Giáo trình Bảo vệ rơ le và tự động hóa: Phần 2 - Trường ĐH Công nghiệp Quảng Ninh

Chương 4
CÁC HÌNH THỨC BẢO VỆ KHÁC
4.1. Bảo vệ khoảng cách
4.1.1. Nguyên lý tác động
Một trong những nguyên lý bảo vệ có tính chọn lọc cao là dựa trên đặc điểm
phân bố điện áp khi ngắn mạch.
Điện áp tại điểm ngắn mạch N1 bằng không và tăng dần khi càng xa điểm ngắn
mạch. Nếu đo được tỷ số U/IN thì sẽ biết được tổng trở ngắn mạch, có nghĩa là tổng
trở ngắn mạch tỷ lệ khoảng cách đến điểm ngắn mạch.
Loại bảo vệ được thực hiện theo nguyên lý xác định khoảng cách từ nơi đặt
bảo vệ đến điểm ngắn mạch gọi là bảo vệ khoảng cách (BVKC). Thời gian trễ của
bảo vệ phụ thuộc vào khoảng cách lN, nó tăng dần cùng với lN, có nghĩa là các bảo vệ
đặt gần điểm ngắn mạch sẽ tác động trước, các bảo vệ đặt càng xa càng tác động sau,
điều đó cho phép duy trì được sự chọn lọc của bảo vệ đối với mạng điện có cấu trúc
bất kỳ.
Sơ đồ nguyên lý của bảo vệ khoảng cách được bố trí trên hình 4.1

Hình 4.1. Sơ đồ nguyên lý bảo vệ khoảng cách
Cơ cấu chủ yếu của bảo vệ khoảng cách là rơle khoảng cách hay còn gọi là
rơle tổng trở, nó phản ứng theo tỷ lệ của áp và dịng chạy qua cuộn dây. Trên sơ đồ
(Hình 4.1) giả sử ngắn mạch xảy ra tại điểm N1 điện áp dư của mạng U tại điểm ngắn
mạch bằng 0 và tăng dần về phía nguồn, bảo vệ ở một khoảng cách lN so với điểm
ngắn mạch có giá trị điện áp pha là:

89


U  I(3)
N .Z0 .l N

(4.1)

Trong đó:

I(3)
N - dịng điện ngắn mạch ba pha;
Z0 - suất tổng trở của một đơn vị chiều dài đường dây;
lN - khoảng cách từ nguồn đến điểm ngăn mạch
Điện áp đưa đến rơle

UR 

U I(3)
.Z .l
 N 0 N
kU
kU

(4.2)

Trong đó: kU - hệ số biến áp
Dịng điện đưa đến rơle

IR 

I(3)
N
ki

(4.3)

Trong đó: ki - hệ số biến dòng
Như vậy tổng trở giả tưởng hay tổng trở ảo trên cực của rơle là:

ZR 

UR I(3)
.Z .l .k Z .l .k
 N 0 (3)N i  0 N i
IR
k U .I N
kU

(4.4)

Từ biểu thức (4.4) cho thấy ZR khơng phụ thuộc vào giá trị dịng và áp mà chỉ
được xác định bằng khoảng cách đến điểm ngắn mạch. Trên sơ đồ hình 4.1 khi ngắn
mạch xảy ra tại điểm N1 thì trước hết bảo vệ 1 sẽ tác động, nếu bảo vệ 1 từ chối tác
động vì một lý do nào đó thì bảo vệ 2 sẽ tác động.
4.1.2. Những bộ phận chính của bảo vệ khoảng cách và tác động tương hỗ giữa chúng
Bộ phận khởi động làm nhiệm vụ bảo vệ khi xảy ra sự cố ngắn mạch:
Thường dùng rơle dòng điện cực đại hoặc rơle tổng trở làm nhiệm vụ khởi
động;
Cơ cấu khởi động làm nhiệm vụ đo khoảng từ nơi đặt thiết bị bảo vệ đến nơi
xảy ra ngắn mạch;
Bộ phận tạo thời gian làm việc, duy trì một khoảng thời gian trễ cho bảo vệ.

90


Hình 4.2. Sơ đồ nguyên lý một pha bảo vệ khoảng cách

Bộ phận xác định chiều công suất được xác định cho mạng điện kín làm nhiệm
vụ ngăn chặn khơng cho bảo vệ tác động khi chiều công suất ngắn mạch đi từ đường
dây vào thanh cái. Người ta thường dùng rơle hướng công suất làm nhiệm vụ xác
định chiều cơng suất.
Sau đây trên hình 4.2, chúng ta xét một ví dụ bảo vệ khoảng cách có đặc tính
thời gian ba cấp:
Cấp I: Khi ngắn mạch xảy ra trong vùng 1, các rơle RI; RZ1; RG; TH làm việc
với một thời gian t1 khơng lớn lắm gửi tín hiệu đi cắt máy cắt MC.
Cấp II: Nếu ngắn mạch ở vùng thứ 2 xa hơn, các rơle RI; RZ2; Rt1; RG; TH
làm việc với một thời gian t2 gửi tín hiệu đi cắt máy cắt MC.
Cấp III: Nếu ngắn mạch ở vùng thứ 3, các rơle RI; Rt2; RG; TH làm việc với
một thời gian t3 gửi tín hiệu đi cắt máy cắt MC. Các rơle tổng trở khơng kiểm sốt
được vùng thứ 3 và bảo vệ trong trường hợp này làm việc như bảo vệ theo chiều dịng
điện.
4.1.3. Đặc tính thời gian làm việc và vùng tác động của bảo vệ khoảng cách
4.1.3.1. Đặc tính thời gian
Đặc tính thời gian của bảo vệ khoảng cách là sự phụ thuộc thời gian tác động
và khoảng cách đến điểm ngắn mạch. Hiện nay người ta thường dùng loại bảo vệ
khoảng cách có đặc tính thời gian từng cấp số lượng vùng bảo vệ và cấp thời gian
thường là 3. Chiều dài vùng bảo vệ và thời gian mỗi vùng có thể điều chỉnh được.

