giáo trình tự động hóa trong hệ thống điện

HỘI ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

ĐỀ ÁN NGHIÊN CỨU KHOA HỌC CẤP TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC
VIỆT NAM

Tên đề án:
BIÊN SOẠN GIÁO TRÌNH CHO MỘT SỐ MÔN HỌC CHÍNH TRONG
BỘ KHUNG CHƯƠNG TRÌNH Ở CÁC CƠ SỞ ĐÀO TẠO THUỘC TẬP
ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

Chủ nhiệm đề tài: GS.VS. TSKH Trần Đình Long
Cơ quan chủ trì: Hội Điện Lực Việt Nam

GIÁO TRÌNH MÔN HỌC
TỰ ĐỘNG HÓA TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
Chủ biên:
Đồng tác giả:

TS. Lê Thành Doanh
TS. Vũ Thị Anh Thơ

1


HỘI ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

BÁO CÁO HỢP ĐỒNG SỐ……./HĐ – VEEA
TỰ ĐỘNG HÓA TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN

TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC

CHỦ BIÊN

KHOA HỆ THỐNG ĐIỆN
TRƯỞNG KHOA

TS. TRẦN THANH SƠN

TS. LÊ THÀNH DOANH

CƠ QUAN QUẢN LÝ

CƠ QUAN CHỦ TRÌ

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

HỘI ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

Hà Nội – 2014

2


LỜI TỰA
Giáo trình Tự động hóa trong Hệ thống điện được biên soạn làm tài liệu học tập
cho các sinh viên ngành Hệ thống điện đang học tập tại các trường thuộc Tập đoàn
Điện lực Việt Nam. Đồng thời có thể làm tài liệu tham khảo cho sinh viên các trường
khác, cho công nhân vận hành và sửa chữa trong ngành điện.
Giáo trình sẽ cung cấp cho bạn đọc một số vấn đề cơ bản về tự động hóa trong
Hệ thống điện theo đúng nội dung chương trình môn học đã được ban hành.
Trong quá trình biên soạn, chúng tôi cố gắng tổng hợp ngắn gọn và dễ hiểu về

những vấn đề cơ bản nhất liên quan đến các thiết bị điều khiển và tự động hóa sử dụng
trong quá trình điều khiển và vận hành hệ thống điện sát với các nội dung yêu cầu của
từng chương.
Lần đầu tiên biên soạn nên giáo trình không thể không có một số thiếu sót về
mặt nội dung cũng như bố cục. Chúng tôi rất mong nhận được sự góp ý và bổ sung của
bạn đọc để giáo trình được hoàn thiện với chất lượng tốt hơn.

3


LỜI CẢM ƠN

4


Mục lục
CHƯƠNG 1: .......................................................................................................... 10
NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG HÓA........................................................... 10
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ........................................................................................ 10
1.1 TỔNG QUAN ...................................................................................................... 10
1.2 NHIỆM VỤ ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN .............................................................. 10
1.3 PHỐI HỢP CÁC CHỨC NĂNG BẢO VỆ VÀ TỰ ĐỘNG HÓA TRONG MỘT HỆ THỐNG
ĐIỀU KHIỂN THỐNG NHẤT........................................................................................................ 12

CHƯƠNG 2: .......................................................................................................... 15
TỰ ĐỘNG ĐÓNG NGUỒN DỰ PHÒNG (TĐD) .......................................................... 15
2.1 Ý NGHĨA CỦA TĐD .............................................................................................. 15
2.2 CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI TĐD ................................................................................. 16
2.3 PHÂN LOẠI TĐD.................................................................................................. 17
2.4 CÁC NGUYÊN TẮC THỰC HIỆN TĐD...................................................................... 18

1.1.1 Khởi động TĐD .................................................................................................... 18
2.4.1 Đảm bảo TĐD tác động một lần .......................................................................... 23
2.5 Một số sơ đồ TĐD tiêu biểu ................................................................................ 25
2.5.1 Sơ đồ thiết bị TĐD đường dây ............................................................................ 25
2.5.2 Sơ đồ thiết bị TĐD máy biến áp .......................................................................... 26
2.5.3 Sơ đồ thiết bị TĐD thanh góp phân đoạn ........................................................... 27
2.5.4 Dự phòng cho các phần tử quan trọng ............................................................... 28
2.6 Tính toán các thông số khởi động của TĐD .......................................................... 30
2.6.1 Độ dài xung đóng ................................................................................................ 30
2.6.2 Điện áp khởi động của rơ le điện áp cực tiểu ..................................................... 31
2.6.3 Thời gian làm việc của TĐD ................................................................................. 31
2.6.4 Dòng điện khởi động của rơ le dòng điện cực tiểu............................................. 32
2.6.5 Điện áp khởi động của rơ le điện áp cực đại ...................................................... 32

CHƯƠNG 3: .......................................................................................................... 33
TỰ ĐỘNG ĐÓNG TRỞ LẠI NGUỒN ĐIỆN (TĐL) ........................................................ 33
3.1 Ý NGHĨA CỦA TĐL, PHÂN LOẠI, CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI TĐL .................................. 33
3.1.1 Ý nghĩa của TĐL ................................................................................................... 33
3.1.2 Phân loại TĐL....................................................................................................... 33
3.1.3 Yêu cầu đối với thiết bị TĐL ................................................................................ 35
3.2 NGUYÊN TẮC KHỞI ĐỘNG TĐL ............................................................................ 36
3.2.1 Khởi động TĐL bằng thiết bị bảo vệ rơ le ........................................................... 36
3.2.2 Khởi động bằng phương pháp không tương ứng ............................................... 36
3.3 Các thông số thời gian trong quá trình TĐL .......................................................... 37
3.4 TÍNH TOÁN CÁC ĐẠI LƯỢNG ĐẶT CHO THIẾT BỊ TĐL BA PHA ................................ 39
3.4.1 Thời gian làm việc của thiết bị TĐL một lần ........................................................ 39

5

3.4.2 Thời gian làm việc của TĐL hai lần ...................................................................... 40
3.4.3 Thời gian trở về của TĐL ..................................................................................... 40
3.5 TĐL MỘT PHA..................................................................................................... 40
3.6 PHỐI HỢP TÁC ĐỘNG GIỮA THIẾT BỊ TĐL, BẢO VỆ RƠ LE VÀ CÁC THIẾT BỊ TỰ ĐỘNG
KHÁC TRONG HTĐ ................................................................................................................... 45
3.6.1 Tăng tốc độ của bảo vệ trước TĐL ...................................................................... 45
3.6.2 Tăng tốc độ của bảo vệ rơ le sau TĐL ................................................................. 47
3.6.3 TĐL theo thứ tự................................................................................................... 48
3.6.4 Phối hợp TĐL và bảo vệ khoảng cách.................................................................. 48
3.6.5 TĐL đường dây có phân nhánh ........................................................................... 51
3.7 TĐL ĐƯỜNG DÂY CÓ HAI NGUỒN CUNG CẤP ...................................................... 52
3.8 GIỚI THIỆU CHỨC NĂNG TĐL TRONG RƠ LE KỸ THUẬT SỐ ................................... 53

