Thiết kế hệ thống bảo vệ và xây dựng cấu trúc mạng sử dụng IEC 61850

1

PHẦN MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Trong hệ thống điện, rơle bảo vệ sẽ theo dõi một cách liên tục tình trạng và chế
độ làm việc của tất cả các phần tử trong hệ thống điện. Khi xuất hiện sự cố, rơle bảo
vệ sẽ phát hiện và cô lập phần tử bị sự cố nhờ máy cắt điện thông qua mạch điện
kiểm soát. Khi xuất hiện chế độ làm việc khơng bình thường, rơle bảo vệ sẽ phát tín
hiệu và tuỳ theo yêu cầu cài đặt, có thể tác động khơi phục chế độ làm việc bình
thường hoặc báo động cho nhân viên vận hành.
Các trạm biến áp hiện nay đều sử dụng rơle kỹ thuật số, tuy nhiên việc tự động
hóa và tích hợp cịn nhiều hạn chế do nguyên nhân sau:
Khả năng truyền dữ liệu bị hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giao
thức truyền dữ liệu giữa các loại rơle do nhiều hãng khác nhau sản xuất, điều này
làm cho không thể kết nối các IEDs lại với nhau, tất cả hạn chế trên đã được khắc
phục khi xuất hiện các IEDs có chuẩn IEC 61850 và phương thức truyền thông
trong môi trường IEC 61850.
Xuất phát từ tầm quan trọng của vấn đề, hướng đến cơng nghiệp hóa, hiện đại
hóa đất nước, nhằm đưa ra giải pháp mới áp dụng vào hệ thống điện Việt Nam nên
tôi chọn đề tài luận văn là “ Thiết kế hệ thống bảo vệ và xây dựng cấu trúc kết
nối mạng dùng IEC 61850”.
2. Mục đích nghiên cứu
Nghiên cứu cơ sở lý luận nhằm hệ thống lý thuyết, quan điểm quản lý vận hành,
thiết kế hệ thống bảo vệ hoạt động tin cậy.
Nghiên cứu độ tin cậy làm việc của rơle, nhưng ưu khuyết điểm của rơle
Micom, qua đó phân tích đánh giá mơ phỏng thực nghiệm rơle làm việc trên hệ
thống điện.
Nghiên cứu xây dựng kết nối các IEDs sử dụng giao thức IEC 61850, hướng đến
tự động hóa trạm trong tương lai. Giúp cho các kỹ sư Việt Nam có cái nhìn chính
xác về hệ thống bảo vệ.
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu

2

Đối tượng nghiên cứu: Trạm 110kV Trà Vinh và các trạm do Tổng Công Ty
Điện Lực Miền Nam Quản lý.
Phạm vi nghiên cứu: Luận văn này được nghiên cứu, áp dụng tại Tổng Công Ty
Điện Lực Miền Nam.
4. Phương pháp nghiên cứu
Thiết kế, tổng hợp, phân tích số liệu và so sánh bằng cách đi khảo sát thực tế,
tập hợp các báo.
Phương pháp chuyên gia: tọa đàm và trao đổi các ý kiến với các Công ty điện
lực liên quan nhằm tham khảo và nhận định chính xác nguyên nhân vận hành hệ
thống điện, tham khảo ý kiến chuyên gia SCADA hãng ABB Phần Lan đang triển
khai dự án ADB và Toshiba của Nhật đang triển khai hệ thống SCADA trạm 220kV
Trà Vinh.
5. Kết cấu của đề tài
Ngoài phần danh mục, phần mở đầu, tài liệu tham khảo và phụ lục, luận văn
được kết cấu gồm 4 chương.
Chương 1: Giới thiệu tổng quan đề tài
Chương 2: Thiết kế hệ thống bảo vệ rơle
Chương 3: Ứng dụng phần mềm trong việc mơ phỏng hệ thống bảo vệ rơle
Chương 4: Tìm hiểu và xây dựng cấu trúc kết nối mạng dùng IEC 61850


3

Chương 1: TỔNG QUAN ĐỀ TÀI
1.1. Tổng Quan
Trong tình hình hiện nay, trước nhu cầu phải tăng chất lượng cung cấp điện,

giảm thiểu thời gian gián đoạn điện, đồng thời do phức tạp sơ đồ lưới điện ngày một
gia tăng đòi hỏi các thao tác ngày càng phức tạp, khả năng đáp ứng các yêu cầu trên
hệ thống điện cần phải thay đổi.
Đất nước Việt Nam đang trong quá trình đổi mới, tốc độ tăng trưởng kinh tế
luôn đạt mức khá cao trong nhiều năm và sẽ duy trì trong nhiều thập kỷ tới. Cùng
với sự tăng trưởng kinh tế, việc đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định, tin cậy và
hiệu quả là một nhiệm vụ quan trọng của ngành điện Việt Nam.
Để hoàn thành nhiệm vụ trên, Tập Đồn Điện Lực Việt Nam nói chung, Tổng
Cơng ty Điện lực Miền Nam nói riêng đã và đang từng bước đổi mới phương thức
điều hành, hoàn thiện bộ máy quản lý nhằm đảm bảo hiệu quả và tăng năng suất lao
động. Một trong những biện pháp thực hiện là tổ chức lại hệ thống điều độ, xây
dựng hệ thống SCADA và trạm 110kV khơng có người trực.
Cải tiến khả năng tự động hóa điều khiển và vận hành lưới điện 110kV EVN
SPC bằng cách xây dựng hệ thống SCADA thực hiện các chức năng giám sát, thu
thập dữ liệu vận hành tự động và điều khiển từ xa các trạm biến áp 110kV trên toàn
địa bàn hoạt động của EVN SPC nhằm mục đích nâng cao hiệu quả cơng tác quản
lý vận hành, tối ưu hóa biên chế lực lượng vận hành và giảm thiểu chi phí vận hành
trong tương lai.
Nâng cao độ tin cậy, an toàn và ổn định trong cung cấp điện, cải thiện chất
lượng điện năng đáp ứng tốt hơn yêu cầu của khách hàng sử dụng điện.
Nâng cao năng lực của đội ngũ quản lý và nhân viên vận hành hệ thống điện có
liên quan đến dự án. Đặc biệt đối với đội ngũ trực tiếp quản lý hệ thống tự động
hóa, làm chủ được công nghệ và kỹ thuật được chuyển giao từ tư vấn và nhà thầu
thiết kế, sản xuất, cung cấp thiết bị và thi cơng để có thể tự mình tổ chức quản lý


4

vận hành, bảo dưỡng dự án một cách có hiệu quả cũng như có khả năng tự quy
hoạch, thiết kế và thực hiện các ứng dụng mở rộng hệ thống sau khi dự án kết thúc.

