Nghiên Ứu Đánh Giá Độ Tin Ậy Ủa Á Phương Thứ Bảo Vệ Máy Biến Áp.pdf

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA HÀ NỘI
---------------------------------------

Nguyễn Thế Hùng

Nghiên cứu đánh giá độ tin cậy của các phương thức
bảo vệ máy biến áp

LUẬN VĂN THẠC SĨ KHOA HỌC
KỸ THUẬT ĐIỆN

NGƯỜI HƯỚNG DẪN KHOA HỌC:

Nguyễn Xuân Tùng

Hà Nội – Năm 2017

17083300112559a3ef537-a990-4e23-809d-2573ee345820
1708330011255bf827f50-f610-446c-b9a2-3a8664ed1e07
17083300112559827faf5-2cf6-467b-8599-5a02b32410b9


MỤC LỤC
Trang

Chương mục

MỤC LỤC .................................................................................................................. 1
LỜI CAM ĐOAN ....................................................................................................... 3
DANH MỤC HÌNH VẼ.............................................................................................. 4

DANH MỤC BẢNG BIỂU ........................................................................................ 5
MỞ ĐẦU .................................................................................................................... 6
Chương 1. CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ THỐNG
RƠLE BẢO VỆ .......................................................................................................... 8
1.1 Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ ....................................................... 8
1.2 Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ ............................................... 9
1.3 Một số sự cố thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ ....................................... 14
1.4 Sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ và đề xuất
nghiên cứu ................................................................................................................ 17
Chương 2. CÁC CHỈ TIÊU ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ THỐNG
ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ ............................................................................................ 18
2.1 Các chỉ tiêu phổ biến để đánh giá độ tin cậy ................................................. 18
2.1.1 Giới thiệu chung..................................................................................... 18
2.1.2 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của các phần tử ................................... 18
2.2 Các giải pháp nâng cao khả năng sẵn sàng của hệ thống rơle bảo vệ ........... 20
Chương 3. PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ VÀ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA
HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ ...................................................................... 25
3.1 Giới thiệu phương pháp cây sự cố đánh giá độ tin cậy ................................. 25
3.2 Phương thức kết nối các phần tử trong cây sự cố ......................................... 27
3.3 Ví dụ áp dụng phương pháp cây sự cố với trường hợp đơn giản .................. 29
Chương 4. ÁP DỤNG PHƯƠNG PHÁP CÂY SỰ CỐ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN
CẬY HỆ THỐNG RƠLE BẢO VỆ MÁY BIẾN ÁP ............................................... 32
4.1 Giới thiệu về trạm biến áp Đông Anh 500kV và phương thức bảo vệ.......... 32
4.1.1 Giới thiệu về trạm biến áp...................................................................... 32
4.1.2 Sơ đồ phương thức bảo vệ của máy biếp áp AT3 tại trạm..................... 33
4.1.3 Ma trận cắt hiện đang sử dụng ............................................................... 36
4.2 Các kịch bản đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ cho máy biến áp
AT3 tại trạm biến áp Đông Anh 500kV................................................................... 38
4.2.1 Các giả thiết khi tính tốn độ tin cậy của các sơ đồ bảo vệ MBA ......... 38
4.2.2 Các kịch bản so sánh độ tin cậy sơ đồ phương thức bảo vệ MBA ........ 39

4.3 Giá trị không sẵn sàng của một số phần tử ................................................... 41
4.4 Giới thiệu phần mềm OpenFTA tính tốn cây sự cố .................................... 45
4.5 Kết quả đánh giá và các nhận xét .................................................................. 48
4.5.1 Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của Sơ đồ 3
(sơ đồ rút gọn) ...................................................................................................... 48
1


4.5.2 Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của Sơ đồ 2
(sơ đồ mở rộng).................................................................................................... 51
4.5.3 Xây dựng cây sự cố và đánh giá xác suất không sẵn sàng của Sơ đồ 1
(sơ đồ tiêu chuẩn)................................................................................................. 54
4.5.4 Đánh giá kết quả .................................................................................... 57
CHƯƠNG 5 KẾT LUẬN VÀ HƯỚNG NGHIÊN CỨU TRONG TƯƠNG LAI ... 60
5.1 Kết luận ......................................................................................................... 60
5.2 Hướng nghiên cứu trong tương lai ................................................................ 60
PHỤ LỤC.................................................................................................................. 62
TÀI LIỆU THAM KHẢO ........................................................................................ 72