91


Hình 4.3. Đặc tính thời gian của bảo vệ khoảng cách
Vùng bảo vệ 1: Thời gian tác động t1 rất bé (gồm thời gian làm việc của bản
thân rơle và của máy cắt), chiếm 8085% chiều dài của đoạn dây để bảo vệ có thể tác
động chọn lọc khi ngắn mạch ở đoạn đường dây sau.
Vùng bảo vệ 2: Thời gian tác động t2, chiếm khoảng 3040% chiều dài của
đoạn dây sau (để phối hợp với vùng thứ 2 của đoạn này về chọn lọc)

t2= t1+ t
Vùng bảo vệ 3: Thời gian tác động t3 dùng làm bảo vệ dự trữ cho các đoạn tiếp
theo và bọc lấy toàn bộ những đoạn này.
t3= t2+ t
4.1.3.2. Vùng tác động của bảo vệ khoảng cách ba cấp
Bảo vệ khoảng cách ba cấp là dạng bảo vệ thường được dùng đối với đường dây.
Các vùng bảo vệ cấp 1 và cấp 2 được thiết lập theo sự hiệu chỉnh của rơle tổng trở với
điều kiện tổng trở giả tưởng trên cực của rơle nhỏ hơn tổng trở của đường dây được bảo
vệ ZR< Zdd. Nguyên tắc xây dựng vùng bảo vệ được thể hiện trên hình 4.4.
Trong vùng 1 rơle tác động tức thời khơng có thời gian trễ và để đảm bảo điều
kiện làm việc chọn lọc của bảo vệ thì tổng trở khởi động của bảo vệ vùng 1 phải nhỏ
hơn tổng trở của đoạn dây được bảo vệ: ZIA  ZAB

ZIA  K1.ZAB

(4.5)

Trong đó: K1- hệ số dự trữ kể đến sự tác động thiếu chính xác của rơle và ảnh hưởng
của điện trở quá độ tại nơi ngắn mạch, thường có giá trị trong khoảng 0,8 0,85.
ZAB - tổng trở của đoạn dây AB

92


Hình 4.4. Vùng tác động của bảo vệ khoảng cách
Trên hình 4.4 vùng 1 của bảo vệ đường dây AB và đường dây BC chỉ phủ
được một phần chiều dài của các đường dây này.
Bảo vệ cấp 2 của đường dây AB và đường dây BC có cùng thời gian trễ (t2.A=
t2.B) vì vậy để đảm bảo sự chọn lọc cần phải có sự kết hợp bảo vệ theo điều kiện khởi
động là:

ZIIA  K 2 (ZAB  K1.ZBC )

(4.6)

Trong đó: ZIIA - Tổng trở khởi động của bảo vệ cấp 2 đường dây AB;
ZBC- Tổng trở đường dây BC liền sau đường dây AB;
K2- hệ số dự trữ lấy trong khoảng 0,70,8.
Trong trường hợp liền sau đoạn AB có nhiều nhánh dây khác nhau thì ZBC lấy
bằng giá trị nhỏ nhất trong số các tổng trở của các nhánh.
Ngoài ra giá trị tổng trở khởi động của vùng 2 có thể được xác định theo biểu
thức sau:

ZIIA 

Zmin
1   

(4.7)

Trong đó: Zmin - tổng trở nhỏ nhất từ điểm đặt bảo vệ A đến các điểm cuối của mạng
điện;
- hệ số tính đến sai số của rơle khoảng cách, thường lấy giá trị trong
khoảng = (0,050,1);
- hệ số tính đến sai số của các máy biến dịng và máy biến áp đo
lường, thường lấy bằng 0,1.

93

Vùng bảo vệ cấp 2 bao trùm phần còn lại của đường dây ĐD1 (1520)%
và (3040)% chiều dài của đoạn dây tiếp theo.
Tính tương tự tổng trở khởi động của vùng 3 là:

ZIII
A  K 2  Z AB  K 2 .(Z BC  K1.ZCD ) 

(4.8)

Ngoài ra tổng trở khởi động của vùng 3 cũng có thể được xác định theo biểu thức:

ZIII
A  k at .ZAB 

k at 1    II
.ZB
kP

(4.9)

Trong đó: - hệ số tính đến khoảng an tồn của vùng biên, thường lấy bằng 0,1;
kat- hệ số an toàn, thường lấy bằng 1,2;
kP- hệ số phân dịng, tính đến sự ảnh hưởng của phụ tải các nhánh dây;

Z IIB - tổng trở khởi động vùng 2 của bảo vệ B.
Giá trị tổng trở khởi động của rơle vùng 1 bảo vệ A:
ZIR.A  ZIA .

ki
k

 k1.ZAB . i
ku
ku

(4.10)

Trong đó: ZAB- tổng trở của đường dây Ab cần bảo vệ;
Căn cứ vào giá trị dòng khởi động của rơle ZIR.A ta chọn nấc chỉnh định
gần nhất về phía dưới Z dI . A và xác định tổng trở khởi động thực tế của bảo vệ khoảng
cách:
I
Z Ikd.A  Zd.A
.

nu
ni

(4.11)

Hệ số nhạy rơle vùng 1 được xác định theo biểu thức:
k nh 

ZAB
 1,5
ZIkd.A

(4.12)

Trong đó: ZIkd.A - tổng trở khởi động của bảo vệ khoảng cách.
Đối với các vùng khác q trình tính tốn cũng được thực hiện tương tự.

Với việc thực hiện nhiều vùng bảo vệ, cho phép nâng cao độ tin cậy nhờ sự
kết hợp hỗ trợ của các vùng bảo vệ. Chẳng hạn khi có sự cố ngắn mạch xảy ra trong
vùng 1 của đoạn dây AB (điểm N1 hình 4.4) bảo vệ vùng 1 sẽ tác động cắt máy cắt
MCA với thời gian t1.A0, nếu vì một lý do nào đó bảo vệ vùng 1 từ chối tác động thì

