Phân tích đánh giá ứng dụng rơ le g60 trong bảo vệ máy phát nhà máy thủy điện sông tranh 2

ĐẠI HỌC ĐÀ NẴNG
TRƯỜNG ĐẠI HỌC BÁCH KHOA

TRẦN VĂN ĐÔNG

PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG
RƠ LE G60 TRONG BẢO VỆ MÁY PHÁT NHÀ MÁY
THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Mã số : 8520201

LUẬN VĂN THẠC SĨ KỸ THUẬT

Ngườı hướng dẫn khoa học: GS.TS. LÊ KIM HÙNG

Đà Nẵng - Năm 2019


LỜI CAM ĐOAN
Tôi xin cam đoan đây là công trình nghiên cứu của riêng tôi. Trong luận văn có
sử dụng những dữ liệu của Công ty thủy điện Sông Tranh và tài liệu của hãng Rơ le
GE - Multilin.
Các số liệu, kết quả nghiên cứu trong luận văn là trung thực và chưa từng được
ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác.

Tác giả luận văn

Trần Văn Đông

TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH
PHÂN TÍCH ĐÁNH GIÁ ỨNG DỤNG RƠ LE G60 TRONG
BẢO VỆ MÁY PHÁT NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2
Học viên: Trần Văn Đông
Mã số: 8520201

Khóa: K34

Chuyên ngành: Kỹ thuật điện
Trường Đại học Bách khoa – ĐHĐN

Tóm tắt – Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 gồm 2 tổ máy có công suất 190MW cấp điện qua
2 đường dây 220kV đến Trạm 220kV Sông Tranh và Trạm 220kV Tam Kỳ để nối vào hệ
thống lưới điện quốc gia. Nhà máy sử dụng rơ le G60, T60, L30, D60, L90, B90, F650 của
hãng GE Multilin và các rơ le khác như MRR1, HRACIC,…để bảo vệ máy phát điện nhưng
việc khai thác vận hành, bảo trì còn chưa hiệu quả, chưa làm chủ được thiết bị do chưa có tài
liệu hướng dẫn cụ thể, bên cạnh đó khi sự cố xảy ra việc chỉnh định, cài đặt các thông số bảo
vệ cần phân tích, đánh giá hoạt động của rơ le G60. Với lý do trên, tác giả đã chọn đề tài
nghiên cứu là "Phân tích đánh giá ứng dụng rơ le G60 trong bảo vệ máy phát nhà máy thủy
điện Sông Tranh 2". Tác giả đi sâu tìm hiểu, nghiên cứu, phân tích, đánh giá thiết bị hệ thống
rơ le bảo vệ máy phát tại nhà máy, đặc biệt về cấu hình phần mềm của rơ le, tìm hiểu nguyên
lý, tính toán trị số chỉnh định của các chức năng bảo vệ. Sau đó, phối hợp sử dụng hợp bộ
CMC 256 Plus và xây dựng mô hình mô phỏng Matlab_Sumilink trực quan, giúp ta thử
nghiệm, phân tích đánh giá sự làm việc của chức năng 87G bảo vệ máy phát một cách nhanh
chóng, tiện ích và đem lại kết quả rất chính xác.
Từ khóa: Phân tích rơ le G60; Bảo vệ so lệch máy phát; ứng dụng phần mềm EnerVista UR
Setup, Nhà máy thủy điện Sông tranh 2.
ANALYSIS ASSESSMENT RELAY G60 APPLICATIONS IN PROTECTION
GENERATOR OF SONG TRANH 2 HYDROPOWER PLANT
Abstract: Song Tranh 2 hydropower plant consists of 2 units with a capacity of 190MW

supplying electricity through 2 220kV lines to 220kV Song Tranh Station and 220kV Tam Ky
Station to connect to the national grid. The factory uses G60, T60, L30, D60, L90, B90, F650
relays of GE Multilin and other relays such as MRR1, HRACIC, ... to protect generators but
the operation, maintenance and maintenance ineffective, not yet able to master the equipment
due to the lack of specific guidance documents, besides, when the incident occurs, the setting
of protection parameters needs to be analyzed and evaluated the operation of the relay G60.
For this reason, the author has chosen the research topic "Analysis and evaluation of relay
G60 applications in protecting generator Song Tranh 2 hydropower plant". The author delves
deep into understanding, researching, analyzing, evaluating equipment of transmitter
protection relay system, especially about software configuration of relays, understanding
principles and calculating correction values, designation of protection functions. After that,
coordinating to use CMC 256 Plus and building Matlab_Sumilink visual simulation model,
help us experiment, analyze and evaluate the working of 87G function to protect the device
quickly and conveniently and give very accurate results.
Keywords: Relay G60 Analysis; protection differential of generator, EnerVista UR Setup
software application, Song tranh 2 hydropower plant.


MỤC LỤC
TRANG BÌA
LỜI CAM ĐOAN
TRANG TÓM TẮT TIẾNG VIỆT VÀ TIẾNG ANH
MỤC LỤC
DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CÁC CHỮ VIẾT TẮT
DANH MỤC CÁC BẢNG
DANH MỤC CÁC HÌNH
MỞ ĐẦU .........................................................................................................................1
1. Lý do chọn đề tài .....................................................................................................1
2. Mục đích nghiên cứu ...............................................................................................1
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu ...........................................................................2

4. Mục tiêu và nhiệm vụ của đề tài .............................................................................2
5. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn .........................................................................2
6. Đặt tên đề tài ...........................................................................................................3
7. Bố cục luận văn .......................................................................................................3
CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ MÁY PHÁT ĐIỆN THỦY LỰC VÀ HỆ THỐNG
RƠ LE BẢO VỆ ..............................................................................................................4
1.1. Tổng quan về máy phát điện thủy lực ......................................................................4
1.1.1. Cấu trúc máy phát điện thủy lực .......................................................................4
1.1.2. Đặt tính công suất máy phát ..............................................................................4
1.1.3. Ảnh hưởng góc tải .............................................................................................5
1.1.4. Hệ thống kích từ máy phát điện thủy lực ..........................................................6
1.1.5. Hệ thống điều tốc máy phát điện thủy lực ........................................................8
1.2. Các chế độ làm việc của máy phát điện thủy lực .....................................................9
1.2.1. Chế độ làm việc bình thường ............................................................................9
1.2.2. Chế độ làm việc khi công suất vượt quá định mức .........................................10
1.2.3. Chế độ làm việc khi điện áp đầu cực tăng hoặc giảm so với định mức ..........10
1.2.4. Chế độ làm việc khi tần số bị dao động ..........................................................11
1.2.5. Chế độ làm việc khi hệ số công suất thay đổi .................................................12
1.2.6. Các chế độ làm việc không bình thường .........................................................12
1.2.7. Các chế độ làm việc khi có tình trạng hư hỏng xảy ra ....................................15
1.3. Các chức năng bảo vệ thường trang bị cho máy phát điện thủy lực ......................17
1.4. Khái quát về rơ le kỹ thuật số bảo vệ máy phát điện thủy lực ...............................17
1.4.1. Các chức năng của rơ le ..................................................................................17


1.4.2. Cấu trúc và nguyên lý hoạt động của rơ le......................................................18
1.4.3. Công tác bảo dưỡng và thử nghiệm đối với rơ le kỹ thuật số .........................20
1.5. Kết luận...................................................................................................................25
CHƯƠNG 2. PHÂN TÍCH, ĐÁNH GIÁ HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ TỔ MÁY
NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN SÔNG TRANH 2 ................................................................26

