NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP THÔNG MINH ĐỂ PHÂN LOẠI VÀ ĐỊNH VỊ SỰ CỐ TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI ĐIỆN

BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO
ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG

VŨ PHAN HUẤN

PHỤ LỤC LUẬN ÁN TIẾN SĨ
NGHIÊN CỨU CÁC PHƯƠNG PHÁP THÔNG MINH
ĐỂ PHÂN LOẠI VÀ ĐỊNH VỊ SỰ CỐ TRÊN
ĐƯỜNG DÂY TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Chuyên ngành : MẠNG VÀ HỆ THỐNG ĐIỆN
Mã số

: 62.52.50.05

ĐÀ NẴNG, 2014


DANH MỤC CÁC PHỤ LỤC
Phụ lục 2.1: Kết quả thử nghiệm rơle quá dòng đặc tính độc lập
Phụ lục 2.2: Điện trở sự cố
Phụ lục 2.3: Các bước thử nghiệm, đánh giá chất lượng BI, BU
Phụ lục 2.4: Ảnh hưởng của hệ số phân bố dòng điện sự cố và dao động điện
Phụ lục 3.1: Phần mềm phân tích sự cố Siemens Sigra 4.5
Phụ lục 3.2: Kết quả định vị sự cố rơle SEL 421
Phụ lục 3.3: Kết quả định vị sự cố rơle Siemens 7SJ62
Phụ lục 3.4: Xây dựng tập tin Comtrade bằng Matlab để đánh giá chức năng định vị
sự cố trên rơle bảo vệ
Phụ lục 3.5: Định vị sự cố sử dụng hệ số phân bố nguồn
Phụ lục 3.6: Định vị điểm sự cố của rơle AREVA
Phụ lục 3.7: Hệ thống thông tin đo lường đồng bộ thời gian

Phụ lục 3.8: Ví dụ phương pháp định vị sự cố sử dụng dữ liệu đo lường đồng bộ hai
đầu đường dây
Phụ lục 3.9: Phương pháp định vị sự cố Novosel
Phụ lục 3.10: Ví dụ phương pháp định vị sự cố sử dụng dữ liệu đo lường không
đồng bộ hai đầu đường dây
Phụ lục 3.11: Kết quả kiểm tra định vị sự cố sử dụng dữ liệu đo lường tại ba đầu
đường dây
Phụ lục 4.1: Phân tích sự cố ngắn mạch trên đường dây bằng phương pháp thành
phần thứ tự
Phụ lục 4.2: Kết quả nhận dạng sự cố bằng hệ mờ
Phụ lục 4.3: Kết quả kiểm tra thuật toán phân loại dạng sự cố bằng phân tích DWT
Phụ lục 5.1: Kết quả thử nghiệm ANN để định vị sự cố
Phụ lục 5.2: Kết quả thử nghiệm ANFIS để định vị sự cố
Phụ lục 5.3: Tập dữ liệu huấn luyện
Phụ lục 6:

Mã nguồn


PL2-1

PHỤ LỤC 2.1: KẾT QUẢ THỬ NGHIỆM RƠLE QUÁ DÒNG
ĐẶC TÍNH ĐỘC LẬP

THDi

I1

I3

I5

I7

I9

I11

I13

Ipickup(A)

0,0

1,095

0

0

0

0

0

0

1,095

11,9

1,091

3,2

9,4

3,4

3,1

2,7

2,1

1,099

12,6

1,102

3,1

10,1

3,6

3,2

2,6

1,8

1,106

28,4

1,081

20,5

13,4

8,5

5,7

4,4

4,1

1,124

37,3

1,078

30,0

12,8

10,8

6,6

6,4

4,8

1,152

52,0

1,042

46,1

12,2

10,9

10,2

6,6

6,2

1,174

58,3

1,030

51,6

15,0

11,5

104

7,7

6,9

1,190

71,5

0,997

61,4

23,7

15,2

10,3

10,5

7,5

1,226

76,4

0,994

64,6

27,4

17,2

11,3

10,8

8,8

1,253

79,6

0,984

66,2

30,6

18,6

12,5

10,9

9,4

1,262

86,7

0,965

70,1

35,7

22,1

16,3

11,8

11,5

1,285

92,8

0,963

72,6

39,4

24,6

18,9

12,9

11,7

1,311

99,8

0,959

75,1

43,7

27,6

22,6

15,8

13,2

1,380


PL2-2

PHỤ LỤC 2.2: ĐIỆN TRỞ SỰ CỐ
Các sự cố trên lưới điện truyền tải cho trên hình 1, thường xảy ra khi có vật
lạ rơi vào đường dây gây ngắn mạch, hoặc do hư hỏng cách điện và đứt dây chạm
đất. Trong đó, sự cố chạm đất chiếm đại đa số, hầu hết là hiện tượng phóng điện
tạm thời trong môi trường ẩm ướt. Hiện tượng này phụ thuộc vào dạng bề mặt,
thành phần vật chất, độ ẩm, độ dầy của vật liệu, khoảng cách dây dẫn với đất….
Bên cạnh đó, sự cố cũng gây ra hồ quang điện tại chỗ ngắn mạch, dẫn đến khả năng
cháy nổ và có thể gây nguy hiểm cho con người, thiết bị.