94


bảo vệ vùng 2 sẽ tác động với thời gian trễ t2.A và nếu vùng 2 lại cũng từ chối tác
động thì bảo vệ vùng 3 sẽ tác động với thời gian trễ t3.A. Nếu ngắn mạch xảy ra tại
điểm N2 thuộc vùng 2 của ĐD2 thì bảo vệ vùng 2 sẽ tác động cắt MCB với thời gian
t2.B, nếu vì lý do nào đó mà bảo vệ vùng 2B khơng tác động thì bảo vệ vùng 3A sẽ tác
động cắt máy cắt MCA với thời gian trễ là t3A.
4.1.4. Yêu cầu đối với các sơ đồ nối bộ phận khoảng cách
Để bảo vệ làm việc đúng, các bộ phận khoảng cách cần phải làm việc một cách
rành rọt khi tổng trở từ chỗ đặt rơle đến chỗ ngắn mạch ZN< Zđặt và không làm việc
khi ZN> Zđặt, tổng trở khơng phụ thuộc vào giá trị của dịng điện và điện áp đặt vào
các cực của rơle.
Đối với những rơle nối vào một điện áp và một dòng điện điều này sẽ thực
hiện được khi đảm bảo ZR trên các cực của chúng tỷ lệ với khoảng cách đến chỗ ngắn
mạch.
Nếu như bộ phận khoảng cách dùng để bảo vệ chống nhiều dạng ngắn mạch
khác nhau, thì chúng cần phải làm việc độc lập với các dạng ngắn mạch đó. Khi khơng
thực hiện được điều kiện này thì hoặc là bảo vệ có thể cắt khơng chọn lọc hoặc là
vùng bảo vệ bị thu hẹp lại.
4.1.5. Các yếu tố ảnh hưởng đến độ nhạy của bảo vệ khoảng cách
4.1.5.1. Ảnh hưởng của điện trở quá độ
Điện trở quá độ làm tăng tổng trở trên đầu cực của các rơle làm cho điểm ngắn
mạch dường như lùi xa hơn và bảo vệ sẽ tác động với thời gian trễ lớn hơn nhưng vẫn
khơng mất tính chọn lọc. Giá trị tổng trở đo được đến chỗ ngắn mạch Z d' có tính đến

điện trở quá độ là:

Z'd  Zd  0,5R qd

(4.13)

Trong đó: Zd- tổng trở thực tế của đường dây;
Rqd- giá trị điện trở siêu quá độ (điện trở hồ quang).
Sở dĩ có hệ số là 0,5 là do điện trở quá độ tại chỗ ngắn mạch được chia đều
cho cả hai pha. Giá trị điện trở quá độ thường rất khó xác định, trong thực tế người ta
áp dụng một số biểu thức thực nghiệm như biểu thức Warringtion:

95


R qd 

28700(a  v.t N )
I1,4
N

(4.14)

Trong đó: a - khoảng cách trung bình giữa các pha, m;
v- vận tốc gió cực đại tác động đến đối tượng bảo vệ, m/s;
tN- thời gian cắt dòng ngắn mạch, s;
IN- dòng điên ngắn mạch, A;
4.1.5.2. Ảnh hưởng của dòng điện bổ sung từ trạm biến áp
Trong trường hợp giữa chỗ đặt bảo vệ và điểm ngắn mạch có thêm nguồn phụ
(Hình 5.5a). Điện áp trên cực của rơle lúc này là:

UR= IAC.ZAC+ ICN.ZCN

(4.15)

Trong đó: ICN= IAC+IBC
Vậy: UR= IAC.ZAC+ (IAC+IBC).ZCN

(4.16)

Dịng điện đi vào rơle trong trường hợp này là IR= IAC

Hình 4.5. Sơ đồ giải thích ảnh hưởng của dịng điện bổ xung đối với bảo vệ
khoảng cách
Vậy tổng trở đầu cực của rơle:
ZR 


UR
I 
 Z AC   1  BC  .ZCN  Z AC  k P .Z CN (4.17)
IR
I AC 


Trong đó: kP - hệ số phân dịng
kP  1

I BC
1
I AC

(4.18)

Như vậy khi có nguồn điện bổ sung thì điểm ngắn mạch dường như xa hơn và
tổng trở trên đầu cực của rơle sẽ lớn hơn.
Trường hợp có sự phân dịng như sơ đồ hình 4-5b:

96


Dòng điện chạy trong cuộn dây rơle
IAC= ICN+ICM ICN= IAC- ICM

(4.19)

Điện áp trên cực rơle
UR= IAC.ZAC+ ICN.ZCN= IAC.ZAC+(IAC- ICM).ZCN (4.20)
Dòng đi vào rơle trong trường hợp này được xác định
IR= IAC
Vậy tổng trở trên đầu cực rơle
ZR 

UR
I
 ZAC  (1  CM ).ZCN  ZAC  k P .ZCN (4.210)
IR
I AC

Trong đó hệ số phân dịng: k P  1 

ICM
1
I AC

(4.22)

Như vậy điểm ngắn mạch gần như rút gần lại phía đặt thiết bị bảo vệ khoảng cách.
4.2. Bảo vệ bằng rơle khí
Bảo vệ rơle khí được lắp đặt để bảo vệ cho các máy biến áp, máy biến áp tự
ngẫu, các thiết bị biến đổi và các cuộn cản kháng làm mát bằng dầu có bình dãn nở
dầu. Bảo vệ bắt buộc phải sử dụng đối với các máy biến áp có cơng suất từ 6300kVA
trở lên hoặc từ 1000 ÷ 4000kVA nếu khơng được trang bị các hình thức bảo vệ so
lệch dọc hoặc bảo vệ cắt nhanh. Đối với các máy biến áp trang bị cho nội bộ phân
xưởng có cơng suất từ 630kVA trở lên cũng bắt buộc phải trang bị hình thức bảo vệ
này, khơng phụ thuộc vào các hình thức bảo vệ cắt nhanh khác có hay khơng.
Bảo vệ bằng rơle khí được ứng dụng rộng rãi và rất nhạy cảm với các sự cố
hỏng hóc ở bên trong thùng dầu (ngắn mạch giữa các vòng dây) sinh ra các tia lửa
điện hoặc do các phần tử bị nung nóng quá mức dẫn đến dầu bị bốc hơi.
Cường độ hình thành luồng khí và thành phần hóa học của hơi phụ thuộc vào
đặc điểm và qui mơ hỏng hóc. Do đó khi sự cố nhẹ bảo vệ chỉ cần tác động báo tín
hiệu, khi sự cố nặng truyền tín hiệu tới cắt máy cắt.
Sự cố hỏng hóc nguy hiểm nhất là cháy lõi thép do cách điện giữa các lõi thép
bị phá huỷ, dẫn đến làm tăng tổn hao sắt từ và dịng điện xốy (dịng Fucault).
Phần tử cơ bản của bảo vệ khí là rơle khí mã hiệu  -22 và PЧЗ –66.
4.3. Bảo vệ quá tải
Quá tải là chế độ làm việc khơng bình thường của máy biến áp và động cơ.
Quá tải máy biến áp về tổng thể thường không ảnh hưởng đáng kể đến sự làm việc