Các trạm biến áp hiện nay đều sử dụng rơle kỹ thuật số, tuy nhiên việc tự động
hóa và tích hợp cịn nhiều hạn chế do nguyên nhân sau: khả năng truyền dữ liệu bị
hạn chế do chưa có một chuẩn thống nhất trong giao thức truyền dữ liệu giữa các
loại rơle do nhiều hãng khác nhau sản xuất, điều này làm cho không thể kết nối các
IEDs lại với nhau, tất cả hạn chế trên đã được khắc phục khi xuất hiện các IEDs có
chuẩn IEC 61850 và phương thức truyền thơng trong mơi trường IEC 61850.
Lợi ích khi ứng dụng các IEDs và IEC 61850 vào tự động hóa trong hệ thống
điện cụ thể tự động hóa trạm biến áp là một hệ thống hiện đại, có độ tin cậy vận
hành cao, đảm bảo liên tục giám sát tình trạng vận hành, thao tác và xử lý nhanh sự
cố lưới điện nhằm giảm thời gian mất điện khách hàng, ngồi ra cịn mang lại hiệu
quả lớn về giảm chi phí nhân sự. Vì vậy, hệ thống này đã được áp dụng tại nhiều
nước trên thế giới trong các thập kỷ qua.
Cuối cùng mục đích của luận văn ứng dụng các thiết bị IEDs và nghiên cứu ứng
dụng giao thức IEC 61850 là xu hướng hiện đại để tự động hóa trạm biến áp vào
trong hệ thống điện nói chung, cụ thể là hệ thống điện Việt nam ở cấp điện áp
110kV nói riêng.
Để đáp ứng nhu cầu trên, các thiết bị và truyền thơng phải đáp ứng về kỹ thuật
đó là lý do tôi muốn nghiên cứu về các thiết bị điện tử thông minh (IEDs) và xây
dựng cấu trúc mạng sử dụng giao thức IEC 61850. Sau đây là 2 giải pháp thu thập
tín hiệu theo kiểu truyền thống và IEC 61850.
Giải pháp lấy tín hiệu SCADA ở trạm 110kV theo kiểu truyền thống


5

Phịng điều hành

Thiết bị 110kV
ngồi trời
Thiết bị 110kV

ngồi trời
Phịng
22kV

Tủ MK
1

Tủ ĐKBV
110kV

Tủ MK
2

Máy tính điều
khiển

Tủ ĐKBV
110kV

Tủ
RTU

SPC

A2

Tủ hợp bộ ngăn
lộ 22kV

PCs

Tủ hợp bộ ngăn
lộ 22kV
Hình 1.1 Mơ hình theo kiểu truyền thống
Giải pháp lấy tín hiệu SCADA ở trạm 110kV bằng giao thức IEC 61850

Phịng điều hành
Thiết bị ngồi
trời tại ngăn lộ:
Thiết bị ngồi
trời tại ngăn lộ:

Tủ MK
1

Tủ ĐKBV
110kV

Tủ MK
2

Tủ ĐKBV
110kV

SPC

Tủ RTU

A2
PCs

Switchs
Phịng
22kV

Tủ hợp bộ ngăn
lộ 22kV
Tủ hợp bộ ngăn
lộ 22kV

Hình 1.2 Mơ hình theo kiểu IEC 61850

Máy tính
Điều khiển


6

Hình 1.3 Cấu trúc hệ thống mạng dùng IEC 61850 trạm 110kV Trà Vinh
1.2. Mô tả
1.2.1. Hệ thống bảo vệ rơle
Đối với các trạm biến điện áp cao thế, cũng như trong q trình vận hành hệ
thống điện nói chung, có thể xuất hiện tình trạng sự cố thiết bị, đường dây hoặc do
chế độ làm việc bất thường của các phần tử trong hệ thống. Các sự cố này thường
kèm theo hiện tượng dòng điện tăng lên khá cao và điện áp giảm thấp, gây hư hỏng
thiết bị và có thể làm mất ổn định hệ thống. Các chế độ làm việc khơng bình thường
làm cho điện áp, dịng điện và tần số lệch khỏi giới hạn cho phép. Nếu để tình trạng
này kéo dài, thì có thể sẽ xuất hiện sự cố lan rộng.
Muốn duy trì hoạt động bình thường của hệ thống và các hộ tiêu thụ khi xuất
hiện sự cố, cần phải phát hiện càng nhanh càng tốt chỗ sự cố và cách ly nó ra khỏi