2.1. Giới thiệu về nhà máy thủy điện Sông tranh 2 .......................................................26
2.2. Sơ đồ nối điện chính của nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 ...................................26
2.3. Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA ........................................28
2.4. Sơ đồ đấu nối mạch tín hiệu dòng điện, điện áp, mạch tín hiệu và bảo vệ ............30
2.5. Sơ đồ logic mạch bảo vệ tổ máy.............................................................................33
2.6. Rơ le G60 bảo vệ máy phát điện nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 .......................34
2.6.1. Giới thiệu về rơ le G60 của hãng GE-Mutilin ................................................34
2.6.2. Cài đặt rơ le G60 bằng phần mềm EnerVista UR Setup .................................35
2.7. Các chức năng bảo vệ máy phát điện tại nhà máy thủy điện Sông Tranh 2...........39
2.7.1. Thông số kỹ thuật các thiết bị đối tượng được bảo vệ ....................................39
2.7.2. Bảo vệ so lệch dọc máy phát điện (87G) ........................................................40
2.7.3. Bảo vệ chạm đất stator (95%-59N, 100%-64S) ..............................................46
2.7.4. Bảo vệ quá điện áp (59) ..................................................................................48
2.7.5. Bảo vệ kém điện áp (27) .................................................................................48
2.7.6. Bảo vệ quá kích từ (24) ...................................................................................49
2.7.7. Bảo vệ khoảng cách (21) .................................................................................49
2.7.8. Bảo vệ quá dòng có kiểm tra áp (27/50) .........................................................50
2.7.9. Bảo vệ mất đồng bộ (78) .................................................................................51
2.7.10. Bảo vệ công suất ngược (32).........................................................................52
2.7.11. Bảo vệ mất kích từ (40) .................................................................................52
2.7.12. Bảo vệ dòng điện thứ tự nghịch (46) ............................................................54
2.7.13. Chức năng giám điện áp ................................................................................54
2.7.14. Bảo vệ quá tải máy phát (49) ........................................................................55
2.7.15. Bảo vệ tần số (81) .........................................................................................55
2.7.16. Bảo vệ so lệch ngang (87GW) ......................................................................56
2.7.17. Bảo vệ chạm đất roto (64R) ..........................................................................56
2.7.18. Bảo vệ dòng điện trục (38) ............................................................................56
2.7.19. Bảo vệ quá dòng MBA kích từ (50/51ET) ....................................................57
2.8. Cài đặt, cấu hình logic các chức năng bảo vệ.........................................................58
2.8.1. Cài đặt thông số chung ....................................................................................58

2.8.2. Cài đặt, chỉnh định trị số bảo vệ các chức năng sử dụng ................................58


2.8.3. Thiết lập đầu vào (input), rơ le đầu ra(output), đèn Led chức năng và logic
làm việc của các chức năng bảo vệ ...........................................................................59
2.9. Tình trạng lỗi, khiếm khuyết hệ thống rơ le tại nhà máy .......................................60
2.10. Kết luận.................................................................................................................61
CHƯƠNG 3. THỬ NGHIỆM VÀ MÔ PHỎNG KIỂM TRA, ĐÁNH GIÁ HOẠT
ĐỘNG CÁC CHỨC NĂNG BẢO VỆ CỦA RƠ LE G60 ............................................63
3.1. Thử nghiệm, kiểm tra và đánh giá hoạt động các chức năng bảo vệ .....................63
3.1.1. Nội dung các bước thử nghiệm rơ le ...............................................................63
3.1.2. Kết quả thử nghiệm các chức năng bảo vệ của rơ le G60 ...............................67
3.2. Ứng dụng phần mềm Matlab_Simulink để mô phỏng sự làm việc chức năng bảo
vệ so lệch máy phát (87G) của Rơ le.............................................................................76
3.2.1. Giới thiệu về Matlab_Simulink .......................................................................76
3.2.2. Xây dựng mô hình bảo vệ so lệch máy phát (87G) ........................................77
3.2.3. Mô phỏng hoạt động chức năng 87G bảo vệ máy phát ..................................84
3.3. Kết luận...................................................................................................................92
KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ .......................................................................................93
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO ......................................................................95
PHỤ LỤC
QUYẾT ĐỊNH GIAO ĐỀ TÀI LUẬN VĂN (Bản sao)
BẢN SAO KẾT LUẬN CỦA HỘI ĐỒNG, BẢN SAO NHẬN XÉT CỦA CÁC
PHẢN BIỆN.


DANH MỤC CÁC KÝ HIỆU VÀ CÁC CHỮ VIẾT TẮT
CÁC KÝ HIỆU:
52

: Máy cắt

H1CT-5

: Biến dòng điện – cuộn dây số 5

H1CT-12

: Biến dòng điện – cuộn dây số 12

IKT

: Dòng điện kích thích

MC_901

: Máy cắt đầu cực máy phát

MF_H1

: Máy phát số 1

T1

: Máy biến áp 1

TUH-10

: Biến điện áp phía trung tính

TUH-12

: Biến điện áp phía đầu cực máy phát

CÁC CHỮ VIẾT TẮT:
CT

: Máy biến dòng điện (Current Transfomer)

DCL

: Dao cách ly

DCS

: Hệ thống điều khiển phân tán (Distributed control system)

HTKT

: Hệ thống kích từ

HMI

: Giao diện người – máy (Human-Machine-Interface)

MBA

: Máy biến áp

MC

: Máy cắt

MF

: Máy phát

Pu

: Đơn vị phần trăm (Percent unit)

SCADA

: Hệ thống điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (Supervisory Control
And Data Acquisition)

VT

: Máy biến điện áp (Voltage Transfomer)


DANH MỤC CÁC BẢNG
Bảng 2.1: Các chức năng rơ le bảo vệ hệ thống I ..........................................................29
Bảng 2.2: Thông số kỹ thuật MF-MBA nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 ...................39
Bảng 2.3: Thống kê các lỗi, khiếm khuyết hệ thống rơ le bảo vệ .................................60


DANH MỤC CÁC HÌNH
Hình 1.1: Các thành phần chính máy phát điện thủy lực ................................................4
Hình 1.2: Đường cong công suất MF ..............................................................................5

Hình 1.3: Sơ đồ véc tơ điện kháng đồng bộ ....................................................................5
Hình 1.4: Đặc tuyến ngắn mạch xoay chiều duy trì ......................................................16
Hình 1.5: Sơ đồ nguyên lý mạch kích thích MF ...........................................................16
Hình 1.6: Các chức năng bảo vệ trong rơ le G60 ..........................................................18
Hình 1.7: Cấu trúc phần cứng của rơ le G60 .................................................................19
Hình 1.8: Sơ đồ hoạt động của module CPU ................................................................19
Hình 1.9: Kết nối truyền thông của rơ le .......................................................................20
Hình 2.1: Sơ đồ nối điện chính nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 ................................27
Hình 2.2: Sơ đồ phương thức đo lường và bảo vệ khối MF-MBA ...............................28
Hình 2.3: Mạch tín hiệu đầu vào (INPUT) rơ le G60 hệ thống I ..................................31
Hình 2.4: Mạch tác động các rơ le bảo vệ hệ thống I ....................................................32
Hình 2.5: Mạch tín hiệu các rơ le bảo vệ hệ thống I .....................................................33
Hình 2.6: Sơ đồ logic mạch bảo vệ máy phát hệ thống I ..............................................33
Hình 2.7: Giao diện giao tiếp chính phần mềm EnerVista UR Setup ...........................36
Hình 2.8: Giao diện cài đặt offline ................................................................................36
Hình 2.9: Giao diện cài đặt online .................................................................................37
Hình 2.10: Giao diện Cài đặt System Setup ..................................................................38
Hình 2.11: Giao diện cài đặt chức năng bảo vệ khoảng cách .......................................38
Hình 2.12: Đặc tính bảo vệ so lệch MF rơ le G60 ........................................................41
Hình 2.13: Thuật toán phát hiện CT bão hòa ................................................................42
Hình 2.14 : Logic làm việc của chức năng ....................................................................43
so lệch ............................................................................................................................43
Hình 2.15 : Đặc tuyến của 87G truy xuất từ rơ le G60 .................................................45
Hình 2.16: Đặc tuyến của 87G xây dựng bằng Excel ...................................................45
Hình 2.17 : Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất stator 95% ............................................46
Hình 2.18: Sơ đồ nguyên lý bảo vệ chạm đất stator 100% ...........................................47
Hình 2.19: Cấu hình CT đầu vào bảo vệ so lệch ...........................................................58
Hình 2.20: Cấu hình trị số chỉnh định bảo vệ so lệch ...................................................58
Hình 2.21: Giao diện thiết lập logic rơ le G60 ..............................................................59
Hình 3.1: Sơ đồ kết nối thử nghiệm rơ le bảo vệ ..........................................................63