CHƯƠNG 4: .......................................................................................................... 55
TỰ ĐỘNG HÒA ĐỒNG BỘ ...................................................................................... 55
4.1 KHÁI NIỆM CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG HÒA ĐỒNG BỘ ................................................. 55
4.2 PHƯƠNG PHÁP HÒA ĐỒNG BỘ CHÍNH XÁC......................................................... 56
4.2.1 Điện áp phách và dòng điện cân bằng ................................................................ 56
4.2.2 Nguyên tắc chọn thời điểm gửi xung đóng máy cắt ........................................... 61
4.2.3 Sơ đồ hòa điện có góc đóng trước không đổi..................................................... 64
4.3 PHƯƠNG PHÁP TỰ ĐỒNG BÔ ............................................................................. 66
4.3.1 Quy trình hòa tự đồng bộ ................................................................................... 66
4.3.2 Các momen tác động lên rô to máy phát điện trong quá trình tự đồng bộ ....... 67
4.3.3 Dòng điện cân bằng và phạm vi ứng dụng của phương pháp tự đồng bộ ......... 70

CHƯƠNG 5: .......................................................................................................... 72
TỰ ĐỘNG ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG TRONG HỆ THỐNG
ĐIỆN ................................................................................................................................ 72
5.1 NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP ............................... 72
5.2 TỰ ĐỘNG ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP VÀ CÔNG SUẤT PHẢN KHÁNG Ở MÁY PHÁT ĐIỆN

ĐỒNG BỘ (TĐK) ....................................................................................................................... 75
5.2.1 Nhiệm vụ của thiết bị TĐK .................................................................................. 75
5.2.2 Các nguyên tắc thực hiện TĐK ............................................................................ 75
5.3 ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TẠI CÁC TRẠM BIẾN ÁP ...................................................... 77
5.3.1 Nguyên lý ............................................................................................................ 77
5.3.2 Thiết bị tự động điều chỉnh đầu phân áp............................................................ 80
5.4 ĐIỀU CHỈNH ĐIỆN ÁP TRONG LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI VÀ PHÂN PHỐI ................... 84
5.4.1 Điều chỉnh điện áp trên đường dây truyền tải điện ........................................... 84
5.4.2 Điều chỉnh điện áp trong lưới điện phân phối .................................................... 97

CHƯƠNG 6: ........................................................................................................ 105
TỰ ĐỘNG GIẢM TẢI THEO TẦN SỐ ...................................................................... 105
6.1

KHÁI NIỆM CHUNG ........................................................................................... 105

6


6.2 CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI THIẾT BỊ TỰ ĐỘNG CẮT TẢI THEO TẦN SỐ ....................... 107
6.3 NGUYÊN LÝ THỰC HIỆN TCT .............................................................................. 108
6.3.1 Đại lượng đặt theo tần số của thiết bị TCT I và TCT II ....................................... 108
6.3.2 Đại lượng đặt theo thời gian của thiết bị TCT I và TCT II .................................. 108
6.3.3 Lượng công suất cắt ra bởi các TCT I và TCT II .................................................. 108
6.3.4 Đặc tính thay đổi tần số trong HTĐ khi phát sinh thiếu hụt công suất và tác động
của thiết bị TCT. .......................................................................................................................... 109
6.3.5 Hợp nhất các giai đoạn cắt TCT I và TCT II ........................................................ 111
6.4 CẮT TẢI BỔ SUNG ............................................................................................. 111
6.4.1 Ngăn chặn tần số giảm thấp dưới 45Hz ............................................................ 112
6.4.2 Ngăn chặn hiện tượng thác điện áp.................................................................. 113

6.5 ĐỀ PHÒNG TCT TÁC ĐỘNG NHẦM KHI TẦN SỐ GIẢM NGẮN HẠN ....................... 113
6.6 TỰ ĐỘNG ĐÓNG TRỞ LẠI SAU TCT (TĐLf) .......................................................... 114

CHƯƠNG 7: ........................................................................................................ 117
ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ VÀ CÔNG SUẤT TÁC DỤNG TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN ............ 117
7.1 NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG ................................................................................... 117
7.2 CÁC LOẠI MÁY ĐIỀU CHỈNH TỐC ĐỘ QUAY CỦA TUA BIN ................................... 118
7.2.1 Máy điều tốc kiểu ly tâm................................................................................... 119
7.2.2 Máy điều tốc kiểu điện thủy lực ....................................................................... 120
7.3 MÁY TỰ ĐỘNG ĐIỀU CHỈNH CÔNG SUẤT CỦA TUA BIN ...................................... 120
7.4 CÁC PHƯƠNG PHÁP ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ VÀ CÔNG SUẤT TÁC DỤNG ................ 123
7.4.1 Điều chỉnh với độ phụ thuộc dương ................................................................. 123
7.4.2 Điều chỉnh bằng một tổ máy với đặc tính điều chỉnh độc lập .......................... 124
7.4.3 Phương pháp máy phát điện chủ đạo .............................................................. 124
7.4.4 Phương pháp tỷ phần phụ thuộc ...................................................................... 125
7.4.5 Phương pháp điều chỉnh theo độ lệch tích phân của tần số ............................ 126
7.5 ĐIỀU KIỆN PHÂN BỐ TỐI ƯU CÔNG SUẤT TRONG HTĐ ....................................... 126
7.6 ĐẶC TÍNH ĐIỀU CHỈNH TẦN SỐ CỦA MÁY PHÁT ĐIỆN......................................... 128
7.7 ĐIỀU KHIỂN NHÓM CÁC TỔ MÁY Ở NHÀ MÁY ĐIỆN ........................................... 129
7.8 PHÂN PHỐI PHỤ TẢI GIỮA CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN ................................................. 132
7.9 ĐIỀU CHỈNH TẨN SỐ VÀ CÔNG SUẤT TRAO ĐỔI GIỮA CÁC HỆ THỐNG ĐIỆN ....... 134