Hình 1a. Sự cố hồ quang 3 pha trên lưới điện

Hình 1b. Sự cố pha- đất trên lưới điện

Điện trở sự cố (RF) tạo bởi điện trở hồ quang, điện trở tiêp xúc và điện trở
chân cột tại chỗ ngắn mạch. Giá trị RF càng lớn sẽ làm tăng trị số điện trở đo được
và giảm góc pha của véc tơ tổng trở rơle. Nếu không xét đến góc của tổng trở tải thì
tổng trở sự cố có thể coi là thuần trở. Công thức tính RF được xác định theo các
trường hợp sự cố như sau:
Dạng sự cố

Điện trở sự cố

pha – pha

RF = RARC

(1)

pha – đất

RF = RARC + RTF (2)

Trong đó: RTF - điện trở đất chân cột.
RARC - điện trở hồ quang.
1. ĐIỆN TRỞ ĐẤT CHÂN CỘT ĐIỆN

RTF chủ yếu là thuần trở, không phụ thuộc vào dòng điện sự cố. Theo kết quả
đo thực nghiệm tài liệu [95], RTF có giá trị từ 5 đến 20 (phần lớn là điện trở của
dây tiếp địa). Ngoài ra, ở trường hợp cột điện được tiếp địa trên địa hình có nhiều


PL2-3

đá thì giá trị RTF có thể lớn hơn 100. Tuy nhiên, để tính toán cho vùng 1 bảo vệ
khoảng cách người ta thường chọn RTF = 10.
Khảo sát sự cố chạm đất (C-N) của đường dây truyền tải điện cho trên hình
2. Dòng ngắn mạch chạy từ pha C sự cố, phóng hồ quang điện qua chuỗi sứ, đến xà
sắt của cột điện, và từ đó truyền xuống đất qua dây dẫn tiếp địa. Tại dây dẫn tiếp
địa, dòng điện sự cố chạy qua hệ thống điện trở chân cột (có giá trị khác nhau, nối
song song) và được nối song song với hệ thống tiếp đất TBA. Vì thế, giá trị điện trở
pha-đất thực sự giảm xuống đáng kể. Như vậy, điện trở hồ quang được đấu nối tiếp

nhau điện trở chân cột tại vị trí sự cố.

Hình 2: Điện trở sự cố tại pha C-N

Công thức tổng trở chân cột được tính như sau:
Z ETF

1
RTF   Z LNW
2

1
RTF   Z LNW
2

'
1
( Z EW
 I AS )2
'
'
'
'
'
Z LNW   Z EW
 I AS 
 RTF  Z EW
 I AS Z EW
 REW
 jX EW

2
4

Trong đó:


PL2-4

ZETF: Tổng trở chân cột.
RTF: Điện trở chân cột trung bình.
ZLNW: Tổng trở của một mạng bậc thang (dây tiếp địa OH và điện trở chân cột
nối song song).
R’EW, X’EW: Điện trở và điện kháng của dây tiếp địa /km.
LAS: Khoảng cách trung bình giữa các cột điện km.
Tóm lại, tổng trở mạng bậc thang nối song song nhỏ hơn so với điện trở chân
cột, tổng trở sự cố chạm đất có thể tính bằng công thức:
Z ETF 

j
1
1
'
'
RTF  Z EW
 l AS 
RTF  Z EW
 l AS  e
2
2

 EW
2

Ví dụ: sử dụng dây nối đất 120/42 ALSI; lAS = 230m; R’EW = 0,234/km;
X’ES = 0,748/km; RTF = 10.
'
Tính toán tổng trở dây tiếp địa: Z EW


R   X 
2
'
EW

2
'
EW

 0,7482  0,2342  0,784

'
'
EW  arctg ( REW
X EW
)  arctg (0,784 0,234)  72,60

Tổng trở chân cột: Z ETF 

0
0

1
10  0,784  0,23  e j 72,6  0,67.e j 36,3  0,54  j 0,4
2

Từ ví dụ trên cho thấy, điện trở chân cột và điện kháng chân cột lớn không
đáng kể khi sử dụng dây tiếp địa loại tốt. Nhưng có thể thấy ảnh hưởng của tổng trở
đất bao gồm thành phần kháng đến sự cố ở xa vùng 1 bảo vệ khoảng cách ở đường
dây ngắn (0,4 Ohm tương đương với 1,5 đến 2 km đường dây truyền tải điện) vì
làm tăng giá trị điện trở sự cố và gây ra hiện tượng kém vùng bảo vệ.
2. ĐIỆN TRỞ HỒ QUANG
Hồ quang điện là một hiện tượng phi tuyến và phụ thuộc vào nhiều yếu tố. Khi
có sự cố tại vùng 1 của bảo vệ khoảng cách, do thời gian duy trì sự cố nhỏ (0s) nên
ta có thể xem hồ quang điện là điện trở thuần, phụ thuộc vào dòng điện hồ quang và
được tính toán theo biểu thức của Warrington như sau: RARC 
Trong đó:
lARC: chiều dài hồ quang trong không khí [m].

28700  l ARC
,4
I 1ARC




PL2-5

IARC: dòng điện sự cố [A].
Chiều dài hồ quang (lARC) được tính bằng khoảng cách phóng điện giữa các
pha sự cố (hoặc từ pha sự cố đến hệ thống tiếp địa cột điện). Khi sự cố nằm trong
vùng 2, 3 của bảo vệ khoảng cách, chiều dài hồ quang sẽ tăng lên nếu có gió thổi

qua (bão nhỏ) bởi vì hồ quang không có quán tính. Công thức thực nghiệm áp dụng
cho điện trở hồ quang phụ thuộc vào vận tốc gió và thời gian duy trì sự cố được tính
như sau:
RARC 

28700  S    t 

,4
I 1ARC

Trong đó: S  3 ABC : khoảng cách trung bình giữa các pha A, B, C [m].


: vận tốc gió [m/s].

t

: thời gian duy trì sự cố [s].