Hình 3.2: Khai báo tham số thử nghiệm phần mềm hợp bộ CMC ................................64
Hình 3.3: Cài đặt đầu ra dòng điện/điện áp ...................................................................65


Hình 3.4: Cài đặt đầu vào nhị phân để lấy tín hiệu dừng máy ......................................65
Hình 3.5: Giao diện thử nghiệm của hợp bộ CMC .......................................................66
Hình 3.6: Khối MF_H1 .................................................................................................77
Hình 3.7: Khối Three-Phase Transformer .....................................................................78
Hình 3.8: Sơ đồ khối bảo vệ 87G ..................................................................................79
Hình 3.9a: Khối nguyên lý đo lường bảo vệ 87G .........................................................79
Hình 3.9b: Khối nguyên lý đo lường bảo vệ 87G .........................................................80
Hình 3.10: Khối nguyên lý tính toán I_diff a, I_rest a đo lường bảo vệ 87G ...............80
Hình 3.11: Mô hình khối xử lý Logic bảo vệ 87G ........................................................81
Hình 3.12: Khối xử lý Logic các pha A, B, C bảo vệ 87G ...........................................81
Hình 3.13: Khối Logic chức năng bảo vệ 87G_ pha A .................................................82
Hình 3.14: Mô hình mô phỏng hoạt động chức năng 87G ............................................83
Hình 3.15: Quá trình xây dựng đặc tính và xác định vị trí làm việc của bảo vệ 87G ...84
Hình 3.16: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ vận hành bình tường ...........................85
Hình 3.17: Mô phỏng sự cố bên trong vùng bảo vệ MF ...............................................86
Hình 3.18: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 3 pha ..........................................86
Hình 3.19: Đặc tính sự cố 3 pha trong vùng bảo vệ ......................................................86
Hình 3.20: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 2 pha A, B .................................87
Hình 3.21: Đặc tính sự cố 2 pha A, B trong vùng bảo vệ .............................................87
Hình 3.22: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 2 pha B, C .................................88
Hình 3.23: Đặc tính sự cố 2 pha B, C trong vùng bảo vệ ..............................................88
Hình 3.24: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 2 pha A,C ..................................89
Hình 3.25: Đặc tính sự cố 2 pha A,C trong vùng bảo vệ ..............................................89
Hình 3.26: Dòng điện và tín hiệu trip ở chế độ sự cố 1 pha A-Ground ........................90
Hình 3.27: Đặc tính sự cố 1 pha A trong vùng bảo vệ ..................................................90
Hình 3.28: Mô phỏng sự cố ngoài vùng bảo vệ MF ......................................................91

Hình 3.29: Dòng điện và tín hiệu trip sự cố 3 pha ngoài vùng bảo vệ ..........................91
Hình 3.30: Đặc tính sự cố 3 pha ngoài vùng bảo vệ .....................................................92


1
MỞ ĐẦU
1. Lý do chọn đề tài
Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 gồm 2 tổ máy có công suất 190MW cung cấp
điện cho hệ thống lưới điện quốc gia qua 2 đường dây 220kV đến trạm 220kV Sông
Tranh và Trạm 220kV Tam Kỳ để nối vào hệ thống lưới điện 500kV quốc gia.
Nhà máy có vị trí quan trọng trong việc cung cấp nguồn điện cho hệ thống điện
khu vực miền Trung cũng như việc cung cấp điện cho hệ thống lưới điện quốc gia nói
chung, đặc biệt trong giai đoạn hiện nay yêu cầu và mức độ phát triển phụ tải ngày
càng cao. Do vậy yêu cầu đối với nhà máy phải vận hành an toàn, liên tục và tin cậy để
đảm bảo cung cấp nguồn điện cho các phụ tải.
Máy phát là phần tử quan trọng của nhà máy, khi sự cố xảy ra sẽ ảnh hưởng đến
việc cung cấp điện cho các phụ tải đặc biệt quan trọng, vì vậy hệ thống rơ le bảo vệ
được trang bị để đảm bảo an toàn trong quá trình vận hành tổ máy.
Hiện nay, nhà máy thủy điện Sông tranh 2 ứng dụng các loại rơ le của hãng GE
Multilin (G60, T60, L30, D60, L90, B90, F650) và rơ le của Đức sản xuất (MRR1,
HRACIC) để bảo vệ cho máy phát điện, máy biến áp, đường dây và thanh cái. Tuy
nhiên, việc khai thác vận hành và bảo trì còn chưa hiệu quả, đặc biệt chưa làm chủ
được thiết bị do chưa có tài liệu hướng dẫn cụ thể. Bên cạnh đó khi sự cố xảy ra, việc
chỉnh định các thông số bảo vệ cần phân tích, mô phỏng các sự cố và đánh giá hoạt
động của rơ le ảnh hưởng đến công suất các tổ máy.
Vì vậy vấn đề tìm hiểu, nghiên cứu nhằm trang bị kiến thức lý thuyết và ứng
dụng các thiết bị rơ le kỹ thuật số là rất cần thiết. Nó sẽ giúp chúng ta làm chủ được
các thiết bị công nghệ, mang lại hiệu quả ứng dụng cao. Đặc biệt, nâng cao hiệu quả
trong công tác vận hành, bảo trì và kiểm tra xử lý sự cố hệ thống rơ le bảo vệ. Từ việc
phân tích, đánh giá ứng dụng của rơ le sẽ đưa ra các đề xuất giải pháp nếu chưa hợp lý.

Đây là cũng lý do tác giả lựa chọn đề tài nghiên cứu.
2. Mục đích nghiên cứu
- Nghiên cứu, tính toán giá trị chỉnh định, sơ đồ logic và mô phỏng đặc tính hoạt
động của rơ le bảo vệ so lệch (87G) MF nhằm mục đích nắm rõ chức năng hoạt động
của rơ le.
- Thực hiện tính toán một số trường hợp sự cố, mô phỏng sự làm việc của rơ le
bảo vệ so lệch và đánh giá khả năng đáp ứng yêu cầu trong bảo vệ máy phát điện tại
nhà máy thủy điện Sông Tranh 2.


2
3. Đối tượng và phạm vi nghiên cứu
3.1. Đối tượng nghiên cứu
Các vấn đề về bảo vệ máy phát điện thủy lực và rơ le kỹ thuật số bảo vệ so lệch
MF nhà máy thủy điện Sông Tranh 2.
3.2. Phạm vi nghiên cứu
Nghiên cứu việc tính toán giá trị chỉnh định và logic tác động cho rơ le kỹ thuật
số bảo vệ so lệch cho máy phát điện thủy lực Nhà máy thủy điện Sông Tranh 2.
Thử nghiệm và sử dụng Matlab_Simulink để mô phỏng đặc tính, chức năng bảo
vệ so lệch của rơ le G60 trong trường hợp sự cố trong và ngoài vùng bảo vệ để phân
tích đánh giá khả năng đáp ứng yêu cầu bảo vệ cho MF.
4. Mục tiêu và nhiệm vụ của đề tài
Tính toán giá trị cài đặt, chỉnh định và cấu hình các chức năng bảo vệ rơ le G60
bảo vệ MF nhà máy thủy điện Sông Tranh 2.
Phân tích, đánh giá hoạt động khả năng đáp ứng yêu cầu bảo vệ của rơ le G60
cho MF nhà máy thủy điện Sông Tranh 2.
Nhiệm vụ chính:
- Hệ thống hóa các nội dung liên quan về máy phát, hệ thống rơ le bảo vệ.
- Tính toán trị số cài đặt, chỉnh định các chức năng bảo vệ MF.
- Nghiên cứu cấu hình, đặc tính và logic bảo vệ của rơ le G60.