97

của hệ thống, bởi vì nó khơng làm giảm áp. Dịng q tải thường tăng khơng nhiều
so với định mức nên có thể cho phép tồn tại trong thời gian ngắn. Theo định mức nếu
q tải 1,6.Iđm thì có thể cho phép làm việc kéo dài trong thời gian 45 phút.
Quá tải máy biến áp thường là đối xứng, do đó để bảo vệ quá tải thường chỉ
cần sử dụng một rơle dòng cực đại đấu vào dòng một pha là đủ. Bảo vệ sẽ tác động
với thời gian duy trì báo tín hiệu cho người trực trạm biết để cắt bớt phụ tải hoặc
truyền tín hiệu cắt tới cắt máy cắt.
Sơ đồ nguyên lý bảo vệ quá tải được thể hiện trên hình 4.6a.
Đối với máy biến áp 3 cuộn dây được cung cấp từ một phía, bảo vệ quá tải chỉ cần
lắp bên phía cung cấp là đủ. Nếu cơng suất của các cuộn dây khác nhau thì cần phải lắp
đặt thêm bảo vệ phụ bên phía các cuộn dây có cơng suất nhỏ hơn (hình 4.6b).

Hình 4.6. Các sơ đồ bảo vệ quá tải.
Bảo vệ quá tải được lắp đặt để bảo vệ các máy biến áp có cơng suất từ 400kVA
trở lên. Đối với các máy biến áp 3 cuộn dây có hai cấp điện áp, bên phía hạ áp có hai
cuộn dây thì bảo vệ được lắp đặt trên cả hai phía hạ áp.
Thời gian tác động của bảo vệ thường được chọn lớn hơn 30% thời gian
khởi động hoặc tự khởi động của động cơ nhận nguồn cung cấp từ máy biến áp
được bảo vệ.
Dòng chỉnh định của bảo vệ quá tải:

98


Icd 

k at
Id.b
k tv

(4.23)

I kd 

k at .k sd
Id.b
k tv .k I

(4.24)

Dịng khởi động của rơle:

Trong đó: kat = 1,05 – hệ số an tồn;
Iđb – dịng định mức của cuộn dây máy biến áp.
Thời gian duy trì tác động thường lấy từ 79s.
Bảo vệ khỏi quá tải có thể được lắp đặt để bảo vệ các động cơ truyền động cho
máy mỏ khỏi bị quá tải hoặc khởi động hay tự khởi động kéo dài (thời gian khởi động
trực tiếp thường khơng dưới 20s).
Bảo vệ khi tác động có thể truyền tín hiệu sự cố nếu như quá tải nhẹ chỉ xuất
hiện trong thời gian ngắn cho phép, hoặc có thể truyền lệnh cắt nếu quá tải nặng xuất
hiện trong thời gian dài quá mức cho phép.
Để bảo vệ khỏi q tải có thể sử dụng hình thức bảo vệ dịng cực đại đấu theo
sơ đồ một rơle có thời gian duy trì phụ thuộc hoặc khơng phụ thuộc. Đối với động cơ
không đồng bộ truyền động cho các cơ cấu phụ có thời gian khởi động và tự khởi
động khơng vượt q 13s, có tải trên trục thay đổi thì có thể sử dụng bảo vệ có thời
gian duy trì phụ thuộc (rơle PT-82). Trong các trường hợp cịn lại có thể sử dụng bảo
vệ có thời gian duy trì khơng phụ thuộc (rơle PT-40).
Thời gian duy trì của bảo vệ quá tải thường được chọn lớn hơn 20÷30% thời
gian khởi động của động cơ. Thời gian duy trì cần được chuẩn xác lại trong quá trình

vận hành và hiệu chỉnh động cơ.
Để bảo vệ khỏi quá tải đối với các thiết bị biến đổi cũng sử dụng hình thức bảo
vệ dịng cực đại theo sơ đồ một rơle đấu vào một pha của mạng.
Dòng khởi động của bảo vệ cũng được xác định theo biểu thức (4.25), trong
đó dịng định mức (Iđ.m) là giá trị nhỏ nhất từ hai giá trị định mức của trạm kéo và
thiết bị biến đổi quy về phía cao áp. Để chuyển từ dịng chỉnh lưa (Id) sang phía cao
áp (I1) có thể sử dụng công thức sau đây:

99


Ir 

k i .U dx
Id
k u .U1

(4.25)

Trong đó: ki và ku- các hệ số đặc trưng cho sơ đồ của thiết bị biến đổi;
Udx và U1- tương ứng là điện áp chỉnh lưu ở chế độ không tải và
điện áp pha bên phía sơ cấp của trạm chỉnh lưu;
Id – giá trị trung bình của dịng tải chỉnh lưu.
4.4. Ví dụ và bài tập
4.4.1. Ví dụ
Hãy tính tốn bảo vệ khoảng cách cho đường dây 35kV như hình vẽ. Biết đoạn
AC dài l1=24 km được làm bằng dây dẫn có mã hiệu AC-120; đoạn CD dài l2=35 km
làm bằng dây AC-150, dòng điện chạy trên đoạn dây AC là IAC=185A và trên đoạn
BC là IBC=124 A.

Giải: Trước hết căn cứ vào mã hiệu dây dẫn ta tra bảng 4PL xác định các giá
trị điện trở, điện kháng và tổng trở của các đoạn dây.
Đoạn

Dây dẫn, km

Suất điện trở, điện kháng, tổng

dây

Z, 

trở; /km

AC

AC-150

35

0,21

0,391

CD

AC-120

24

0,27

0,391

0,444

15,53
0,481

11,54

Dòng điện chạy trên đoạn dây CD:
ICD= IAC+ IBC= 124+185= 309A
Chọn máy biến điện áp có Un1=35kV và máy biến dịng điện có
In1=400A, từ đó các hệ số biến điện áp và biến dòng điện:

nu 

Un1 35.103

 350
Un2
100

100


ni 

Hệ số phân dòng: k P  1 

I n1 400

 80
In 2
5

I BC
124
 1
 1,67
I AC
185

Tổng trở của đường dây AD có tính đến ảnh hưởng của hệ số phân dòng
ZAD= ZAC+ kP.ZCD= 11,54+1,68.15,53= 37,49 
Tổng trở khởi động tính tốn của rơle
Z KdR  k1.Z AD

ni
80
 0,85.37, 49
 7, 28
nu
350

Tổng trở đặt của rơle: Zd.R= 7
Tổng trở khởi động thực tế của bảo vệ khoảng cách
Zkd.B  Zd.R .