IARC

: dòng điện sự cố [A].

Như vậy, điện trở sự cố có giá trị lớn khi xảy ra sự cố một pha chạm đất (AN,
BN, CN). Còn đối với sự cố pha – pha chỉ tồn tại duy nhất thành phần điện trở hồ
quang (RARC) nên RF có giá trị nhỏ (khoảng vài Ohm). Vì vậy, RF được xem như đại
lượng có trị số không thể xác định trước được và thay đổi phụ thuộc vào nhiều yếu
tố khác nhau.
Giả sử đường dây có cấp điện áp 69kV dài 30 miles (tương đương 10fl). Tính
toán tổng trở tổng của hệ thống: Ztotal = 11 + j47 = 48,2776,830.

Điện trở hồ quang ở cuối đường dây bảo

Điện trở hồ quang tại đầu đường dây

vệ

bảo vệ

I ARC 

69000
 825,3 A
48,3  3

I ARC 

69000
 1593,5 A
25  3

8750  10
 7,2
(825,3)1, 4

RARC 

8750  10
 2,9
(1593,5)1, 4

RARC 


PL2-6

PHỤ LỤC 2.3: CÁC BƯỚC THỬ NGHIỆM, ĐÁNH GIÁ
CHẤT LƯỢNG BI, BU
1. BIẾN DÒNG ĐIỆN
Theo tác dụng của BI có thể chia ra làm các nhóm sau:
-

BI đo lường.

-

BI bảo vệ.

-

BI hỗn hợp (đo lường và bảo vệ).

-

BI thí nghiệm có nhiều hệ số biến đổi và cấp chính xác cao.

-

BI trung gian.

Các biến dòng được chế tạo nhiều tỷ số biến phù hợp điều kiện làm việc để

lựa chọn, do đó BI có nhiều đầu ra (thông thường là 4). Ví dụ tại TBA 110kV Văn
Hoá, chúng ta có BI IMBD (Serial No: 131600101) gồm 4 cuộn dây của hãng Nirou
Trans (IRAN) với thông số kỹ thuật như sau:

Trong đó:
-

Cuộn 1 dùng cho chức năng đo lường, cuộn 2, 3 và 4 dùng cho bảo vệ.


PL2-7

-

Cặp đầu ra S1 – S4 sẽ có tỷ số biến lớn nhất (800/1) và cặp S1 – S2 có tỷ số
biến nhỏ nhất (200/1).
Các BI thường có lõi thép, nếu các kỹ sư thí nghiệm hiểu được với các thuộc

tính và phản ứng của lõi thép, nó sẽ giúp họ đánh giá được sự làm việc của BI trong
quá trình vận hành bởi vì khi biến đổi dòng điện, tổn thất trong BI chủ yếu do ảnh
hưởng của lõi từ. Hoạt động của lõi từ được phân tích dựa trên sơ đồ quy đổi như
hình 1b, tổn hao vốn có của nó có thể được mô tả bởi phần tử không tuyến tính ZE
được nối song song (dòng từ hóa chảy qua phần tử này). Giả sử sai số BI là 10% thì
dòng điện đầu ra phía nhị thứ (IB) nằm trong khoảng (4.5 ÷ 5.5)A.

Hình 1b: Sơ đồ quy đổi của BI

Hình 1a: Biến dòng điện

Hình 1c: Mạch vòng từ trễ (vùng bôi đen thể

hiện tổn thất do từ trễ)

Nếu tổn hao từ hoá được vẽ theo dải làm việc thì ta có dải đường cong từ
hóa cho trên hình 1c. Mật độ từ thông B và lực từ H được tạo ra bởi dòng sơ cấp
được thể hiện trên sơ đồ đường cong đặc tính B – H. Vùng bôi đậm đại diện cho các
tổn thất do từ trễ, nó tương ứng với năng lượng chuyển thành năng lượng đốt nóng


PL2-8

lõi từ. Đường cong từ hóa cắt ở điểm gãy của mạch vòng từ trễ và thường được xác
định bởi nhà sản xuất BI.
Theo quy định của EVN về công tác thí nghiệm BI được thực hiện theo các
bước sau:
-

Kiểm tra bên ngoài

-

Đo điện trơ cách điện cuộn dây sơ cấp với đất

-

Đo điện trở một chiều các cuộn dây thứ cấp.

-

Đo tổn hao điện môi Tgδ.

-

Kiểm tra cực tính.

-

Đo tỷ số biến.

-

Kiểm tra đặc tính từ hoá V-A.

-

Kiểm tra đo lường.

-

Thí nghiệm dầu cách điện.
Trong khuân khổ luận án, tác giả trình bày các bước kiểm tra chính là 5, 6, 7,

và 8 cụ thể dưới đây.
1.1 Cực tính BI
Cực tính BI là có vai trò vô cùng quan
trọng để đảm bảo sự làm việc đúng đắn của
rơle. Mỗi BI phải được kiểm tra riêng để
khẳng định cực tính phía nhất thứ và nhị thứ
của nó là trùng nhau. Các đầu dây cùng cực
tính đều được ký hiệu P1- S1 và P2 – S2. Việc
kiểm tra được tiến hành theo sơ đồ hình vẽ 2.