- Thử nghiệm các chức năng bảo vệ bằng hợp bộ thử nghiệm CMC256 Plus.
- Phối hợp kết quả thử nghiệm và sử dụng Matlab_Simulink mô phỏng chức năng
bảo vệ so lệch (87G) để phân tích, đánh giá hoạt động của rơ le G60 và đề xuất giải
pháp xử lý các hạn chế của hệ thống rơ le bảo vệ MF.
5. Ý nghĩa khoa học và tính thực tiễn
Đây là đề tài nghiên cứu ứng dụng, việc nghiên cứu rơ le G60 bảo vệ so lệch MF
giúp ta nắm bắt được sâu về lý thuyết và thực nghiệm ứng dụng của các rơ le kỹ thuật
số hiện đại của GE – Multilin, từ đó làm chủ được các thiết bị kỹ thuật số.
Là tài liệu bổ sung để các nhân viên bảo dưỡng, vận hành tìm hiểu sâu hơn và
làm chủ được thiết bị hệ thống giúp theo dõi, bảo trì và vận hành thiết bị an toàn tin
cậy, tránh các sự cố chủ quan gây ảnh hưởng hệ số khả dụng tổ máy và ổn định lưới.


3
Đánh giá được về khả năng làm việc an toàn, tin cậy của hệ thống rơ le bảo vệ
máy phát thủy điện và biết được các nguyên nhân gây ra sự cố nhằm khôi phục chế độ
vận hành bình thường tăng độ ổn định cho hệ thống điện, góp phần đảm bảo nguồn
điện cung cấp điện cho hệ thống lưới điện quốc gia
6. Đặt tên đề tài
Xuất phát từ các lý do như trên, đề tài tác giả được chọn có tên là: "Phân tích
đánh giá ứng dụng rơ le G60 trong bảo vệ máy phát nhà máy thủy điện Sông
Tranh 2".
7. Bố cục luận văn
Nội dung luận văn gồm các phần chính:
MỞ ĐẦU
CHƯƠNG 1: Tổng quan về máy phát điện thủy lực và hệ thống rơ le bảo vệ.
CHƯƠNG 2: Phân tích, đánh giá hệ thống rơ le bảo vệ tổ máy nhà máy thủy điện
Sông Tranh 2.
CHƯƠNG 3: Thử nghiệm và mô phỏng kiểm tra, đánh giá hoạt động các chức
năng bảo vệ của rơ le G60.

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ
DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO
PHỤ LỤC.


4
CHƯƠNG 1
TỔNG QUAN VỀ MÁY PHÁT ĐIỆN THỦY LỰC
VÀ HỆ THỐNG RƠ LE BẢO VỆ
Trước khi đi vào nghiên cứu phân tích, đánh giá ứng dụng rơ le G60 bảo vệ máy
phát điện của hãng GE - Multilin, ta cần tìm hiểu về đối tượng bảo vệ là Máy phát điện
thủy lực; Các chế độ làm việc, tình trạng hư hỏng làm việc không bình thường và trang
bị bảo vệ cho máy phát điện thủy lực. Đồng thời tổng quan về các chức năng bảo vệ
trang bị cho MF và rơ le kỹ thuật số.
1.1. Tổng quan về máy phát điện thủy lực
1.1.1. Cấu trúc máy phát điện thủy lực
Máy phát điện thủy lực là thiết bị biến cơ năng của turbine thủy lực thành điện
năng cung cấp cho hệ thống điện. Các bộ phận chính của máy phát là: Phần quay rotor,
phần tĩnh stator, hệ thống kích từ (Excitation) và hệ thống điều tốc (Prime Mover).
Ngoài ra còn có các bộ phận phụ trợ khác như hệ thống nước kỹ thuật làm mát và chèn
trục, hệ thống báo cháy, hệ thống khí nén, hệ thống điều khiển giám sát,…(Hình 1.1)

Hình 1.1: Các thành phần chính máy phát điện thủy lực
1.1.2. Đặt tính công suất máy phát
Đường cong công suất cho biết giới hạn đã được tính toán của các máy phát điện.
Nếu không đáp ứng được những yêu cầu dưới đây MF không được phép hoạt động.
- Giới hạn nhiệt độ tăng cao của cuộn dây stator và rotor.
- Công suất định mức của MBA kích từ.
- Sự tăng nhiệt độ của đầu cực của stator.
Trên hình 1.2 vùng có đường vạch giới hạn “phạm vi giới hạn trong vùng bóng

tối” là phạm vi mà MF vận hành khi đã thỏa mãn các điều kiện cho phép được chỉ ra


5
trong vùng giới hạn.
- Đường cong 1 là giới hạn nhiệt độ tăng cao của các cuộn dây stator (bán kính là
công suất định mức MVA).
- Đường cong 2 là giới hạn nhiệt độ tăng
cao của cuộn dây kích từ (còn gọi đây là đường
cong giới hạn khả năng kích thích).
- Đường cong 3 là giới hạn giới hạn nhiệt
độ tăng cao của các đầu cực stator (giới hạn kích
thích cực tiểu).
- Đường cong 4 là giới hạn sự ổn định của
trạng thái ổn định theo lý thuyết.
- Đường cong 5 là giới hạn sự ổn định của
trạng thái ổn định theo thực tế.
- Điểm 6 là điểm vận hành định mức có
công suất phát định mức và hệ số cosφ định mức.
- Điểm 7 là điểm có khả năng mang tải
tuyến tính.
Hình 1.2: Đường cong công suất MF
- Đường thẳng 8 là hệ số cosφ ứng với
công suất định mức.
- Đường thẳng a là giới hạn phạm vi công suất hữu công định mức (P).
Trên thực tế có thể điều chỉnh trong một phạm vi cho phép đường cong công suất
bằng cách:
- Điều chỉnh dòng điện kích từ của MF kích từ bằng bộ tự động hạn chế kém kích
thích, quá kích thích, hạn chế dòng điện.
- Trong trường hợp công suất phản kháng dẫn trước thì độ ổn định điện áp của

máy phát điện được khắc phục bởi bộ AVR “Tự động điều chỉnh điện áp”.
- Với MF có công suất lớn thì việc mở rộng giới hạn ổn định động của MF là nhờ
sự trợ giúp của bộ PSS (bộ ổn định hệ thống điện) quá độ.
- Có thể điều chỉnh được công suất tác dụng trong phạm vi công suất phát định
mức của MF như đường thẳng a.
1.1.3. Ảnh hưởng góc tải

Hình 1.3: Sơ đồ véc tơ điện kháng đồng bộ
Trên Hình 1.3 là sơ đồ tương tương và véc tơ điện kháng đồng bộ, trong đó:


6
- Eo là sức điện động cảm ứng định mức trên đầu cực MF; ra là điện trở đồng bộ;
Xa là điện kháng ảo; X1 là điện kháng rò phần ứng; Xs là điện kháng đồng bộ; R là
điện trở của tải; X là điện kháng của tải; Zs là tổng trở đồng bộ; là góc tải hay độ lệch
pha trong giữa điện áp U và Eo.
- E là sức điện động bên trong MF.
Góc tải là góc lệch pha giữa sức điện động không tải Eo và điện áp U trên cực
máy phát khi mang tải. Góc tải tăng giảm theo sự tăng giảm của dòng điện phụ tải và
không phụ thuộc vào cosφ.
Khi phụ tải tăng thì góc tải tăng lên nghĩa là độ sụt áp tăng. Để duy trì góc tải
không đổi thì điều tốc của tua bin MF tăng cường ngay mô men, lực quay cho tua bin.
Đây là giải pháp chính để duy trì ổn định điện áp MF trong quá trình vận hành máy
phát điện.
Thí dụ: Với máy phát điện tua bin nước, khi phụ tải tăng, điều tốc trong tua bin
nước phải kịp thời điều chỉnh tăng lượng nước chảy vào tua bin để tăng cường lực
quay cho cánh tua bin, duy trì góc tải không đổi, giữ ổn định điện áp trên các đầu cực
máy phát điện.
1.1.4. Hệ thống kích từ máy phát điện thủy lực
1.1.4.1. Khái quát