nu
350
 7.
 30,63
ni
80

Độ nhạy của bảo vệ khoảng cách vùng 1
k nh 

ZAD 37, 49

 1, 224  1, 2
Z kd.B 30,63

Vậy độ nhạy đảm bảo yêu cầu.
4.4.2. Bài tập
Bài tập 1: Hãy tính tốn bảo vệ khoảng cách đặt tại điểm A ở đường dây 110 kV (có
xét đến điện trở quá độ) với sơ đồ trên hình vẽ. Công suất ngắn mạch trên thanh cái
A là SN.HT=1580MVA; hệ số an toàn Kat=1,2; hệ số mở máy trung bình Kmm=1,65;
khoảng cách trung bình giữa các dây dẫn là a=5,5 m; tốc độ gió lớn nhất của mơi
trường xung quanh là V=26 m/s; thời gian tác động của bảo vệ nhanh nhất là t1=0,03
s, phân cấp thời gian các bảo vệ tiếp theo là t=0,4s.

Số liệu của các đoạn dây dẫn cho trong bảng sau:

101


Đoạn dây

AB

B1C

B2D

l, km

136

84

105

Dây dẫn

ACO, 450

ACO, 300

ACO, 240

r0, /km

0,06

0,10

0,12

x0, /km

0,4

0,4

0,4

TPДH.80000/220

TPДH.63000/220

Máy biến áp

Ghi chú: Bảng thông số kỹ thuật của máy biến dòng loại 4MA76 do hãng
SIEMENS chế tạo
IS(A)

100

200

400

800

1000

1500

IT(A)

5

5

5

5

5

5

Bài tập 2: Hãy tính tốn bảo vệ khoảng cách cho đường dây 110kV trên sơ đồ như hình
A 110 kV MCA
lAB

vẽ.

B MCB
lBC

C

N

I

Biết dịng điện chạy trên đường dây là I=320A, suất điện trở của đường dây
r0=0,45/km, thời gian tác động của bảo vệ vùng 1 là 0,3 s, thời gian dự trữ t=0,45
s; lAB=76km; lBC=92km.
Bài tập 3: Hãy tính tốn bảo vệ khoảng cách cho đường dây 22kV như hình vẽ. Biết
đoạn AC dài l1=11,5km được làm bằng dây dẫn có mã hiệu AC-95; đoạn CD dài
l2=13,2km làm bằng dây AC-120, dòng điện chạy trên đoạn dây AC là IAC =127A và
trên đoạn BC là IBC= 96,4 A.

Bài tập 4: Hãy tính tốn bảo vệ cho đường dây 220 kV với sơ đồ cho trên hình vẽ.
Cơng suất ngắn mạch trên thanh cái A của hệ thống là SN.HT= 2140MVA; hệ số an
toàn kat=1,2; hệ số mở máy trung bình kmm=1,5; khoảng cách trung bình giữa các dây
dẫn là a= 7m. Tốc độ gió lớn nhất của mơi trường xung quanh là v= 5 m/s, thời gian

102


tác động của bảo vệ nhanh nhất là t1= 0,04s; phân cấp thời gian của các bảo vệ tiếp
theo là t= 0,5s.

Số liệu của các đoạn dây cho trong bảng sau:
Đoạn dây

AB

B1 C

B2D

B3 E

l, km

128

86

95

135

Dây dẫn

ACY,450

ACY,240

ACY,240

ACY,300

r0, /km

0,06

0,12

0,12

0,1

x0, /km

0,42

0,424

0,424

0,43

Máy biến áp

TДΓ.40000/220

TДΓ.60000/220

TДΓ.70000/220

Câu hỏi ơn tập chương 4
Câu 1: Hãy trình bày ngun lý tác động của bảo vệ khoảng cách?
Câu 2: Hãy trình bày phương pháp xác định tham số của các vùng bảo vệ khoảng
cách 3 cấp?
Câu 3: Trình bày sơ đồ thực hiện bảo vệ khoảng cách?
Câu 4: Hãy trình bày các yếu tố ảnh hưởng đến độ nhạy của bảo vệ khoảng cách?
Câu 5: Hãy đánh giá bảo vệ khoảng cách và phạm vi ứng dụng của bảo vệ khoảng
cách?
Câu 6: Trình bày sơ đồ thực hiện bảo vệ quá tải?

103

Chương 5
TỰ ĐỘNG ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ
5.1. Khái niệm chung
Tần số là một trong nhưỡng tiêu chuẩn để đánh giá chất lượng điện năng. Tốc
độ quay và năng suất làm việc của các động cơ đồng bộ và không đồng bộ phụ thuộc
vào tần số của dòng xoay chiều. Khi tần số giảm thì năng suất của chúng cũng bị giảm
thấp. Tấn số tăng cao dẫn đến sự tiêu hao năng lượng quá mức. Do vậy và do một số
nguyên nhân khác, tần số luôn được giữ ở định mức. Đối với hệ thống điện Việt nam,
trị số định mức của tần số được quy định là 50Hz. Độ lệch cho phép khỏi trị số định
mức là ± 0,1Hz.
Việc sản xuất và tiêu thụ công suất tác dụng xảy ra đồng thời. Vì vậy trong chế
độ làm việc bình thường, công suất PF do máy phát của các nhà máy điện phát ra phải
bằng tổng công suất do các phụ tải tiêu thụ Ptt và công suất tổn thất Pth trên đường dây
truyền tải và các phần tử khác của mạng điện, nghĩa là tuân theo điều kiện cân bằng
công suất tác dụng:
PF = Ptt + Pth = PPT

(5.1)

với PPT - phụ tải tổng của các máy phát.
Khi có sự cân bằng cơng suất thì tần số được giữ khơng đổi. Nhưng vào mỗi
thời điểm tùy thuộc số lượng hộ tiêu thụ được nối vào và tải của chúng, phụ tải của hệ
thống điện liên tục thay đổi làm phá hủy sự cân bằng công suất và làm tần số ln biến
động. Để duy trì tần số định mức trong hệ thống điện yêu cầu phải thay đổi công suất
tác dụng một cách tương ứng và kịp thời.
Như vậy vấn đề điều chỉnh tần số liên quan chặt chẽ với điều chỉnh và phân
phối công suất tác dụng giữa các tổ máy phát và giữa các nhà máy điện. Tần số được
điều chỉnh bằng cách thay đổi lượng hơi hoặc nước đưa vào tuốc-bin. Khi thay đổi
lượng hơi hoặc nước vào tuốc-bin, công suất tác dụng của máy phát cũng thay đổi.