CHƯƠNG 8: ........................................................................................................ 137
TỔ CHỨC HỆ THỐNG THÔNG TIN VÀ ĐIỀU ĐỘ HỆ THỐNG ĐIỆN ............................ 137
8.1 PHÂN CẤP ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN ............................................................ 137
8.1.1 Cấp điều độ trung ương (Quốc gia) .................................................................. 137
8.1.2 Cấp điều độ miền .............................................................................................. 138
8.1.3 Cấp điều độ khu vực phân phối ........................................................................ 139
8.2 YÊU CẦU ĐỐI VỚI THIẾT BỊ VÀ VIỆC THU THẬP, TRAO ĐỐI THÔNG TIN DỮ LIỆU
GIỮA CÁC CẤP ĐIỀU KHIỂN .................................................................................................... 140

8.2.1 Hệ thống bảo vệ ................................................................................................ 140
8.2.2 Thiết bị đo lường và chỉ thị tại chỗ và từ xa...................................................... 140

7


8.2.3 Yêu cầu đối với các thiết bị đo .......................................................................... 141
8.3 CÁC GIAI ĐOẠN PHÁT TRIỂN CỦA HỆ THỐNG THÔNG TIN, ĐO LƯỜNG, ĐIỀU KHIỂN,
BẢO VỆ VÀ TỰ ĐỘNG HÓA TRONG HTĐ ................................................................................. 143
8.3.1 Hệ thống giám sát, điều khiển, thu thâp và xử lý dữ liệu SCADA (Supervisory
Control And Data Acquisition System) ....................................................................................... 143
8.3.2 Điều khiển quá trình năng lƣợng (Energy Management System-EMS) ............ 144
8.3.3 Hệ thống quản lý thông tin dữ liệu (Data Management System-DMS) ............ 144
8.3.4 Quản lý kinh doanh (Business Management Systems-BMS.............................. 145
8.4 KÊNH THÔNG TIN ĐIỆN LỰC .............................................................................. 146
8.4.1 Cáp thông tin ..................................................................................................... 146
8.4.2 Kênh tải ba PLC-Power Line Carrier (Communication) ..................................... 148
8.4.3 Kênh thông tin vô tuyến.................................................................................... 149
8.4.4 Cáp sợi quang .................................................................................................... 150

8


Các ký hiệu viết tắt
HTĐ: Hệ thống điện
PCS (Plant control system): Hệ thống điều khiển nhà máy điện
SCS (Substation control system): Hệ thống điều khiển trạm biến áp
LMS (Load management system): Hệ thống quản lý phụ tải
SCADA (Supervisory control and data acquisition system): Hệ thống thu thập và xử lý
dữ liệu

EMS: Energy management system: Hệ thống điều khiển quá trình năng lượng
DMS (Distribution management system): Hệ thống điều khiển phân phối điện
BMS (Business management system): Hệ thống quản lý sản xuất kinh doanh
RTU (Remote terminal unit): Thiết bị đầu cuối
TĐL: Tự động đóng lại nguồn điện
TDD: Tự động đóng nguồn dự phòng
TCT: Tự động sa thải phụ thải theo tần số
TĐLf: Tự động đóng trở lại các phụ tải
TĐK: Tự động điều chỉnh kích từ
UPS (Uninterrupted power sypply): Nguồn cấp điện dự phòng
HĐB: Hoà đồng bộ
SVC (Static var compensator): Máy bù tĩnh
TĐCS: Tự động điều chỉnh công suất
CCĐ: Cơ cấu đặt và điều chỉnh tốc độ quay
PLC (Power line carrier): Kênh tải ba
UV (Ultraviolet): Tia cực tím

9


CHƯƠNG 1:
NHỮNG VẤN ĐỀ CHUNG VỀ TỰ ĐỘNG HÓA
TRONG HỆ THỐNG ĐIỆN
1.1 TỔNG QUAN
Các hệ thống điện hiện đại mang đầy đủ các đặc điểm của một hệ thống lớn:
rộng lớn về mặt lãnh thổ, phức tạp về cấu trúc, đa mục tiêu, chịu ảnh hưởng mạnh của
sự bất định về thông tin. Quá trình sản xuất, truyền tải và phân phối điện năng xảy ra
trong thời gian thực, và sự thay đổi chế độ làm việc của bất kỳ một phần tử nào cũng
làm ảnh hưởng đến các phần tử khác trong hệ thống. Mối liên hệ chặt chẽ của các
phần tử trong Hệ thống điện thể hiện ở mặt cấu trúc, quan hệ năng lượng và quan hệ

thông tin, điều khiển. Hệ thống điện thể hiện dưới dạng cấu trúc phân cấp, bao gồm
nhiều hệ thống con, mỗi hệ thống con bao gồm nhiều đối tượng, phần tử.
Hệ thống điện hoạt động theo những quy luật xác định, tại mỗi thời điểm hệ
thống ở một trạng thái xác định với một tập hợp tương ứng các trạng thái của các phần
tử trong hệ thống. Số lượng các phần tử trong hệ thống điện thường rất lớn, kéo theo số
trạng thái có thể phân biệt được của hệ thống cũng rất lớn, vì vậy để thực hiện việc
điều khiển hệ thống, thường sử dụng phương pháp chia cắt hệ thống lớn ra thành nhiều
hệ thống con. Việc chia cắt có thể được thực hiện hoặc theo lãnh thổ, theo cấp điện áp
hoặc theo nhiệm vụ điều khiển (công suất tác dụng, công suất phản kháng, điện ap, tần
số…) Việc điều khiển chế độ làm việc bình thường cũng như xử lý các tính huống sự
cố và sau sự cố được thực hiện bằng mạng lưới điều độ hệ thống điện. Các đơn vị điều
độ được phân cấp: quốc gia, khu vực, địa phương. Việc liên hệ giữa các cấp điều độ
được thực hiện bằng hệ thống thông tin điện lực, mỗi cấp điều khiển và xử lý các dữ
liệu, sắp xếp các thông tin cần thiết cho cấp trên và chuyển đến những địa chỉ cần thiết.
Tín hiệu điều khiển (lệnh điều độ) được truyền xuống cấp dưới theo chiều ngược với
chiều thông tin dữ liệu, trong một số trường hợp cần thiết có thể truyền đồng thời đến
nhiều đối tượng thực hiện khác nhau.
Hệ thống điện ngày càng phát triển, thì cấu trúc và nhiệm vụ của hệ thống điều
khiển cũng ngày càng phức tạp thêm và lượng thông tin cần xử lý cũng ngày càng tăng.
Đến một giai đoạn phát triển nào đó có thể có các yêu cầu, nhiệm vụ điều khiển phát
sinh cần ứng dụng không những các phương tiện kỹ thuật mới mà còn đòi hỏi cả các
phương pháp điều khiển và phần mềm ứng dụng mới.
1.2 NHIỆM VỤ ĐIỀU KHIỂN HỆ THỐNG ĐIỆN
Điều khiển hoạt động của hệ thống điện bao gồm những nhiệm vụ chính sau
đây:
10