Hệ thống kích từ điều chỉnh điện áp đầu ra và công suất phản kháng MF đồng bộ
bằng cách điều khiển trực tiếp dòng kích từ đầu ra các cầu chỉnh lưu thyristor. Bộ phận
chính của HTKT là 2 kênh điều khiển. Chức năng chính của các kênh điều khiển là
điều chỉnh điện áp đầu ra MF theo một chu trình khép kín.
Hệ thống kích từ được thiết kế đảm bảo các chế độ làm việc của máy phát thuỷ
điện lực như sau: Chạy không tải, chế độ mang tải của MF, chế độ bù đồng bộ và khởi
động đen tổ máy (chế độ nạp điện đường dây).
1.1.4.2. Nguyên lý hoạt động
Hệ thống kích từ điều chỉnh điện áp đầu ra và công suất phản kháng của MF
đồng bộ bằng cách điều khiển trực tiếp dòng điện một chiều đầu ra các cầu chỉnh lưu.
HTKT được thực hiện theo sơ đồ tự kích. Cuộn dây rotor nhận điện từ đầu cực MF
thông qua MBA kích từ và bộ chỉnh lưu thyristor. Chỉnh lưu dòng điện bằng sơ đồ cầu
chỉnh lưu thyristor 3 pha. Bộ chỉnh lưu gồm 02 cầu chỉnh lưu thyristor nối song song
về phía xoay chiều và một chiều. Bộ chỉnh lưu sẽ đảm bảo tất cả các chế độ làm việc
của HTKT khi bị hư hỏng một trong các cầu này. Mỗi cầu chỉnh lưu gồm có 06 nhánh,
mỗi nhánh gồm có một thyristor, một cầu chì để bảo vệ quá dòng và mạch RC bảo vệ
quá áp khi chuyển mạch.


7
Hệ thống kích từ cũng có thể vận hành ở những chế độ khác, chẳng hạn như chế
độ điều khiển cosφ hay điều khiển công suất phản kháng (Q). Ngoài ra, HTKT còn có
thể vận hành ở chế độ điều chỉnh bằng tay (điều chỉnh trực tiếp dòng kích từ) phục vụ
cho công tác bảo dưỡng, thí nghiệm hiệu chỉnh để đưa hệ thống vào vận hành.
Để bảo vệ quá điện áp cho mạch lực phía một chiều khi HTKT bị quá điện áp đột
ngột tới giá trị cài đặt 1800V thì bộ bảo vệ quá điện áp sẽ làm việc, cuộn dây rotor
được phóng điện qua giàn điện trở phi tuyến. Sau khi triệt tiêu quá áp, điện áp giảm
xuống dưới 1100V HTKT trở về làm việc lại bình thường.
1.1.4.3. Nguyên lý kích từ ban đầu
Quá trình kích từ ban đầu được thực hiện khi HTKT đã sẵn sàng làm việc, các hệ

thống phụ trợ MF đã sẵn sàng làm việc, bộ điều chỉnh làm việc tốt, không xuất hiện
các lỗi cảnh báo trên các kênh điều chỉnh và HTKT.
Hệ thống kích từ thông thường sử dụng hai phương pháp kích từ: dùng điện áp
dư MF để kích từ và dùng nguồn bên ngoài phụ trợ (nguồn 220VDC). Kích từ bằng từ
dư có thể được bật và tắt trên giao diện người - máy (HMI). Nếu trong thời gian 10
giây, trị số điện áp phía cuộn dây hạ áp MBA kích từ đạt được (10- 20)V thì quá trình
tự kích bắt đầu xảy ra, lúc này điện áp đầu cực MF sẽ tăng dần đến 10%Un. Nếu sau
thời gian 10 giây, trị số điện áp phía cuộn dây hạ áp MBA kích từ không đạt được 1020V thì nguồn kích từ ban đầu 220VDC tự động được đưa vào và trong khoảng thời
gian 5 giây tiếp theo điện áp đầu cực MF sẽ tăng dần và đạt đến trị số 10%Un, nếu
trong khoảng thời gian 5 giây tiếp theo điện áp đầu cực MF không đạt đến trị số
10%Un thì tín hiệu kích từ ban đầu không thành công sẽ được hiển thị trên giao diện
người - máy (HMI).
Khi điện áp đầu cực MF đạt từ 10% điện áp định mức. Lúc này các cầu chỉnh lưu
làm việc và mạch kích từ ban đầu tự động được tách ra. Quá trình tiếp theo là quá trình
tự kích. Sau một thời gian nhất định, dưới sự giám sát và điều chỉnh của bộ chỉnh lưu,
điện áp đầu cực MF tăng dần lên và đạt đến trị số sẵn sàng hoà đồng bộ.
1.1.4.4. Nguyên lý dập từ
Dập từ bình thường được thực hiện bằng cách chuyển bộ chỉnh lưu sang chế độ
nghịch lưu. Dập từ sự cố được thực hiện bằng cách cắt máy cắt dập từ (FCB), chuyển
bộ chỉnh lưu sang chế độ nghịch lưu, bộ phóng điện (Crowbar) làm việc để triệt tiêu
điện áp dư trên cuộn dây rotor, trên HTKT được lắp đặt 01 bộ điện trở diệt từ. Bộ điện
trở diệt từ này sẽ làm việc khi máy cắt (QE) được cắt ra và toàn bộ điện áp dư trên
cuộn dây rotor sẽ được triệt tiêu trên điện trở diệt từ.


8
1.1.5. Hệ thống điều tốc máy phát điện thủy lực
1.1.5.1. Nguyên lý làm việc
Nguyên lý của hệ thống điều tốc là điều chỉnh lưu lượng nước qua tuabin của tổ
máy nhằm giữ tốc độ quay của tổ máy không đổi khi phụ tải thay đổi.

Ta có, tần số của máy phát điện xoay chiều được xác định theo biểu thức:
f = n.p/60
(1.1)
Trong đó: n là tốc độ quay rotor của máy phát; p là Số đôi cực của máy phát.
Số đôi cực của MF không đổi nên muốn đảm bảo tần số dòng điện không đổi ta
phải duy trì số vòng quay n của rotor MF.
Rotor của MF được nối đồng trục với tuabin, dưới tác dụng lực của năng lượng
dòng nước tác động lên tuabin thuỷ lực sinh ra moment quay làm cho rotor MF quay
theo. Ta có phương trình động lực trên trục tuabin là:
Mt – Mc = J.dω/dt
(1.2)
Trong đó: Mt là mômen động lực có tác dụng làm cho tuabin quay. Đối với nhà
máy thuỷ điện mô men này do dòng nước sinh ra; Mc là mômen cản trên trục tuabin
MF gồm mômen do ma sát, mômen điện từ. Mô men này là do dòng điện chạy trong
phần ứng của MF sinh ra, mô men này thay đổi khi phụ tải MF thay đổi; J là mômen
quán tính của hệ qui đổi về trục tuabin; ω là tốc độ góc của tuabin MF, ta có:
ω = 2Пf = 2П.np/60
(1.3)
Từ phương trình trên ta thấy số vòng quay của tổ máy không đổi khi dω/dt=0,
có nghĩa là lúc này mô men động lực bằng mômen cản hay công suất của tuabin cân
bằng công suất của phụ tải MF. Vì công suất phụ tải của MF thường thay đổi liên tục
nên muốn đảm bảo tần số dòng điện phát ra không đổi ta phải điều chỉnh công suất
tuabin cho phù hợp.
Công suất của tuabin do dòng nước cung cấp được xác định theo công thức:
NTB= 9,81.η.Q.H
(1.4)
Trong đó: η là hiệu suất sử dụng cột nước của tuabin; Q là lưu lượng dòng nước
(m³/s); H là Chiều cao cột nước (m). Từ công thức trên cho ta thấy được có thể thay
đổi η, Q hay chiều cao cột nước H để điều chỉnh công suất của tuabin, nhưng tiện lợi
và kinh tế nhất là điều chỉnh lưu lượng nước qua tuabin.

Lưu lượng nước của một dòng nước qua tiết diện S được xác định:
Q = V.S (m³/s)
(1.5)
Trong đó:

√

: Là vận tốc của dòng chảy qua tiết diện S (m/s); S: Là mặt

cắt ngang của dòng nước (m²).