5.2. Điều chỉnh và phân phối công suất tác dụng giữa các máy phát làm việc song song
Bộ điều chỉnh tốc độ quay sơ cấp, cũng như thiết bị điều chỉnh tần số thứ cấp

104


có thể có 2 dạng đặc tính điều chỉnh: độc lập và phụ thuộc. Bộ điều chỉnh có đặc tính
độc lập duy trì tốc độ quay n hay tần số f của hệ thống không đổi khi phụ tải của máy
phát thay đổi từ không tải đến định mức.
Nhược điểm của dạng điều chỉnh này là không thể cho một số máy phát làm việc
song song vì sự phân phối phụ tải giữa chúng không xác định. Nếu 2 máy phát có đặc
tính điều chỉnh độc lập làm việc song song với nhau, thì ở tần số định mức mỗi máy sẽ
có một phụ tải nhất định nào đó, cịn khi tần số giảm xuống cả 2 bộ điều chỉnh đều tác
động tăng tải cho máy phát của mình nhằm để khôi phục tần số. Trong trường hợp này,
các máy phát được tăng tải hoàn toàn tùy tiện và thậm chí một máy phát có bộ điều
chỉnh nhạy hơn sẽ nhận hết tất cả phần phụ tải tăng thêm, còn máy phát kia không được
tăng tải, hoặc chỉ bắt đầu tăng tải khi nào phụ tải của máy phát thứ nhất đạt giá trị cực
đại mà tần số vẫn không được khôi phục.
Việc áp dụng bộ điều chỉnh tốc độ quay có đặc tính phụ thuộc cho các máy
phát làm việc song song sẽ đảm bảo sự làm việc ổn định của chúng và sự phân phối
phụ tải định trước.
Hệ số phụ thuộc đặc trưng cho độ dốc của đặc tính điều chỉnh (hình 5.1):
S

f
 tg
P

(5.2)

Biểu diển hệ số phụ thuộc trong đơn vị tương đối (đối với tần số định mức fdm
và công suất định mức Pdm của máy phát), ta có:
S* 

Hay

S% 

f Pdm
.
f dm P

f Pdm
.
.100
f dm P

(5.3)

(5.4)

Nếu các máy phát làm việc song song có đặc tính điều chỉnh phụ thuộc thì độ
thay đổi cơng suất tác dụng tổng sẽ được phân phối giữa chúng tỷ lệ nghịch với hệ
số phụ thuộc của mỗi máy (Hình 5.2).
Thay đổi độ dốc của đặc tính có thể đảm bảo phần đóng góp cần thiết của máy

105


phát trong việc điều chỉnh phụ tải của nhà máy điện. Nhược điểm của dạng điều chỉnh

theo đặc tính phụ thuộc là khơng thể duy trì khơng đổi tần số của hệ thống.

f kt
 2 f dm
f

1

f'
P1

P2

P2'

P2"

P1'

P1"

Hình 5.1. Sự phân phối công suất tác dụng giữa các máy phát làm việc song song
5.3. Tự động giảm tải theo tần số (TGT)
5.3.1. Ý nghĩa và các nguyên tắc chính thực hiện TGT
Khi xảy ra sự thiếu hụt công suất tác dụng làm giảm thấp tần số trong hệ
thống điện, nếu còn cơng suất tác dụng dự trữ thì hệ thống điều chỉnh tần số và công
suất đã xét ở trên sẽ hoạt động để duy trì được mức tần số định trước. Tuy nhiên, sau
khi huy động tồn bộ cơng suất tác dụng dự trữ có thể có trong hệ thống điện nếu
tần số vẫn khơng được khơi phục, thì biện pháp duy nhất có thể áp dụng lúc ấy là cắt
bớt một số phụ tải ít quan trọng nhất. Thao tác đó được thực hiện nhờ một thiết bị tự

động hóa có tên gọi là Thiết bị tự động giảm tải theo tần số (tgt). Cần lưu ý rằng, tác
động của TGT luôn luôn liên quan đến những thiệt hại về kinh tế. Dầu vậy, TGT vẫn
được áp dụng rộng rãi trong hệ thống điện.
Mức độ giảm thấp tần số không những phụ thuộc vào lượng công suất thiếu hụt,
mà cịn phụ thuộc vào tính chất của phụ tải. Các dụng cụ chiếu sáng và các thiết bị
khác có phụ tải thuần tác dụng thuộc về nhóm các hộ tiêu thụ có cơng suất tiêu thụ
khơng phụ thuộc vào tần số, khi tần số giảm công suất tiêu thụ vẫn giữ khơng đổi. Một
nhóm các hộ tiêu thụ khác như động cơ điện xoay chiều có cơng suất tiêu thụ giảm
khi tần số giảm. Phụ tải của các hộ tiêu thụ thuộc nhóm thứ 2 được coi là có khả năng

106


tự điều chỉnh vì khi tần số giảm thấp đồng thời công suất tiêu thụ của chúng cũng bị
giảm xuống. Khi thực hiện tự động giảm tải theo tần số cần tính đến tất cả các trường
hợp thực tế có thể dẫn đến việc cắt sự cố công suất phát và phân chia hệ thống điện
thành các phần bị thiếu hụt công suất tác dụng.
Công suất thiếu hụt càng lớn thì cơng suất phụ tải cần cắt ra càng lớn. Để tổng
công suất phụ tải bị cắt ra do thiết bị tự động giảm tải theo tần số TGT gần bằng
với công suất tác dụng thiếu hụt, thiết bị TGT cần được thực hiện để cắt tải theo từng
đợt, tần số khởi động của mỗi đợt cắt tải là khác nhau.