1. Bảo vệ các thiết bị cao áp quan trọng;
2. Điều khiển và liên động các thiết bị đóng cắt;

3. Định vị sự cố và ghi chép các thông số quá độ;
4. Hiển thị các thông số, trạng thái vận hành và cảnh báo;
5. Kiểm tra đồng bộ và hòa đồng bộ;
6. Tự động đóng lại và tự động khôi phục chế độ làm việc bình thường;
7. Cắt tải và điều khiển phụ tải;
8. Tự động điều chỉnh điện áp và công suất phản kháng;
9. Tự động điều chỉnh tần số và công suất tác dụng;
10. Thu thập và xử lý dữ liệu, đưa ra các tác động điều khiển.
Các nhiệm vụ 1 ÷ 3 được thực hiện bởi hệ thống thiết bị bảo vệ, các nhiệm vụ 4
÷ 10 trong những hệ thống điện hiện đại được thực hiện bởi nhiều thiết bị khác nhau
trong một hệ thống điều khiển (hoặc quản lý) cho một đối tượng cụ thể của hệ thống
điện.

Hình 1. 1: Điều khiển hệ thống điện

Tùy theo yêu cầu điều khiển và đối tượng được điều khiển, người ta có thể sử
dụng những hợp bộ (hệ thống) thiết bị điều khiển sau đây:
-

Hệ thống điều khiển nhà máy điện (Plant Control System – PCS)
Hệ thống điều khiển trạm biến áp (Substation Control System – SCS)
Hệ thống điều khiển phụ tải (Load Management System – LMS)
Hệ thống thu thập, xử lý và hiển thị dữ liệu (Supervisory Control And Data
Acquisition System – SCADA)
11


Hệ thống điều khiển quá trình năng lượng (Energy Management System –
EMS)
- Hệ thống điều khiển phân phối (Distribution Management System – DMS)

- Hệ thống quản lý sản xuất kinh doanh (Business Management System –
BMS)
Các trường hợp điều khiển này có thể được sử dụng riêng lẻ hoặc kết hợp với
trong một hệ thống điều khiển thông nhất (Hình 1.1). Việc kết hợp này làm tăng độ tin
cậy, độ sẵn sàng và khả dụng cuẩ hệ thống điều khiển, đồng thời cũng làm giảm kích
thước và diện tích chiếm chỗ của thiết bị điều khiển.
-

1.3 PHỐI HỢP CÁC CHỨC NĂNG BẢO VỆ VÀ TỰ ĐỘNG HÓA TRONG
MỘT HỆ THỐNG ĐIỀU KHIỂN THỐNG NHẤT
Cấu trúc “truyền thống” của các thiết bị bảo vệ và tự động hóa trong hệ thống
điện thường bảo gồm nhiều chủng loại thiết bị riêng lẻ với chức năng và nguyên lý chế
tạo khác nhau, từ các thiết bị điện cơ, thiết bị điện tử tĩnh đến các dụng cụ kỹ thuật số
và máy tính. Những thiết bị riêng lẻ này hợp thành nhiều hệ thống con theo chức năng
và được đấu nối với nhau theo sơ đồ khá phức tạp. Ngay cả khi sử dụng máy tính và
thiết bị SCADA vào hệ thống điều khiển, việc kết nối giữa trạm, nhà máy và các trung
tâm điều độ cũng đều phải thực hiện thông qua các bộ liên kết đầu cuối từ xa (Remote
Terminal Unit – RTU).
Đối với các nhà máy điện và trạm biến áp lớn có nhiều phần tử, cấu trúc “truyền
thống” của hệ thống điều khiển đòi hỏi rất nhiều thiết bị, dụng cụ và phụ kiện riêng lẻ
cũng như số lượng cáp dùng cho đấu nối rất lớn. Trạm càng lớn thì chi phí về thiết bị,
vật liệu, thời gian lắp ráp và bảo hành càng nhiều, đồng thời độ tin cậy của hệ thống
điều khiển càng thấp. Những nhược điểm của cấu trúc “truyền thống” thể hiện ở các
mặt cụ thể sau:
-

-

-

Chất lượng của hệ thống điều khiển thấp vì nhiều thiết bị khác nhau được sử
dụng để thực hiện những chức năng khác nhau, có thể rất đơn giản nhưng cũng
có thể rất phức tạp, thường khó chuẩn hóa cho từng đối tượng cụ thể. Độ dự
phòng của từng hệ thống con cũng như của mạng lưới điều khiển bị hạn chế, hư
hỏng của mỗi phần tử có thể ảnh hưởng đến độ tin cậy chung của cả hệ thống.
Việc lắp đặt và thử nghiệm tốn nhiều thời gian và công sức. Các khiếm khuyết,
lỗi trong lắp đặt và thử nghiệm là nguyên nhân dẫn đến nhiều hỏng hóc không
đáng có trong vận hành. Một số khiếm khuyết, lỗi có thể được phát hiện trong
thời gian kiểm tra, nghiệm thu nhưng cũng có nhiều lỗi chỉ có thể được phát
hiện sau khi sự cố xảy ra.
Quá trình kiểm tra và bảo dưỡng phức tạp, thường khi bảo dưỡng một thiết bị
hoặc một hệ thống con phải can thiệp vào sơ đồ đấu dây. Chẳng hạn khi bảo
dưỡng một máy cắt điện thì các mạch điều khiển, bảo vệ, cảnh báo, liên động có
liên quan đều phải đưa ra khỏi trạng thái làm việc bình thường. Ngoài ra việc
12


thử nghiệm, kiểm tra toàn bộ hệ thống điều khiển rất khó thực hiện vì nó liên
quan đến một số lượng lớn các phần tử khác.
- Khả năng phát triển hạn chế: khi nhà máy hoặc trạm cần phát triển, bổ sung
thêm phần tử mới phải thay đổi sơ đồ đấu nối của khá nhiều phần tử liên quan,
ảnh hưởng đến sự làm việc bình thường của các phần tử khác, đòi hỏi sự thay
đổi sơ đồ đấu nối, lại dẫn đến những nhầm lẫn, khiếm khuyết mới làm tăng khả
năng sự cố của hệ thống và tăng thời gian gián đoạn cung cấp điện cho các hộ
tiêu thụ.
Để khắc phục những nhược điểm trên, xu thế tập trung các chức năng bảo vệ và
tự động hóa vào một hệ thống điều khiển thống nhất cho từng đối tượng (một xuất
tuyến, một trạm biến áp, một nhà máy điện, một khu vực hoặc toàn bộ hệ thống) là xu
thế phát triển hiện đại được tất cả các nhà chế tạo thiết bị bảo vệ và điều khiển quan
tâm hiện nay (Hình 1.2).