9
Vì độ cao cột nước H tại thời điểm ta xét gần như không đổi nên vận tốc của
dòng nước chảy qua tuabin là không đổi. Vậy, để điều chỉnh lưu lượng thì ta phải thay
đổi tiết diện dòng chảy khi ra khỏi đường ống.
1.1.5.2. Chức năng hệ thống điều tốc
Hệ thống điều tốc máy phát điện thủy lực bao gồm điều tốc điện, điều tốc cơ,
thiết bị dừng khẩn cấp khi sự cố và thiết bị bảo vệ chống lồng tốc cơ khí. Kết hợp với
hệ thống điều khiển tổ máy đảm bảo thực hiện các chức năng khởi động và dừng tổ
máy tự động hoặc bằng tay bình thường và sự cố; Điều chỉnh tần số, điều chỉnh công
suất ở các chế độ làm việc; Hạn chế công suất lớn nhất, nhỏ nhất của tuabin phù hợp
với cột nước và mực nước hạ lưu; Thực hiện chuyển các chế độ làm việc từ xa và tại
chỗ; Tự động điều khiển tổ máy ổn định ở các chế độ làm việc chạy không tải, mang
tải độc lập và mang tải trên lưới; Bảo vệ tổ máy bằng cách tác động tới cơ cấu sự cố
của hệ thống điều khiển khi bộ điều tốc bị trục trặc và tần số quay tăng lên tới 130%
tốc độ định mức.
1.2. Các chế độ làm việc của máy phát điện thủy lực
1.2.1. Chế độ làm việc bình thường
Là chế độ làm việc ổn định, đáp ứng được yêu cầu công suất của phụ tải, duy trì

được thời gian cung cấp điện liên tục với tần số và điện áp đầu cực của MF đạt trị số
định mức cho phép.
Ở chế độ làm việc bình thường nhiệt độ của MF phải nằm trong giới hạn nhiệt độ
cho phép. Khi vận hành nhiệt độ trong MF tăng lên, nhiệt độ trong giới hạn quy định
được gọi là nhiệt độ cho phép, ở chế độ làm việc bình thường thì nhiệt độ cho phép
trên các bộ phận của MF được quy định trong quy phạm kỹ thuật. Không được phép
vận hành máy phát điện với nhiệt độ lớn hơn nhiệt độ cho phép.
- Khi nhiệt độ của khí làm mát là 450C thì độ tăng nhiệt độ và nhiệt độ lớn nhất
cho phép của các bộ phận trong MF được quy định cho cuộn dây rotor (850C, 1300C),
cuộn dây stator (700C, 1150C) và lõi sắt stator (600C, 1050C).
- Khi nhiệt độ gió làm mát MF tăng giảm hơn 450C bắt buộc phải tăng hoặc giảm
dòng điện qua stator. Trường hợp nếu tăng 10C trong phạm vi từ 450C ÷ 500C thì phải
giảm dòng điện 2% Iđm, từ 500C ÷ 550C thì giảm dòng điện 3% Iđm và nếu giảm

10C trong phạm vi 450C ÷ 250C thì cho phép tăng 0,5% Iđm.
- Khi nhiệt độ gió làm mát giảm thấp dưới 250C không được tăng dòng điện
stator (Is) quá 100% Iđm.
Công suất của máy phát điện bị giới hạn bởi nhiệt độ của các bộ phận trên MF.
Công suất định mức của MF được quy định theo công suất biểu kiến S [kVA] với các


10
điều kiện tiêu chuẩn về điện áp, dòng điện, tần số. Các tổn thất sắt trên lõi thép và tổn
thất đồng trên cuộn dây MF được xác định bởi điện trở và dòng điện chứ không quy
định theo công suất tác dụng.
Điện áp định mức trên cực MF quyết định bởi số cuộn dây nối tiếp của cùng một
pha và cường độ từ thông cắt qua các cuộn dây stator. Như vậy muốn có MF có điện
áp cao hơn cần phải chế tạo số lượng thanh dẫn nhiều hơn, stator có nhiều rãnh hơn,
điều này đồng nghĩa với việc chế tạo mạch từ của stator lớn hơn, cách điện của các bối
dây dẫn điện phải tốt hơn và phải đảm bảo được điều kiện thông gió cho MF. Đây là

nguyên nhân làm cho giá thành chế tạo của MF tăng lên.
Hệ số công suất của máy phát điện thường từ 0,8 đến 0,98. Khi cần tăng cường
khả năng truyền tải công suất lớn nhất thì MF được chế tạo với hệ số công suất là 1,0.
Tốc độ quay định mức phụ thuộc vào tốc độ quay của tuabin. Ngoài ra, còn phụ
thuộc vào số đôi cực của MF. Nếu tốc độ quay là n, số đôi cực là p, tần số của hệ
thống là f = 50Hz thì tốc độ quay đồng bộ là:
n = 60f/p (vòng/phút)
(1.6)
Số đôi cực thay đổi tùy theo cấu tạo của từng loại MF, tốc độ quay của MF phải
đảm bảo đạt được tốc độ đồng bộ của hệ thống điện.
1.2.2. Chế độ làm việc khi công suất vượt quá định mức
Công suất định mức của máy phát điện cho biết khả năng cung cấp điện năng liên
tục trên đầu cực của MF. Trong chế độ làm việc bình thường hệ số công suất cosφđm
nằm trong phạm vi: cos = 0,8÷ 0,95.
Công suất của các máy phát điện bị giới hạn bởi sự tăng nhiệt độ của MF, khi
MF mang tải đến định mức thì nhiệt độ của MF cũng không được vượt quá nhiệt độ
cho phép. Sự tăng nhiệt độ là do trong MF có tổn thất sắt từ và tổn thất do điện trở
trong cuộn dây MF (tổn thất do điện trở còn gọi là tổn thất đồng):
- Tổn thất sắt từ là do có từ thông

khép mạch qua lõi thép của MF, vì lõi thép

của MF có từ trở và có dòng điện xoáy (dòng Fu cô) làm cho nhiệt độ của lõi thép lên.
- Tổn thất do điện trở gây nên là vì trong các cuộn dây của MF đều có điện trở
thuần R(Ω), khi có dòng điện chạy qua cuộn dây thì cuộn dây sẽ bị nóng lên, dòng
điện càng tăng lên thì mức độ phát nóng càng tăng.
Điện áp và dòng điện là hai yếu tố gây nên sự tăng nhiệt độ của MF.
1.2.3. Chế độ làm việc khi điện áp đầu cực tăng hoặc giảm so với định mức
Điện áp định mức là một chỉ tiêu quan trọng đánh giá chất lượng cung cấp điện,
do đó sự sai lệch điện áp cho phép trên đầu cực máy phát điện được quy định sự sai

lệch điện áp cho phép là Ucf = ±5%.


11
Điện áp trên đầu cực MF thường được duy trì định mức (Uđm), tuy nhiên trong
vận hành có nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng điện áp bị dao động khác với điện
áp định mức gây ra những ảnh hưởng không tốt cho MF và phụ tải tiêu thụ điện. Sự
dao động điện áp trên đầu cực MF ảnh hưởng trực tiếp đến tuổi thọ của MF và sự ổn
định của hệ thống.
Khi mang tải điện áp đầu cực giảm U < 95% UđmF dòng điện stator Is sẽ tăng lên
dẫn đến tình trạng cuộn dây và mạch từ của máy phát điện bị phát nóng làm suy giảm
khả năng cách điện dẫn đến phá hỏng cách điện MF.
Khi điện áp đầu cực giảm thấp dưới mức U < 90 % UđmF MF sẽ có nguy cơ mất
ổn định với hệ thống điện. Điện áp giảm sẽ gây ảnh hưởng trực tiếp đến tình trạng làm
việc của phụ tải:
- Động cơ điện sẽ quay yếu không đạt được tốc độ định mức dẫn đến dòng điện
qua cuộn dây tăng lên làm nóng động cơ, gây ra tổn thất điện năng.
- Đèn chiếu sáng không đủ điện áp làm cho hiệu suất chiếu sáng giảm đi, quang
thông (ánh sáng phát ra) giảm có hại cho mắt người, chóng hỏng bóng đèn.
Nếu điện áp tăng cao U > 105% UđmF thì từ thông chính

o

trong lõi thép tăng lên

gây nóng mạch từ làm nguy hại cho cách điện của cuộn dây và làm suy giảm dần khả
năng dẫn từ của lõi thép. Nếu U > 110% UđmF thì cuộn dây MF dễ bị chọc thủng cách
điện, phá hỏng MF.
Khi điện áp dao động vượt quá giới hạn cho phép thì hệ thống tự động điều chỉnh
điện áp AVR, PSS khởi động để duy trì điện áp đầu cực MF.