2


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan luận văn là kết quả nghiên cứu của riêng tôi, không sao chép
của ai. Các số liệu, kết quả nêu trong luận văn là trung thực và chưa từng được
ai công bố trong bất kỳ cơng trình nào khác. Nội dung luận văn có tham khảo,
sử dụng và trích dẫn các tài liệu, thơng tin đã được đăng tải trên các tác phẩm,
tạp chí, bài báo và các trang web theo danh mục tài liệu tham khảo của luận
văn.
Tác giả

Nguyễn Thế Hùng

3


DANH MỤC HÌNH VẼ
Trang

Hình vẽ

Hình 2.1 Hệ thống bảo vệ khơng có dự phịng ............................................................ 23
Hình 2.2 Hệ thống bảo vệ có dự phịng ....................................................................... 23
Hình 3.1 Sơ đồ kết nối kiểu nối tiếp ............................................................................ 28
Hình 3.2 Sơ đồ kết nối kiểu song song ........................................................................ 28
Hình 3.3 Cây sự cố cho mạch bảo vệ đường dây......................................................... 30
Hình 3.4 Cây sự cố cho mạch bảo vệ đường dây có rơle dự phịng ............................ 31
Hình 4.1Sơ đồ một sợi trạm 220/110kV Đơng Anh .................................................... 32
Hình 4.2 Sơ đồ phương thức bảo vệ ............................................................................ 33
Hình 4.3 Ma trận cắt của các bảo vệ cho náy biến áp AT3 ......................................... 33
Hình 4.4 Ma trận cắt của phương thức bảo vệ MBA AT3 Đông Anh......................... 37
Hình 4.5 Sơ đồ phương thức bảo vệ 1 (sơ đồ tiêu chuẩn) ........................................... 40
Hình 4.6 Sơ đồ phương thức bảo vệ 2 (sơ đồ mở rộng) .............................................. 41
Hình 4.7 Sơ đồ phương thức bảo vệ 3(sơ đồ rút gọn) ................................................. 41
Hình 4.8 Giao diện chính của phần mềm..................................................................... 46
Hình 4.9 Các biểu tượng có sẵn trong phần mềm........................................................ 47
Hình 4.10 Giao diện quản lý dữ liệu của OpenFTA .................................................... 47
Hình 4.11 Các chức năng hỗ trợ phân tích, tính tốn cây sự cố .................................. 48
Hình 4.12 Sơ đồ phương thức bảo vệ 3 (sơ đồ rút gọn)............................................... 49
Hình 4.13 Cây sự cố với sơ đồ 3 (sơ đồ rút gọn) ......................................................... 49

Hình 4.14 Sơ đồ phương thức bảo vệ 2 (sơ đồ mở rộng) ............................................ 51
Hình 4.15 Cây sự cố với sơ đồ 2 (sơ đồ mở rộng) ....................................................... 53
Hình 4.16 Sơ đồ phương thức bảo vệ 1 (sơ đồ tiêu chuẩn) ......................................... 54
Hình 4.17 Cây sự cố với sơ đồ 1 (sơ đồ tiêu chuẩn) .................................................... 56

4


DANH MỤC BẢNG BIỂU
Bảng biểu

Trang

Bảng 4.1 Thống kê các chỉ số độ không sẵn sàng của một số phần tử

45

Bảng 4.2 So sánh mức độ không sẵn sàng của các sơ đồ phương thức bảo vệ khác
nhau với máy biến áp lực
57
Bảng 4.3 Mức độ đóng góp của các hư hỏng tới độ không sẵn sàng của sự kiện đỉnh58

5


MỞ ĐẦU
Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy
nhiên do hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra
và có thể dẫn tới những thiệt hại lớn cho hệ thống.
Có thể thấy phương thức bảo vệ của các thiết bị chính trong hệ thống đã được

