Điện năng

Không thể nào tải được cái hình của comanche peak cho các bạn xem; thôi thì chuyển đề tài vậy.
==================
Power System Protection
1- Elements of Protection:
Objective: Able to answer these subjects:
? Why protection is necessary
? The philosophy and objedtives of protection
? Zones of protection - backup
? Causes and consequences of faults
? Tolerable and intolerable fault con***ions
? Relay and circuit breaker combinations
? Elementary tripping circuit
? IEEE standard device numbers
? Control circuit schematics
? Monitoring relay performance
? Factor affecting realy application
? The need for co-ordiantion
A. - Why Protection:
Protective relaying impacts on all areas of the power system: power generation, transmission, distribution and ulilization. Protection is of concern to relay technicians, operators, and design engineers. Company management is extremely concerned with protection for three very important reasons:
1. The safety of public and employees;
2. the reliability of power supply to the customers and
3. to prevent damage to equipment
The specific design of protective relays varies with different manufacturers, but the application of protective relaying remains basically the same.
The primary objective of all power systems is to maintain continuity of service to customers. when abnormal con***ions do occur, the protection equipment must function so as to keep damage to the minimum, and at the same time minimize the outage time to all customers. Abnormal con***ions may be caused by:
1. natural events;
2. physiscal accidents;
3. equipment failure;
4. misoperation.
Natural events which cause problems to power system are lightning, wind, ice, earthquake, fire, explosions, falling trees, or flying objects.
Physiscal accidents include such thinds as a vehicle crashing into the pole, animals or people coming into contact with live equipment, or a contrator digging into underground cables.
Equipment failure would be, say, a break-down of insulation in a transformer.
Misoperation would be if an aperator inadvertently closed the breaker to energize a line which was still solidly grounded.
Any of theses abnormal con***ions may result in a fault, that is, an unwanted short circuit connection between one phase wire and another, or between a hase wire and ground.
The consequence of the fault is usually a dramatic increase in the magnitude of current flowing. The actual value of fault current depends upon the a amount of power available to the feed the fault (capacity) and the impedance between the source and the fault. Fault calculations are an important part of protection design.
The resultant increase in heat produced in the conductors is the main cause of damage.
In ad***ion to overcurrent, fault con***ions may also create:
? overvoltage or undervoltage
? a change in power and power factor
? a change in direction of current and power flow
? a change in impedance
? a change in frequency
? a change in temperature
? physical movement (for example the windings in a transformer)
It is these every changing con***ions which allow the relays to sense and detect the presence of a fault. Most realys use one or more of these changing factors to determine whether the fault con***ions is acceptable or not.
Some fault con***ions may be tolerable at least for a short period of time, but others may be intolerable and require immediate isolation from the system to prevent damage. If the con***ions are found to be intolerable, then the protective system must take action imediately, usually to trip-out circuit breakers. Conversely, if the fault con***ion is tolerable, then the protective system must not operate.
In most power systems the protective relays are rarely called upon to operate; but when they are, it is absolutely imperative that they operate precisely and provide the correct remedial action.
If a relay fils to operate and hence does not clear an intolerable fault, the nequipment damange may occur; there would almost certainly be a system upset. For this reason it is customary to install ad***ional protection to provide backup. if the backup protection is installed in the same location this is known as local or primary backup. Often backup protection is located at a remote station and this is called, logically remte backup. Note sometimes a complete duplicate set of protection is installed to provide backup protection.
The bakup relays must be correctly coordinated so that they allw the main or primary protective scheme to operate first. Only in the case of failure of the primary protection should the backup relays operate.
=================

==================
Power System Protection
___________________
Hay đấy, bác pốt đề tài này em cũng hứng thú đấy. Nếu bác đi tiếp tục vào chi tiết hơn nữa càng tốt. Chi tiết nhưng mà khái quát hoá được các vấn đề là quan trọng. Nhớ nhé: power system protection: transducers, relays, circuit breakers, and SCADA.
Cũng muốn bốt bài của em lên tiếp (loạt bài viết của chính em, không phải của người khác) nhưng mà ngại hơi đi vào sâu quá sợ các bác chán, nên thôi vậy. Chờ bác nào quan tâm tham gia thì tranh luận tiếp. Còn thôi để cái bốc hay hay này nói chuyện chung chung cho các bác hứng thú cho vui.
tangitc

