Bảo vệ đường dây với 87L, 85, 21/67 và 25/79: Nguyên lý và phối hợp cho kỹ sư mới

Bảo vệ đường dây gồm nhiều chức năng phối hợp: phát hiện sự cố, trao đổi thông tin giữa các đầu, ra lệnh cắt và kiểm tra điều kiện đóng lại. Hiểu đúng 87L, 85, 21/67 và 25/79 giúp kỹ sư mới đọc sơ đồ logic và lập kế hoạch thử nghiệm có cơ sở.

Đây là bài tổng quan. Trị số chỉnh định, góc thử, thời gian và điều kiện thao tác phải lấy từ hồ sơ được phê duyệt, đúng model và firmware relay.

1. 87L — So lệch dòng điện đường dây

87L so sánh các dòng điện tại các đầu của vùng bảo vệ qua kênh truyền thông. Khi tải bình thường hoặc sự cố ngoài vùng, tổng vector dòng đã quy đổi và đồng bộ gần cân bằng, có xét dòng điện dung và sai số đo theo ứng dụng. Sự cố trong vùng có thể tạo dòng so lệch để relay tác động.

Vùng bảo vệ do vị trí CT xác định. Khi thử cần kiểm tra tỷ số, cực tính, thứ tự pha, nhận dạng đầu xa và việc đồng bộ dữ liệu. Mất kênh không có nghĩa mọi bảo vệ đều mất: chức năng nào bị khóa, còn làm việc hoặc chuyển dự phòng phụ thuộc thiết kế. [1][2]

2. 85 — Truyền tín hiệu bảo vệ, không phải một ngưỡng đo riêng

Trong sơ đồ đường dây, 85 thường gắn với chức năng truyền tín hiệu phục vụ bảo vệ. Cần đọc rõ tín hiệu là cho phép, khóa hay cắt trực tiếp; không suy ra tác động chỉ từ tên 85. Kênh của sơ đồ này cũng không mặc định giống kênh trao đổi dòng của 87L.

POTT: tín hiệu cho phép nhận từ đầu xa phối hợp điều kiện phát hiện tại chỗ để cắt nhanh theo logic thiết kế. DCB: tín hiệu khóa và điều kiện hướng tại chỗ quyết định sự ổn định với sự cố ngoài vùng. DTT: lệnh cắt trực tiếp có mục đích và điều kiện tiếp nhận riêng. Không tráo cách hiểu giữa các sơ đồ. [1]

3. 21 — Bảo vệ khoảng cách

21 sử dụng điện áp và dòng điện để xác định tổng trở biểu kiến của vòng sự cố, rồi đối chiếu đặc tính vùng bảo vệ. Tên “khoảng cách” không có nghĩa relay đo trực tiếp chiều dài bằng mét. Các vùng có phạm vi và thời gian phối hợp theo nghiên cứu chỉnh định.

Không lấy tỷ lệ bao phủ vùng hoặc thời gian của một đường dây áp dụng cho mọi đường dây. Cần xét thông số thứ tự thuận/không, bù chạm đất, điện trở sự cố, nguồn cấp hai đầu và các điều kiện tải. Khi đọc bản ghi, phải xác định đúng vòng đo pha–pha hoặc pha–đất. [3]

Các logic giám sát như lấn tải, khóa dao động công suất hoặc giám sát điện áp có thể ảnh hưởng quyết định tác động. Thử điểm tổng trở trong vùng chưa đủ nếu điều kiện giám sát chưa được mô phỏng đúng. [4]

4. 67 — Quá dòng có hướng

67 kết hợp điều kiện quá dòng với xác định hướng sự cố dựa trên đại lượng phân cực và thuật toán relay. Trong ứng dụng đường dây có thể gặp 67 pha và các phần tử chạm đất có hướng như 67N/67G; hậu tố và đại lượng sử dụng phải đối chiếu manual.