phần tử bị hư hỏng. Nhờ vậy các phần còn lại sẽ duy trì được hoạt động bình


7

thường, đồng thời cũng giảm được mức độ hư hại của phần tử bị sự cố. Làm được
điều này chỉ có các thiết bị tự động mới thực hiện được. Các thiết bị này gọi chung
là rơle bảo vệ.
Trong hệ thống điện, rơle bảo vệ sẽ theo dõi một cách liên tục tình trạng và chế
độ làm việc của tất cả các phần tử trong hệ thống điện. Khi xuất hiện sự cố, rơle bảo
vệ sẽ phát hiện và cô lập phần tử bị sự cố nhờ máy cắt điện thơng qua mạch điện
kiểm sốt. Khi xuất hiện chế độ làm việc khơng bình thường, rơle bảo vệ sẽ phát tín
hiệu và tuỳ theo u cầu cài đặt, có thể tác động khơi phục chế độ làm việc bình
thường hoặc báo động cho nhân viên vận hành.
Tuỳ theo cách thiết kế và lắp đặt mà phân biệt rơle bảo vệ chính, rơle bảo vệ dự
phịng :
− Bảo vệ chính trang thiết bị là bảo vệ thực hiện tác động nhanh khi có sự cố
xảy ra trong phạm vi giới hạn đối với trang thiết bị được bảo vệ.
− Bảo vệ dự phòng đối với cùng trang thiết bị này là bảo vệ thay thế cho bảo
vệ chính trong trường hợp bảo vệ chính khơng tác động hoặc trong tình trạng sửa
chữa nhỏ. Bảo vệ dự phòng cần phải tác động với thời gian lớn hơn thời gian tác
động của bảo vệ chính, nhằm để cho bảo vệ chính loại phần tử bị sự cố ra khỏi hệ
thống trước tiên (khi bảo vệ này tác động đúng).
Rơle kỹ thuật số với ưu điểm về độ tin cậy, chức năng và tính linh hoạt. Tuy
nhiên, chức năng quan trọng nhất để phân biệt giữa rơle kỹ thuật số và các thiết bị
trước đó là khả năng thu thập và phản ứng với các dữ liệu và sau đó sử dụng dữ liệu
này để tạo ra thông tin. Những thông tin này bao gồm: Định vị sự cố và kiểu sự cố,
dòng và điện áp trước sự cố/lúc sự cố/sau sự cố, trạng thái hoạt động của rơle, trạng
thái input/output của rơle, đo lường tức thời và theo yêu cầu, thông số hoạt động
của máy cắt, thông số hoạt động của rơle.

Các thiết bị đo lường và điều khiển được sản xuất bằng cách sử dụng kỹ thuật vi
xử lý, thường được gọi là các thiết bị điện tử thông minh. Thiết bị vi xử lý này là


8

con “chip” có thể xử lý dữ liệu, nhận lệnh, và giao tiếp thơng tin giống như 1 máy
tính. Thiết bị điện tử thơng minh cũng có thể chạy các q trình tự động và thơng
tin liên lạc được xử lý thông qua các cổng nối tiếp giống như các cổng thơng tin liên
lạc trên một máy tính. Một số ví dụ của thiết bị điện tử thơng minh được sử dụng
trong hệ thống điện như: Các MBA đo lường, cảm biến, thiết bị đầu cuối từ xa,
cổng truyền thông tin, bộ đo lường, bộ ghi sự cố kỹ thuật số, cổng giao thức.
Dữ liệu từ rơle của TBA có nhiều công dụng và cung cấp giá trị đáng kể để phục
vụ cho việc vận hành, bảo trì, lên kế hoạch. Công nghệ mới cung cấp một số lựa
chọn thay thế để thu thập, lưu trữ, và phân phối thông tin này một cách hiệu quả và
kinh tế. Các kỹ sư bảo vệ hệ thống điện có khả năng giao tiếp và truy xuất thơng tin
chính xác từ các thiết bị dùng kỹ thuật vi xử lý, thường được gọi là các IEDs. Trong
thập kỷ qua, những IEDs này thực hiện việc đo lường và phân tích thiết bị của hệ
thống điện dựa trên các thuật toán của nhà sản xuất cụ thể. Việc tích hợp và tự động
hóa trạm biến áp là các công cụ quan trọng nhất sử dụng hiện nay để tích hợp các
rơle và các IEDs khác nhau trong mơi trường trạm biến áp, hình thành nên một hệ
thống điều khiển và đo lường kinh tế để hỗ trợ cho các trạm biến áp về các khía
cạnh: giám sát, phân tích, và tự động hóa. Các sơ đồ thông tin truyền thông và các
giao thức được thiết kế và phát triển thực thi cơ bản chiến lược này.
Trong nhiều năm qua, có những bất lợi cho các kỹ sư bảo vệ đó là các sản phẩm
IEDs từ các nhà sản xuất khác nhau có giao diện thơng tin khác nhau. Nhìn chung,
giao thức hay trình tự và cấu trúc của tin nhắn là duy nhất cho mỗi hệ thống. Tuy
nhiên, nhu cầu và mong muốn tích hợp các rơle và IEDs trong 1 trạm biến áp để sáp
nhập các thông tin liên lạc của chúng đã khuyến khích nhiều kỹ sư và các tổ chức
kỹ thuật điện trên toàn thế giới cùng làm việc với nhau để xác định cấu trúc truyền

thông tin của thế hệ các rơle và IEDs kế tiếp để điều khiển và giám sát trạm. Thế hệ
của tiêu chuẩn này sẽ tránh xa các hệ thống khơng tương thích phức tạp, khơng phù
hợp, đảm bảo khả năng tương tác của các nhà cung cấp rơle và IEDs khác nhau.
1.2.2. Giao thức IEC 61850


9

Tự động hóa trạm dùng để điều khiển trạm biến áp được kết nối từ nhiều thiết bị
IEDs liên kết với nhau qua mạng truyền thông tốc độ cao như cáp quang, Router và
Switch. Như chúng ta đã biết, hiện nay tiếng anh được xem là ngôn ngữ giao tiếp
chung trên tồn thế giới, tương tự như truyền thơng giữa các thiết bị trong trạm biến
áp IEC 61850 là dịch vụ truyền thông chung cho các thiết bị tại trạm.
Giao thức là một tập hợp các quy tắc cơ bản phải tuân theo để giao tiếp có trật tự
giữa hai bên hoặc nhiều bên giao tiếp. Việc truyền thông tin giữa những hệ thống
xử lý dữ liệu từ các nhà sản xuất khác nhau đặc biệt thường bị khó khăn do thực tế
có sự khác nhau về kỹ thuật phát triển của cách thức truyền thông tin dữ liệu và việc
xử lý dữ liệu, thường dẫn đến kết quả là các giao diện trở nên phức tạp và đắt tiền.
Theo mơ hình của Tổ chức tiêu chuẩn quốc tế (ISO) thường được gọi là liên kết hệ
thống mở (OSI), quá trình truyền thơng được chia thành bảy lớp cơ bản.
Những lớp này xác định: Cách thức luồng dữ liệu chạy từ đầu cuối của một hệ
thống thông tin liên lạc này đến đầu cuối của hệ thống thông tin khác và ngược lại.
Hai thiết bị chỉ có thể giao tiếp nếu mỗi lớp trong mơ hình thiết bị gửi phù hợp với
mỗi lớp trong mơ hình thiết bị nhận. Người sử dụng có thể khá thường xuyên thực
hiện các sự lựa chọn này trong bất kỳ lớp nào. Tổ hợp những sự lựa chọn được thực
hiện để thực thi một giao thức được gọi là một cấu hình. Các quy tắc được thiết kế
bởi một profile giao thức được thiết lập để tổ chức hoạt động về các chức năng sau
đây: Cấu trúc chung, kiểm soát sự cố, kiểm soát trình tự, sự thơng suốt của đường
truyền, kiểm sốt đường dây, kiểm soát thời gian time-out, kiểm soát sự khởi động.
Có nghĩa là có hàng ngàn sự kết hợp của những thỏa thuận về giao thức có thể được