1.2.4. Chế độ làm việc khi tần số bị dao động
Tần số f(Hz) của máy phát điện là một tham số quyết định việc ổn định cũng như
cho phép MF hòa vào hệ thống điện. Các MF hoạt động không cùng tần số sẽ không
cho phép hòa vào hệ thống điện. Trong chế độ làm việc bình thường tần số f = 50Hz
hoặc dao động trong phạm vi cho phép: fcf = ±0,2Hz hoặc fcf = ± 0,4% fđm.
Như vậy trong chế độ làm việc bình thường tần số của MF được phép dao động
trong phạm vi f = 49,8Hz đến f = 50,2Hz.
Dựa trên biểu thức tính toán tốc độ đồng bộ theo công thức (1.6)
Nếu tần số của MF tăng vượt quá giới hạn cho phép f > 50,2Hz thì rotor của MF
và tuabin chạy vượt tốc làm mòn hỏng các gối trục. Tần số tăng lên dẫn đến sự lệch
pha điện áp của máy phát điện (UF) và điện áp của hệ thống điện (Uht).
góc lệch pha điện áp của máy phát điện và điện áp của hệ thống điện,
pha giới hạn cho phép. Nếu (UF, Uht) >

cf

(UF, Uht) là
cf

là góc lệch

thì MF sẽ rơi vào tình trạng mất ổn định.

Nếu tần số giảm quá giới hạn cho phép f < 49,8Hz thì tốc độ quay giảm, điều


12
kiện làm mát bị giảm làm cho MF bị phát nóng. Do điện áp trên đầu cực MF tỉ lệ với
sức điện động phần ứng mà sức điện động phần ứng lại tỉ lệ với số vòng quay Eư =
Ce. .n, do đó khi tốc độ giảm thì điện áp trên đầu cực MF cũng giảm theo. Để duy trì

điện áp định mức của MF phải:
- Tăng dòng điện kích thích lên lớn hơn định mức Ikt > Iktđm làm cho điện áp trên
đầu cực MF tăng lên. Nhưng việc tăng dòng kích thích có thể làm cho làm cuộn dây
rotor phát nóng bất lợi cho MF.
- Giảm bớt phụ tải để giảm phản ứng phần ứng và giảm mô men điện từ làm cho
điện áp trên đầu cực MF tăng lên nhưng công suất phát ra của MF lại giảm đi.
1.2.5. Chế độ làm việc khi hệ số công suất thay đổi
Trong chế độ làm việc bình thường hệ số cosφ được quy định nằm trong một giới
hạn đảm bảo chỉ tiêu vận hành kinh tế nhất cho máy phát điện. Trong thực tế hệ số
cosφ thường hay dao động ngoài giới hạn định mức, hệ số cosφ được quy định: cosφđm
= 0,8 ÷ 0,95.
- Khi cosφF < cosφđm: Công suất tác dụng (PF = SF.cosφF) phát ra của MF giảm
đi, sinφ tăng lên, công suất phản kháng (QF = SF.sinφF) tăng lên, dòng điện phản kháng
Ipk tăng lên làm cho phản ứng khử từ tăng lên dẫn đến điện áp đầu cực MF giảm đi.
Muốn giữ ổn định điện áp phải tăng dòng điện kích từ lớn hơn dòng kích từ định mức:
Ikt > Iktđm. Nhưng khi dòng điện kích từ tăng lên quá định mức sẽ lại gây ra phát nóng
cho cuộn dây rotor.
- Khi cosφF > cosφđm: cosφF tăng thì sinφF giảm đi, công suất phản kháng (QF =
SF.sinφF) giảm đi, dòng điện phản kháng Ipk giảm đi làm cho phản ứng khử từ giảm
dẫn đến điện áp đầu cực tăng lên. Muốn giữ ổn định điện áp phải giảm dòng điện kích
từ. Khi giảm dòng kích từ thì nhiệt độ của MF giảm đi, công suất tác dụng (PF =
SF.cosφF) phát ra của MF sẽ được phép tăng lên. Nếu như PF > PFđm thì động cơ sơ cấp
của máy phát điện lại rơi vào tình trạng quá tải, bất lợi cho MF. Khi hòa vào lưới điện
quốc gia nếu cosφF > 0,95 thì MF sẽ phát huy tối đa công suất, hiệu suất làm việc µ
của MF có tăng lên nhưng MF sẽ hoạt động mất ổn định.
1.2.6. Các chế độ làm việc không bình thường
Chế độ làm việc không bình thường là chế độ làm việc mất ổn định của máy phát
điện, không đáp ứng được yêu cầu công suất của phụ tải, không duy trì được thời gian
cung cấp điện liên tục với tần số và điện áp đạt định mức cho phép.
Chế độ làm việc không bình thường hay xảy ra trong một khoảng thời gian ngắn.

Nếu tình trạng này có nguy cơ phá hỏng MF thì phải cho ngừng hoạt động MF.
Ngày nay, các máy phát điện được trang bị các thiết bị tự động có khả năng kiểm


13
soát tình trạng hoạt động của MF thông qua các thiết bị đo lường, tín hiệu. Trong đó,
hệ thống điều khiển tự động có khả năng duy trì ổn định điện áp và tần số, hệ thống rơ
le tự động cắt điện khi có sự cố ngắn mạch, chạm đất một pha trong cuộn dây stator
hoặc chạm đất mạch điện kích thích, mất đồng bộ khi giảm dòng điện kích thích hoặc
mất điện cuộn dây kích thích MF.
1.2.6.1. Chế độ quá tải máy phát
Khi công suất phát ra tăng cao hơn so với công suất định mức của MF được gọi
là quá tải: SF > SđmF, PF > PđmF, QF > QđmF.
Khi quá tải dòng điện xoay chiều đi qua cuộn dây stator và dòng điện một chiều
đi qua cuộn dây rotor tăng lên quá trị số định mức làm cho nhiệt độ MF tăng cao sẽ
làm hỏng cách điện của MF.
- Trong các chế độ hoạt động bất thường của MF, quá tải ngắn hạn cho phép theo
dòng stator với bội số dòng điện so với trị số định mức dòng điện stator.
- MF khi cường hành kích thích cho phép tăng gấp đôi dòng kích thích định mức
trong khoảng thời gian 50s. Cường hành kích thích là trạng thái chập tắt các vòng dây
của cuộn dây kích thích rotor để tăng tức thời dòng điện kích thích nhằm chống suy
giảm điện áp đầu cực MF khi dòng điện stator tăng đột biến.
Trong các chế độ bất thường của MF, thời gian quá tải ngắn hạn cho phép được
quy định theo bội số quá tải dòng điện kích thích so với dòng điện định mức.
1.2.6.2. Chế độ làm việc không đối xứng
Chế độ vận hành không đối xứng còn gọi là chế độ lệch tải có dòng điện phụ tải
3 pha không cân bằng nhau, làm xuất hiện thành phần thứ tự nghịch. Dòng điện I2 cảm
ứng trên cuộn dây stator từ thông nghịch
đồng bộ, từ thông

2

2

có vận tốc quay nhanh gấp 2 lần tốc độ

lại cảm ứng trên cuộn dây rotor và trên mạch từ rotor một dòng

điện I’2 có tần số f2 = 100Hz, gấp đôi tần số f1 = 50Hz. Dòng điện I’2 gây ra tổn hao
phụ làm cho thân rotor và cuộn dây rotor bị phát nóng cục bộ. Ngoài ra tác dụng tương
hỗ của dòng điện I’2 và từ thông

2

là sinh ra mô men cản M2 có chiều ngược với

chiều của mô men đồng bộ M1 gây rung động máy phát điện.
Trong vận hành bình thường cũng có lúc xảy ra sự mất đối xứng không phải do
sự cố gây ra, giới hạn “mất đối xứng” cho phép được quy định theo sự chênh lệch của
dòng điện giữa các pha của stator với dòng điện định mức.
Với máy phát điện tuabin nước dòng điện chênh lệch trong một pha không quá
20% so với dòng điện định mức của MF (IđmF) so với dòng điện định mức. Thời gian
cho phép hoạt động ngắn hạn trong các chế độ đối xứng được tính như sau:
I2%2.t ≤ 40s
(1.7)


14
Trong đó: I2% là dòng điện thứ tự nghịch tính theo phần trăm dòng điện stator
(Is), t là thời gian làm việc không đối tính bằng giây.