Hình 5.2. Sự thay đổi tần số khi thiếu hụt cơng suất tác dụng I khi khơng có
TGT II khi có TGT
Hình 5.2 là đường cong biễu diễn q trình thay đổi tần số khi đột ngột xuất
hiện thiếu hụt cơng suất tác dụng. Nếu trong hệ thống khơng có thiết bị TGT, do
tác dụng tự điều chỉnh của phụ tải và tác động của bộ điều chỉnh tốc độ quay tuốc- bin
nên tần số sẽ ổn định ở một giá trị xác lập nào đó (Đường I). Để khơi phục tần số về giá
trị định mức, cần cắt tải bằng tay.
Q trình thay đổi tần số khi có thiết bị TGT sẽ diễn ra theo đường II. Giả sử

thiết bị TGT có 3 đợt cắt tải với tần số khởi động của đợt là: 48; 47,5; 47 Hz. Khi tần
số giảm xuống đến 48Hz (điểm 1) thì đợt 1 tác động cắt một phần phụ tải, nhờ vậy
giảm được tốc độ giảm thấp tần số. Khi tần số tiếp tục giảm xuống đến 47,5Hz (điểm 2)
thì đợt 2 tác động cắt thêm một số phụ tải, sự thiếu hụt công suất và tốc độ giảm

107


thấp tần số được giảm nhiều hơn. Ở tần số 47 Hz (điểm 3), đợt 3 tác động cắt một
công suất phụ tải khơng những đủ để chấm dứt tình trạng giảm tần số mà cịn đủ để
khơi phục tần số đến hay gần đến giá trị định mức. Cần lưu ý là nếu lượng cơng suất
thiếu hụt ít, thì có thể chỉ có đợt 1 hoặc chỉ có đợt 1 và đợt 2 tác động. Ngoài các đợt tác
động chính, thiết bị tự động giảm tải theo tần số cần phải có một đợt tác động đặc biệt
để ngăn ngừa hiện tượng “tần số treo lơ lửng”. Hiện tượng này có thể sinh ra sau khi
các đợt chính tác động nhưng tần số vẫn không trở về giá trị gần định mức mà duy trì
ở một giá trị nào đó thấp hơn định mức. Tần số khởi động của đợt tác động đặc biệt
vào khoảng 47,5 đến 48 Hz. Tác động của thiết bị TGT phải phối hợp với các loại
thiết bị tự động hóa khác trong hệ thống điện. Ví dụ như, để thiết bị TGT tác động có
kết quả, các hộ tiêu thụ đã bị cắt ra khi tần số giảm thấp khơng được đóng lại bởi thiết
bị TĐL hoặc TĐD.
5.3.2. Ngăn ngừa TGT tác động nhầm khi tần số giảm ngắn hạn
Khi mất liên lạc với hệ thống (cắt cả 2 đường dây nối với hệ thống hoặc cắt
máy biến áp B1 trong sơ đồ hình 5.4), các hộ tiêu thụ điện nối vào phân đoạn I thanh
góp hạ áp của trạm sẽ bị mất điện. Sau một thời gian ngắn nhờ tác động của các thiết
bị tự động hóa như TĐL đường dây hoặc TĐD máy cắt phân đoạn, nguồn cung cấp
lại được khôi phục cho các hộ tiêu thụ. Tuy nhiên, trong khoảng thời gian đó các hộ
tiêu thụ của trạm có thể bị cắt ra bởi tác động nhầm của thiết bị TGT.
Tình huống này xảy ra là do sau khi mất nguồn cung cấp, điện áp trên thanh góp
trạm có máy bù đồng bộ hoặc động cơ không bị mất ngay mà duy trì trong một thời gian
nào đó do qn tính.

Các động cơ khơng đồng bộ có thể duy trì điện áp trên thanh góp trạm vào
khoảng 40 ÷ 50% điện áp định mức trong vòng 1 giây, còn máy bù và động cơ đồng
bộ duy trì điện áp cao hơn trong khoảng vài giây. Tốc độ quay của các máy bù và động
cơ đồng bộ lúc này bị giảm thấp, nên tần số của điện áp duy trì cũng bị giảm xuống
và TGT nối vào điện áp đó có thể tác động nhầm cắt các hộ tiêu thụ trước khi TĐL
và TĐD kịp tác động.

108


Hình 5.3. Ngăn ngừa tác động nhầm của TGT khi các hộ tiêu thụ tạm thời bị mất điện
Thực tế để ngăn ngừa tác động nhầm trong trường hợp này, người ta đặt một
bộ khóa liên động vào sơ đồ thiết bị TGT. Rơle tần số Rf (Hình 5.3) của thiết bị TGT
sẽ bị khống chế tác động bởi rơle định hướng công suất tác dụng RW (làm nhiệm vụ của
bộ khóa liên động). Khi cịn liên lạc với hệ thống, trạm sẽ tiêu thụ công suất tác
dụng và rơle RW cho phép thiết bị TGT làm việc khi cần thiết. Sau khi mất nguồn
cung cấp, sẽ khơng có cơng suất tác dụng đi qua máy biến áp hoặc công suất tác
dụng sẽ hướng về phía thanh góp cao áp của trạm, rơle RW khóa rơle Rf và ngăn ngừa
tác động nhầm của thiết bị TGT. Khi không đặt bộ khóa liên động, người ta cũng có thể
sửa chữa tác động nhầm của thiết bị TGT bằng cách áp dụng biện pháp TĐL sau tác
động của TGT.
5.3.3. Tự động đóng trở lại sau TGT (TĐLT)
Thiết bị tự động đóng trở lại theo tần số (TĐLT) là thiết bị tự động hóa cần
thiết để tăng nhanh tốc độ khơi phục nguồn cung cấp cho các phụ tải đã bị cắt ra do
thiết bị TGT. Thiết bị TĐLT tác động ở tần số 49,5 ÷ 50 Hz, cũng được thực hiện bao
gồm một số đợt, thời gian tác động của đợt đầu tiên khoảng 10 đến 20 sec. Khoảng thời
gian nhỏ nhất giữa các đợt kề nhau là 5 sec. Công suất phụ tải của các đợt TĐLT
thường được phân chia đồng đều. Thứ tự đóng các phụ tải bằng thiết bị TĐLT ngược
với thứ tự cắt các phụ tải do tác động của thiết bị TGT.
Để ngăn ngừa khả năng tần số giảm thấp trở lại sau khi thiết bị TĐLT làm việc

109


(có thể làm cho thiết bị TGT khởi động một lần nữa), trong sơ đồ TĐLT cần phải
đảm bảo chỉ tác động một lần. Cũng cần phải loại trừ khả năng chuyển mạch các hộ
tiêu thụ sang một nguồn cung cấp khác nhờ thiết bị TĐD sau khi chúng đã bị cắt ra
bởi thiết bị TGT, đồng thời khi tần số khơi phục cần phải đóng trở lại những hộ tiêu
thụ đó nhanh nhất có thể được. Hình 5.4 là sơ đồ một lần TGT có kèm TĐLT. Trong
sơ đồ sử dụng một rơle tần số Rf có tần số khởi động tự động thay đổi.