tạo ra với qui mơ rộng lớn. Các giao thức chính được tìm thấy sử dụng rộng rãi
trong mơi trường trạm biến áp đó là:
+ MODBUS: Một giao thức phổ biến là giao thức chủ-tớ (master-slave)
cũng đã trở thành phổ biến trong trạm biến áp. Các vấn đề đơn giản như các câu
lệnh READ / WRITE với các địa chỉ bên trong một thiết bị điện tử thông minh
(IED).


10

+ Giao thức mạng lưới phân phối (DNP):
Giao thức chủ-tớ ngày càng được dùng phổ biến chủ yếu là ở Bắc Mỹ. Giao
thức này có thể chạy trên đa phương tiện truyền thơng, chẳng hạn như RS-232 và
RS-485 và có thể phát hành nhiều loại tin nhắn đọc/ghi với một thiết bị điện tử
thông minh.
IEC-870-5-101: Được coi là “bạn đồng hành” đến từ châu Âu với giao thức này.
Nó khác biệt với giao thức chủ-tớ đó là: cấu trúc gửi tin hơi khác và khả năng truy
cập thông tin đối tượng từ các thiết bị điện tử thông minh.
+ UCA: Là Cấu trúc truyền thơng tiện ích được thiết kế để đáp ứng mọi yêu
cầu có thể có trong thiết bị trạm biến áp.

Hình 1.4 Truyền thơng cơ bản hệ thống tự động hóa trong TBA theo IEC61850.
IEC 61850 dựa trên yêu cầu và cơ hội về sự phát triển giao thức truyền thông
tiêu chuẩn để cho phép khả năng tương tác của các các thiết bị điện tử thông minh
từ các nhà sản xuất khác nhau. Các hệ thống tiện ích cũng yêu cầu khả năng liên kết


11

thay đổi của các thiết bị điện tử thông minh, đó là khả năng thay thế một thiết bị

được cung cấp bởi một nhà sản xuất này với một thiết bị được cung cấp bởi nhà sản
xuất khác, mà không làm thay đổi các yếu tố khác trong hệ thống.
IEC 61850 làm cho việc sử dụng các tiêu chuẩn hiện có và các ngun tắc thơng
tin liên lạc được chấp nhận 1 cách phổ biến, cho phép tự do trao đổi thông tin giữa
các thiết bị điện tử thông minh. Xem xét các yêu cầu hoạt động từ bất kỳ tiêu chuẩn
truyền thông nào phải xem xét các chức năng hoạt động của trạm biến áp. Tuy
nhiên, giao thức truyền thông theo tiêu chuẩn IEC 61850 tập trung vào việc: khơng
phải tiêu chuẩn hóa các chức năng tham gia vào hoạt động của trạm biến áp, cũng
không phải tiêu chuẩn hóa sự bố trí phân phối trong các hệ thống tự động hóa của
trạm biến áp. IEC 61850 xác định tất cả các chức năng được biết đến trong một hệ
thống tự động hóa trạm biến áp và chia chúng thành các chức năng phụ trợ hay còn
gọi là các nút logic. Một nút logic là một chức năng phụ nằm trong một nút vật lý,
trao đổi dữ liệu với các thực thể logic riêng biệt khác. Trong IEC 61850, tất cả các
nút logic đã được nhóm lại theo khu vực ứng dụng chung nhất của chúng, một văn
bản mô tả ngắn về chức năng, một số chức năng của thiết bị nếu có thể áp dụng và
mối liên hệ giữa các nút logic và các chức năng. IEC 61850 tách riêng các ứng dụng
thiết kế độc lập để chúng có thể giao tiếp bằng cách sử dụng các giao thức truyền
thông khác nhau. Điều này do thực tế là các nhà cung cấp và các hệ thống tiện ích
đã duy trì các chức năng ứng dụng được tối ưu hóa để đáp ứng từng yêu cầu cụ thể.
Do đó, IEC 61850 cung cấp một giao diện trung lập giữa các đối tượng ứng dụng và
dịch vụ ứng dụng liên quan, cho phép trao đổi tương thích của dữ liệu giữa các
thành phần của một hệ thống tự động hóa của trạm biến áp.
Một trong những tính năng quan trọng nhất của IEC 61850 là không những chỉ
giao tiếp thông tin mà cịn thể hiện đặc tính chất lượng của các công cụ kỹ thuật,
biện pháp quản lý chất lượng, và quản lý cấu hình. Điều này là cần thiết vì khi các
hệ thống tiện ích đang có kế hoạch xây dựng một hệ thống tự động hóa trạm biến áp
với ý định kết hợp các thiết bị điện tử thông minh từ các nhà cung cấp khác nhau,


12

họ mong đợi không chỉ khả năng tương tác của các chức năng và các thiết bị mà
còn là một hệ thống xử lý đồng nhất.
Đảm bảo chất lượng cho các chu kỳ tồn tại của hệ thống là một trong những khía
cạnh quan trọng bao trùm của IEC 61850, trong đó xác định trách nhiệm của các
nhà sản xuất rơle và các IEDs. Các chỉ dẫn về điều kiện môi trường và các dịch vụ
phụ trợ với các khuyến nghị về sự liên quan của các yêu cầu cụ thể từ các tiêu
chuẩn khác nhau và thông số kỹ thuật cũng được xác định. IEC 61850 hứa hẹn sẽ là
một bước tiến lớn trong việc phát triển và được sự chấp nhận của các hệ thống tự
động hóa trạm biến áp trên toàn thế giới. Tiêu chuẩn này cuối cùng sẽ mang lại lợi
ích thực sự để tự động hóa và tích hợp trạm.
IEC 61850 và Cấu trúc truyền thơng tiện ích (UCA) là điều có thể để tích hợp
các IEDs và rơle của trạm thông qua việc tiêu chuẩn hóa. Việc sử dụng các tiêu
chuẩn hiện hành và những nguyên tắc truyền thông thường được chấp nhận cùng
với các tiêu chuẩn mới như IEC 61850 và UCA cung cấp một cơ sở vững chắc cho
khả năng tương tác giữa các IEDs trong trạm biến áp dẫn đến hệ thống bảo vệ và
điều khiển linh hoạt và mạnh mẽ hơn.
Từ những vấn đề trên, trên quan điểm về mặt ứng dụng, mục đích IEC 61850 là
hỗ trợ các thiết bị trong trạm và truyền thông giữa các thiết bị này bằng cách:
+ Chuẩn hóa các tên viết tắt cho các chức năng và thiết bị trong trạm
+ Đặt tên và qui định chức năng, thông tin
+ Qui định cách truy nhập chức năng và cách trao đổi thông tin