Trong các hệ thống điều khiển phối hợp thống nhất hiện đại, các công nghệ kỹ
thuật số được sử dụng rộng rãi không những trong việc chế tạo các thiết bị hợp bộ đa
chức năng mà còn trong cả việc xây dựng những phần mềm chuyên dụng phục vụ từng
nhiệm vụ điều khiển. Hệ thống điều khiển phối hợp thống nhất có nhiều ưu điểm, có
thể được chia thành các ưu điểm ngắn hạn – tức là ưu điểm thể hiện trong giai đoạn
xây dựng, lắp ráp và các ưu điểm dài hạn thể hiện trong quá trình vận hành và bảo
dưỡng.

Hình 1. 2: Hệ thống điều khiển phối hợp

Các ưu điểm ngắn hạn gồm có:
13


Chi phí xây dựng thấp hơn nhờ sử dụng những mô đun phần mềm tiêu chuẩn
(thích hợp cho từng đối tượng sử dụng).
- Giá thành lắp đặt thấp hơn vì số lượng điểm đấu nối và dây nối ít hơn
- Chi phí thử nghiệm và kiểm tra thấp hơn vì các mô đun chức năng đã được
kiểm tra trước khi xuất xưởng.
- Giá phần cứng thấp hơn nhờ giảm đươc số lượng rơ le bảng điều khiển nhờ
sử dụng các hợp bộ bảo vệ vào mục đích đo lường.
- Giảm được kích thước và không gian chiếm chỗ của thiết bị bảo vệ, đo
lường và điều khiển.
Các lợi ích dài hạn bao gồm:
-

Chi phi vận hành thấp hơn, có thể truy nhập dữ liệu đến từng phần tử cơ sở
(từng đường dây, máy biến áp).
- Tăng độ khả dụng nhờ khả năng tự kiểm tra của từng thiết bị riêng lẻ, giảm
khả năng sự cố, giảm chi phí xử lý sự cố.

- Tăng tuổi thọ thiết bị, có lịch trình bảo quản sửa chữa thiết bị hợp lý trên cơ
sở số liệu thống kê trong quá trình vận hành.
Ngoài ra, nhiều chức năng mới và khả năng sử dụng hệ chuyên gia sẽ mang lại
nhiều lợi ích khác mà khó có thể đánh giá hết giá trị kinh tế của chúng.
-

Hệ thống điều khiển phối hợp có thể được hình thành và sử dụng từng bước
bằng cách đưa dần các thiết bị mới đa chức năng thay thế các thiết bị cũ, ở một giai
đoạn nhất định các thiết bị cũ vẫn có thể còn được sử dụng với tư cách dự phòng. Dần
dần tất cả các chức năng bảo vệ, đo lường và điều khiển , thông tin và hiển thị sẽ được
tập trung vào một hệ thống điều khiển phối hợp đảm bảo điều hành toàn bộ hệ thống
điện rộng lớn một cách thông minh và hiệu quả nhất.

14


CHƯƠNG 2:
TỰ ĐỘNG ĐÓNG NGUỒN DỰ PHÒNG (TĐD)
2.1 Ý NGHĨA CỦA TĐD
Một trong các yêu cầu đối với Hệ thống điện là đảm bảo độ tin cậy cung cấp
điện cho các hộ tiêu thụ.
Các hộ tiêu thụ điện có thể được cấp điện từ một nguồn hoặc nhiều nguồn. Việc
cấp điện từ một nguồn (qua một đường dây, một máy biến áp…) có chi phí xây lắp và
vận hành ít, phương thức bảo vệ đợn giản, giá trị dòng ngắn mạch nhỏ hơn, do đó có
thể dùng thiết bị nhẹ hơn, tuy nhiện có độ tin cậy cung cấp điện thấp. Ngược lại, việc
cung cấp điện từ hai hay nhiều nguồn có độ tin cậy cao nhưng thường đòi hỏi chi phí
xây lắp và vận hành lớn.
Mặc dù việc cung cấp điện cho hộ tiêu thụ từ nhiều nguồn đảm bảo được độ tin
cậy cung cấp điện cho các phụ tải, nhưng phần lớp các trạm có hai nguồn cung cấp trở
lên đều làm việc theo sơ đồ một nguồn cung cấp, để đơn giản hóa quá trình vận hành,

giảm dòng ngắn mạch, giảm tổn thất điện năng không tải trong máy biến áp, đơn giản
hóa bảo vệ rơ le. Độ tin cậy cung cấp điện trong trường hợp này được đảm bảo bằng
cách đặt thêm các phần tử dự phòng (nóng hoặc nguội). Những phần tử này được tự
động đưa vào thay thế các phần tử làm việc có sự cố vừa bị cắt ra. Thiết bị tự động làm
nhiệm vụ chuyển đổi này gọi là thiết bị tự động đóng nguồn điện dự phòng (TĐD).
TĐD được sử dụng rộng rãi trong lưới điện phân phối và trong hệ thống điện tự dùng
của các nhà máy điện.

Hình 2. 1: Sơ đồ mạng điện có đường dây dự trữ

Kinh nghiệm vận hành cho thấy hiệu quả sử dụng TĐD là rất cao, với xác suất
thành công lớn hơn 90%.
15


2.2 CÁC YÊU CẦU ĐỐI VỚI TĐD
Các sơ đồ TĐD có thể được thực hiện theo nhiều phương thức khác nhau,
nhưng nhìn chung cần phải thỏa mãn một số yêu cầu cơ bản sau:
1. Việc đóng nguồn điện dự phòng chỉ được thực hiện sau khi nguồn điện
làm việc đã được cắt ra
Với lưới điện trong Hình 2.1, nguyên nhân dẫn đến mất điện ở các phụ tải trên
thanh góp C gồm có:
-

Mất điện ở nguồn cung cấp.
Sự cố trên đường dây tải điện.
Ngắn mạch trên thanh cái phụ tải.

