 0 Σ
.
=
6000√3
.[5905902+7850002
+ j .(3. 314 . 3 ,565 . 10−6−7850005902+7850002 )]
(A)
3 I 0 Σ=3 , 32. 10−6+ j .11 ,63
Giá trị mô đun
3 I 0 Σ=√(3 ,32. 10−6 )2+11 ,632=11 ,63 ( A )
+ Tính dòng điện dung riêng của từng khởi hành:
3 I oi=U f [ RK
RK2 + X K
2+ j .(3 . ω .C0 i .10−6−
X K
RK2 + XK
2 )](A)
Tính dòng điện dung riêng của khởi hành số 1:
3 I 01=6000√3 [590
5902+7850002+ j .(3. 314 . 856 , 265 .10−3 .10−6−785000
5902+7850002 )]( A )
3 I 01=3 ,32 . 10−6+ j2,8
Giá trị mô đun: 3 I 01=√(3 ,32 .10−6 )2+(2,8)2=2,8( A )
Tương tự tính dòng điện dung riêng của các khởi hành còn lại kết quả được
thống kê trong bảng (4.8).
Bảng 4.8
Khởi Hành 1 2 3 4 5
3Ioi,(A) 2,8 3,34 0,87 2,86 1,75
Giá trị dòng sự cố của từng khởi hành:
Isci = 3Icd - 3Ioi
Kết quả tính toán được thống kê trong bảng 4.9.
Bảng 4.9
Khởi hành1
(Lộ 767)
2
(Lộ 680)
3
(Lộ 671)
4
(Lộ 677)
5
(Lộ 675)
Dòng dung
riêng 3I0(A)2,8 3,34 0,876 2,87 1,75
Dòng sự cố
3Isc(A)8,83 8,29 10,754 8,76 9,88