13

Chương 2: THIẾT KẾ HỆ THỐNG BẢO VỆ RƠLE
2.1. Giới thiệu
Mục đích của hệ thống điện là sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng tới
khách hàng tiêu thụ, những thiệt hại to lớn và vô cùng khốc liệt gây ra đối với xã

hội hiện đại nếu để xảy ra tình trạng mất điện thường xuyên và kéo dài, vì vậy cung
cấp điện với yêu cầu ngày càng tăng về độ tin cậy và an toàn cung cấp điện là một
địi hỏi khách quan của cuộc sống.
Do đó, khi có bất kỳ sự cố nào xảy ra trong các thiết bị của hệ thống điện, thì
điểm sự cố phải được cơ lập một cách nhanh chóng, nếu khơng sẽ gây ảnh hưởng
lan tràn.
Mục đích hệ thống bảo vệ rơle phát hiện sự cố và cô lập ngay những phần tử sự
cố trong hệ thống điện, bởi vậy hệ thống bảo vệ là phần không thể tách rời trong hệ
thống điện. Trong chương 2 tơi sẽ trình bày cách tính tốn ngắn mạch, tính tốn trị
số đặt, phối hợp thời gian trong trạm 110kV Trà Vinh, tiếp theo đây là phần chi tiết
ở chương 2.
2.2. Trình bày sơ đồ 1 sợi
Sơ đồ một sợi được minh họa như hình vẽ của trạm bao gồm: 2 ngăn lộ 110kV,
2 ngăn MBA và 09 lộ ra, sơ đồ một sợi trình bày chi tiết các thiết bị điều khiển, bảo
vệ và kết nối các IEDs dùng IEC 61850 (sơ đồ sẽ chi tiết nằm trong phần bản vẽ A0
ở cuối luận văn). Các chức năng và ký hiệu sẽ thể hiện chi tiết trong sơ đồ.
Các trạng thái vận hành của trạm, để tính tốn các trị số đặt về dịng, kiểm tra độ
nhạy, xác định khả năng cắt sự cố của các hệ thống bảo vệ sẽ thiết kế. Ơ đây ta tính
tốn ngắn mạch và phân bố dịng ngắn mạch qua các phần tử cần bảo vệ trong trạm
với các chế độ vận hành có thể như sau:
Chế độ làm việc 2 máy: Trạm nhận điện từ hệ thống, máy cắt phân đoạn đóng,
hai máy biến áp làm việc song song.


14

Chế độ làm việc 1 máy: Trạm vận hành chỉ một máy biến áp, máy còn lại bị sự
cố hoặc 2 máy vân hành song song nhưng máy cắt phân đoạn cắt.

2x25MVA

HTĐ

110kV

22kV

Hình 2.1 Sơ đồ 1 sợi trạm 110kV Trà Vinh
2.3. Trình bày phần mềm tính tốn ngắn mạch và rơle
ASPEN OneLiner là chương trình tính tốn ngắn mạch và phối hợp relay dành
cho các kỹ sư tính tốn relay. Chương trình cho phép người kỹ sư thay đổi giá trị
cài đặt relay, cấu hình hệ thống điện và thấy được kết quả ngay lập tức. Sau đây là
vài đặc điểm nổi bật của chương trình OneLiner:
Tương thích với hệ điều hành Microsoft Windows.
− Giao diện đồ họa tương tác dễ sử dụng. Mơ hình chính xác máy biến áp 2, 3
cuộn dây, máy dịch pha, đường dây, máy phát, tải, tụ bù và hỗ cảm thứ thự khơng.
Mơ hình chi tiết cầu chì, recloser và relay q dịng, khoảng cách. Thư viện relay
cho phép người dùng cập nhật. Chương trình tính ngắn mạch mơ phỏng tất cả các
loại sự cố cổ điển, bao gồm sự cố thanh cái, trên đường dây, cuối đường dây và
đường dây hở. Kích thước hệ thống điện là không giới hạn (cho phép tối đa là
10.000 thanh cái) với yêu cầu bộ nhớ ít nhất.


15

− Tốc độ xử lý nhanh (ít hơn 1 giây cho 1 sự cố với hệ thống 5000 thanh cái
chạy trên máy tính 486 tốc độ vi xử lý 66MHz). Hiển thị đồ họa trạng thái trước sự
cố và thời gian tác động của relay trên sơ đồ 1 sợi và biểu đồ pha.
− Phối hợp relay quá dòng và relay khoảng cách, vẽ tự động đặc tuyến relay
quá dòng, khoảng cách trên màn hình, cho các bản in chất lượng cao, hỗ trợ mạng