Trong các nguyên nhân này, khả năng xảy ra ngắn mạch trên đường dây tải điện
trên không là tương đối lớn. Khi ngắn mạch trên đường dây này, bảo vệ rơ le chỉ tác

động mở máy cắt MC1, nếu chưa mở máy cắt MC2 trên mạch làm việc đã đóng máy
cắt trên mạch dự trữ (MC4) sẽ làm cho chỗ ngắn mạch bị hư hỏng thêm.
Như vậy, yêu cầu mở máy cắt trên mạch làm việc trước khi đóng máy cắt trên
mạch dự phòng nhằm đảm bảo loại trừ khả năng:
Đóng không đồng bộ giữa hai nguồn làm việc.
Đóng nguồn dự phòng vào ngắn mạch ở nguồn làm việc.
Đóng không thành công nguồn dự phòng vào sự cố thoáng qua đã được loại
trừ sau khi cắt điện.
2. TĐD chỉ tác động một lần duy nhất
-

Trường hợp TĐD tác động không thành công thường là ngắn mạch trên thanh
góp phụ tải (TGC - Hình 2. 1). Để ngăn chặn khả năng đóng nguồn dự phòng nhiều lần
vào ngắn mạch duy trì, thường chỉ sử dụng TĐD tác động một lần.
3. Thiết bị TĐD phải tác động khi phần tử làm việc bị mất điện vì bất kỳ lý
do gì, kể cả trường hợp ngắn mạch trên thanh góp phụ tải, ngoại trừ trường
hợp cắt ra do tác động của thiết bị tự động sa thải phụ tải theo tần số . Trong
trường hợp đó, TĐD phải bị cấm tác động.
4. Thời gian mất điện càng nhỏ càng tốt
Để giảm thời gian mất điện, thiết bị TĐD phải đóng ngay nguồn dự phòng sau
khi nguồn làm việc đã bị cắt ra. Khi TĐD tác động phải đảm bảo điều kiện tự khởi
động của các động cơ trên thanh góp phụ tải.

t md  t TDK
Nếu điều kiện tự khởi động không thực hiện được hoặc quá trình tự khởi động
bị kéo dài quá mức thì có thể cắt bớt một số phụ tải ít quan trọng, sau đó thực hiện
TĐD.
16

Tuy nhiên thời gian mất điện phải lớn hơn thời gian khử môi trường ion hóa do
hồ quang sinh ra tại chỗ ngắn mạch trên thanh cái phụ tải.
t md  t khuion

5. Khi sử dụng TĐD, cần xem xét khả năng tăng tốc độ của bảo vệ rơ le
đặt ở nguồn dự phòng trong trường hợp TĐD tác động vào ngắn mạch
duy trì. Điều này đặc biệt quan trọng khi hộ tiêu thụ bị mất nguồn cung cấp
và được thiết bị TĐD nối vào nguồn dự trữ đang mang tải (dự phòng nóng).
Cắt nhanh ngắn mạch lúc này là cần thiết để ngăn ngừa việc phà hủy sự làm
việc bình thường của nguồn dự trữ đang làm việc với các hộ tiêu thụ khác.
2.3 PHÂN LOẠI TĐD
Thiết bị TĐD khá đa dạng, chúng có thể được phân loại theo nhiều cách
1. Phân loại theo phần tử được trang bị TĐD
Gồm có TĐD máy biến áp, TĐD đường dây, TĐD cho phân đoạn thanh góp,
TĐD trang thiết bị tự dùng của nhà máy điện và trạm biến áp…
2. Phân loại theo chiều tác động
Có thể phân thành TĐD tác động theo một chiều và TĐD tác động theo hai
chiều.

Hình 2. 2: Chiều tác động của TĐD

Nếu TĐD tác động theo một chiều nhất định thì nguồn điện A (Hình 2. 2) luôn
luôn là nguồn làm việc và máy cắt 2MC luôn đóng, còn nguồn điện B luôn luôn là
nguồn điện dự phòng và máy cắt 4MC luôn mở. Khi mất điện trên thanh góp phụ tải C,
TĐD tác động đóng máy cắt 4MC. Việc đưa sơ đồ trở lại chế độ làm việc bình thường
có thể được thực hiện tự động hoặc bằng tay.
Nếu TĐD tác động hai chiều thì bất kỳ nguồn điện nào cũng có thể được coi là
nguồn làm việc hoặc nguồn dự phòng.
17

3. Phân loại theo nguồn điện thao tác được sử dụng
TĐD có thể dùng nguồn điện thao tác một chiều hoặc xoay chiều.
4. Theo phương thức dự phòng
Gồm có TĐD nguồn dự phòng nguội hoặc TĐD nguồn dự phòng nóng. Dự
phòng nguội có thể ở dạng hoàn toàn được cắt ra khỏi lưới hoặc chỉ đóng điện nhưng
không mang tải. Trong trường hợp dự phòng nóng, phụ tải được phân bố giữa các
nguồn và các nguồn thường làm việc non tải để khi có một nguồn bị hư hỏng, nguồn
kia có thể gánh lấy phần phụ tải của nguồn đã bị cắt.
2.4 CÁC NGUYÊN TẮC THỰC HIỆN TĐD
1.1.1 Khởi động TĐD
Để đảm bảo các yêu cầu nêu trên đối với các thiêt bị TĐD, việc khởi động TĐD
và gửi tín hiệu tự động đóng nguồn dự phòng có thể được thực hiện bằng tiếp điểm phụ
của máy cắt hoặc bằng tiếp điểm của rơ le trung gian phản ánh vị trí của máy cắt này
(Hình 2.3).

Hình 2. 3: Khởi động TĐD bằng tiếp điểm phụ máy cắt điện

Theo cách này, có thể dùng bảo vệ rơ le của máy biến áp hoặc thanh cái để khởi
động thiết bị TĐD. Khi có ngắn mạch trong máy biến áp trên thanh cái C của hộ tiêu
thụ, bộ phận bảo vệ rơ le nhận được tín hiệu dòng điện lớn sẽ tác động cắt máy cắt
2MC. Tiếp điểm phụ của máy cắt đóng lại làm khởi động thiết bị TĐD. Sau đó thiết bị
TĐD cho tín hiệu đi đóng máy cắt 3MC và 4MC đưa máy biến áp dự phòng B2 vào
làm việc (Hình d.5).

18


Hình 2. 4: Khởi động TĐD bằng bảo vệ rơ le của máy biến áp

Khởi động thiết bị TĐD theo nguyên tắc này đơn giản không cần thêm rơ le làm
nhiệm vụ khởi động. Tuy nhiên, trong trường hợp sự cố từ phía hệ thống ngoài phần tử
làm việc (ví dụ từ nguồn A), hộ tiêu thụ có thể bị mất điện nhưng bảo vệ rơ le cho máy
biến áp không tác động và các máy cắt ở phần tử làm việc vẫn ở trạng thái đóng. Trong
những trường hợp như vậy, để đảm bảo thiết bị TĐD có thể tác động cần phải sử dụng
một bộ phận khởi động riêng, thường là khởi động bằng rơ le điện áp thấp (Hình 2.5).
Nhiệm vụ của bộ phận khởi động là tác động cắt máy cắt ở phần tử làm việc đã được
cắt ra khi mất điện áp trên thanh cái của hộ dùng điện. Sau khi máy cắt ở phần tử làm
việc đã cắt ra, máy cắt ở phần tử dự phòng được đóng vào ngay.