qui định khá rõ ràng; tuy nhiên phần đấu nối các thiết bị và mạch nhị thứ còn
khác nhau giữa các trạm. Việc khác nhau của hệ thống nhị thứ là do quan điểm
thiết kế của các hãng không giống nhau. Vấn đề cần được thảo luận là phương
thức bảo vệ và hệ thống mạch nhị thứ nào sẽ có độ tin cậy cao hơn và phù hợp
về mặt kinh tế.
Xuất phát từ lý do này, luận văn đã đi sâu nghiên cứu cách thức đánh giá định
lượng độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ, phương pháp sử dụng là
phương pháp cây sự cố. Phạm vi nghiên cứu sẽ giới hạn đối với phương thức
bảo vệ máy biến áp vì đây là thiết bị phổ biến trên lưới điện và có giá thành
lớn. Phần tính toán áp dụng kết quả nghiên cứu sẽ thực hiện đối với sơ đồ
phương thức bảo vệ của máy biến áp AT3 220kV trạm biến áp truyền tải Đông
Anh, Hà Nội.
Về mặt cấu trúc luận văn được chia ra thành 5 chương
Chương 1: Giới thiệu chung về cấu hình và các yêu cầu đối với hệ thống rơle
bảo vệ; đồng thời giới thiệu các sơ đồ phương thức chung bảo vệ máy biến áp
220kV & 500kV và các hư hỏng thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ. Trong
chương này cũng đặt ra mục tiêu nghiên cứu của luận văn.
Chương 2: Giới thiệu các chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá độ tin cậy của hệ
thống điều khiển bảo vệ và các giải pháp để nâng cao độ tin cậy của hệ thống
rơle bảo vệ.
Chương 3: Giới thiệu phương pháp cây sự cố dùng để đánh giá mức độ không
sẵn sàng của hệ thống rơle bảo vệ.
Chương 4: Áp dụng phương pháp cây sự cố để đánh giá mức độ không sẵn
sàng loại trừ sự cố trong vùng đối với một số sơ đồ bảo vệ máy biến áp phổ
biến với mức độ dự phòng tăng dần. Phạm vi áp dụng là với sơ đồ bảo vệ máy
6


biến áp AT3 220kV trạm Đông Anh. Phần mềm OpenFTA được sử dụng để
xây dựng và đánh giá mức độ không sẵn sàng.

Chương 5: Đánh giá chung và đưa ra các hướng nghiên cứu trong tương lai.

7


Chương 1. CẤU HÌNH CHUNG VÀ CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI HỆ
THỐNG RƠLE BẢO VỆ
1.1 Các yêu cầu đối với hệ thống rơle bảo vệ
Nhiệm vụ chính của thiết bị bảo vệ rơle là tự động cắt phần tử hư hỏng
ra khỏi hệ thống điện, ghi nhận phát hiện ra tình trạng làm việc khơng bình
thường của các phần tử hư hỏng trong hệ thống điện. Tùy vào mức độ tình
trạng làm việc bất thường mà rơle bảo vệ có thể chỉ báo tín hiệu hoặc tác động
cắt máy cắt.
Các yêu cầu chính đối với hệ thống rơle bảo vệ:
a) Tính chọn lọc
Tác động của bảo vệ đảm bảo chỉ cắt phần tử bị hư hỏng ra khỏi hệ thống điện
được gọi là tác động chọn lọc. Khi có nguồn cung cấp dự trữ cho hộ tiêu thụ,
tác động như vậy tạo khả năng cho hộ tiêu thụ tiếp tục được cung cấp điện.
Yêu cầu tác động chọn lọc cũng không loại trừ khả năng bảo vệ tác động như là
bảo vệ dự trữ trong trường hợp hỏng hóc bảo vệ hoặc máy cắt của các phần tử
lân cận. Cần phân biệt hai khái niệm chọn lọc.
+ Chọn lọc tương đối: Theo nguyên tắc tác động của mình, bảo vệ có thể
làm việc như là bảo vệ dự trữ khi ngắn mạch phần tử lân cận.
+ Chọn lọc tuyệt đối: Bảo vệ chỉ làm việc trong trường hợp ngắn mạch ở
chính phần tử được bảo vệ.
b) Tác động nhanh.
Càng cắt nhanh phần tử bị ngắn mạch sẽ càng hạn chế được mức độ phá hoại
của phần tử ấy, càng giảm được thời gian tụt thấp điện áp ở các hộ tiêu thụ và
càng có khả năng giữ ổn định của hệ thống điện. Để giảm thời gian cắt ngắn
mạch cần phải giảm thời gian tác động của thiết bị bảo vệ rơle. Tuy nhiên trong