-

Ampe kế được nối với phía thứ cấp của
BI, đầu “+” đấu vào S1, còn đầu “-“ đấu

Hình 2: Kiểm tra cực tính biến dòng

vào S2.
-

Sử dụng nguồn một chiều (pin đèn), nối cực âm “-“ của nguồn pin với đầu P2
phía sơ cấp cua biến dòng. Qua nút ấn đơn cực nối cực âm “+“ của nguồn pin
với đầu P1 phía sơ cấp của biến dòng, sao cho khi bấm nút, chiều dòng điện đi từ


PL2-9

P1 đến P2. Nếu cực tính đúng thì dòng điện phía thứ cấp có chiều từ S1 đến S2
làm Ampe kế DC lệch sang bên phải “ + ” và khi nhả ra, Ampe kế lệch sang bên
trái “-“.
1.2 Tỷ số biến BI
Hạng mục này thường được thực hiện
khi bơm nguồn phía sơ cấp để kiểm tra.
Dòng điện sẽ qua cuộn sơ cấp BI và
được đo bằng ampe kế A1 như hình vẽ
3. Dòng điện trên cuộn thứ cấp được đo
bằng ampe kế A2, và từ đó ta có tỷ số
biến BI bằng giá trị dòng trên A1 chia
cho giá trị dòng trên A2.
1.3 Đường cong từ hoá

Kiểm tra đường cong từ hoá là
phương pháp tốt nhất đánh giá sự làm
việc của các BI (hình 4). Ngoài mục đích
phát hiện những hư hỏng của lõi thép
hoặc phát hiện chạm chập vòng dây, qua

Hình 3: Kiểm tra tỷ số biến dòng

đặc tuyến từ hoá còn xác định xem các
BI về mặt sai số có phù hợp với sơ đồ
bảo vệ rơle tương ứng với phụ tải cho
trước hay không. Các nhà chế tạo sử
dụng sự bão hoà của lõi sắt từ để hạn chế
dòng đầu ra, nếu không khi hệ thống có
sự cố làm cho dòng thứ cấp BI quá lớn
có thể gây hư hỏng thiết bị bảo vệ hay

Hình 4: Kiểm tra đường cong từ hoá

đo lường. Ngoài ra, còn xác định miền làm việc tuyến tính của biến dòng. Khi điện
áp gần tới điện áp điểm uốn khúc, biến dòng đã bắt đầu bão hoà nhưng sai số đo


PL2-10

lường vẫn nằm trong khoảng cho phép. Theo tiêu chuẩn BS3938 (Anh) thì điểm
uốn khúc là điểm bắt đầu sự bão hoà trên đặc tuyến vôn – ampe, vượt quá nó nếu
muốn tăng điện áp lên 10% thì cần phải tăng dòng thứ cấp thêm 50% (hình 5). Hiện
nay, ta có hai loại biến dòng:
Biến dòng đo lường: là loại biến dòng có cấp chính xác 0.1, được làm từ vật

liệu hợp kim Niken có dòng từ hoá thấp. Biến dòng đo lường chỉ làm việc chính xác
khi dòng điện lên đến ngưỡng định mức. Khi dòng điện vượt quá ngưỡng này thì
biến dòng bị bão hoà nhanh để bảo vệ cho các thiết bị đo lường khỏi hỏng hóc (xem
hình 5a). Do đó, cấp chính xác của dòng điện sơ cấp được lựa chọn không phải là
thông số quan trọng nhất. BI phải có khả năng duy trì sai số tối thiểu của dòng điện
và góc khi vận hành đến tải nhị thứ định mức.

Hình 5a: Đặc tuyến vôn – ampe biến
dòng đo lường

Hình 5b: Đặc tuyến vôn – ampe biến
dòng bảo vệ.

Biến dòng bảo vệ: Khác với biến dòng đo lường, biến dòng bảo vệ bị bão hoà
chậm hơn. Nó được dùng cho các rơle bảo vệ làm việc trong điều kiện bất thường
của hệ thống. Vì thế khi có sự cố, dòng điện đi vào rơle có thế lơn hơn nhiều lần so
với dòng định mức phía nhị thứ BI (xem hình 5b). Với rơle bảo vệ, điểm bão hòa là
hệ số quan trọng khi xác định thông số của BI. Nó phải đủ lớn để đảm bảo dòng
điện nhị thứ phản ánh chính xác giá trị dòng điện nhất thứ với độ chính xác đáp ứng
ngay cả trong trường hợp dòng điện sự cố của hệ thống lớn, đây là cách duy nhất để
rơle phản ứng đúng. Mặc dù các thông số định mức được đánh giá đúng, nhưng
trong thực tế không dễ để đánh giá liệu BI có làm việc phù hợp với cấp được công
bố trên nhãn máy ví dụ 5P20.
Để lấy đường cong từ hoá của biến dòng, xét biến dòng ba pha như hình vẽ
6. Hợp bộ thí nghiệm nhất thứ Omicron CPC 100 nối vào pha A cuộn thứ cấp của


PL2-11

biến dòng. Dòng từ hoá được đo bằng ampe kế A và điện áp thứ cấp đo bằng vôn kế

V. Điện áp đưa vào tăng từ từ (từng nấc lệch nhau 20V) làm dòng điện từ hoá tăng
lên, cho đến khi dòng điện từ hoá tăng lên rất nhanh mặc dù điện áp chỉ tăng lên
một lượng nhỏ. Đây chính là điểm uốn khúc điện áp hay dòng bão hòa của biến
dòng. Thực hiện tương tự với hai pha B, C còn lại cho kết quả kiểm tra trên bảng
1.1. Ta thấy dòng điện tăng từ 0,05 đến 0,1 trong khi đó điện áp tăng từ 100V đến
120V.
Bảng 1.1: Giá trị thử đặc tính
Vôn – Ampe biến dòng
Dòng điện
Điện áp
Pha A
Pha B
Pha C
0
0
0
0
20
0,01
0,01
0,11
40
0,016
0,016
0,017
60
0,023
0,024
0,025
80