máy tính (số máy tính sử dụng đồng thời bằng hoặc ít hơn số khóa cứng gắn vào các
máy tính trong mạng)
− Để có thể sử dụng được chương trình ASPEN Oneliner, ta cần phải có bộ
phần mềm cài đặt và khóa phần mềm (dạng khóa cứng cắm vào cổng máy in LPT).
Hiện nay, Trung tâm điều độ đang có bộ chương trình ASPEN Oneliner phiên bản
V1998G, bộ cài đặt chỉ có 1 tập tin SETUP.EXE duy nhất với dung lượng 5.42MB.
Để cài đặt chương trình Aspen, thi hành tập Tin SETUP.EXE và chọn đường dẫn
tới thư mục mong muốn, chương trình sẽ tiến hành cài đặt vào máy tính, và sau
cùng là bước cấu hình cho chương trình.
− Sau khi dùng phần mềm Aspen OneLiner tính tốn ngắn mạch. Để đảm bảo
tính chính xác và thực tế, tơi sẽ lấy số liệu tính tốn dịng ngắn mạch của Trung tâm
điều độ hệ thống điện Miền Nam (A2) tới thanh cái 110kV của trạm 110kV Trà
Vinh và được A2 tính tốn dịng điện ngắn mạch bằng phần mềm Aspen onliner
phiên bản 5.0 có license, từ giá trị dịng ngắn tại thanh cái 110kV có được tơi tính
bằng tay tiếp tục, giá trị các dịng điện ngắn mạch tính đến thanh cái 110kV của
trạm như sau:
+ Dịng điện ngắn mạch ba pha lớn nhất 1288A
+ Dòng điện ngắn mạch ba pha nhỏ nhất 1012A
+ Dòng điện ngắn mạch một pha lớn nhất 1623A
+ Dòng điện ngắn mạch một pha nhỏ nhất 1311A
− Sơ đồ ngắn mạch tại thanh góp 110 kV ở chế độ max (N1). Chế độ làm việc
trạm vận hành 2 máy biến áp, ngắn mạch tại thanh góp 22 kV (N2):


16

N1
X1HT

E

X1B

N2

N1
X0HT

X2B

N2

N1
X0HT

X0B

X2B

X1B

N2

X0B

Hình 2.2 Sơ đồ thứ tự thuận, nghịch, khơng tại N2
− Sơ đồ ngắn mạch tại thanh góp 110 kV ở chế độ min (N1). Chế độ làm việc
trạm vận hành 1 máy biến áp, ngắn mạch tại thanh góp 22 kV (N2):

N1

X1HT

E

X1B

N2

N1
X0HT

X2B

N2

N1
X0HT

N2

X0B

Hình 2.3: Sơ đồ thứ tự thuận, nghịch, không tại N2 khi vận hành 1 máy
− Điện kháng tính trong hệ đơn vị tương đối cơ bản được xác định theo công
thức:
X HT*cb =

Icb
IN

(2.1)

− Điện kháng thứ tự khơng tính từ cơng thức dịng ngắn mạch một pha.

m(1).E
IN =
X1∑ +X ∑ +X ∑
2
0
(1)

3.E
IN

(X X
0
→ X ∑ = (1) − 1∑ + 2∑ )

và

I N (*cb ) =

I N (kA)
I cb1

(2.2)

với X1∑ = X 2 ∑

(2.3)

17

Sau khi tính tốn ngắn mạch, chúng ta được kết quả tổng hợp dòng ngắn mạch ở các
chế độ thể hiện như bảng 2.1 và 2.2
Bảng 2.1: Bảng tổng hợp tính phân bố dịng ngắn mạch chế độ cực đại
IN(A)

Vận hành bình thường

Vị trí điểm ngắn N1

Sự cố 1 máy biến áp

N2

N3

N1

N2

N3

4068

1480

1288

2970

1305

3523

1282

2572

1130

mạch
I(3)N

1288

I(2)N
I(1,1)N

I(N

1,1)

5487
(1097)

3I (N 0 )
1,1

I(1)N

I (N )
1

5487

)
3I (0 N
1

4671

1075

(732)

999

4671

1623

3660

999

1075

783

3660
3279

980

3279

1623

783

980

Bảng2.2: Bảng Tổng hợp tính phân bố dịng ngắn mạch chế độ cực tiểu
IN(A)

Vận hành bình thường

Vị trí điểm ngắn N1

Sự cố 1 máy biến áp

N2

N3

N1

N2

N3

3467

1933

1012

2637

1236

mạch
I(3)N
I(2)N

1012

3003
(601)

1206

2284
(457)

1071

18

I(1,1)N

I (N

1,1)

5049

1,1

I(1)N

I (N )
1

1311

)
3I (0 N
1

3460

774

5049

3I (N 0 )

834
834

3460

774

4110

1043

2993

952

4110

1043

2993

952

1311

Từ 2 bảng trên ta có dịng điện ngắn mạch lớn nhất và nhỏ nhất tại các điểm như
sau:
Dòng lớn nhất khi ngắn mạch:

(1)

(1,1)

Tại điểm N1: I N1 = 1623ª, tại điểm N2 : I N 2 = 5487A, quy về 110kV là 1097A
( 3)

Tại điểm N3: I N3 = 1480A
Dòng nhỏ nhất khi ngắn mạch:
( 3)

(2)

Tại điểm N1: I N1 = 1012ª, tại điểm N2 : I N2 = 2283A, quy về 110kV là 457A
(1,1)

Tại điểm N3: I N3 = 783A
2.4. Trình bày đặc tính các loại rơle
Thiết kế hệ thống bảo vệ đóng vai trị quan trọng, nó đảm bảo rằng hệ thống bảo
vệ sẽ tác động với tất cả các điều kiện theo yêu cầu. Việc cân nhắc thỏa mãn các
yêu cầu dựa vào thực tế, số lần sự cố xảy ra, dựa theo kinh nghiêm, thông số và vai
trò thiết bị được bảo vệ. Với những loại rơle trước đây, thường dùng nhiều loại rơle
kết hợp với nhau, mỗi phần tử chỉ thực hiện một chức năng duy nhất.
Hiện nay với các loại rơle số được tích hợp nhiều chức năng, khả năng cho phép
chỉ cần một rơle bảo vệ là có thể cho một đối tượng cần bảo vệ, đây là ưu điểm của
rơle kỹ thuật số.


19

Qua thời gian đi khảo sát thực tế hệ thống điện miền nam sử dụng nhiều các
hãng rơle trên thế giới như Toshiba, ABB, SEL, Micom, Siemens. Các hãng rơle
trên đều đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật của Tập Đoàn Lực Việt Nam yêu cầu,
nhưng số lượng rơle được ứng dụng đa số trên hệ thống điện là rơle họ Micom.
Từ những ưu khuyết điểm của rơle kỹ thuật số Micom, trong luận văn tôi chọn
rơle họ Micom để thiết kế cho hệ thống bảo vệ và mô phỏng thực nghiệm các thông
số cho trạm 110kV Trà Vinh, đây là lý do tôi chọn rơle họ Micom để thực hiện tính
tốn và mơ phỏng thực nghiệm trong luận văn.
2.4.1. Rơle quá dòng:
− Rơle Micom P123 là hợp bộ rơle dòng điện kỹ thuật số, thường được dùng
bảo vệ cho các đường dây trên không hoặc cáp với cấp điện áp trung thế. Rơle có 2
nhóm chỉnh định.