một số trường hợp để thực hiện u cầu tác động nhanh thì khơng thể thỏa mãn
8


yêu cầu chọn lọc. Hai yêu cầu này đôi khi mâu thuẫn nhau.
c) Độ nhạy.
Bảo vệ rơle cần phải đủ độ nhạy đối với nhưng hư hỏng và tình trạng làm việc
khơng bình thường có thể xuất hiện ở những phần tử được bảo vệ trong hệ
thống điện. Thường độ nhạy được đặc trưng bằng hệ số độ nhạy Kn. Đối với
các bảo vệ làm việc theo các đại lượng tăng khi ngắn mạch, hệ số độ nhạy được
xác định bằng tỷ số giữa đại lượng tác động tối thiểu (ví dụ: dịng ngắn mạch
nhỏ nhất) khi ngắn mạch trực tiếp ở cuối vùng bảo vệ và đại lượng đặt (tức
dòng khởi động).
d) Đảm bảo độ tin cậy
Bảo vệ phải luôn luôn sẵn sàng khởi động và tác động một cách chắc chắn
trong tất cả các trường hợp ngắn mạch trong vùng bảo vệ và các tình trạng làm
việc khơng bình thường đã định trước. Mặt khác bảo vệ khơng được tác động
khi ngắn mạch ngồi. Nếu bảo vệ có nhiệm vụ dự trữ cho các bảo vệ sau nó thì
khi ngắn mạch trong vùng dự trữ bảo vệ này phải khởi động nhưng không được
tác động khi bảo vệ chính đặt gần chỗ ngắn mạch hơn chưa tác động. Để tăng
tính đảm bảo của bảo vệ cần:
+ Dùng rơle có chất lượng cao.
+ Chọn sơ đồ bảo vệ rơle đơn giản nhất.
+ Các bộ phận phụ (cực nối, dây dẫn) dùng trong sơ đồ phải chắc chắn,
tiếp xúc tốt.
+ Thường xuyên kiểm tra sơ đồ bảo vệ.
1.2 Các qui định về cấu hình hệ thống rơle bảo vệ
Hiện nay, hệ thống đường dây và các máy biến áp truyền tải điện năng đóng
một vai trị quan trọng trong việc đưa điện năng sản xuất được đến hộ tiêu thụ.
Số lượng các trạm biến áp truyền tải điện tăng lên không ngừng do phải đáp

ứng nhu cầu tăng rất nhanh của phụ tải. Việc sử dụng các máy biến áp ở các
cấp điện áp 500, 220, 110, 22 kV trong hệ thống truyền tải điện ngày càng
9


nhiều chính vì vậy mà phương thức sử dụng dùng để bảo vệ cho máy biến áp
phần tử quan trọng nhất trong trạm biến áp ngày càng trở nên quan trọng. Bên
cạnh các yêu cầu kỹ thuật, các yêu cầu về tính kinh tế ngày càng được quan
tâm nhằm nâng cao độ tin cậy để bảo vệ máy biến áp tốt hơn và tối ưu về mặt
kinh tế.
Việc phát hiện loại trừ nhanh sự cố bên trong máy biến áp giúp tăng khả
năng cung cấp điện liên tục cho toàn hệ thống điện. Theo quy định mới của
EVN ban hành năm 2016 về cấu hình hệ thống và quy cách kỹ thuật của rơle
bảo vệ cho các máy biến áp 500kV; 220kV và 110kV như sau (trích lược):
a) Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 500/220kV:
+ Bảo vệ chính 1: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64,
50/51,50N/51N. Tín hiệu dịng điện các phía lấy từ máy biến dịng chân sứ máy
biến áp.
+ Bảo vệ chính 2: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64,
50/51, 50N/51N. Tín hiệu dịng điện các phía lấy từ máy biến dịng ngăn máy
cắt đầu vào các phía máy biến áp.
+ Bảo vệ dự phịng cho các cuộn dây 500kV: Được tích hợp các chức năng
bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ
máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 500kV của máy biến áp, tín hiệu
điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 500kV.
+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV: Được tích hợp các chức năng
bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dịng điện được lấy từ
máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của máy biến áp, tín hiệu
điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV.
+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp: Được tích hợp các chức

năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dịng điện được lấy từ
máy biến dòng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp.
+ Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26), rơle áp
lực máy biến áp (63), rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90),
10


rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được
gửi đi cắt trực tiếp máy cắt hai phía thơng qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi
cắt đồng thời thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phịng của máy biến áp.
b) Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 220/110kV:
+ Bảo vệ chính 1: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64,
50/51, 50N/51N tín hiệu dịng điện các phía lấy từ máy biến dịng chân sứ máy
biến áp.
+ Bảo vệ chính 2: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64,
50/51, 50N/51N tín hiệu dịng điện các phía lấy từ máy biến dịng ngăn máy cắt
đầu vào các phía máy biến áp.
+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 220kV: Được tích hợp các chức năng
bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dịng điện được lấy từ
máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào phía 220kV của máy biến áp, tín hiệu
điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 220kV.
+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây 110kV: Được tích hợp các chức năng
bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dịng điện được lấy từ
máy biến dòng ngăn máy cắt đầu vào phía 110kV của máy biến áp, tín hiệu
điện áp được lấy từ máy biến điện áp thanh cái 110kV.
+ Bảo vệ dự phòng cho các cuộn dây trung áp: Được tích hợp các chức
năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dịng điện được lấy từ
máy biến dịng chân sứ cuộn trung áp của máy biến áp.
+ Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26), rơle áp
lực máy biến áp (63), rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90),

rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được
gửi đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thơng qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi
cắt đồng thời thông qua hai bộ bảo vệ chính và dự phịng của máy biến áp
(F87T1, F87T2).
c) Cấu hình hệ thống rơle bảo vệ đối với máy biến áp 110kV:
+ Bảo vệ chính: Được tích hợp các chức năng bảo vệ F87T, 49, 64 (theo
11


ngun lý tổng trở thấp), 50/51, 50N/51N. Tín hiệu dịng điện các phía lấy từ
máy biến dịng ngăn máy cắt đầu vào các phía của máy biến áp.
+ Bảo vệ dự phịng cho cuộn dây 110kV: Được tích hợp các chức năng
bảo vệ 67/67N, 50/51, 50N/51N, 27,59,50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ
máy biến dòng chân sứ 110kV của máy biến áp, tín hiệu điện áp được lấy từ
máy biến điện áp thanh cái 110kV.
+ Bảo vệ dự phịng cho cuộn dây trung áp 1: Được tích hợp các chức năng
bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy biến
dòng chân sứ cuộn trung áp 1 của máy biến áp.
+ Bảo vệ dự phịng cho cuộn dây trung áp 2: Được tích hợp các chức
năng bảo vệ 50/51, 50N/51N, 50BF, 74 tín hiệu dòng điện được lấy từ máy
biến dòng chân sứ cuộn trung áp 2 của máy biến áp.
+ Chức năng rơle bảo vệ nhiệt độ dầu, cuộn dây máy biến áp (26), rơle áp
lực máy biến áp (63), rơle ga cho bình dầu chính và ngăn điều áp dưới tải (90),
rơle báo mức dầu tăng cao (71) được trang bị đồng bộ với máy biến áp, được
gửi đi cắt trực tiếp máy cắt ba phía thơng qua rơle chỉ huy cắt hoặc được gửi đi
cắt đồng thời thông qua bộ bảo vệ chính và dự phịng 110kV của máy biến áp
(F87, F67/67N).
Ví dụ về sơ đồ phương thức bảo vệ đối với các ngăn lộ và máy biến áp:

12

13


FROM 220kV D04

FROM CT 220kV
AT1 TRANS.D04

AT3
600-800-1200/1A

FROM CT INCOMING BAY
110kV AT1 TRANS. (E09)
5P20

WTI, OTI

0,5

AVR REG-D

5P20

TPI

7UT86
7UT86
87T1,49,64,FR

87T2,49,FR
50/51,50/51N
50/51,50/51N

FROM TVT09-E09
FROM CT INCOMING BAY
22kV AT1 TRANS.

5P20

5P20

250/250/50 MVA

OL

BH

_8X1,25%/115/22kV
225 +

OT

WT

AUTO

0,5

800-1200-2000/1A

800-1200-2000/1A

TM-250000/220

-11

5P20

5P20

TO 110kV SIDES

800-1200-2000/1A

7SJ82
BCU,59N,50/51,50BF,74,FR

5P20

5P20

LEGEND:
F87T - TRANSFORMER DIFFERENTIAL PROTECTION

23
3

M

VTK1
0,11 0,11
kV
3
3

F74 - TRIP CIRCUIT SUPERVISION

3P

F64 - RESTRICTED EARTH FAULT PROTECTION

V

F49 - OVERLOAD PROTECTION

0.5

F50/51 - INSTANTANEOUS AND TIME O/C PROTECTION

7PA22
X2
86

F50/51N - INSTANTANEOUS AND TIME GROUND O/C PROTECTION

TM1-560
_ 2X2,5%/0.4kV
23 +

800-1200/1A

F50BF - BREAKER FAILURE PROTECTION
AVR - TRANSFORMER VOLTAGE REGULATOR

5P20
5P20

TO 87T2 OF AT1 TRANS.