0,031
0,031
0,032
90
0,037
0,037
0,039
100
0,046
0,047
0,049
110
0,065
0,066
0,069
120
0,105
0,107
0,111

Hình 6: Đường cong từ hoá của biến dòng

Kiểm tra thô kết quả kiểm tra pha A:
100V
Ie = 0,046
100 + 10% = 110V
Ie = 0,065
Độ lệch dòng từ hoá:

0,065  0,046

 0,41
0,046

Như vậy dòng từ hoá tăng

41%

110V
Ie = 0,065
110 + 10% = 121 V; tại 120 V Ie = 0,105
Độ lệch dòng từ hoá:

0,105  0,065
 0,62
0,065

Như vậy dòng từ hoá tăng

62%

Vậy điểm uốn của điện áp nằm giữa 100 V và 110V. Sau đó tiến hành kiểm tra
tinh, ta sẽ có giá trị điểm uốn của điện áp là 104 V và dòng từ hoá tăng bằng 0,5.
Nhận xét: Thí nghiệm BI theo cách truyền thống làm việc với các điện áp cao


PL2-12

-

Khi thí nghiệm mạch từ của BI, đường cong từ hóa được xác định để đánh

giá sự hoạt động của BI. Theo cách truyền thống, điện áp từ hóa với tần số
định mức được đưa vào phía thứ cấp trong khi phía sớ cấp BI để hở. Khi điện
áp tăng, mật độ từ thông B tăng và cuối cùng sẽ đạt đến điểm bão hòa của
mạch từ. Các điện áp thí nghiệm cao (> 600V) thường được sử dụng đến.
Các điện áp này cao nhiều hơn so với giới hạn điện áp giới hạn đảm bảo an
toàn, làm cho thí nghiệm này trở nên nguy hiểm cho các kỹ sư thí nghiệm.

Hình 7: Dạng sóng điện áp thí nghiệm BI theo cách truyền thống

-

Thí nghiệm BI theo cách truyền thống là một quy trình tốn nhiều thời gian,
thường đòi hỏi chuyển BI đến phòng thí nghiệm hoặc xưởng vì quy trình đòi
hỏi nhiều thiết bị thí nghiệm bao gồm cả tải ngoài.

1.4 Cấp chính xác
R2: điện trở cuộn nhị thứ.
RB: điện trở phụ tải.
XM: điện kháng từ hoá.
δ: độ lệch pha.
ε: độ lệch tỷ số biến.

Hình 8: Sơ đồ thay thế BI

Hình 8 trình bày sơ đồ thay thế BI, cho thấy các BI luôn tồn tại sai số do BI
phải tiêu tốn năng lượng từ hóa, do tổng trở thứ cấp Z2 quá cao hoặc do công suất
biểu kiến của BI lớn (thường thì S < 30VA). Sai số BI được tính bằng trị số hiệu dụng
giữa dòng thứ cấp lý tưởng và dòng thứ cấp thực tế. Việc đánh giá chất lượng BI

PL2-13

bằng cách so sánh những đặc tính từ hoá đã thí nghiệm được với những đặc tính từ
hoá mẫu của kiểu BI đó do nhà sản xuất cung cấp đồng thời cũng so sánh với đặc
tuyến của các BI cùng kiểu nhằm xác định đặc tuyến sai số của BI ứng với cấp chính
xác phải nằm trong vùng cho phép. Nếu một phần hoặc toàn bộ đặc tuyến nằm ngoài
giới hạn cho phép thì tiến hành hiệu chỉnh bằng cách thay đổi số vòng dây hoặc áp
dụng biện pháp bù sai số (được làm tại nhà sản xuất).
Tuy nhiên Để đơn giản hoá việc sử dụng các biến dòng trong các ứng dụng
khác nhau, người ta phân loại chúng theo cấp chính xác. Tuỳ theo tiêu chuẩn của
mỗi nước, cấp chính xác biến dòng có những đặc thù riêng. Theo tiêu chuẩn BS
3938 (Anh) cho trên bảng 1, sai số tỷ số biến và sai số góc là hai chỉ tiêu kỹ thuật
quan trọng.

Loại
BI

Cấp
chính
xác

10 - 20

0,25

10

20 – 100

0,2

8

100 - 120

0,1

5

10 - 20

0,5

20

20 – 100

0,35

15

100 - 120

0,2

10

10 - 20

1,0

60

20 – 100

0,75

45

100 - 120

0,5

30

10 - 20

2,0

20 – 100

1,5

100 - 120

1,0

5P

100

1

60

5

10P

100

3

-

10

0,1

0,2
BI đo
lường
0,5

1,0

BI bảo
vệ

Bảng 1: Sai số BI với các cấp chính xác khác nhau

Sai số tới hạn
Dòng sơ
cấp % so
Theo góc tại dòng
Dòng
Toàn phần
với định
danh định
[%]
[%]
mức
[phút = 1/60 độ]

Tải thứ cấp
% so với
danh định

25-100

120
90
90
60
100


PL2-14

Ví dụ 1.2: Giải thích ý nghĩa ký hiệu trên biến dòng ngăn lộ 472 gồm 2 cuộn dây ở
hình 1.11. Thông số 5P20 của cuộn 1 có nghĩa là khi bơm dòng có giá trị bằng (1 ÷

20) lần dòng định mức BI (1A) thì sai số BI nhỏ hơn 5%.
Cuộn 1
(Bảo
vệ)

Cuộn 2
(Đo
lường)