21 và 67 có thể cùng tham gia bảo vệ chính, dự phòng hoặc logic truyền tín hiệu, tùy thiết kế. Chúng không phải hai tên của cùng một phép đo: 21 xét tổng trở, còn 67 xét dòng và hướng. Kiểm tra ngưỡng dòng nhưng bỏ qua góc phân cực là một thiếu sót thường gặp. [5]

5. 79 và 25 — Tự đóng lại có điều kiện

79 thực hiện trình tự tự đóng lại khi được khởi động và cho phép. Mục tiêu có thể là khôi phục đường dây sau sự cố thoáng qua, nhưng không có nghĩa mọi lần bảo vệ cắt đều được đóng lại. Kiểu cắt một pha/ba pha, số lần đóng, thời gian chết và điều kiện khóa phải theo phương án. [6]

25 kiểm tra điều kiện đồng bộ giữa các điện áp được chọn, thường liên quan chênh lệch góc, tần số và biên độ. Nó không tự chứng minh đường dây đã hết sự cố, và không tự thay thế logic 79.

Kiểm tra đồng bộ khi hai phía có điện khác với kiểm tra đường dây chết/thanh cái có điện. Phải xác định nguồn VT, tỷ số, cực tính, trạng thái điện áp và logic cho phép đóng thực tế; không mặc định 25 phải “đạt đồng bộ” trong mọi chế độ đóng. [7]

6. Hiểu cách phối hợp qua một tình huống

Với sự cố trong vùng, 87L hoặc sơ đồ 21/67 có truyền tín hiệu có thể cắt nhanh theo cấu hình. Nếu loại sự cố và các điều kiện cho phép phù hợp, 79 mới tiến hành trình tự đóng lại; kiểm tra điện áp/đồng bộ được áp dụng ở bước tương ứng.

Với sự cố ngoài vùng, hệ thống cần ổn định hoặc tác động dự phòng đúng phối hợp. Vì vậy, không đọc sơ đồ thành chuỗi cố định “87L → 85 → 21 → 67 → 25 → 79”. Muốn biết phần tử nào khởi động, cho phép hoặc khóa phần tử khác phải xem ma trận logic đã duyệt.

7. Những điểm cần lưu ý khi thử nghiệm

Kế hoạch nên kiểm tra cả sự cố trong/ngoài vùng, hướng thuận/ngược, tín hiệu cho phép/khóa, kênh tốt/mất kênh, trình tự cắt–đóng lại và các tình huống không được đóng. Cần ghi nhận cả trường hợp không tác động mong đợi, không chỉ kết quả cắt thành công. [8]

Thử riêng từng relay không thay thế hoàn toàn thử end-to-end. Kiểm tra đồng thời các đầu giúp xác nhận phối hợp qua kênh truyền và đáp ứng của toàn sơ đồ. Trước thử phải xác định phạm vi cô lập mạch tác động; không để hở CT đang mang dòng, không ngắn mạch mạch áp, và hoàn trả theo quy trình đơn vị. [9][10]

Kết luận

Hãy phân biệt ba việc: phát hiện sự cố, quyết định cắt và cho phép đóng lại. Một relay tích hợp nhiều chức năng không đồng nghĩa có thể bỏ qua kiểm tra kênh, nguồn đo và logic liên động.

Nguồn chính hãng

[1] SEL — Maximizing Line Protection Reliability.

[2] Siemens — SIPROTEC 7SL86: Line Differential and Distance Protection.

[3] OMICRON — Testing Distance Protection: Practical Example of Use.

[4] SEL — Supervisory Protection Elements.

[5] SEL — PROT 407: Transmission Line Protection.

[6] SEL-351 — Reclosing, Synchronism Check and Voltage Check.

[7] SEL-9L Data Sheet — Voltage Checks, Synchronism Check và Autoreclosing. Tham khảo nguyên lý; tài liệu có ghi trạng thái preliminary, không dùng thay manual của thiết bị hiện trường.

[8] OMICRON — Test Universe Modules.

[9] OMICRON — Protection Relays, End-to-End Testing.

[10] OMICRON — Substation Wiring.