FR - FAULT RECORDER
BCU - BAY CONTROL UNIT
F59N - ZERO SEQUENCE OVERVOLTAGE PROTECTION

800/1A

WTI - WINDING TEMPERATURE INDICATOR, OTI - OIL TEMPERATURE INDICATOR
TM
Wh/VARh

TPI - TAP CHANGER POSITION INDICATOR

0.5
0.5

A

OL - LOW OIL LEVER RELAY

OT - HIGH OIL TEMPERATURE PROTECTION

TM - PROGRAMMABLE TARIFF METER WITH MEASURING FUNCTION

0,4kV

A - AMPEMET

- AMPEMET DELECTOR SWITCH

1.3 Một số sự cố thường gặp với hệ thống rơle bảo vệ
Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy nhiên
do hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra như
liệt kê sau đây:
a) Hư hỏng phần cứng rơle của rơle bảo vệ.
Bảo vệ cho các máy áp là hệ thống các rơle bao gồm rơle số, rơle điện cơ. Về
mặt cấu tạo các rơle kỹ thuật số bao gồm các linh kiện điện tử, các phần tử
bảng mạch như IC, chíp, điốt, transitor, tụ điện…Các linh kiện điện tử này
được tổ hợp thành các đầu vào input và đầu ra output để thực hiện cơ cấu tác
động mỗi khi rơle thực hiện chức năng bảo vệ. Rơle bảo vệ luôn luôn hoạt
động 24/24h trong ngày luôn luôn sẵn sàng để tác động khi có sự cố xảy ra
trong máy biến áp, mặt khác các linh kiện điện tử cũng có tuổi thọ nhất định
chính vì vậy mà có xác suất hư hỏng nhất định dẫn đến nguyên nhân làm rơle
14


khơng tác động khi có sự cố xảy. Bên cạnh các rơle kỹ thuật số bảo vệ máy
biến áp còn có rơle điện cơ, các rơle cơ này hoạt đồng dựa trên nguyên lý điện
từ, được cấu tạo từ các cuộn dây, mạch điện từ và các tiếp điểm. Qua quá trình
hoạt động lâu dài rơle cơ cũng bị ảnh hưởng và hư hỏng như đứt dây, già hóa
mạch điện từ, các tiếp điểm của rơle tiếp xúc kém.
b) Hư hỏng nguồn làm việc cho rơle bảo vệ

Trong bất cứ trạm biến áp nào cũng ln ln có hệ thống nguồn AC/DC cung
cấp cho toàn bộ hệ thống mạch bảo vệ cũng như điều khiển của các thiết bị
máy cắt, dao cách ly…Khi có sự cố xảy ra cho dù rơle có hoạt động đúng và
tác động nhưng nếu thiếu hệ thống nguồn DC cung cấp thì máy cắt cũng khơng
thể cắt được, chính vì lẽ đó mà hệ thống nguồn AC/DC trong trạm biến áp rất
quan trọng. Theo quy chuẩn của EVN thì trong trạm biến áp thường có hai hệ
thống nguồn DC riêng biệt và hoạt động độc lập với nhau. Nguồn DC được dự
phịng nóng bằng hai hệ thống acquy độc lập. Hai hệ thống acquy độc lập này
được phụ nạp bằng hai hệ thống điện AC riêng biệt của trạm. Một nguồn lấy từ
nguồn tự dùng địa phương bên ngoài trạm, một nguồn AC lấy qua máy biến áp
tự dùng trong trạm điện. Với thiết kế hệ thống nguồn AC/DC như vậy đảm bảo
cho hệ thống mạch nhị thứ điều khiển bảo vệ hoạt động tin cậy giúp cho rơle
sẵn sàng tác động cô lập phần tử bị hư hỏng khi có sự cố xảy ra. Tuy nhiên xác
suất hư hỏng hệ thống nguồn AC, DC vẫn có thể xảy ra như hư hỏng acquy, hư
hỏng tủ chỉnh lưu AC/DC, hư hỏng các máy biến áp tự dùng cung cấp điện từ
22/0,4kV, hư hỏng attomat..v.v. Chính vì vậy khi xét đến tổng quan về độ tin
cậy của cả hệ thống role bảo vệ của máy biến áp trong trạm điện c ần phải xét
tới hệ thống DC này.
c) Hư hỏng biến dòng điện, biến điện áp.
Các biến dịng điện và biến điện áp cung cấp tín hiệu để rơle liên tục kiểm tra
và phát hiện các tình trạng làm việc bất thường hoặc sự cố. Khi có sự cố xảy ra,
các giá trị dịng điện và điện áp này vượt quá (hoặc giảm thấp hơn) giá trị cài
đặt trong rơle thì rơle sẽ tác động gửi lệnh tới cắt các máy cắt để cô lập điểm sự
15


cố. Xác xuất hư hỏng biến dòng điện và biến điện áp là rất nhỏ và chiếm một tỷ
lệ thấp trong thực tế.
d) Hư hỏng, đấu sai mạch nhị rơle bảo vệ
Bên cạnh những nhân tố khách quan thì nhân tố chủ quan của con người cũng