Hình 2. 5: Khởi động TĐD bằng rơ le kém áp

19


Nếu vì một lý do nào đó mà thanh cái phụ tải đang làm việc bị mất điện, rơ le
điện áp thấp RU< sẽ tác động làm khởi động rơ le thời gian RT. Sau một thời gian
chậm trễ cần thiết (do yêu cầu chọn lọc của bảo vệ rơ le), rơ le thời gian RT sẽ đóng
tiếp điểm cho tín hiệu đi mở máy cắt 2MC, tiếp điểm phụ của 2MC đóng lại làm khởi
động thiết bị TĐD. Sau đó thiết bị TĐD cho tín hiệu đi đóng máy cắt 3MC và 4MC
(Hình 2. 5).
Khởi động thiết bị TĐD theo nguyên tắc này rõ ràng có lợi hơn phương pháp
khởi động bằng bảo vệ rơ le, vì máy cắt 2MC có thể bị mở ra do bất kỳ nguyên nhân
nào cũng làm cho thanh cái C của phụ tải mất điện và thiết bị TĐD sẽ được khởi động
để đóng nguồn dự trữ.
Nếu các phần tử làm việc và dự phòng cùng được cấp điện từ một nguồn thì
không cần phải dùng bộ phận khởi động riêng, mà có thể sử dụng trực tiếp tiếp điểm
phụ của máy cắt hoặc rơ le phản ánh vị trí máy cắt như thể hiện ở Hình 2. 3. Khi phần
tử làm việc có hai máy cắt (trường hợp TĐD máy biến áp), để tăng tốc độ TĐD có thể
sử dụng mạch liên động giữa các máy cắt để đảm bảo TĐD tác động ngay khi các máy

cắt mạch làm việc (1MC, 2MC) cắt ra.
Nếu TĐD được sử dụng để đóng các trang thiết bị dự phòng, chẳng hạn các
động cơ quan trọng trong hệ thống điện dự phòng của nhà máy điện và trạm biến áp thì
chúng có thể được khởi động khi các thông số kiểm tra (áp suất, nhiệt độ, tốc độ, lưu
lượng…) vượt quá các giới hạn cần khống chế.
Bộ phận khởi động TĐD không được tác động cắt máy cắt ở phần tử làm việc
trong một số trường hợp:
-

-

Hư hỏng mạch thứ cấp của máy biến điện áp.
Ngắn mạch ngoài thoáng qua không làm mất điện áp của nguồn làm việc,
nhưng nguồn tạm thời bị cắt và sau đó được thực hiện đóng trở lại nguồn
điện (TĐL). Muốn thực hiện điều này, thời gian trễ của bộ phận khởi động
TĐD phải được đặt lớn hơn thời gian tác động của thiết bị TĐL đặt ở phần
tử làm việc.
Nguồn dự phòng không có điện áp hoặc điện áp thấp hơn mức để các động
cơ điện có thể tự khởi động được.

Một số phương án khởi động TĐD được đề xuất. Rơ le thời gian RT được dùng
để chỉnh định tránh khởi động TĐD khi có ngắn mạch ngoài, không dẫn đến cắt nguồn
điện làm việc. Rơ le quá điện áp 3RU> được sử dụng để kiểm tra điện áp ở nguồn điện
dự phòng, đảm bảo TĐD không tác động khi nguồn dự phòng không có điện áp hoặc
điện áp thấp hơn điện áp tự khởi động của các động cơ.
Thông thường, mạch điện thứ cấp của biến điện áp BU thường được bảo vệ
bằng cầu chì. Nếu chỉ đặt một rơ le điện áp thấp thì khi cầu chì đứt, tiếp điểm của nó
20

đóng lại giống như trường hợp đường dây làm việc bị mất điện. Lúc này, thiết bị TĐD
sẽ tác động nhầm. Để tránh khuyết điểm đó, người ta đặt hai rơ le điện áp thấp RU<,
tiếp điểm của chúng mắc nối tiếp với nhau (Hình 2.6). Nếu đường dây tải điện bị mất
điện, phía thứ cấp của máy biến điện áp không có điện sẽ làm cho tiếp điểm của cả hai
rơ le điện áp thấp RU< đóng đồng thời, do đó thiết bị TĐD được khởi động. Nhưng
nếu đứt cầu chì ở một trong hai mạch rơ le điện áp thấp, tiếp điểm của rơ le kia vẫn
mở, và thiết bị TĐD không bị khởi động nhầm. Khả năng xảy ra hiện tượng cả hai cầu
chì cùng đứt một lúc là rất nhỏ.

Hình 2. 6: Sơ đồ khởi động TĐD bằng rơ le điện áp thấp

Trong một số trường hợp, có thể thay rơ le điện áp thấp và rơ le thời gian bằng
hai rơ le thời gian làm việc với điện áp xoay chiều phía thứ cấp của máy biến điện áp
của nguồn làm việc (Hình 2.7).

Hình 2. 7: Sơ đồ khởi động TĐD sử dụng rơ le thời gian

21


Ngoài khởi động bằng điện áp, TĐD còn có thể khởi động kết hợp với rơ le
dòng điện và rơ le tần số.

Hình 2. 8: Khởi động theo điện áp kết hợp với dòng điện và tần số

Rơ le dòng điện cực tiểu được dùng để ngăn chặn TĐD khởi động nhầm khi đứt
cầu chì trong mạch điện áp. Rơ le tần số thấp đôi khi được sử dụng (Hình 2.8) vì khi
động theo điện áp có thể sẽ bị chậm do khi mất điện áp, các động cơ còn duy trì một
sức điện động tàn dư làm cho rơ le điện áp cực tiểu không thể tác động ngay, đặc biệt
khi có các động cơ không đồng bộ hoặc máy bù đồng bộ công suất lớn. Tần số của sức

điện động tàn dư sẽ suy giảm nhanh hơn nhiều nên TĐD sẽ được khởi động sớm hơn.
Đối với thiết bị sử dụng TĐD hai chiều, bộ phận khởi động cũng có thể được
thực hiện theo sơ đồ logic trên Hình 2.9.
Sơ đồ có hai đầu vào và hai đầu ra đối xứng tác động cắt nguồn I và II tương
ứng. Đầu vào là hai rơ le điện áp cực đại để kiểm tra điện áp nguồn. Giả sử nguồn I (II)
là nguồn làm việc và nguồn II (I) là nguồn dự phòng. Tín hiệu đầu ra cắt nguồn I (II)
chỉ xuất hiện khi:
-