600/1

300/1

10 VA

15 VA

Cấp chính xác

5P

0.5

Bội số sai số tới hạn

20

1,0

Cuộn dây BI

Tỷ số biến BI
Công suất tải danh
định

Hình 9: Cuộn dòng BI ngăn lộ 472

1.5 Thí nghiệm biến dòng điện sử dụng BI Analyzer
Thiết

bị

BI

Analyzer

của

Omicrron có trọng lượng rất nhẹ (chỉ
khoảng 8kg), thuận tiện khi vận chuyển
và sử dụng, giúp cho việc thí nghiệm
trở nên đơn giản và tin cậy khi phân tích
sự làm việc của lõi từ BI dưới các điều

Hình 10: Hợp bộ thí nghiệm BI Analyzer

kiện vận hành khác nhau, đồng thời tiết
kiệm thời gian thực hiện thí nghiệm.
Chức năng của hợp bộ gồm:
-

Thử nghiệm sáu đầu ra tỷ số biến
cùng lần.

-

Điện áp lớn nhất được BI
Analyzer sử dụng không vượt quá

Hình 11: Đường cong đặc tính B –H
được xác định khi tăng mật độ từ thông
bằng cách giảm tần số của điện áp thí
nghiệm

120V. Nếu BI không bị bão hòa khi sử dụng điện áp này, BI Analyzer sẽ giảm
tần số của điện áp phát để tăng mật độ từ thông trong khi duy trì điện áp này.
Do đó, điểm gãy của đặc tính bão hòa có thể đạt tương ứng với điện áp từ
hóa đến 30kV theo lý thuyết mà điện áp thử không vượt quá 120V.


PL2-15

-

Khi hoàn thành các thí nghiệm, lõi thép được tự động khử từ để loại bỏ từ
dư.

Hình 12: Dạng sóng điện áp thí nghiệm bằng BI Analyzer

-

Sử dụng BI Analyzer làm tăng độ an toàn cho BI với sai những sai sót của
người thí nghiệm như là tăng điện áp từ hóa quá nhanh, loại trừ nguy cơ phá
hủy lõi từ và ngắn mạch cuộn dây do cách điện bị chọc thủng.

-

BI Analyzer có thể đo được các thông số như: tổn thất do dòng xoáy, tỷ số
biến và điện trở cuộn dây, cấp chính xác, điểm gãy, hệ số công suất. Do đó
nó có thể đưa ra chính xác kiểu của BI. Các thông số của BI có thể được tính
toán hoặc đánh giá theo các tiêu chuẩn quốc tế như IEC 60044-1, IEC
60044-6 hoặc IEC C57.13.

Hình 13: Kết quả thử BI bằng Quick Test

-

BI Analyzer cho phép thí nghiệm tại hiện trường mà không cần tải bên
ngoài. Sai số dòng điện và góc được xác định cho tất cả các điểm thí nghiệm
yêu cầu và thời gian đòi hỏi cho tất cả các hạng mục thường nhỏ hơn 1 phút.
Các phòng thí nghiệm đo lường độc lập đã xác nhận BI Analyzer có khả
năng thí nghiệm BI có cấp chính xác đến 0,1 tương ứng với cấp chính xác
cao nhất được định ngĩa trong các tiêu chuẩn IEC và IEEE.

1.6 Các kiểu biến dòng và cách đấu nối
a. Các kiểu biến dòng: Theo tiêu chuẩn IEC 185 ta có các BI được thiết kế như hình
14.


PL2-16

Hình 14: BI có một cuộn nhị thứ ( a ) ; hai cuộn nhị thứ ( b ); một cuộn dòng nhị thứ có
nhiều đầu ra ( c ) ; hai cuộn nhất thứ, một cuộn nhị thứ (d)
b. Cách nối đất phía nhị thứ biến dòng:

(a)

(b)

(c)

Hình 15: (a)BI dùng ở thanh cái ; (b)BI dùng ở cáp; (c)BI dùng ở MBA

Để tránh các nguy hại đến biến dòng ta cần phải đấu đầu S1 hoặc S2 với đất
(xem hình 15). Đối với cuộn bảo vệ rơle ta đấu nối đất gần với đối tượng bảo vệ
nhất, còn cuộn đo lường thì nối đất phía phụ tải. Khi cả hai cuộn đo lường và bảo vệ
đều sử dụng chung cuộn dây thì rơle bảo vệ sẽ xác định điểm nối đất. Trong trường
hợp các đầu nhánh trên cuộn thứ cấp không sử dụng thì phải để hở; hoặc hai biến
dòng cùng phối hợp đấu nối với nhau thì chúng chỉ có một điểm nối đất duy nhất.
Còn các cuộn dây không được sử dụng, chúng phải được nối tắt và nối đất. Chú ý
khi để hở mạch thứ cấp BI sẽ gây nguy hiểm cho người và thiết bị do điện áp tăng
cao.


PL2-17

2 BIẾN ĐIỆN ÁP
Trong hệ thống điện hiện nay sử dụng phổ biến 2 loại: BU cảm ứng điện từ
(cấp điện áp ≤ 35kV); BU tụ điện phân áp (cấp điện áp ≥ 110kV) có tần số cộng
hưởng sắt từ nhỏ, mức độ phóng điện cục bộ thấp và độ tin cậy cao. Ví dụ tại TBA
110kV Văn Hoá, chúng ta có BU 1798 (Serial No: 131600201) của hãng Nirou

Trans (IRAN) với thông số kỹ thuật dưới đây. Tương tự như BI, các hạng mục thí
nghiệm được thực hiện theo quy định của EVN được tiến hành theo các bước sau:
-

Kiểm tra bên ngoài.

-

Đo điện trở cách điện cuộn sơ cấp với đất.