là một trong nguyên nhân gây ra sai sót khiến rơle tác động nhưng khơng cắt
được khi có sự cố xảy ra. Rơle muốn làm việc được cần phải đấu các mạch
điện nhị thứ liên quan như mạch lực dòng điện, điện áp cấp cho rơle, mạch
nguồn DC nuôi, mạch các input đầu vào nhị phân, các đầu ra output tiếp điểm
làm việc đi cắt các máy cắt. Rơle hoạt động cắt đúng được máy cắt theo yêu
cầu chỉ khi các mạch này đúng với nguyên lý thiết kế của rơle. Thực tế cho
thấy xác suất xảy ra việc đấu sai mạch nhị thứ này là khá nhiều, lý do có thể là
do trình độ, do kỹ năng và cả do hiểu sai về nguyên lý hoạt động của rơle dẫn
đến nhầm lẫn.
e) Sai sót khi cài đặt và cấu hình rơle
Một ngun nhân khá phổ biến dẫn tới hệ thống rơle bảo vệ khơng hoạt động
như mong muốn là do sai sót khi cấu hình rơle, cài đặt giá trị tác động, cài đặt
các output, input cho rơle bảo vệ. Như chúng ta đã biết rơle là một sản phẩm
điện tử thông minh của con người dùng để bảo vệ cho các thiết bị điện, tuy
nhiên tùy vào đối tượng bảo vệ mà nó cần phải được cài đặt các thơng số phù
hợp theo tính tốn trước. Cơng việc này này địi hỏi người cài đặt và cấu hình
rơle phải có chun mơn, trình độ và được đào tạo. Cơng việc cài đặt không
đúng sẽ dẫn đến rơle làm việc sai, làm việc không đúng gây ảnh hưởng tới tuổi
thọ của thiết bị điện nói riêng và ảnh hưởng đến các thiết bị khác lân cận. Ngày
nay dưới tác động của khoa học và kỹ thuật các loại rơle kỹ thuật số phát triển
không ngừng cả về số lượng và chất lượng, ngày càng có nhiều hãng rơle và
nhiều chủng loại rơle khác nhau, sử dụng nhiều loại phần mềm khác nhau để
cài đặt cũng như cấu hình chức năng bảo vệ. Chính vì thế khi một chủng loại
hay một hãng rơle mới đưa vào vận hành trên lưới công việc cài đặt cũng như
thí nghiệm đơi khi cũng xảy ra sai sót dẫn đến nguyên nhân không cắt được
16


máy cắt khi có sự cố xảy ra.
f) Hư hỏng của bản thân máy cắt

Một yếu tố quan trọng chính dẫn tới việc hệ thống rơle không loại trừ được sự
cố chính là do hư hỏng của bản thân máy cắt. Mặc dù rơle bảo vệ đã tác động,
mạch nhị thứ làm việc tốt, các cuộn cắt đã làm việc nhưng máy cắt vẫn khơng
cắt được đó là do ngun nhân như hư hỏng chính cuộn cắt, cuộn cắt bị hỏng,
các cơ cấu cơ khí của máy cắt bị kẹt làm cho các trụ cực của máy cắt không thể
tách rời tiếp điểm chính của máy cắt. Xác suất hư hỏng này nói chung xảy ra
khá ít và hiếm khi gặp trong thực tế.
1.4 Sự cần thiết phải đánh giá độ tin cậy của hệ thống rơle bảo vệ và đề
xuất nghiên cứu
Hệ thống rơle bảo vệ được thiết kế để hoạt động với độ tin cậy cao, tuy nhiên
do hệ thống gồm nhiều thiết bị hợp thành nên vẫn có những sự cố xảy ra và có
thể dẫn tới những thiệt hại lớn cho hệ thống.
Có thể thấy phương thức bảo vệ của các thiết bị chính trong hệ thống đã được
qui định khá rõ ràng; tuy nhiên phần đấu nối các thiết bị và mạch nhị thứ còn
khác nhau giữa các trạm. Cấu hình của các hệ thống nhị thứ có thể khác nhau
tùy theo quan điểm thiết kế của các hãng. Vấn đề cần quan tâm đối với đơn vị
sử dụng là phương thức bảo vệ và hệ thống mạch nhị thứ nào sẽ có độ tin cậy
cao hơn và phù hợp về mặt kinh tế.
Xuất phát từ lý do này, luận văn sẽ đi sâu nghiên cứu cách thức đánh giá
định lượng độ tin cậy của các sơ đồ phương thức bảo vệ dựa trên phương pháp
cây sự cố. Phạm vi nghiên cứu sẽ giới hạn đối với phương thức bảo vệ máy
biến áp vì đây là thiết bị phổ biến trên lưới điện và có giá thành lớn. Phần tính
tốn áp dụng kết quả nghiên cứu sẽ thực hiện đối với sơ đồ phương thức bảo vệ
của máy biến áp AT3 tại trạm 500kV Đông Anh, Hà Nội.