Thì Tangitc cứ post bài lên cho mọi người xem còn có cái để mà bàn cãi cho vui. Tôi cũng chỉ tranh thủ mà type thôi.
====================
B- Principles of Relay / Circuit Breaker Operation
There are many different types of relays used in protective schemes; however, most relays follow the logic pattern. The input represents current or voltage or frequency or perhaps other values which exist in the protected circuit at any instant in time. The relay continuously measures these values and then determines if the cirucit operating con***ions are within normal parameters. Under normal operating con***ions output is zero, that is, a set of open or closed contacts at rest.
However, with an intolerable fault level, then the relay output will impose an operating signal on a control circuit, usually in the form of DC volts. This tripping signal is then fed to one or more cirucit breakers to cuse them to open in order to isolate the faulty circuit.
The circuit breaker is specifically designed to interrrupt current which may be over ten times greater than normal full load current. it achieves this by breaking the current flow in a specially designed interrupter. As the contacts open inside the interrupter, an arc is drawn as the current attempts to bridge the gap. it is essential that this arc be extinguished immediately and contacts thoroughly insulated from each other so as to prevent a re-strike which could result in considerable damage to the breaker.
Various methods are used to quench the are inside theinterrupter, depending upon the size and voltage of the breaker. The quenching medium may be oil, air blast, sulfur hexafluoride gas, vacuum, or simple arc chutes. In rare incidences a breaker may fail to ipen, perhaps due to a problem in the tripping circuit or in the mechnism itself. This is another con***ion that must be protected against. Thus, where breaker operation is critical, an ad***ional parallel tripping coil and circuit are often provided, fed from a second set of relays.
The important fact to remember is that a circuit breaker is capable of interrupting fault currents (at least up to its nameplate rating). There are many other switching devices in use, particularly in the distributing system, such as re-closers, sectionalizers, and oil switches, but, in general, these are not capable of fault in terruption or only limited fault interruption.
On the distribution system, fuses are often used in place of the relay circuit-breaker (CB) combination. A fuse is not so fast or accurate as a protective relay but it does provide satisfactory economical protection for distribution transformers and feeds.
Another type of protection frequently encountered at ulitization voltages of, say, 480 Volts, is the direct acting contactor. One common type, overcurrent, causes thermal contacts to open the circuit. In another type, a built-in relay opens the contactor.
Eg: The inputs to the relays are provided by current and voltage transformers. The secondary side of the voltage transformer (or potential transormer, PT, as they are often called), delivers 120 volts to relay. This voltage will, of course, rise or fall in proportion to variations in the bus voltage, so it will represent the actual bus voltage to the relay. Similarly, the line current is represented by the input to the relay from the current transformer (CT).
The CB is located in the line (that is, the protected circuit). if the high magnitude fault occurs on the line, the relay will detect teh intolerabl high current and send a tripping signal to open the CB.
EG: The CB closing and tripping coils are energized by 125V DC from the station battery, to provide continuous reliablility. When the CB is closed the auxiliary contacts are closed but the tripping coil will not be energized until either: the protective relay contacts close; or the manual swithching contacts are operated (closed).
The auxiliary contacts are usually mechanically couple to the breaker. They are closed when the breaker is closed and vice-versa. In practice, there may be other paralledl contacts which can opern the breaker, for example, other protective relays.
Keep in mind that the components of theis tripping circuit are usually in different physical locations. The CB tripping coil and its auxiliary contacts are normally located at the circuit breaker inside the cabinet. This is probably in the switchyard some distance away from the relay pannel. Relay contacts are located inside theprotection relay, and manual switching contacts are normally located on the control panel.
When the relay operates after sensing intolerable con***ions, its contacts will close and thus energize the breaker tripping coil. This in turn causes the breaker to open and so opens the auxiliary contact hence breaking teh DC tripping circuit.
It is possible that the relay contacts may "bounce oepn" as the fault is removed at the instant the breaker opens. The relatively high current flow through the tripping circuit. In order to protect the contact surfaces, a seal-in arrangement is usually wired into the relay. When the trippign circuit is energized, the seal-in contactor switch is also energized by the passage of current. This in turn closes the seal-in contacts and they will remain contacts open first they will not interrrupt the tripping current as the closed seal-in contacts provide an alternative path. Only when the breaker auxiliary contact opens will the circuit be de-energized and the seal-in contact also opened.
When working with protective realys remember to keep the two cirucits separate in your mind:
1. The relay itself functions according to the inputs being fed into the relay
2. When the relay does operate it closes the contacts of an exernal circuit, usually the DC tripping circuit of the main breaker.
Generally, protection relays are made so that they can be removed from the casing and placed on the test bench for test and calibration. When this is done, it is always necessary to open the circuit of the incoming VT and the DC tripping circuit. Note the breaker can still be tripped by other parallel tripping devices.
Conversly, the CT connections must be shorted. if the secondary of the CT is open circuit when current is flowing in the primary, a very high voltage would arise across the secondary terminals
=================