-

Đo tgδ điện môi và điện dung tụ phân áp.

-

Đo điện trở 1 chiều cuộn thứ cấp.

-

Kiểm tra cực tính.

-

Đo tỷ số biến.

-

Kiểm tra đo lường.

-

Thí nghiệm dầu cách điện.


PL2-18

Trong khuân khổ luận án, tác giả trình bày các bước kiểm tra 5, 6, 7 cụ thể
dưới đây.
2.1 Cực tính BU
Cực tính BU có thể kiểm tra như phương pháp dùng để kiểm tra cực tính BI.
Chú ý là nguồn pin được nối vào cuộn dây sơ cấp, còn đồng hồ ampe kế kiểm tra cực
tính thì nối vào cuộn dây thứ cấp. Nếu BU kiểu tụ thì cực tính của biến áp ở tầng cuối
tụ được kiểm tra…
Biến điện áp nối Sao – Sao

Un 110
3

3

V

110
3

Biến điện áp nối Sao – Tam giác hở

Un 110

V

3

3

V

110
V
3

Hình 16: Các kiểu BU

2.2 Tỷ số biến BU
Bước kiểm tra này có thể được thực hiện khi mạch điện phía sơ cấp được cấp
điện, điện áp thứ cấp BU được so sánh với điện áp thứ cấp BU đã được nối vào
cùng thanh cái.
Điện áp định mức có thể là 100 V, 110 V hoặc 120V tuỳ thuộc vào tiêu
chuẩn của quốc gia đó (hình 16).


PL2-19

2.3 Thứ tự pha
Đấu nối cẩn thận mạch nhị thứ cho BU ba pha hoặc 3 BU đơn pha cần kiểm
tra đồng bộ pha. Cấp nguồn cho phía sơ cấp, điện áp thứ cấp giữa các pha với đất
phải được đó độ lệch cho đúng. Thứ tự pha được kiểm tra bằng đồ hồ đo thứ tự pha
nối vào ba pha của BU như hình vẽ 17.
Với điều kiện BU nối vào cùng hệ thống nhất thứ, và nối đất phía thứ cấp, tất cả

mọi thứ hiện tại cần thiết xác định đúng thứ tự pha bằng cách kiểm tra điện áp giữa, cả
đầu ra pha A thứ cấp. Nó có lệch một ít hoặc bằng không nếu thứ tự pha là đúng. Thứ
tự pha đúng có thể chứng minh khi kiểm tra mang tải trên bất kỳ rơle góc pha nào.
Dòng tải trong thứ cấp BI được biết sẽ so sánh với điện áp thứ cấp pha - đất BU.
Góc pha giữa chúng được đo
lường, và có quan hệ với hệ số công suất
của phụ tải hệ thống. Có cách khác để
xác định thứ tự pha, ta nhận thấy các pha
lệch đều nhau một góc 1200 của pha A so
với pha C hoặc B như hình vẽ. Điều này
chứng tỏ rằng việc kiểm tra bằng cách
loại bỏ các cầu chì từ những pha B và C
và việc đo điện áp pha - đất trên thứ cấp
của BU. Nếu các pha là đúng, chỉ pha A
là đủ điện áp, còn các pha B và C có một
lượng điện áp dư nhỏ. Nếu BU ba pha có

Hình 17: Kiểm tra đồng bộ pha

cuộn tam giác hở, thì điện áp đi qua hai đầu dây cuộn ta giác VN và VL như trên
hình vẽ 16. Với điện áp cung cấp là ba pha cân bằng cho phía nhất thứ TU, cuộn
tam giác có giá trị dưới 5V.


PL2-20

2.4 Cấp chính xác
Sai số của BU phụ thuộc vào cách nối dây từ nó đến tải (rơle, đồng hồ…). Vì
thế độ dài của các dây dẫn này phải ngắn đủ để không làm ảnh hưởng đến cấp chính
xác của BU. Xác định sai số theo tiêu chuẩn BS 3941 ( Anh ) như bảng 2.

Cấp chính xác 0,1 và 0,2 được dùng trong các phép đo chính xác để chỉnh
định, thử nghiệm các thiết bị tự động, cũng như để kiểm tra các thiết bị đo lường
cấp thấp hơn. Cấp 0,5 và 1 để nối với các thiết bị đo lường trên tủ bảng, các công tơ
đo đếm điện năng có cấp chính xác tương đương. Các cấp 3P và 6P được dùng cho
các thiết bị bảo vệ rơle, nơi yêu cầu độ chính xác thấp hơn.
Bảng 2: Sai số BU với các cấp chính xác khác nhau
Loại BU

BU đo lường

BU bảo vệ

Cấp chính xác

Sai số tỷ số biến [%]

Sai số góc[phút]

0,1
0,2
0,5
1,0
3,0
3P
6P

0,1
0,2
0,5
1,0

3,0
3,0
6,0

5
10
20
40
120
240

2.5 Cách đấu nối BU

Hình 18a: BU 3 pha nối đất rời

Hình 18b: BU có một cuộn sao và một
cuộn tam giác

Hình 18c: BU cuộn thứ cấp nối đất pha B

Để tránh nguy hiểm, cuộn nhị thứ biến điện áp phải được nối đất tại một điểm.
nếu BU có phía nhất thứ nối phase-to-earth thì phía nhị thứ nối đất tại đầu n. Với
BU có phía nhất thứ đấu vào 2 pha thì đầu nối đất phía nhị thứ có điện áp lệch so
với đầu khác một góc 1200. Các cuộn dây không sử dụng sẽ được nối đất.