Hình 5.4. Sơ đồ kết hợp thiết bị TGT và TĐLT
Khi tần số f giảm đến giá trị tần số khởi động của rơle Rf (tương ứng với trị số
đặt của thiết bị TGT), tiếp điểm của Rf khép lại, rơle 1RT bắt đầu tính thời gian, sau
khoảng thời gian t1RT các rơle 1RG, 2RG tác động cắt bớt một số phụ tải. Tiếp điểm
1RG4 đóng làm cho bộ phận đo lường của rơle tần số Rf có giá trị đặt tương ứng với
tần số khởi động của thiết bị TĐLT. Lúc này tiếp điểm của rơle Rf chỉ mở ra khi tần số
của hệ thống khôi phục đến trị số đặt mới vào khoảng 49,5 ÷ 50 Hz. Tiếp điểm 1RG2
đóng mạch cuộn dây rơle 3RG, tiếp điểm 3RG1 đóng lại để tự giữ, tiếp điểm 3RG2 đóng
lại nhưng rơle 2RT lúc này chưa tác động được do tiếp điểm 1RG3 đã mở. Khi tần số
khôi phục trở lại giá trị định mức hoặc gần định mức, tiếp điểm Rf và sau đó tiếp điểm
1RT mởra. Các rơle trung gian 1RG và 2RG trở về, tiếp điểm 1RG3 đóng làm cho rơle

110


2RT khởi động, sau một thời gian tiếp điểm 2RT2 đóng mạch cuộn dây rơle trung gian
4RG. Tiếp điểm 4RG1 đóng lại để tự giữ, tiếp điểm 4RG2 và 4RG3 đóng đưa xung đi
đóng máy cắt của các hộ tiêu thụ đã bị cắt ra bởi thiết bị TGT.
Sơ đồ sẽ trở về trạng thái ban đầu sau khi tiếp điểm 2RT3 đóng lại. Rơle 3RG

trở về và mở tiếp điểm 3RG2 trong mạch cuộn dây rơle 2RT. Các rơle tín hiệu 1Th và
2Th để báo tín hiệu về trạng thái khởi động của thiết bị TGT và TĐLT.
Câu hỏi ơn tập chương 5
Câu 1: Trình bày mục đích của tự động điểu chỉnh tần số?
Câu 2: phương pháp điều chỉnh và phân phối công suất tác dụng giữa các máy phát
làm việc song song?
Câu 3: Ý nghĩa và các ngun tắc chính thực hiện TGT?
Câu 4: Trình bày biện pháp ngăn ngừa TGT tác động nhầm khi tần số giảm ngắn hạn?
Câu 5: Trình bày nguyên lý làm việc mạch tự động đóng trở lại sau TGT?

111


Chương 6
TỰ ĐỘNG ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP
6.1. Khái niệm chung
Duy trì điện áp bình thường là một trong những biện pháp cơ bản để đảm bảo
chất lượng điện năng của hệ thống điện. Điện áp giảm thấp quá mức có thể gây nên
độ trượt quá lớn ở các động cơ không đồng bộ, dẫn đến qúa tải về công suất phản
kháng ở các nguồn điện. Điện áp giảm thấp cũng làm giảm hiệu quả phát sáng của các
đèn chiếu sáng, làm giảm khả năng truyền tải của đường dây và ảnh hưởng đến độ ổn
định của các máy phát làm việc song song. Điện áp tăng cao có thể làm già cỗi cách
điện của thiết bị điện (làm tăng dòng rị) và thậm chí có thể đánh thủng cách điện làm
hư hỏng thiết bị.
Điện áp tại các điểm nút trong hệ thống điện được duy trì ở một giá trị định
trước nhờ có những phương thức vận hành hợp lí, chẳng hạn như tận dụng công
suất phản kháng của các máy phát hoặc máy bù đồng bộ, ngăn ngừa quá tải tại các phần
tử trong hệ thống điện, tăng và giảm tải hợp lí của những đường dây truyền tải, chọn
tỷ số biến đổi thích hợp ở các máy biến áp ...
Điện áp cũng có thể được duy trì nhờ các thiết bị tự động điều chỉnh kích từ

(TĐK) của các máy phát điện và máy bù đồng bộ, các thiết bị tự động thay đổi tỷ số biến
đổi của máy biến áp, các thiết bị tự động thay đổi dung lượng của các tụ bù tĩnh ...
6.2. Thiết bị tự động điều chỉnh kích từ (TĐK)
Thiết bị tự động điều chỉnh kích từ (TĐK) được sử dụng để duy trì điện áp theo
một đặc tính định trước và để phân phối phụ tải phản kháng giữa các nguồn cung cấp
trong tình trạng làm việc bình thường của hệ thống điện.
6.2.1. Các nguyên tắc thực hiện tự động điều chỉnh kích từ
Máy phát được đặc trưng bằng sức điện động EF và điện kháng XF (hình 10-1).
Áp đầu cực máy phát được xác định theo biểu thức :






U F  E F  jI F .X F

112

(6.1)






Nếu E F = const, khi IF thay đổi thì UF thay đổi, để giữ U F = const thì phải thay


đổi E F tức là thay đổi kích từ máy phát.

Theo nguyên tắc tác động, thiết bị tự động điều chỉnh điện áp được chia thành
3 nhóm: Điều chỉnh điện áp theo độ lệch của đại lượng được điều chỉnh (ví dụ, theo
độ lệch của UF). Điều chỉnh điện áp tùy thuộc vào tác động nhiễu (ví dụ, theo dịng
điện của máy phát IF, theo góc giữa điện áp và dòng điện của máy phát ...).
Điều chỉnh điện áp theo độ lệch của đại lượng được điều chỉnh và theo tác
động nhiễu.



Hình 6.1. Sơ đồ thay thế và đồ thị véc tơ điện áp của máy phát
Đối với các máy phát điện dùng máy kích thích một chiều, các thiết bị điều
chỉnh điện áp có thể chia thành 2 nhóm:
1. Thay đổi kích từ máy phát nhờ thay đổi RKT trong mạch cuộn kích từ WKT
của máy kích thích KT một cách từ từ nhờ con trượt (Hình 6.2a) hoặc nối tắt một phần
RKT theo chu kỳ (Hình 6.2b).

Hình 6.2. Thay đổi kích từ máy phát nhờ thay đổi Rkt

113