C - Electrical Diagrams
The American National Standards Institute, in collaboration with the IEEE, have provided a standardized list of device function numbers that are used throughout North America and many other parts of the world. The list is quite extensive, numbering from one to ninety four.
In ad***ion to device numbers, a list of abbreviated letters is also provided. The number 87 refers to a differential protetion relay. In this case, differential protection is across the primary and secondary of the transformer. The diagram indicates that the primary is delta connected and the secondary is wye grounded through a resistance. The circuit breakers are represented by 52 P (Primary) and 52 S (Secondary). The transformer itself is equippd with a thermal relay (49) and gas pressure relay (63).
A CT is installed in teh nutral-to-ground connection, measuring ground current. It feeds a time overcurrent relay (21 G). Another time overcurrent relay (51) is installed on the secondary output, before the breaker. An instantaneous overcurrent relay (50) is installed on the primary. Our objective here is no to disscuss the setting and coordination of these relays, but reather to become familiar with using electrical diagrams.
Common device function number frequently used are listed below:
1. master element: normally used for hand-operated devices. A common use is the spring-return-to-center control switch for CB, where the switch contacts are 101T (trip), 101c (close), 101SC (closed when turned to close and remains closed open when released). Where several breakers are involved they are identified by 101, 201, 301, and so on.
2. time-delay starting or closing relay: except device functions 48, 62, 79.
3. checking or interclocking relay
4. master contactor
5. stopping device
6. starting CB
7. Anode CB
8. Control power disconnecting device
9. Reversing device
10. Unit sequence switch
11.
12. Overspeed device
13. Synchronous-speed device
14. Underspeed device
15. Speed or frequency matching device
16.
17. Shunting or discharge switch
18. Accelerating or decelerating device
19. starting to running transition contactor
20. Electrically operated valve
21. Distance relay
22. equalizer CB
23. temperature control device
24.
25. synchronizing or synchronism check device
26. apparatus thermal device
27. undervoltage relay
28. flame detector
29. isolating contactor
30. annunciator relay
31. separate excitation device
32. directional power relay
33. position switch
34. master sequence device
35.
36. polarity or polarizing voltage device
37. undercurrent or underpowe relay
38.
39.
40. field relay
41. field CB
42. running CB
43. manual transfer or selector device
44, 45.
46. reverse-phase or phase-balance relay
47. phase-sequence voltage relay
48. incomplete-sequence relay
49. machine or transformer thermal relay
50. instantaneous overcurrent or rate-of-rise relay
51. ac time overcurrent relay
52. ac CB: mechanism-operated contacts are:
a. 52a, 52aa: open when breaker contacts open, closed when breaker contacts closed
b. 52b, 52bb: closed when breaker contacts open, open when breaker contacts closed
52aa and 52 bb operate just as mechanism motion starts; known as high-speed contacts
53. exciter or dc generator relay
54.
55. power factor relay
56. field application relay
57. short circuiting or grounding device
58.
59. overvlotage relay
60. voltage or current balance relay
61.
62. time-delay stopping or opening relay
63. pressure switch
64. ground detector relay
65. governor
66. notching or jogging device
67. ac directional overcurrent relay
68. blocking relay
69. permissive control device
70. rheostat
71. level switch
72. dc CB
73.
74. alarm relay
75.
76. dc overcurrent relay
77. pulse transmitter
78. phase angle measuring or out of step protective relay
79. ac reclosing relay
80. flow switch
81. frequency relay
82. dc reclosing relay
83. automatice selective control or transfer relay
84. operating mechanism
85. carrier or pilot wire receiver relay
86. lockout relay
87. differential protective relay
89. line switch
90. regulating device
91. voltage directional relay
92. voltage and power directional relay
93. field changing contractor
94. tripping or trip free relay.