PL2-21

PHỤ LỤC 2.4: ẢNH HƯỞNG CỦA HỆ SỐ PHÂN BỐ
DÒNG ĐIỆN SỰ CỐ VÀ DAO ĐỘNG ĐIỆN

1. HỆ SỐ PHÂN BỐ DÒNG ĐIỆN SỰ CỐ

Do có sự khác biệt giữa cấu trúc sơ đồ đường dây có nguồn cung cấp từ nhiều
phía và đường dây hình tia đơn giản có thể ảnh hưởng đến phép đo tổng trở, làm co
hoặc dãn vùng tác động (hiện tượng Underreach hoặc Overreach) và rất nhiều trường
hợp có thể dẫn đến RLBV tác động không chọn lọc. Cho nên việc áp dụng vùng 2 và
3 của bảo vệ khoảng cách và định vị sự cố trên rơle tại mỗi đầu là khá phức tạp.
Từ sơ đồ trên hình 1, ta xét 2 trường hợp khi xảy ra ngắn mạch tại điểm F đối
với rơle sử dụng dữ liệu đo tại một đầu đường dây theo các thông số giả định như
sau:

Hình 1: Thông số sự cố trên đoạn đường dây TB
Trường hợp không có nguồn C (đường dây đơn AB):
Điện áp đo tại rơle đầu A: VA V AT VTF  I AZ AT  I AZTF  I A (Z AT  ZTF )  I AZ AF
Tổng trở đo tại rơle đầu A: Z RL _ A 

VA
 Z AF  1  1  2
IA

Trường hợp có nguồn C (đường dây hình T):
Điện áp đo tại rơle đầu A: V ' A V AT VTF  I A Z AT  ( I A  I C )Z TF
Tổng trở đo tại rơle đầu A: Z RL _ A  Z AF 

I C Z TF (1 1)  (2  1)

 3
IA
1

PL2-22

Như vậy, IC.ZTF/IA là nguyên nhân gây ra sai số của rơle, do dòng IC của
nguồn EC cung cấp đã làm tăng tổng trở đo trên rơle đầu A và dẫn đến hiện tượng
dưới tầm (giá trị cài đặt rơle không bao phủ cùng chiều dài đường dây). Do đó,
trong quá trình cài đặt thông số chỉnh định rơle chúng ta cần chú ý đến hệ số phân
bố dòng điện IC/IA. Tương tự, tổng trở đo tại rơle đầu C:

Z RL _ C  Z CT  ZTF  ZTF

IA
1
 1  1  1  3
IC
1

Nhằm khắc phục nhược điểm trên, chúng ta cần tính toán và cài đặt thông số
chỉnh định vùng làm việc của bảo vệ rơle phải bao phủ toàn bộ đường dây. Vì vậy,
giá trị tổng trở cài đặt có thể lớn hơn nhiều so với trường hợp đường dây hình tia
đơn giản.
Một giải pháp khác được các hãng sản xuất rơle sử dụng là thuật toán định vị
sự cố sử dụng dữ liệu đo dòng, áp của cả 3 đầu đường dây (A, B và C) được trình
bày chi tiết trong mục 3.3. Tại đây truyền thông tín hiệu của 3 rơle ở 3 đầu giữ vai
trò quyết định trong nhiệm vụ nhận dạng và định vị sự cố và điều quan trọng là đối
với trường hợp đường truyền thông tin truyền thông bị hỏng, sẽ ảnh hưởng đến việc
tính toán, đồng thời chức năng định vị sự cố sẽ bị khoá.
2. DAO ĐỘNG ĐIỆN

Các dao động điện (Power Swing - PWS) là chế độ làm việc không bình

thường của hệ thống điện (HTĐ) khi có các kich động (đóng cắt đường dây, phụ tải
..). Khi dao động xuất hiện, thông số dòng điện và điện áp đo lường trên rơle có
biên độ và góc pha biến đổi liên tuc theo chu kỳ dao động (dòng điện tăng, điện áp
giảm) và rơle cảm nhận như có ngắn mach trên đường dây. Vì vậy, các RLBV được
thiết kế không tác động khi có dao động điện xảy ra. Xem hình 2. Để thực hiện điều
này, các rơle trang bị giải thuật cho phép phát hiện dao động công suất và khóa
chức năng bảo vệ bằng cách sử dụng tốc độ biến thiên tổng trở (dZ/dt). Đại lượng
này thường khá nhỏ khi xảy ra dao động và đạt giá trị rất lớn khi có sự cố ngắn
mạch.


PL2-23

Hình 2a: Sơ đồ logic dò dao động công suất của RLBV ABB REL511

Hình 2b: Sơ đồ logic dò dao động công suất của RLBV TOSHIBA GRZ100

Hình 2c: Sơ đồ logic dò dao động công suất của RLBV GE D60
Vùng dò
dao động
Vùng bảo vệ
Tổng trở
đường dây
Dao động ổn định

Dao động không
ổn định

Hình 2d: Quỹ đạo tổng trở khi xảy ra dao động điện
Hình 2d trình bày hai kịch bản có thể xảy ra khi xuất hiện dao động công suất:

-

Dao động điện ổn định (Stable Power Swing): Điều khiển các thiết bị có khả
năng làm giảm dao động và hệ thống điện trở về trạng thái cân bằng. Tức là
tổng trở đo lường thay đổi từ từ theo quỹ đạo đi vào vùng dò (∆R, ∆X) trong
một vài chu kỳ, sau đó đến các vùng bảo vệ, rồi quay ra cùng một phía. Trong
trường hợp này, cho phép RLBV khóa chức năng bảo vệ khoảng cách.