Hình 2.4 Sơ đồ mơ phỏng bảo vệ
− Rơle P123 có các chức năng chính: Bảo vệ q dịng pha - pha, bảo vệ quá
dòng chạm đất, bảo vệ quá dòng thứ tự nghịch…Ngồi ra rơle P123 cịn có các


20

chức năng: Đo lường 3 pha & N, ghi sự cố, bảo vệ không đối xứng, bảo vệ hư hỏng
máy cắt, giám sát mạch cắt máy cắt.
− Chức năng bảo vệ q dịng pha - pha:
+ Có 3 cấp bảo vệ I>, I>> và I>>> có thể lựa chọn và làm việc độc lập nhau
+ Cấp 3 làm việc với đặc tính thời gian độc lập, cấp 1 và 2 có thể chọn làm
việc theo đặc tính thời gian độc lập (DMT) hoặc phụ thuộc (IDMT, RI).

Hình 2.5 Logic cắt I>, I>> & I>>>

Hình 2.6 Đặc tính cắt từ chức năng bảo vệ quá dòng

21

− Trong đặc tính IDMT có thể chọn các kiểu:
+ Tiêu chuẩn IEC SI, SCT, VI, LCT, EI và RC
+ Tiêu chuẩn IEEE MI, VI, EI
− Khi chọn đặc tính thời gian phụ thuộc, thời gian trở về của rơle khi mức
dịng hạ thấp hơn ngưỡng chỉnh định được trì hỗn bởi reset.

Hình 2.7 Đặc tính thời gian cắt từ chức năng bảo vệ quá dòng
− Chức năng bảo vệ q dịng chạm đất [50/51N] :
+ Có 3 cấp bảo vệ IE>, IE>>, IE>>> có thể chọn và làm việc độc lập với
nhau.
+ Cấp 3 làm việc với đặc tính thời gian độc lập, cấp 1 và 2 có thể chọn làm
việc theo đặc tính thời gian độc lập (DMT) hoặc phụ thuộc (IDMT, RI).


22

2.4.2. Rơle q dịng có hướng
− Rơle Micom P127 là rơle bảo vệ q dịng có hướng của ALSTOM. Đây là
hợp bộ rơle kỹ thuật số được ứng dụng rộng rải đối với các phần tử trong hệ thống
như: motor, máy phát, đường dây trên không và mạng cáp ngầm... ở các cấp điện áp
truyền tải và phân phối.
− Các chức năng bảo vệ chính của P127: Bảo vệ quá dịng có hướng, bảo vệ
chạm đất có hướng, bảo vệ kém dòng, bảo vệ quá dòng thứ tự nghịch, bảo vệ q tải
nhiệt….Ngồi ra P127 cịn có một chức năng như đo lường, ghi sự cố, bảo vệ lỗi
máy cắt, giám sát mạch cắt máy cắt.
2.4.3. Rơle bảo vệ so lệch

− Bảo vệ so lệch máy biến áp cũng dựa trên cơ sở của nguyên tắc so sánh dòng
điện ở hai đầu phần tử được bảo vệ (cả về trị số và hướng) đối với bảo vệ so lệch
dòng điện của máy biến áp là so sánh dịng điện phía cao áp I1 và dịng điện phía
hạ áp I2. Vùng bảo vệ được giới hạn giữa 2 vị trí các CT phía cao áp và hạ áp đưa
vào so lệch.
− Tình trạng làm việc bình thường và ngắn mạch ngồi :
+ Xét trong trường hợp lý tưởng (bỏ qua tất cả sự sai số của CT sự sai khác
của dòng điện 2 phía MBA hay hai đầu đường dây). Ta có: I1s, I2s cùng hướng và
có tỉ số được xác định bằng tỉ số biến của MBA lực.
+

Các máy biến dịng CT1 và CT2 cung cấp dịng 2 phía cho bảo vệ so

lệch thì cực tính của phía thứ cấp của chúng phải đấu sao cho khi ngắn mạch ngòai
và làm việc ở chế độ bình thường dịng thứ cấp I1T của CT1 và Ì2T của CT2 đi
trong mạch của rơle so lệch phải ngược nhau và tỷ số biến phải chọn tương thích để
triệt tiêu lẫn nhau. Nghiã là dòng qua rơle Ip = I1T - I2T = 0 (bảo vệ so lệch khơng
làm việc).
− Tình trạng ngắn mạch trên phần tử được bảo vệ :


23

+ Khi có ngắn mạch trong vùng bảo vệ dịng điện phía sơ cấp của các máy
biến dịng có hướng ngược với nhau
I2T