1.2.6.3. Chế độ làm việc không đồng bộ
Trong hệ thống điện các máy phát điện sẽ hoạt động bình thường ở chế độ đồng
bộ. Trường hợp xảy ra mất đồng bộ là khi điện áp và tần số của MF nào đó bị dao
động không phù hợp với hệ thống. Nguyên nhân mất đồng bộ là do dòng điện kích
thích đột nhiên giảm hoặc bị mất kích thích, do ngắn mạch nội bộ máy phát điện, do sự
cố trong hệ thống tuabin và một vài nguyên nhân khác.
Chế độ không đồng bộ xảy ra ngay cả khi bắt đầu hòa đồng bộ máy phát điện vào
lưới điện. Yêu cầu khi hòa đồng bộ MF là phải có cùng tần số, cùng điện áp, cùng thứ
tự pha. Khi hệ thống tự động hòa đồng bộ hoạt động sai thì máy phát điện không hòa
được với hệ thống, nếu hệ thống rơ le chống hòa sai làm việc không tốt sẽ dẫn đến tình
trạng mất đồng bộ ngay tại thời điểm hòa.
Khi xảy ra mất đồng bộ dòng điện stator của MF đột nhiên tăng rất lớn, điện áp
hệ thống bị dao động, máy phát điện có tiếng rú mạnh, các đồng hồ bị dao động mạnh
ngay lập tức hệ thống rơ le bảo vệ khởi động đi cắt máy phát đó ra khỏi hệ thống. Vì
vậy, MF không được phép hoạt động ở chế độ không đồng bộ.
1.2.6.4. Khi nhiệt độ máy phát tăng quá trị số cho phép
Máy phát điện đang làm việc bình thường, công suất nằm trong định mức nếu
phát hiện thấy nhiệt độ của cuộn dây stator, rotor, mạch từ MF tăng cao và hệ thống
làm mát tăng vượt quá 300C thông qua chỉ báo của nhiệt kế. Điều này cần được lưu ý
các nguyên nhân do công suất tải tăng đột biến, đường thông gió hoạt động kém hiệu
quả, có hư hỏng hệ thống bơm nước tuần hoàn làm mát…cần kiểm tra để tìm nguyên
nhân xử lý, nếu không phát hiện ra và giải quyết được phải cho ngừng hoạt động MF.
1.2.6.5. Máy phát nhận công suất tác dụng (MF hoạt động chế độ động cơ)
Máy phát đang vận hành ở chế độ bình thường đột nhiên chuyển sang chế độ
động cơ, lúc này mô men quay trên trục MF không còn nữa dẫn đến tình trạng công
suất cơ truyền từ hệ thống tua bin sang trục MF bị mất, MF chuyển thành động cơ
điện. Khi đó MF sẽ nhận một công suất P’F từ hệ thống điện dùng để thắng lực ma sát
trên trục MF và kéo tua bin quay. Lúc này đồng hồ đo công suất hữu công chỉ trị số
âm, đồng hồ đo công suất vô công chỉ tăng lên, điện áp và tần số giảm xuống, có tín
hiệu chuông và đèn báo “đóng van trước tuabin” hoặc báo sự cố tuabin. Rotor của MF

quay với vận tốc n = n1, dòng điện kích thích trong rotor tồn tại nên MF sẽ phát ra
công suất vô công Q’F lên lưới điện. Thực tế cho thấy P’F > PF và Q’F > QF.
Gặp trường hợp này, không cần thiết dừng ngay MF mà phải tìm cách phục hồi
lại mở lại van trước tuabin, nhanh chóng đưa nước vào tua bin để máy phát trở lại


15
trạng thái bình thường, sau đó điều chỉnh nâng công suất hữu công của MF lên, điều
chỉnh điện áp và tần số về trị số quy định. Nếu không khôi phục được thì mới tách MF
ra khỏi lưới điện.
1.2.7. Các chế độ làm việc khi có tình trạng hư hỏng xảy ra
1.2.7.1. Khi có chạm đất 1 pha cuộn dây stator
Thông thường máy phát điện đấu Y cuộn dây stator, trung điểm 3 cuộn dây được
nối đất, các MF đều được trang bị rơ le bảo vệ chạm đất. Khi xảy ra chạm đất rơ le bảo
vệ chạm đất sẽ khởi động đi cắt điện MF. Nếu bảo vệ rơ le không tác động phải giảm
tải ngay và tách MF ra khỏi lưới.
1.2.7.2. Khi có chạm đất 1 pha cuộn dây rotor
Máy phát vận hành ổn định được hay không là do điều chỉnh dược dòng điện
kích thích để duy trì điện áp đầu cực MF đạt định mức cho phép. Cuộn dây kích thích
hoặc mạch điện kích thích bị chạm đất sẽ đột biến thay đổi IKT, chính vì vậy không cho
phép chạm đất trong mạch kích thích, phải giảm tải ngay và tách MF ra khỏi lưới
1.2.7.3. Khi có ngắn mạch đầu cực máy phát điện
Ngắn mạch đầu cực là trạng thái nguy hiểm nhất đối với máy phát điện vì xuất
hiện lực điện động tác dụng lên cuộn dây phần ứng làm xô lệch cuộn dây và gây ra quá
nhiệt phá hỏng cách điện MF.
Đặc tuyến ngắn trên Hình 1.4 có thành phần một chiều IDC giảm dần theo hằng số
thời gian Ta. Thành phần dòng điện xoay chiều IAC đạt trị số lớn nhất khi ngắn mạch,
sau đó dòng điện này giảm dần và chuyển sang trạng thái ngắn mạch duy trì có đặc
tuyến hình sin và có biên độ không đổi. Dòng điện một chiều sinh ra trong quá trình
quá độ xảy ra ngắn mạch. Khi ngắn mạch dòng điện phần ứng tăng lên gây ra sự giảm

từ thông của dòng điện khích thích và dẫn đến giảm rất nhanh điện áp của máy phát.
Vì từ thông sinh ra trên cuộn cản có chiều ngược chiều từ thông chính nên đã hạn chế
được sự suy giảm từ thông chính, do đó trong thời gian quá độ từ 9 đến 10 chu kỳ đầu
tiên điện áp vẫn được duy trì.
Thời gian quá độ được tính từ thời điểm có ngắn mạch đến thời điểm có dòng
điện một chiều giảm bằng không. Quá trình quá độ này kéo dài từ 9 đến 10 chu kỳ đầu
tiên, mỗi chu kỳ là 0.02sec. Thời gian siêu quá độ được tính trong 3 chu kỳ đầu tiên,
dòng điện ngắn mạch siêu quá độ tăng đột biến có thể đến 40 lần dòng điện định mức.
Trong khoảng thời gian siêu quá độ lực điện động tăng rất lớn có thể bẻ cong trục, làm
bung các bối dây stator MF. Sau 0,2 sec tương ứng với 9 đến 10 chu kỳ đầu tiên là thời
gian ngắn mạch duy trì, dòng điện ngắn mạch duy trì có thể tăng lên từ 7 đến 10 lần
dòng điện định mức. Trong thời gian ngắn mạch duy trì nhiệt độ của MF tăng lên qúa
giới hạn cho phép gây phá hỏng cách điện.