Letters and abbreviations frequently used include the following:
A Alarm
AC or ac Alternating current
B Bus, batterry, blower
PB Bypass
BT Bus tie
C Current, close, control, capacitor
CC Closing coil, coupling capacitor
CS Control switch, contactor switch
CT Current transformer
CCVT Coupling capacitor voltage device
D Down, direct, discharge
DC or dc Direct current
E Exciter, excitation
F Field, Feeder, fan
G* Ground
H Heater, housing
L Line, lower, level, liquid
M Motor, metering
MOC Machanism operted contact
MOS Motor operated switch
N* Neutral, network
NO Normally open
O Open
P Power, pressure
PB Pushbutton
PF Power factor
R Raise, reactor
S Speed
T transformer, trip
TC Trip coil
U Up
V Voltage, vacuum
VAR Reactive power
VT Voltage transformer
W Watts, water
X, Y, Z Auxiliary relays
*N and G (or n and g) are used in circuits involving ground. A common convention but not standardized is the G when a relay is connected to a CT in the grounded neutral circuit, and N when connected in the neutral of three wye connected CTs. Similar usage is applied to voltage.
In studying these diagrams it is essential to note the location of the CT''s and Vt''s
Another type of diagram with which you must be completely familiar is the CB control circuit schematic. Remember, the closing and tripping coils are situated adjacent to to the breaker, while the manual switching contacts may be located a considerable distance away on the control panel. The protection relay contacts inside the relay may be in yet another location. However, from an electrical point of view, the breaker control circuit is represented by the schematice. To energize the closing coil the circuit must be completed by closing a pair of closing contacts. There are ad***ional contacts in series with the closing coil, andthese are known as permissive con***ions are met, and all contacts are closed, the breaker will close when the closing switch is operated. On most breakers, once it is closed, both the closing and tripping cirucits remain de-energized as teh mechanism is mechanically latched in.
To trip the breaker open, the tripping circuit must be energized. in the case of the tripping cirucit, instead of perissive contacts in series, we will find several pairs of contacts in parellel. Parallel contacts include: overcurrent relay, manual switching, differential relay, and remote intertrip. Closing any one of these pairs will energize the tripping circuit and open the circuit breaker.

Có thể nick tôi sẽ bị treo tiếp....
===========================
Ha ha, anh hùng (rơm) ăn nói lộn xộn nên bị các bác treo niêu cảnh cáo à nha Thảo nào thấy mới quay lại đã giã bài dồn dập thế. Kể ra không có bác cũng thấy buồn...
Cảm ơn bác về mấy bài power protection system nhé. Vote cho bác thêm con 5 nữa này.
Em hiện đang rất bận nên không họp xóm lên đuợc, thôi tạm biệt các bác một thời gian ngắn rồi khi nào xong việc sẽ post loạt bài viết về VS lên sau. (À mà ai bảo với bác là em học ở Mỹ ta?!)
Chào bác em ngược.

Bận 1 tuần không lên mà thấy bác tangitc hình như hết cái để nói rồi thì phải, thôi nghỉ giải lao vậy.
Tuần rồi nóng quá nên phải làm report mỗi ngày không có thời gian để thở. Cuối cùng thì cũng qua cái đỉnh nóng trên 109F mà không gặt trục trặc nào. Bên châu âu thì thê thảm quá mà cơn nóng thì vẫn chưa qua. Tất cả đổ lỗi cho ông trời, nhưng nhìn chung thì tại con người mà ra.
Cho các bác xem cái hình này.
Tôi gửi nó lên trên trong lúc làm report. Transmission Support Manager của hãng nói rằng nếu không có hình này thì hãng có thể phải tốn vài triệu cũng như ảnh hưởng không nhỏ đến việc phục vụ khác hàng. Qua mùa nóng này, năm nay chắc sẽ có thưởng.
Lần đầu tiên hơn 1500 transformers được report hàng ngày nên các xếp thích lắm, nhờ vậy mà một cái lỗi lớn của tôi cũng được bỏ qua. Chuyện là ngày thứ ba tuần rồi các managers lớn nhỏ của vùng Dallas, đều nhận e-mail và điện của bác VP cùng một câu hỏi "what are you doing there?". Các bản report của tôi gửi ra có 2 transformers tải 118% over rating. Hơn 20000 công thức và trên vài trăm ngàn phép tính với số liệu từ 3 hệ thống khác nhau được rút gọn trong cái bản daily report. Lúc trước thì cần 1 Sr. Engineer mất 2.5 tuần để làm một bản tương tự như vậy. Tôi chỉ có 3 giờ để chạy và kiểm tra nên chủ yếu là sau khi có số liệu thì chỉ dùng "bản năng" mà kiểm tra những con số nghi ngờ thôi. Tôi đã bỏ sót 2 con số vì nó chẳng có gì báo hiệu sai cả từ các database. Chỉ tội là 2 con số đó vốn chưa được update trong database mà cả các graphic database cũng bỏ qua sự thay đổi của nó. Báo hại các xếp chạy như vịt.
Design được report lần này xếp cũng vui mà cũng méo mặt nên tạm thời cho tôi giải lao để suy nghĩ. Viết report cho district manager trở lên đến VP kể cũng vui nhưng cũng lắm phức tạp. Thôi thì xếp cho giải lao thì cứ giải lao cho khỏe. Xuống phố chơi thôi, chừng nào về tính tiếp.
===============