17


Chương 2. CÁC CHỈ TIÊU ĐỂ ĐÁNH GIÁ ĐỘ TIN CẬY CỦA HỆ
THỐNG ĐIỀU KHIỂN BẢO VỆ

2.1 Các chỉ tiêu phổ biến để đánh giá độ tin cậy
2.1.1 Giới thiệu chung
Độ tin cậy của hệ thống (hoặc phần tử) là xác suất để hệ thống hoặc
phần tử hoàn thành các nhiệm vụ yêu cầu trong khoảng thời gian xác định và
điều kiện nhất định. Độ tin cậy và các chỉ số liên quan là một đại lượng xác
suất, phụ thuộc thời gian; tuy nhiên trong nhiều trường hợp có thể sử dụng giả
thiết các chỉ số không phụ thuộc thời gian để tính tốn độ tin cậy. Đây chỉ là
phương pháp gần đúng nhưng khả thi để có thể áp dụng trong thực tế.
Đối với hệ thống (hay phần tử) phục hồi như hệ thống điện và các phần tử của
nó thì khái niệm khoảng thời gian xác định khơng có ý nghĩa bắt buộc vì hệ
thống làm việc liên tục. Do đó độ tin cậy được đo bởi một đại lượng thích hợp
hơn là độ sẵn sàng.
“Độ sẵn sàng là xác suất để để hệ thống (hay phần tử) hoàn thành hoặc sẵn
sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ”.
Độ sẵn sàng cũng là xác suất để hệ thống ở trạng thái tốt trong thời điểm bất kỳ
và được tính bằng tỷ số giữa thời gian hệ thống ở trạng thái tốt và tổng thời
gian hoạt động. Ngược lại với độ sẵn sàng là độ không sẵn sàng, đó là xác suất
để hệ thống (hay phần tử) ở trạng thái hỏng.
2.1.2 Các chỉ tiêu đánh giá độ tin cậy của các phần tử

Độ tin cậy của các phần tử là yếu tố quyết định độ tin cậy của cả hệ
thống, do vậy để đánh giá độ tin cậy phải xuất phát từ các phần tử cấu
thành hệ thống.

18


Một số chỉ tiêu được sử dụng để đánh giá độ tin cậy của phần tử với giả
thiết tỷ lệ hư hỏng và sửa chữa là đại lượng không đổi theo thời gian như
sau [1]:

- Tần suất sự cố (λ): là số lần thiết bị bị sự cố trong một đơn vị thời
gian. Dữ liệu này được thống kê từ thực tế hoặc qua các thử nghiệm.
- Cường độ phục hồi (μ): Tổng số sửa chữa chia cho tổng số đơn vị
thời gian làm việc hoặc thời gian hoạt động.
- Thời gian trung bình giữa các sự cố (MTTF): Thời gian trung bình
giữa thời gian bắt đầu hoạt động hoặc hoạt động trở lại sau khi sửa chữa
và lần hư hỏng tiếp theo. Với giả thiết tần suất sự cố là hằng số theo thời
gian thì MTTF = λ-1
- Thời gian sửa chữa trung bình (MTTR): Thời gian trung bình để
sửa và khôi phục lại sự hoạt động của thiết bị. Thời gian này bao gồm cả
thời gian chuẩn bị, thời gian bảo trì chủ động và thời gian dành cho các
khâu hậu cần. Với giả thiết cường độ phục hồi là hằng số theo thời gian
thì MTTR = μ -1
- Thời gian trung bình giữa các lần hư hỏng (MTBF): Thời gian
trung bình giữa các lần bị sự cố hư hỏng của thiết bị tính đến khi được
sửa xong và đưa trở lại hoạt động.
MTBF là tổng của MTTF và MTTR. Vì MTTR là thường nhỏ so với
MTTF, chúng ta giả định rằng MTBF là xấp xỉ bằng MTTF và MTBF =
λ-1.
Các rơle bảo vệ và hệ thống bảo vệ được thiết kế để sửa chữa được (hệ
thống phục hồi), do đó các chỉ số đo độ tin cậy cần bao gồm khả năng hư
hỏng và khả năng sửa chữa.
Mức độ sẵn sàng là xác suất để hệ thống hay phần tử hoàn thành hoặc sẵn
sàng hoàn thành nhiệm vụ trong thời điểm bất kỳ, là xác suất để hệ thống
19