⇒ I1T và I2T cùng hướng ⇒ Ip = I1T +

≠ 0. Lúc này rơle so lệch sẽ tác động khi trị số đặt Ikđr của nó nhỏ hơn giá trị

dòng điện qua rơle.
+ Như vậy chức năng của bảo vệ so lệch máy biến áp là bảo vệ chính bảo
vệ những hư hỏng xảy ra bên trong máy biến áp
− Như vậy điều cần đặc biệt chú ý trong các sơ đồ bảo vệ so lệch là cần phải
đấu đúng cực tính của các cuộn thứ cấp của các CT để đảm bảo lúc bình thường và
ngắn mạch ngồi dịng thứ cấp của các CT ngưọc chiều nhau và bằng nhau về trị số.
+ Bảo vệ sẽ tác khơng đúng khi ngắn mach ngồi vùng nếu sự cân bằng về
dòng thứ cấp I1T và I2T bị phá vỡ. Lúc đó Ip có thể lớn hơn giá trị đặt.
+ Trong khi đó do đặt thù của máy biến áp hệ thống dịng điện giữa phía
cao và phía hạ có trị số và góc pha khác nhau, tỷ số biến CT thì khơng thể chọn tuỳ
ý mà phải theo những cấp bậc theo tiêu chuẩn nên dịng khơng cân bằng luôn luôn
xuất hiện.
− Các nguyên nhân đặt thù gây ra Ikcb ln có ở rơle so lệch: bên cạnh các
ngun nhân riêng có ở MBA, dịng khơng cân bằng cịn gây ra cịn do các ngun
nhân sau: đặt tính từ hoá CT và trở kháng tải.
+ Các CT đặt phía cao trung hạ có kết cấu khác nhau, có dịng làm việc
khác nhau, có đường đặt tính từ hóa khác nhau làm cho Ith1- Ith2 lớn dẫn đến Ikcb
lớn.
+ Sự khác nhau về đặt tuyến từ hóa của các kiểu CT đặt lồng trên các sứ
đầu ra của máy cắt so với các biến dịng có kết cấu đặt ngoài thường là quá nhiều.
Ngay cả khi các CT điện chế tạo giống nhau thì đường đặc tính từ hóa cũng rất khó
giống nhau.


24

+ Đối với MBA do dòng làm việc ở các phía rất khác nhau, CT ở các phía
cũng phải chọn khác nhau, tỷ số biến CT2 phía rất khác nhau nên ảnh hưởng của
nguyên nhân này càng lớn.

+ Nguyên nhân thứ 2 là trở kháng tải dẫn đến các cuộn thứ cấp của các CT
khá lớn và rất khác nhau trên các vế của sơ đồ bảo vệ.
+ Trở kháng tải bao gồm trở kháng của cáp nối nhị thứ từ biến dịng đến
rơle khoảng cách khá dài và khơng cân bằng.
+ Ngồi ra cũng cần phải tính đến một điểm là ở các nhóm CT đấu theo
hình tam giác ln ln phải mang tải nặng hơn ở các nhóm máy biến dịng đấu
theo hình sao.
− Khi xảy ra ngắn mạch ngoài: Nguyên nhân đặc biệt thứ 3 là trên các biến áp
lực có 3 cuộn dây đồng thời ngay ở cả những máy biến áp lực có 2 cuộn dây
nhưng có 2 máy cắt ở một phía nào đó ở cuộn dây, thì khi có ngắn mạch ngồi
vùng bảo vệ bội số dịng ngắn mạch đi qua các nhóm CT đặt ở các phía khác nhau.
Kết quả là các nhóm CT ở các phía khác nhau bị từ hóa ở mức độ khác nhau (sự
khác biệt về dòng từ hóa giữa chúng càng lớn do vậy dịng khơng cân bằng cũng
tăng lên.
− Khi điều áp, từ hoá MBA: Thành phần dịng khơng cân bằng xuất hiện khi
thay đổi hệ số biến của máy biến áp khi máy biến áp này có bộ điều chỉnh. Dịng
khơng cân bằng gây ra bởi dịng từ hóa của máy biến áp lực.
− Khi có máy biến dịng trung gian: Ikcb gây ra do máy biến dòng bảo hòa
trung gian hoặc máy biến dòng tự ngẫu có sai số
− Các yêu cầu và các biện pháp khắc phục: Điều trước tiên cần quan tâm trong
bảo vệ so lệch máy biến áp là xuất phát từ đặc điểm của máy biến áp ở đây các dòng
nhất thứ đi vào và đi ra khỏi vùng bảo vệ khác nhau về trị số thậm chí cả về góc
pha. Vì vậy việc cân bằng dịng nhị thứ trở nên rất phức tạp vì biến dịng được chế
tạo theo tiêu chuẩn nên ta khơng thể chọn biến dịng hồn tồn theo u cầu, do đó


25

việc cân bằng dòng nhị thứ mà chỉ dưạ vào tỷ số biến dịng là điều khơng thể làm
được và cũng chính điều này mà trong bảo vệ so lệch MBA ta thường sử dụng bảo

vệ so lệch có máy biến dịng bảo hồ trung gian hay dùng bảo vệ so lệch có máy
biến dịng tự ngẫu. Đối với sự sai lệch về góc lệch pha người ta sẽ khắc phục bằng
cách phối hợp sơ đồ đấu dây của CT.
+ Đối với rơle so lệch kỹ thuật số phải có chức năng phối hợp để bù sự sai
khác về trị số và góc pha của dịng điện 2 phía. (Bù trị số và bù góc lệch pha).
Phương pháp trên thực chất vẫn chưa khơng khắc phục hết các dịng khơng cân
bằng đã xuất hiện. Nếu chỉ dùng phương pháp trên thì trị số tác động ICP > IΔ. (ICP
là dịng đặt cho cơ quan thực hiện), và ICP phải rất lớn. Để đảm bảo độ nhạy ta
phải tìm mọi biện pháp làm giảm nhỏ dịng khơng cân bằng IΔ.
+ Như ta biết dịng khơng cân bằng trong bảo vệ so lệch MBA cơ bản là do
dịng khơng cân bằng gây bởi CT. Việc giảm dịng khơng cân bằng gây ra bởi sai số
của CT được đảm bảo bằng cách chọn CT và tải của nó ở phiá thứ cấp sao cho
chúng khơng bị bảo hồ ở giá trị lớn nhất của dòng ngắn mạch xuyên qua.
+ Bằng các biện pháp trên tuy có giảm nhẹ được dịng khơng cân bằng song
giá trị của nó vẫn cịn lớn.
+ Do vậy để dung hồ mâu thuẩn giữa tính chọn lọc và độ nhạy cho bảo vệ
so lệch cùng với các biện pháp nêu trên để tránh được sự tác động của bảo vệ do
dịng khơng cân bằng, ta thường áp dụng những biện pháp tạo đặt tính hãm cho bảo
vệ.
+ Như sử dụng rơle được nối qua máy biến dịng bảo hồ trung gian như
loại PHT 565 hoặc qua máy biến trong bảo hồ trung gian có cuộn hãm IIZT-11 .
Lúc này dòng tác động của rơle sẽ phụ thuộc vào dòng hãm.
+ Hoặc các loại rơle kỹ thuật số có đặt tính phân cực (đặc tính hãm). Đối
với các rơle này thì dịng tác động của rơle phụ thuộc vào dịng đi vào các phía của
rơle.