Chiều nay mới nhìn lên tivi ai cũng tưởng Mỹ lại bị khủng bố. Hàng triệu dân New York đổ ra đường....power blackout. Còn rất sớm để biết nguyên nhân tạm thời chỉ có thể nói nguyên nhân có thể bắt nguồn từ Canada và ripple ảnh hưởng cả hệ thống phân phối điện. "Con Ed" phải mở hệ thống boiler lập tức để bring down hệ thống sản xuất điện vì cả hai hệ thống đông, tây đều mở. Cả nước Mỹ có ba hệ thống phân phối điện là đông, tây và hệ thống của Texas. Khoảng 1/3 người tiêu dùng bị mất điện chỉ riêng hệ thống của Texas hoạt động độc lập nên không sao cả.
Homeland security được điều động và thị trưởng thành phố New York khẳng định chưa có một dấu hiệu khủng bố nào. Hầu hết cửa hàng đều đóng cửa, sân bay và bệnh viện hạn chế và cấm ra vào....tất cả đều bình thường không có tình trạng hoảng loạn xảy ra.
========================

Chắc lại do thời tiết nóng quá gây quá tải Hay thật
Qiseng

Cho tới hiện tại thì nguyên nhân sự cố vẫn chưa rõ ràng, nhưng tạm thời được nhận định như sau:
- "tra***ional" power quality event: Lightning strike near Ottowa. Voltage Sag ensues.

- Breakers reclose, conventionally, but localeized system experiences "slow revovery" (voltage collapse)

- Apparently, there is a rigorous underVOLTAGE load shedding program in up-state NY (NiMO?). Loads are tripped. Voltage rises (recovers).

- However, extent of load shedding is NOT commensurate with event, because FREQUENCY escalates above 60Hz

- Apparently, large blocks of generation begin tripping on over-FREQUENCY

- Game over.
=======================
Như lần mất điện ở VN tôi đã dự đoán là Voltage Sag và hệ thống Control đã không hoạt động như thiết kế. Cái khác là ở đây ảnh hưởng dây chuyền xảy ra do lỗi thiết kế.
"it never happens agains" là câu nói mà khi thiết kế họ nói về dữ kiện của năm 1965 và 1977. Kỷ thuật có thể đúng khi họ thiết kế nhưng hệ thống đã không được bảo dưỡng tốt và hệ thống đó cũng không tính hết khi ngành điện bước lên một bước mới, deregulation. Trong 3 hệ thống truyền tải thì chỉ có hệ thống của Texas là lớn nhất và coi trọng về vấn đề bảo trì, có thể nói là hệ thống cổ điển nhất. Tại sao hệ thống Texas lại hoạt động riêng rẻ? có trời mà biết nhưng có thể nói là tiềm năng của hệ thống còn rất lớn. Ngược lại hệ thống đông tây phục vụ cho một lượng người rất đông nhưng tiềm năng phát triển gần như không còn và lại mang bản chất chính trị lớn. Điều tất yếu phải xảy ra chỉ là thời điểm và độ lớn mà thôi.
It never happens agains, lần này thì chẳng ai còn dám nói một câu như vậy nữa. Khi mà sự cố chưa tìm ra thì không ai dám bảo đảm nó sẽ không xảy ra nửa. Chính vì vậy mà từ Tổng Thống đến thống đốc, thị trưởng, nghị sĩ....đã vào cuộc. Tháng sau sẽ có thông báo chính thức về sự cố từ phía chính phủ. Tuy nhiên theo tôi thì đây là vấn đề kỷ thuật bị lỗi. Cái nóng góp phần vào sự kiện này là đúng nhưng nó phụ gia mà thôi. Dự kiện tháng 5 vừa rồi đã shut down hai unit nguyên tử tại Texas đã chỉ ra dù kỷ thuật system protection dù có cao đến đâu cũng không thể vượt qua bản chất của nó - chủ yếu là làm giảm hậu quả chứ không thể ngăn chặn sự cố. Khi cái concept bị đẩy đi quá xa nó sẽ không còn làm đúng nhiệm vụ của mình sẽ tạo nên những cái không ngờ.
======================