Không có điện áp UI (UII) ở nguồn I (II)
Có điện áp UII (UI) ở nguồn II (I)
Không có tín hiệu khóa (cấm tác động)

22


Hình 2. 9: Sơ đồ logic kiểm tra điện áp của thiết bị TĐD trường hợp TĐD hai chiều

Ba điều kiện này được kiểm tra bằng khâu logic “VÀ” (&1 hoặc &2) trung gian.
Đầu ra các khâu logic “VÀ” trung gian &1 (2) qua khâu logic “HOẶC” (OR) đến bộ
điếm thời gian t xác định thời gian làm việc của TĐD để hình thành tín hiệu cắt nguồn
I (II) ở đầu ra khâu logic &I (II). Sơ đồ sẽ không làm việc khi cả hai điện áp UI và UII
cùng tồn tại hoặc cùng biến mất hoặc khi có tín hiệu khóa. Để khóa sơ đồ, chẳng hạn
khi nhảy automat trong mạch thứ cấp của BU, có thể dùng một rơ le trung gian đấu
song song với tiếp điểm phụ của automat.
2.4.1 Đảm bảo TĐD tác động một lần
Sau khi thiết bị TĐD làm việc, máy cắt ở mạch dự trữ đóng lại. Nếu ngắn mạch
trên thanh cái của hộ tiêu thụ xảy ra lâu dài thì bảo vệ rơ le đặt trên mạch dữ trữ sẽ mở
máy cắt ở trên mạch đó ra. Khi đó, có thể thiết bị TĐD lại tác động đóng máy cắt trở
lại, có thể phát sinh dòng điện ngắn mạch và dẫn đến hư hỏng máy cắt.

Tác động một lần của TĐD có thể được đảm bảo bằng nhiều cách khác nhau tùy
thuộc vào kết cấu của bộ truyền động máy cắt, dạng nguồn điện thao tác và điều kiện
làm việc của phần tử được TĐD. Phương pháp đơn giản nhất là gửi tín hiệu TĐD qua
một khâu duy trì thời gian ngắn đủ đảm bảo đóng chắc chắn máy cắt ở phần tử dự
phòng. Để duy trì thời gian này có thể sử dụng các rơ le trung gian có tiếp điểm mở
chậm nối tiếp qua các tiếp điểm phụ của máy cắt đặt ở phần tử làm việc (Hình 2.10).
Trong chế độ vận hành bình thường, máy cắt 2MC đóng, máy cắt 4MC mở. Ở vị
trí đóng máy cắt 2MC, các tiếp điểm phụ 2MC2 đóng, 2MC3 mở. Do tiếp điểm 2MC2
đóng nên cuộn dây rơ le RGT luôn có điện trong suốt thời gian máy cắt 2MC đóng
theo mạch (+)  2MC2  RGT  (-). Do vậy tiếp điểm của rơ le RGT luôn đóng. Tuy
nhiên mạch cuộn đóng CĐ của máy cắt 4MC không có điện vì tiếp điểm phụ 2MC3
luôn mở.
23


Hình 2. 10: Đảm bảo tác động một lần của thiêt bị TĐD bằng rơ le RGT

Khi xảy ra sự cố, máy cắt 2MC mở ra, tiếp điểm phụ 2MC2 mở ra còn 2MC3
đóng vào. Khi đó, cuộn dây của RGT mất điện, tiếp điểm của nó sẽ mở ra, nhưng vì
tiếp điểm này mở chậm nên vẫn có dòng điện chạy trong cuộn đóng CĐ của máy cắt
4MC theo mạch (+)  2MC3  RGT  4MC  CĐ  (-). Máy cắt 4MC đóng lại, tiếp
điểm phụ của 4MC mở ra, sau đó tiếp điểm mở chậm RGT mở ra hoàn toàn.
Nếu trên thanh cái của hộ tiêu thụ không có ngắn mạch hoặc ngắn mạch thoáng
qua, TĐD tác động thành công, mạch điện dự phòng được đưa vào làm việc. Ngược
lại, nếu ngắn mạch còn tồn tại lâu dài, bộ phận bảo vệ rơ le đặt ở mạch điện dự phòng
tác động cắt máy cắt 4MC. Tiếp điểm phụ của 4MC đóng lại nhưng cuộn đóng CĐ của
4MC không có điện nữa vì tiếp điểm RGT đã mở ra trước đó rồi. Vì vậy máy cắt 4MC
không đóng lặp lại nhiều lần được.
Ngoài ra, việc đảm bảo tác động một lần của TĐ D cũng có thể được đảm bảo
bằng rơ le phản ánh vị trí cắt và đóng của máy cắt đặt trên máy cắt của phần tử làm

việc.

Hình 2. 11: Đảm bảo tác động một lần của TĐD sử dụng rơ le phản ánh trạng thái máy cắt

Rơ le phản ánh trạng thái cắt (RGC) của máy cắt chỉ là một rơ le trung gian bình
thường, còn rơ le phản ánh trạng thái đóng (RGĐ) của máy cắt là một rơ le trung gian
24


có tiếp điểm mở chậm tương tự rơ le RGT. Xung đóng máy cắt trên mạch dự phòng
của thiết bị TĐD chỉ tồn tại trong thời gian trở mở chậm của RGĐ hoặc RGT.
2.5 Một số sơ đồ TĐD tiêu biểu
2.5.1 Sơ đồ thiết bị TĐD đường dây

Hình 2. 12: Sơ đồ nguyên lý thiết bị TĐD đường dây

Sơ đồ nguyên lý các thiết bị TĐ D đường dây được thể hiện trong Hình 2.12. Ở
trạng thái làm việc bình thường, trên đường dây làm việc, các máy cắt 1MC, 2MC
đóng và trên đường dây dự trữ, máy cắt 3MC đóng còn 4MC mở.
Vì một lý do nào đó trên thanh cái phụ tải xảy ra mất điện (mất nguồn, ngắn
mạch trên đường dây hoặc sự cố trên thanh cái phụ tải…) và trên đường dây dự phòng
có điện thì tiếp điểm của các rơ le kém áp (1RU<, 2RU<) và rơ le quá áp (3RU>) đóng
vào cấp nguồn cho rơ le thời gian RT. Sau một thời gian trễ do yêu cầu chọn lọc của
bảo vệ rơ le, tiếp điểm RT đóng vào. Cuộn cắt CC2 của máy cắt 2MC có điện, máy cắt
2MC mở ra. Tiếp điểm 2MC3 đóng lại, cho dòng điện đi qua cuộn đóng CĐ4 của máy
cắt 4MC. Máy cắt 4MC đóng lại đưa đường dây dự phòng vào làm việc cấp điện cho
phụ tải.

25